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\n
\n
\n1\u2002 \u2002Principi\u2002contabili,\u2002stime\u2002contabili\u2002e\u2002giudizi\u2002significativi\u2002
\n\n
\n\n
\n\nCRITERI DI REDAZIONE
\nIl bilancio consolidato \u00e8 redatto, nella prospettiva della continuit\u00e0
\naziendale, secondo gli International Financial Reporting Standards
\n(nel seguito \u201cIFRS\u201d)
\n1
\n emanati dall\u2019International Accounting Stan-
\ndards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea secondo
\nla procedura di cui all\u2019art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del
\nParlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi
\ndell\u2019art. 9 del D.Lgs. 38/05
\n2
\n. Il bilancio consolidato \u00e8 redatto applican-
\ndo il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle ret-
\ntifiche di valore, con l\u2019eccezione delle voci di bilancio che secondo gli
\nIFRS devono essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di
\nvalutazione di seguito descritti. I principi di consolidamento e i criteri
\ndi valutazione di seguito indicati sono stati applicati coerentemente
\na tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato.
\n
\n\nIl bilancio consolidato al 31 dicembre 2024, approvato dal Consiglio
\ndi Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2025,
\n\n\n\n\n\n\n \u00e8 sotto-
\nposto alla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers
\nSpA che, in quanto revisore principale, \u00e8 interamente responsabile
\nper la revisione del bilancio consolidato del Gruppo.
\nI bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la reda-
\nzione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di verifica da
\nparte di societ\u00e0 di revisione; nei limitati casi in cui intervengano altri
\nrevisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assume la responsabilit\u00e0
\ndel lavoro svolto da questi ultimi.
\nI valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto
\nconto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto
\nquando diversamente indicato.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\nSTIME CONTABILI
\nE GIUDIZI SIGNIFICATIVI
\nL\u2019applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la re-
\ndazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali comporta
\nche la Direzione Aziendale effettui stime contabili basate su giudizi
\ncomplessi e/o soggettivi, su esperienze passate e su ipotesi con-
\nsiderate ragionevoli e realistiche tenendo conto delle informazioni
\nconosciute al momento della stima. L\u2019utilizzo di queste stime con-
\ntabili influenza il valore di iscrizione delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 e
\nl\u2019informativa su attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali alla data del bilancio,
\nnonch\u00e9 l\u2019ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di riferimento;
\ni risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell\u2019in-
\ncertezza che caratterizza le ipotesi e le condizioni sulle quali le stime
\nsono basate. Le stime contabili critiche del processo di redazione
\ndel bilancio, che comportano un elevato ricorso a giudizi soggettivi e
\nassunzioni relativi a tematiche per loro natura incerte, sono illustrate
\nnella descrizione della relativa accounting policy. Le modifiche delle
\ncondizioni alla base di giudizi e assunzioni adottati possono determi-
\nnare un impatto rilevante sui risultati successivi.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI
\nFORMULATI PER TENER CONTO DEGLI IMPATTI
\nDEI RISCHI CLIMATICI
\nGli effetti delle iniziative per limitare i cambiamenti climatici e il po-
\ntenziale impatto della transizione energetica influenzano le stime
\ncontabili e i giudizi significativi formulati dalla Direzione Aziendale
\nper la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2024. In
\nparticolare, la spinta globale verso un\u2019economia a ridotta intensit\u00e0
\nemissiva, provvedimenti normativi sempre pi\u00f9 restrittivi nei con-
\nfronti dell\u2019attivit\u00e0 Oil & Gas e del consumo degli idrocarburi, schemi
\ndi carbon pricing, l\u2019evoluzione tecnologica dei vettori energetici al-
\nternativi, nonch\u00e9 i cambiamenti nelle preferenze dei consumatori
\npossono comportare, nel medio-lungo termine, un declino struttu-
\nrale della domanda degli idrocarburi, un aumento dei costi operati-
\nvi nonch\u00e9 un maggior rischio di riserve non producibili (cosiddetti
\nstranded asset) per Eni.
\nLa strategia di Neutralit\u00e0 carbonica definita da Eni, in linea con quan-
\nto previsto dagli scenari compatibili con il mantenimento del riscal-
\ndamento globale entro la soglia di 1,5\u00b0C, si compone di una serie di
\nazioni e iniziative volte al raggiungimento della Neutralit\u00e0 carbonica
\nal 2050 attraverso l\u2019azzeramento netto di tutte le emissioni GHG Sco-
\npe 1, 2 e 3 associate al portafoglio dei prodotti venduti. Gli scenari
\nadottati dalla Direzione Aziendale sono costruiti tenendo conto di po-
\nlitiche, normative ed evoluzioni tecnologiche in essere o prevedibili
\nper il futuro e delineano un percorso evolutivo del sistema energetico
\nfuturo, sulla base di un quadro economico e demografico, dell\u2019analisi
\ndelle policy vigenti e di quelle annunciate e dello stato delle tecnolo-
\ngie, individuando, tra queste, quelle che ragionevolmente potranno
\nraggiungere maturit\u00e0 tecnologica nell\u2019orizzonte considerato. Le va-
\nriabili di prezzo riflettono, pertanto, la migliore stima da parte del ma-
\nnagement dei fondamentali dei diversi mercati energetici che incor-
\npora i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente
\npotranno delinearsi e sono oggetto di costante benchmark con le
\nview degli analisti di mercato e dei peer dell\u2019industria energetica.
\nTali scenari sono alla base di stime e giudizi significativi relativi a: (i)
\nla valutazione dell\u2019intenzione di proseguire i progetti esplorativi; (ii) la
\nverifica della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non correnti e delle esposi-
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n(1) Gli IFRS comprendono anche gli International Accounting Standards (IAS), tuttora in vigore, nonch\u00e9 i documenti interpretativi redatti dall\u2019IFRS Interpretations Committee, preceden-
\ntemente denominato International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e ancor prima Standing Interpretations Committee (SIC).
\n(2) Gli IFRS utilizzati ai fini della redazione del bilancio consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l\u2019esercizio 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n\nzioni creditizie verso le National Oil Company; (iii) la definizione delle
\nvite utili e dei valori residui dei fixed asset; (iv) gli impatti sui fondi per
\nrischi e oneri (ad es. anticipo nel timing atteso per il sostenimento
\ndei costi di smantellamento e ripristino siti).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\nPRINCIPI DI CONSOLIDAMENTO
\n\nIMPRESE CONTROLLATE
\nIl bilancio consolidato comprende il bilancio di Eni SpA e delle sue
\nimprese controllate, direttamente o indirettamente.
\nAl riguardo, un investitore controlla un\u2019impresa quando \u00e8 esposto, o
\nha diritto a partecipare, alla variabilit\u00e0 dei relativi ritorni economici ed
\n\u00e8 in grado di influenzare tali ritorni attraverso l\u2019esercizio del proprio
\npotere decisionale sulla stessa.
\nI valori delle imprese controllate sono rilevati integralmente, nel bi-
\nlancio consolidato (c.d. metodo dell\u2019integrazione globale), sulla base
\ndi principi contabili uniformi, a partire dalla data in cui se ne assume
\nil controllo e fino alla data in cui tale controllo cessa di esistere, ap-
\nportando le appropriate elisioni dei rapporti intercompany (v. punto
\n\u201cOperazioni infragruppo\u201d). Le quote del patrimonio netto e del risulta-
\nto economico di competenza delle interessenze di terzi sono iscritte
\nin apposite voci degli schemi di bilancio. Tra le interessenze di terzi
\nfigurano anche le obbligazioni perpetue subordinate emesse da so-
\nciet\u00e0 controllate per le quali il Gruppo detiene il diritto incondizionato
\na differire il rimborso del capitale e il pagamento delle cedole.
\nTenuto conto della mancanza di effetti rilevanti
\n3
\n, ai fini della corretta
\nrappresentazione della situazione patrimoniale, economica e finanzia-
\nria del Gruppo
\n4
\n, sono escluse dal consolidamento secondo il metodo
\ndell\u2019integrazione globale: (i) le societ\u00e0 controllate non significative n\u00e9
\nsingolarmente n\u00e9 nel complesso; e (ii) le societ\u00e0 controllate che svol-
\ngono il ruolo di operatore unico nella gestione di contratti petroliferi per
\nconto delle societ\u00e0 partecipanti all\u2019iniziativa mineraria. In quest\u2019ultimo
\ncaso, l\u2019attivit\u00e0 \u00e8 finanziata pro quota , sulla base di budget approvati,
\ndalle societ\u00e0 partecipanti al contratto petrolifero cui sono periodica-
\nmente presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dal-
\nla gestione del contratto. I costi e i ricavi, nonch\u00e9 i dati operativi (pro-
\nduzioni, riserve, ecc.) dell\u2019iniziativa mineraria sono perci\u00f2 rilevati pro
\nquota direttamente nel bilancio delle societ\u00e0 partecipanti a cui fanno
\ncarico, inoltre, le relative obbligazioni derivanti dall\u2019iniziativa mineraria.
\nIn presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente
\nall\u2019assunzione del controllo (acquisto di interessenze di terzi), l\u2019even-
\ntuale differenza tra il costo di acquisto e il valore di iscrizione della
\ncorrispondente frazione di patrimonio netto acquisita \u00e8 rilevata nel pa-
\ntrimonio netto di competenza del Gruppo (tra gli \u201cUtili (perdite) portate
\na nuovo\u201d); analogamente, sono rilevati a patrimonio netto di compe-
\ntenza del Gruppo (tra gli \u201cUtili (perdite) portate a nuovo\u201d) gli effetti deri-
\nvanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo.
\nInoltre, nell\u2019ambito della cessione di quote di minoranza senza perdita
\ndel controllo, l\u2019eventuale presenza di opzioni put sulle interessenze di
\nterzi, esercitabili al verificarsi di eventi non sotto il controllo del Gruppo,
\ndetermina la rilevazione di una passivit\u00e0, pari al valore attuale del c.d.
\nredemption amount, in contropartita al patrimonio netto di Gruppo.
\nLa cessione di quote che comporta la perdita del controllo determi-
\nna la rilevazione a conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza tra
\nil corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attivit\u00e0 nette consolidate
\ncedute; (ii) dell\u2019effetto dell\u2019allineamento al relativo fair value dell\u2019e-
\nventuale partecipazione residua mantenuta; (iii) della stima del fair
\nvalue di eventuali corrispettivi aggiuntivi, da regolarsi per cassa al
\nverificarsi di determinate condizioni contrattualmente definite; (iv)
\ndegli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile com-
\nplessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a
\nconto economico
\n5
\n.
\nIl valore dell\u2019eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo
\nfair value alla data di perdita del controllo, rappresenta il valore di
\nriferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valuta-
\nzione applicabili.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nINTERESSENZE IN ACCORDI
\nA CONTROLLO CONGIUNTO
\nIl controllo congiunto \u00e8 la condivisione, su base contrattuale, del con-
\ntrollo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni
\nrelative alle attivit\u00e0 rilevanti, \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte
\nle parti che condividono il controllo.
\nUna joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le par-
\nti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0
\nnette dell\u2019accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate
\ncon il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo
\ndel patrimonio netto\u201d.
\nUna joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le
\nparti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivi-
\nt\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 (c.d. enforceable right and obliga-
\ntion) relative all\u2019accordo; nel bilancio consolidato \u00e8 rilevata la quota
\ndi spettanza Eni delle attivit\u00e0/passivit\u00e0 e dei ricavi/costi delle joint
\noperation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti da-
\ngli accordi contrattuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le
\nattivit\u00e0/passivit\u00e0 e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono va-
\nlutati in conformit\u00e0 ai criteri di valutazione applicabili.
\nLe societ\u00e0 rappresentate da joint operation non rilevanti sono
\nvalutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando
\nnon si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale,
\neconomica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per perdi-
\nte di valore.
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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n(3) In base agli IFRS, un\u2019informazione \u00e8 rilevante se si pu\u00f2 ragionevolmente presumere che la relativa omissione, errata presentazione od occultamento influenzi le decisioni degli utiliz-
\nzatori principali del bilancio.
\n(4) Le partecipazioni in societ\u00e0 controllate non consolidate con il metodo integrale sono valutate secondo i criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d; per maggiori informa-
\nzioni si fa rinvio all\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024\u201d.
\n(5) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla ex controllata, per i quali non \u00e8 previsto il rigiro a conto economico, sono imputati in
\naltra posta del patrimonio netto.
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\n\n
\n\nPARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE
\nUna collegata \u00e8 un\u2019impresa su cui Eni esercita un\u2019influenza note-
\nvole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle
\nrelative scelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo o il
\ncontrollo congiunto.
\nLe partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il me-
\ntodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del
\npatrimonio netto\u201d.
\nLe imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le
\njoint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese colle-
\ngate sono distintamente indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni
\nSpA al 31 dicembre 2024\u201d, che fa parte integrante delle presenti note.
\nNello stesso allegato \u00e8 riportata anche la variazione dell\u2019area di con-
\nsolidamento verificatasi nell\u2019esercizio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\nMETODO DEL PATRIMONIO NETTO
\nLe partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in impre-
\nse controllate non significative escluse dall\u2019area di consolidamento
\nsono valutate con il metodo del patrimonio netto
\n6
\n.
\nIn applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni
\nsono inizialmente iscritte al costo di acquisto, allocando, analo-
\ngamente a quanto previsto per le business combination, il costo
\nsostenuto sulle attivit\u00e0/passivit\u00e0 identificabili della partecipata; l\u2019e-
\nventuale eccedenza non allocabile rappresenta il goodwill, non og-
\ngetto di rilevazione separata ma incluso nel valore di iscrizione del-
\nla partecipazione. L\u2019allocazione, operata in via provvisoria alla data
\ndi rilevazione iniziale, \u00e8 rettificabile, con effetto retroattivo, entro i
\nsuccessivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su
\nfatti e circostanze esistenti alla data di rilevazione iniziale. Succes-
\nsivamente, il valore di iscrizione \u00e8 adeguato per tener conto: (i) della
\nquota di pertinenza della partecipante dei risultati economici della
\npartecipata realizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per te-
\nner conto degli effetti dell\u2019ammortamento e dell\u2019eventuale svaluta-
\nzione dei maggiori valori attribuiti alle attivit\u00e0 della partecipata; e (ii)
\ndella quota di pertinenza della partecipante delle altre componen-
\nti dell\u2019utile complessivo della partecipata. Diversamente, il valore
\ndi iscrizione non \u00e8 adeguato a seguito di variazioni di patrimonio
\nnetto della partecipata derivanti, a titolo di esempio, dall\u2019emissio-
\nne, da parte della partecipata, di obbligazioni subordinate perpetue
\no obbligazioni convertibili non sottoscritte dal Gruppo. I dividendi
\ndistribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di
\niscrizione della partecipazione. Ai fini dell\u2019applicazione del metodo
\ndel patrimonio netto, si considerano le rettifiche previste per il pro-
\ncesso di consolidamento (v. anche punto \u201cImprese controllate\u201d). Le
\nperdite derivanti dall\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto
\neccedenti il valore di iscrizione della partecipazione, rilevate nella
\nvoce di conto economico \u201cProventi (oneri) su partecipazioni\u201d, sono
\nallocate sugli eventuali crediti finanziari concessi alla partecipata
\nil cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile nel prevedibile
\nfuturo (c.d. long-term interest), ridotti delle relative expected cre-
\ndit loss (v. oltre) e che rappresentano nella sostanza un ulteriore
\ninvestimento nella societ\u00e0 partecipata. La quota di pertinenza del-
\nla partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il
\nvalore di iscrizione della partecipazione e di eventuali long-term
\ninterest (c.d. investimento netto), \u00e8 rilevata in un apposito fondo
\nnella misura in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a
\nobbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a co-
\nprirne le perdite.
\nInoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad es.
\nrilevanti inadempimenti contrattuali, significative difficolt\u00e0 finanzia-
\nrie, rischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recuperabilit\u00e0
\ndel valore di iscrizione dell\u2019investimento netto risultante dall\u2019appli-
\ncazione dei criteri sopra indicati \u00e8 verificata confrontando il valore
\ndi iscrizione dell\u2019investimento netto con il relativo valore recupera-
\nbile, determinato adottando i criteri indicati al punto \u201cImpairment
\ndelle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d. Quando vengono meno i motivi del-
\nle svalutazioni effettuate, la partecipazione e il relativo long-term
\ninterest sono rivalutati nei limiti delle svalutazioni effettuate, con
\nimputazione degli effetti a conto economico alla voce \u201cProventi
\n(oneri) su partecipazioni\u201d.
\nLa cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del
\ncontrollo congiunto o dell\u2019influenza notevole sulla partecipata deter-
\nmina la rilevazione a conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza
\ntra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore di
\niscrizione ceduta; (ii) dell\u2019effetto dell\u2019allineamento al relativo fair value
\ndell\u2019eventuale partecipazione residua mantenuta
\n7
\n; (iii) degli eventua-
\nli valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi
\nalla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico
\n8
\n. Il
\nvalore dell\u2019eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo
\nfair value alla data di perdita del controllo congiunto o dell\u2019influenza
\nnotevole, rappresenta il valore di riferimento per la successiva valu-
\ntazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nBUSINESS COMBINATION
\nLe operazioni di business combination sono rilevate secondo l\u2019acqui-
\nsition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination
\n\u00e8 determinato alla data di assunzione del controllo ed \u00e8 pari al fair
\nvalue delle attivit\u00e0 trasferite, delle passivit\u00e0 sostenute, nonch\u00e9 degli
\neventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il corrispettivo
\ntrasferito include anche il fair value delle eventuali attivit\u00e0 o passivit\u00e0
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n(6) Quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate non
\nsignificative escluse dall\u2019area di consolidamento, sono valutate al costo rettificato per perdite di valore.
\n(7) Se la partecipazione residua continua ad essere valutata con il metodo del patrimonio netto, in quanto qualificata come joint venture o collegata, la quota mantenuta non \u00e8 adeguata
\nal relativo fair value.
\n(8) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla ex joint venture o collegata, per i quali non \u00e8 previsto il rigiro a conto economico, sono
\nimputati in un\u2019altra posta del patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
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\n\n
\n\nper corrispettivi potenziali previsti contrattualmente e subordinati al
\nrealizzarsi di eventi futuri.
\nAlla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle impre-
\nse partecipate \u00e8 determinato attribuendo ai singoli elementi identifi-
\ncabili dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale il relativo fair value
\n9
\n, fatti
\nsalvi i casi in cui le disposizioni IFRS stabiliscano un differente crite-
\nrio di valutazione. L\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito
\ne il fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite, se positiva, \u00e8 iscritta nell\u2019at-
\ntivo come \u201cavviamento\u201d (di seguito anche goodwill); se negativa, \u00e8
\nrilevata a conto economico.
\nNel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patri-
\nmonio netto delle interessenze di terzi \u00e8 determinata sulla base della
\nquota di spettanza dei valori correnti attribuiti alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\nalla data di assunzione del controllo, escluso l\u2019eventuale goodwill a
\nessi attribuibile (c.d. partial goodwill method). Nel caso di assunzio-
\nne del controllo in fasi successive, il costo di acquisto \u00e8 determinato
\nsommando il fair value della partecipazione precedentemente de-
\ntenuta nell\u2019acquisita e l\u2019ammontare corrisposto per l\u2019ulteriore quota
\npartecipativa. La differenza tra il fair value della partecipazione pre-
\ncedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione \u00e8 imputata a
\nconto economico. Inoltre, in sede di assunzione del controllo, even-
\ntuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti
\ndell\u2019utile complessivo sono imputati a conto economico ovvero in
\nun\u2019altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il
\nrigiro a conto economico.
\nQuando la determinazione dei valori delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dell\u2019ac-
\nquisita \u00e8 operata in via provvisoria nell\u2019esercizio in cui la business
\ncombination \u00e8 conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto re-
\ntroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione,
\nper tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti
\nalla data di acquisizione.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nPARTECIPAZIONI E BUSINESS COMBINATION
\nLa verifica dell\u2019esistenza del controllo, del controllo congiunto,
\ndell\u2019influenza notevole su un\u2019altra entit\u00e0 nonch\u00e9, nel caso delle joint
\noperation, la verifica dell\u2019esistenza di enforceable right and obliga-
\ntion sulle relative attivit\u00e0 e passivit\u00e0 richiede l\u2019esercizio di un giu-
\ndizio professionale complesso da parte della Direzione Aziendale
\noperato considerando le caratteristiche della struttura societaria,
\ngli accordi tra le parti, nonch\u00e9 ogni altro fatto e circostanza che
\nrisulti rilevante ai fini di tale verifica. L\u2019utilizzo di stime contabili
\nsignificative caratterizza inoltre i processi di allocazione del fair
\nvalue alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 identificabili acquisite in sede di bu-
\nsiness combination. Nel processo di allocazione, anche in sede di
\nrilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il metodo del
\npatrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valutazione general-
\nmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le infor-
\nmazioni disponibili e, per le acquisizioni pi\u00f9 significative, si avvale
\ndi valutazioni esterne.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\nOPERAZIONI INFRAGRUPPO
\nGli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non
\nancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati cos\u00ec come
\nsono eliminati i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli
\nimpegni e i rischi tra imprese consolidate
\n10
\n. Gli utili non realizzati
\nderivanti da operazioni con societ\u00e0 valutate secondo il metodo
\ndel patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza
\ndel Gruppo; il trattamento contabile indicato \u00e8 applicato anche nel
\ncaso di trasferimento di business alle partecipate (c.d. downstre-
\nam transaction).
\nIn entrambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quan-
\nto rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\nCONVERSIONE DEI BILANCI IN VALUTA
\nDIVERSA DALL\u2019EURO
\nI bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall\u2019eu-
\nro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo nonch\u00e9 la
\nvaluta di presentazione del bilancio consolidato, sono convertiti in
\neuro applicando alle voci dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale i cam-
\nbi correnti alla data di chiusura dell\u2019esercizio, alle voci del patrimonio
\nnetto i cambi storici e alle voci del conto economico e del rendiconto
\nfinanziario i cambi medi dell\u2019esercizio.
\nLe differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese par-
\ntecipate operanti in valuta diversa dall\u2019euro, derivanti dall\u2019applica-
\nzione di cambi diversi per le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0, per il patrimonio
\nnetto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di patrimo-
\nnio netto \u201cRiserva per differenze cambio da conversione\u201d per la par-
\nte di competenza del Gruppo
\n11
\n. La riserva per differenze di cambio
\n\u00e8 rilevata a conto economico all\u2019atto della dismissione integrale ov-
\nvero al momento della perdita del controllo, del controllo congiunto
\no dell\u2019influenza notevole sulla partecipata. All\u2019atto della dismissio-
\nne parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di
\ncambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta \u00e8 attribuita
\nal patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi. In
\ncaso di dismissione parziale, senza perdita del controllo congiunto
\no dell\u2019influenza notevole, la quota delle differenze cambio afferente
\nalla frazione di partecipazione ceduta \u00e8 imputata a conto economi-
\nco. Il rimborso del capitale effettuato da una controllata operante
\nin valuta diversa dall\u2019euro, senza modifica dell\u2019interessenza parteci-
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n(9) I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto \u201cValutazioni al fair value\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n(10) Le differenze di cambio associate a elementi monetari infragruppo derivanti da operazioni concluse tra imprese consolidate operanti con valute differenti non sono oggetto di
\neliminazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n(11) La quota di pertinenza di terzi delle differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese controllate operanti in valuta diversa dall\u2019euro \u00e8 rilevata nella voce di patrimonio netto
\n\u201cInteressenze di terzi\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n
\n
\n\npativa detenuta, comporta l\u2019imputazione a conto economico della
\ncorrispondente quota delle differenze di cambio.
\nI bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta
\nfunzionale che per le imprese che non adottano l\u2019euro \u00e8 prevalente-
\nmente il dollaro USA. I principali cambi utilizzati per operare la con-
\nversione dei bilanci in valuta diversa dall\u2019euro sono di seguito indicati:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \nCambi medi | \nCambi al | \nCambi medi | \nCambi al | \nCambi medi | \nCambi al | \n\n\n
\n\n| (ammontare di valuta per \u20ac1) | \ndell\u2019esercizio 2024 | \n31 dicembre 2024 | \ndell\u2019esercizio 2023 | \n31 dicembre 2023 | \ndell\u2019esercizio 2022 | \n31 dicembre 2022 | \n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n1,08 | \n1,04 | \n1,08 | \n1,11 | \n1,05 | \n1,07 | \n\n\n
\n\n| Sterlina inglese | \n0,85 | \n0,83 | \n0,87 | \n0,87 | \n0,85 | \n0,89 | \n\n\n
\n\n| Dollaro australiano | \n1,64 | \n1,68 | \n1,63 | \n1,63 | \n1,52 | \n1,57 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\nCRITERI DI VALUTAZIONE
\nI criteri di valutazione pi\u00f9 significativi adottati per la redazione del
\nbilancio consolidato sono indicati nei punti seguenti.
\n\nATTIVIT\u00c0 MINERARIA
\nCon riferimento alle attivit\u00e0 di esplorazione, appraisal e sviluppo sono
\nadottati i principi del successful efforts method di seguito descritti.
\nACQUISIZIONE DI PERMESSI ESPLORATIVI
\nI costi sostenuti per l\u2019acquisizione di diritti esplorativi (o per la loro
\nestensione) sono inizialmente capitalizzati all\u2019interno delle attivit\u00e0 im-
\nmateriali come \u201cdiritti esplorativi - unproved\u201d in attesa di valutare l\u2019esito
\ndelle attivit\u00e0 di esplorazione e valutazione. Tali diritti esplorativi unpro-
\nved non sono ammortizzati ma sottoposti a verifica della recuperabi-
\nlit\u00e0 del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma del
\ncommitment della societ\u00e0 a proseguire le attivit\u00e0 di esplorazione e
\nconsiderando fatti e circostanze che possano evidenziare la presen-
\nza di incertezze in merito alla recuperabilit\u00e0 del valore iscritto. Se non
\nsono pianificate ulteriori attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei relativi diritti
\nesplorativi \u00e8 imputato a conto economico come radiazione (di seguito
\nanche write-off). I diritti esplorativi di valore non significativo sono rag-
\ngruppati e ammortizzati a quote costanti lungo il periodo di esplora-
\nzione accordato. A seguito della scoperta di riserve certe (cio\u00e8 dopo la
\nrilevazione di riserve e l\u2019approvazione interna del progetto di sviluppo),
\nil valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi unproved \u00e8 riclassifi-
\ncato, sempre all\u2019interno della voce \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d, come \u201cdiritti
\nesplorativi proved\u201d. Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quan-
\ndo si verificano eventi che fanno presumere una riduzione di valore
\ndelle attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei diritti esplorativi da riclassificare
\ncome proved \u00e8 sottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0 considerando il
\nmaggiore tra il valore d\u2019uso e il fair value, al netto dei costi di vendita. A
\npartire dall\u2019avvio della produzione, i permessi esplorativi \u201cproved\u201d sono
\nammortizzati con il metodo dell\u2019unit\u00e0 di prodotto (c.d. metodo UOP,
\ndescritto al punto \u201cAmmortamento UOP\u201d).
\nACQUISIZIONE DI TITOLI MINERARI
\nI costi sostenuti per l\u2019acquisizione di titoli minerari sono rilevati in
\nrelazione alle attivit\u00e0 acquisite (potenziale esplorativo, riserve pos-
\nsibili, riserve probabili, riserve certe). Quando l\u2019acquisto riguarda nel
\ncomplesso riserve e potenziale esplorativo, il costo \u00e8 attribuito alle
\ndiverse attivit\u00e0 acquisite sulla base del valore determinato attualiz-
\nzando i corrispondenti flussi di cassa attesi.
\nI costi di acquisizione del potenziale esplorativo sono valutati utiliz-
\nzando i criteri indicati nel precedente punto \u201cAcquisizione di permes-
\nsi esplorativi\u201d. I costi delle riserve certe sono ammortizzati secondo
\nil metodo UOP (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d). I costi delle riser-
\nve probabili e delle riserve possibili (c.d. unproved mineral interest)
\nsono sospesi in attesa dell\u2019esito delle attivit\u00e0 di appraisal e di identifi-
\ncazione delle modalit\u00e0 di sviluppo funzionali alla promozione a riser-
\nve certe; in caso di esito negativo delle predette attivit\u00e0, sono rilevati
\na conto economico.
\nESPLORAZIONE ED APPRAISAL
\nI costi esplorativi relativi a studi geologici e geofisici sono rilevati a
\nconto economico al momento del sostenimento.
\nI costi direttamente associati ad un pozzo esplorativo sono ini-
\nzialmente rilevati all\u2019interno delle attivit\u00e0 materiali in corso, come
\n\u201ccosti di esplorazione e valutazione - unproved\u201d (pozzi esplorativi
\nin progress), fino al momento in cui la perforazione del pozzo \u00e8
\ncompletata e possono continuare ad essere capitalizzati nei 12
\nmesi successivi (o un periodo di tempo maggiore in funzione della
\ncomplessit\u00e0 del progetto e del volume di investimenti associati) in
\nattesa della valutazione dei risultati della perforazione (pozzi esplo-
\nrativi suspended).
\nSe al termine di tale periodo si accerta che il risultato \u00e8 negativo o che
\nil ritrovamento non \u00e8 sufficientemente significativo per giustificarne
\nlo sviluppo, i pozzi sono dichiarati dry/unsuccessful e i relativi costi
\nimputati a conto economico come write-off. Al contrario, tali costi
\ncontinuano ad essere capitalizzati se e fintanto che: (i) il pozzo ha
\ndeterminato la scoperta di una quantit\u00e0 di riserve tale da giustificare
\nil suo completamento come pozzo di produzione; e (ii) la societ\u00e0 sta
\ncompiendo sufficienti progressi volti a valutare le riserve e la fatti-
\nbilit\u00e0 economica ed operativa del progetto; differentemente, i costi
\ncapitalizzati sono imputati a conto economico come write-off. Me-
\ndesimi criteri di rilevazione sono adottati per i costi relativi all\u2019attivit\u00e0
\ndi appraisal. In caso di ritrovamento di riserve certe di petrolio e/o
\ngas naturale, i relativi costi capitalizzati come unproved sono riclas-
\nsificati, sempre all\u2019interno delle attivit\u00e0 materiali in corso, come \u201ccosti
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\n
\ndi esplorazione e valutazione - proved\u201d. Al momento della riclassifi-
\nca e, in ogni caso, quando si verificano eventi che fanno presumere
\nuna riduzione di valore delle attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei costi da
\nriclassificare come proved \u00e8 sottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0
\nconsiderando il maggiore tra il valore d\u2019uso e il fair value, al netto dei
\ncosti di vendita. A partire dall\u2019avvio della produzione, i costi di esplo-
\nrazione e valutazione classificati come \u201cproved\u201d sono ammortizzati
\nsecondo il metodo UOP (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d).
\nSVILUPPO
\nI costi di sviluppo, ivi inclusi i costi relativi ai pozzi di sviluppo unsuc-
\ncessful e danneggiati, sono inizialmente capitalizzati come \u201cAttivit\u00e0
\nmateriali in corso - proved\u201d. I costi di sviluppo sostenuti per ottenere
\nl\u2019accesso alle riserve certe e per la costruzione e l\u2019installazione degli
\nimpianti necessari all\u2019estrazione, trattamento, raccolta e stoccaggio
\ndi idrocarburi sono ammortizzati, a partire dall\u2019inizio della produzio-
\nne, prevalentemente con il metodo UOP. In caso di non fattibilit\u00e0/non
\nprosecuzione dei progetti di sviluppo, i relativi costi sono imputati
\na conto economico come write-off nel periodo in cui viene deciso
\nl\u2019abbandono del progetto stesso. Le svalutazioni/riprese di valore dei
\ncosti di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti per le
\nattivit\u00e0 materiali.
\n\nAMMORTAMENTO UOP
\nCon riferimento al processo di ammortamento degli investimenti af-
\nferenti l\u2019attivit\u00e0 mineraria, considerata la stretta correlazione tra la
\nloro vita utile e la disponibilit\u00e0 delle riserve certe di idrocarburi, l\u2019am-
\nmortamento \u00e8 generalmente effettuato attraverso il metodo UOP ap-
\nplicando agli investimenti da ammortizzare a fine periodo
\n12
\n l\u2019aliquota
\nottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel trimestre e le riserve
\nesistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel
\ntrimestre stesso. Il metodo \u00e8 applicato con riferimento al pi\u00f9 piccolo
\ninsieme che realizza una correlazione diretta tra gli investimenti da
\nammortizzare e le riserve di idrocarburi. Ai fini dell\u2019ammortamento
\ndei diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti qualificati come
\n\u201cproved\u201d rilevano le riserve certe. Ai fini dell\u2019ammortamento dei costi
\ndi esplorazione e di appraisal \u201cproved\u201d e dei costi di sviluppo rilevano
\nle riserve certe sviluppate ovvero le complessive riserve certe ai fini
\ndell\u2019ammortamento di common facility a servizio di una pluralit\u00e0 di
\ncampi. Le riserve certe sono stimate sulla base della normativa U.S.
\nSEC che richiede l\u2019utilizzo della media annuale dei prezzi di petrolio
\ne gas ai fini della valutazione della relativa producibilit\u00e0 economica;
\nsignificative variazioni dei prezzi di riferimento possono determinare
\naliquote di ammortamento disallineate rispetto alle modalit\u00e0 di otte-
\nnimento dei benefici economici futuri attese da tali asset, al punto
\nda comportare, ad esempio, l\u2019ammortamento integrale di asset non
\ncorrenti in un arco temporale di breve termine. In tali fattispecie, le
\nriserve utilizzate ai fini della determinazione dell\u2019aliquota di ammor-
\n
\n\n\n\n\n\n\n\ntamento UOP, sono stimate in base a parametri di economicit\u00e0 ragio-
\nnevoli e coerenti con le previsioni di produzione definite dal manage-
\nment, al fine di riflettere meglio le modalit\u00e0 attese di ottenimento dei
\nbenefici economici futuri derivanti da tali asset.
\n
\n\n\n\n\n\n\nPRODUZIONE
\nI costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di produzione (estrazione, manutenzione or-
\ndinaria dei pozzi, ecc.) sono rilevati a conto economico nell\u2019esercizio
\nin cui sono sostenuti.
\nPRODUCTION SHARING AGREEMENTS
\nE CONTRATTI DI SERVICE
\nLe riserve relative ai Production Sharing Agreement sono determina-
\nte sulla base delle clausole contrattuali relative al rimborso dei costi
\nsostenuti per i lavori di esplorazione, sviluppo e produzione svolti con
\nl\u2019apporto di proprie tecnologie e mezzi finanziari (cost oil) e alla quo-
\nta di spettanza delle produzioni realizzate non destinate al rimborso
\ndei costi sostenuti (profit oil). I ricavi derivanti dalla cessione delle
\nproduzioni ritirate (cost oil e profit oil) sono rilevati per competen-
\nza economica; i costi sostenuti relativi alle attivit\u00e0 di esplorazione,
\nsviluppo e produzione sono rilevati secondo i criteri indicati in prece-
\ndenza. Un meccanismo analogo caratterizza alcuni contratti di ser-
\nvizio dove il corrispettivo per il servizio reso \u00e8 riconosciuto tramite
\nquote di spettanza della produzione.
\nLe quote di produzioni e di riserve tengono conto delle quote di idro-
\ncarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi con-
\ntrattuali prevedono che l\u2019onere tributario a carico della societ\u00e0 sia
\nassolto dall\u2019ente nazionale in nome e per conto della societ\u00e0 a va-
\nlere sulla quota di profit oil. In relazione a ci\u00f2, \u00e8 rilevato l\u2019incremento
\ndell\u2019imponibile, tramite l\u2019aumento dei ricavi, e il corrispondente stan-
\nziamento dell\u2019onere di imposta.
\nCHIUSURA E ABBANDONO DEI POZZI
\nI costi che si presume di sostenere al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produ-
\nzione per l\u2019abbandono dell\u2019area, lo smantellamento, la rimozione del-
\nle strutture e il ripristino del sito sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale
\nsecondo i criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d e ammortizzati
\ncon il metodo UOP.
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nATTIVIT\u00c0 MINERARIA
\n La valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa
\nsu metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco
\ndi incertezza. Le riserve certe rappresentano le quantit\u00e0 stimate
\ndi idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria,
\npotranno con ragionevole certezza essere economicamente pro-
\nducibili nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al mo-
\nmento della stima.
\n
\n\n\n\n\n\n\n(12) Il periodo \u00e8 inteso come il trimestre.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
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\n\n
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\n
\n
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\n
\n
\n
\n
\n
\n\n
\n\n
Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici
\n
e geologici che devono essere rispettati affinch\u00e9 le riserve possano
\n
essere classificate come certe, la stima delle riserve dipende da un
\n
insieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono: (i) la qualit\u00e0 dei
\n
dati geologici e tecnico-ingegneristici disponibili e la loro interpretazio-
\n
ne e valutazione; (ii) le stime riguardanti l\u2019andamento futuro dei tassi di
\n
produzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento
\n
dei costi di sviluppo; (iii) modifiche della normativa fiscale vigente, del-
\n
le regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv)
\n
l\u2019esito di perforazioni e di test di produzione e l\u2019effettiva performance
\n
produttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima inizia-
\n
le che pu\u00f2 determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso nel
\n
periodo corrente; (v) le variazioni dei prezzi di petrolio e gas naturale
\n
che potrebbero influire sulle quantit\u00e0 delle riserve certe, poich\u00e9 la loro
\n
stima si basa sui prezzi esistenti alla data della stima.
\n
Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi operativi
\n
e di sviluppo pi\u00f9 elevati possono compromettere la capacit\u00e0 della
\n
societ\u00e0 di produrre economicamente le riserve certe, determinando
\n
revisioni negative di stima.
\n
Molti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle riser-
\n
ve certe sono soggetti a modifiche nel tempo e, pertanto, influenza-
\n
no le quantit\u00e0 di riserve certe che saranno effettivamente prodotte;
\n
analoghe incertezze riguardano la stima delle riserve unproved.
\n
La valutazione della potenzialit\u00e0 economica di una scoperta mine-
\n
raria \u00e8 effettuata nell\u2019arco dei 12 mesi successivi al completamento
\n
della perforazione di un pozzo esplorativo. Il processo di delineazio-
\n
ne della scoperta, che comporta lo svolgimento di ulteriori attivit\u00e0
\n
di appraisal e di identificazione delle migliori modalit\u00e0 di sviluppo,
\n
richiede, nella maggior parte dei casi, un periodo di tempo maggiore
\n
in funzione della complessit\u00e0 del progetto e del volume di investi-
\n
menti associati.
\n
Durante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi rimangono
\n
sospesi all\u2019attivo patrimoniale. Ad ogni modo, tali costi capitalizzati
\n
sono oggetto di verifica, almeno annuale, al fine di confermare l\u2019in-
\n
tenzione di sviluppare, o in ogni caso di valorizzare, la scoperta.
\n
Le riserve di un giacimento sono classificate come certe solo quan-
\n
do sono stati verificati tutti i criteri per l\u2019attribuzione della qualifica
\n
di riserve certe. Le riserve certe possono essere classificate come
\n
sviluppate o non sviluppate. Il passaggio a riserve certe sviluppa-
\n
te avviene in conseguenza dell\u2019attivit\u00e0 di sviluppo, normalmente in
\n
corrispondenza dell\u2019avvio della produzione. Nei principali progetti di
\n
sviluppo trascorrono tipicamente da uno a quattro anni, tra la regi-
\n
strazione iniziale delle riserve e l\u2019avvio della produzione.
\n
Le stime delle riserve rilevano sia ai fini della determinazione degli
\n
ammortamenti (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d) che ai fini della de-
\n
finizione dei flussi di cassa futuri delle attivit\u00e0 petrolifere nell\u2019ambito
\n
del processo di impairment.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
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\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n
\nATTIVIT\u00c0 MATERIALI
\nLe attivit\u00e0 materiali sono rilevate secondo il criterio del costo e iscrit-
\nte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei
\ncosti accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attivit\u00e0
\npronte all\u2019uso.
\n
\n Quando \u00e8 necessario un rilevante periodo di tempo
\naffinch\u00e9 il bene sia pronto all\u2019uso, il prezzo di acquisto o il costo di
\nproduzione include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si
\nsarebbero risparmiati, nel periodo necessario a rendere il bene pron-
\nto all\u2019uso, qualora l\u2019investimento non fosse stato fatto. In presenza di
\nobbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle attivit\u00e0
\ne il ripristino dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (at-
\ntualizzati) da sostenere al momento dell\u2019abbandono delle strutture,
\nrilevati in contropartita a uno specifico fondo (v. punto \u201cFondi per
\nlo smantellamento e il ripristino dei siti\u201d). Analoga impostazione \u00e8
\nadottata con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione
\ndi progetti sociali in aree di sviluppo petrolifero (c.d. social project).
\nNon \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni delle attivit\u00e0 materiali, nean-
\nche in applicazione di leggi specifiche.
\nI costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione delle atti-
\nvit\u00e0 materiali sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale quando \u00e8 probabile
\nche incrementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Sono
\nrilevati all\u2019attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragio-
\nni di sicurezza o ambientali che, seppur non incrementando diretta-
\nmente i benefici economici futuri delle attivit\u00e0 esistenti, sono neces-
\nsari per lo svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale.
\n\nL\u2019ammortamento delle attivit\u00e0 materiali ha inizio quando il bene \u00e8
\npronto all\u2019uso, ossia quando \u00e8 nel luogo e nelle condizioni necessari
\nperch\u00e9 sia in grado di operare secondo le modalit\u00e0 programmate.
\nLe attivit\u00e0 materiali sono ammortizzate sistematicamente lungo la
\nloro vita utile, intesa come la stima del periodo in cui l\u2019attivit\u00e0 sar\u00e0
\nutilizzata dall\u2019impresa.
\nQuando l\u2019attivit\u00e0 materiale \u00e8 costituita da pi\u00f9 componenti significa-
\ntive aventi vite utili differenti, l\u2019ammortamento \u00e8 effettuato per cia-
\nscuna componente. Il valore da ammortizzare \u00e8 rappresentato dal
\nvalore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al
\ntermine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente deter-
\nminabile. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti
\nda revisione della vita utile dell\u2019asset, del valore residuo ovvero delle
\nmodalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici dell\u2019attivit\u00e0, sono rile-
\nvate prospetticamente.
\n
\n\n\n\n\n\nI costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi
\nsono rilevati all\u2019attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita
\nutile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di so-
\nstituzione \u00e8 rilevato a conto economico. Le migliorie non rimovibili
\napportate su beni condotti in leasing sono ammortizzate lungo la
\nminore tra la vita utile delle migliorie stesse e la durata del leasing.
\nLe spese di manutenzione e riparazione ordinarie, diverse dalle so-
\nstituzioni di componenti identificabili, che reintegrano e non incre-
\nmentano le prestazioni dei beni, sono rilevate a conto economico
\nnell\u2019esercizio in cui sono sostenute.
\nLe attivit\u00e0 materiali sono eliminate contabilmente al momento della
\nloro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro \u00e8 at-
\nteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8 rilevato
\na conto economico.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\nLEASING
\n13
\nUn contratto contiene o rappresenta un leasing se conferisce al con-
\ntraente il diritto di controllare l\u2019utilizzo di un asset identificato per un
\nperiodo di tempo stabilito in cambio di un corrispettivo; tale diritto
\nsussiste se il contratto attribuisce al locatario il diritto di dirigere l\u2019as-
\nset e ottenere sostanzialmente tutti i benefici economici derivanti dal
\nsuo utilizzo.
\nAlla commencement date, ossia alla data in cui il bene \u00e8 reso dispo-
\nnibile per l\u2019uso, il locatario rileva, nello stato patrimoniale, un\u2019attivi-
\nt\u00e0 rappresentativa del diritto di utilizzo del bene (di seguito anche
\n\u201cattivit\u00e0 per diritto di utilizzo\u201d o \u201cright-of-use asset\u201d), e una passivit\u00e0
\nrappresentativa dell\u2019obbligazione ad effettuare i pagamenti previsti
\nlungo la durata del contratto (di seguito anche \u201cpassivit\u00e0 per leasing\u201d
\no \u201clease liability\u201d)
\n14
\n. La durata del leasing \u00e8 determinata considerando
\nil periodo non annullabile del contratto, nonch\u00e9, ove vi sia la ragione-
\nvole certezza, anche i periodi considerati dalle opzioni di estensione
\novvero connessi al mancato esercizio delle opzioni di risoluzione an-
\nticipata del contratto.
\nLa passivit\u00e0 per leasing \u00e8 rilevata inizialmente ad un ammontare
\npari al valore attuale dei seguenti pagamenti dovuti per il leasing
\n15
\n,
\nnon ancora effettuati alla commencement date: (i) pagamenti fissi
\n(o sostanzialmente fissi), al netto di eventuali incentivi da ricevere;
\n(ii) pagamenti variabili che dipendono da indici o tassi
\n16
\n; (iii) stima
\ndel pagamento che il locatario dovr\u00e0 effettuare a titolo di garanzia
\ndel valore residuo del bene locato; (iv) pagamento del prezzo di
\nesercizio dell\u2019opzione di acquisto, se il locatario \u00e8 ragionevolmente
\ncerto di esercitarla; e (v) pagamento di penalit\u00e0 contrattuali per la
\nrisoluzione del leasing, se il locatario \u00e8 ragionevolmente certo di
\nesercitare tale opzione. Il valore attuale dei suddetti pagamenti \u00e8
\ncalcolato adottando un tasso di sconto pari al tasso di interesse
\nimplicito del leasing ovvero, qualora questo non fosse agevolmen-
\nte determinabile, utilizzando il tasso di finanziamento incrementa-
\nle del locatario. Quest\u2019ultimo \u00e8 definito tenendo conto della dura-
\nta dei contratti di leasing, della periodicit\u00e0 dei pagamenti previsti
\ncontrattualmente, della valuta nella quale essi sono denominati e
\ndelle caratteristiche dell\u2019ambiente economico del locatario (sinte-
\ntizzate dal country risk premium attribuito ai singoli Paesi in cui
\nopera Eni).
\nDopo la rilevazione iniziale, la passivit\u00e0 per leasing \u00e8 valutata sulla
\nbase del costo ammortizzato ed \u00e8 rideterminata, generalmente in
\ncontropartita al valore di iscrizione del correlato right-of-use asset, in
\npresenza di una variazione dei pagamenti dovuti per il leasing a se-
\nguito principalmente di: (i) rinegoziazioni contrattuali che non danno
\norigine ad un nuovo leasing separato; (ii) variazioni di indici o tassi (a
\ncui sono correlati i pagamenti variabili); o (iii) modifiche nella valuta-
\nzione in merito all\u2019esercizio delle opzioni contrattualmente previste
\n(opzioni di acquisto del bene locato, opzioni di estensione o di risolu-
\nzione anticipata del contratto).
\nIl diritto di utilizzo di un bene in leasing \u00e8 inizialmente rilevato come
\nsommatoria delle seguenti componenti: (i) l\u2019importo iniziale della le-
\nase liability; (ii) i costi diretti iniziali sostenuti dal locatario
\n17
\n; (iii) even-
\ntuali pagamenti effettuati alla o prima della commencement date, al
\nnetto di eventuali incentivi ricevuti da parte del locatore; e (iv) la stima
\ndei costi che il locatario prevede di sostenere per lo smantellamento,
\nla rimozione dell\u2019asset sottostante e la bonifica del sito ovvero per
\nriportare l\u2019asset nelle condizioni stabilite dal contratto. Successiva-
\nmente alla rilevazione iniziale, il right-of-use asset \u00e8 rettificato per
\ntener conto delle quote di ammortamento cumulate
\n18
\n, delle eventuali
\nperdite di valore cumulate (v. punto \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non
\nfinanziarie\u201d) e degli effetti legati ad eventuali rideterminazioni della
\npassivit\u00e0 per leasing.
\nNel caso in cui gli ammortamenti dell\u2019attivit\u00e0 per diritto di utilizzo e gli
\ninteressi passivi maturati sulla lease liability siano direttamente as-
\nsociati alla realizzazione di asset, essi sono capitalizzati su tali asset
\ne successivamente rilevati a conto economico tramite il processo
\ndi ammortamento/svalutazione ovvero come radiazione, essenzial-
\nmente nel caso di asset esplorativi.
\nNell\u2019ambito dell\u2019attivit\u00e0 mineraria, l\u2019operatore di una joint operation
\nnon incorporata che sottoscrive un contratto di leasing come unico
\nfirmatario rileva: (i) il 100% della lease liability, se sulla base delle pre-
\nvisioni contrattuali e di ogni altro elemento rilevante ai fini della valu-
\ntazione \u00e8 considerato \u201cprimary responsible\u201d dell\u2019adempimento delle
\nobbligazioni nei confronti del fornitore; e (ii) il 100% del right-of-use
\nasset, fatti salvi gli eventuali casi in cui sia ravvisabile contrattual-
\nmente la presenza di un sublease posto in essere con gli altri partner
\ndell\u2019iniziativa mineraria (c.d. follower).
\nLa quota di right-of-use asset iscritta dall\u2019operatore e riferibile agli
\naltri partner dell\u2019iniziativa mineraria \u00e8 oggetto di recupero attraverso
\ni meccanismi contrattuali della joint operation, che prevedono l\u2019adde-
\nbito dei costi dell\u2019iniziativa di spettanza dei follower (billing) e relativo
\npagamento (cash call). I riaddebiti ai follower dei costi sono rilevati
\ndall\u2019operatore come \u201cAltri ricavi e proventi\u201d nel conto economico e
\ninclusi, nel rendiconto finanziario, all\u2019interno del flusso di cassa netto
\nda attivit\u00e0 operativa.
\n(13) Sono esclusi dall\u2019ambito di applicazione i leasing per l\u2019esplorazione ed estrazione di risorse minerarie quali quelli afferenti all\u2019utilizzo dei diritti minerari, all\u2019affitto dei terreni e delle
\neventuali servit\u00f9 di passaggio connesse con le attivit\u00e0 Oil & Gas.
\n(14) Eni si avvale della possibilit\u00e0 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
\nmodico valore.
\n(15) Le non-lease component non sono generalmente oggetto di separata rilevazione, fatta eccezione per la componente servizio inclusa nel canone unico previsto dai principali contratti
\nafferenti alle attivit\u00e0 upstream (drilling rig).
\n(16) Differentemente, le altre tipologie di pagamenti variabili (ad es. canoni basati sull\u2019utilizzo del bene locato) non sono incluse nel valore di iscrizione della lease liability, ma sono rilevate
\na conto economico come costi operativi lungo la durata del contratto di leasing.
\n(17) I costi diretti iniziali sono costi incrementali sostenuti dal locatario per l\u2019ottenimento del leasing che non sarebbero stati sostenuti se il contratto di leasing non fosse stato
\nsottoscritto.
\n\n(18) L\u2019ammortamento \u00e8 effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e fino alla data pi\u00f9 recente tra: (i) il termine della vita utile del right-of-use asset; e (ii) la fine
\ndella durata del leasing. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la propriet\u00e0 dell\u2019asset locato al locatario alla fine della durata del leasing, o se il valore dell\u2019attivit\u00e0 per diritto di utilizzo
\nconsidera anche il fatto che il locatario eserciter\u00e0 l\u2019opzione di acquisto, il right-of-use asset \u00e8 ammortizzato sistematicamente lungo la vita utile dell\u2019asset sottostante.
\n
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\nDifferentemente, quando il contratto di leasing \u00e8 sottoscritto da tutti
\ni partecipanti all\u2019iniziativa mineraria, \u00e8 rilevata la quota di spettanza
\ndel right-of-use asset e della lease liability sulla base del working in-
\nterest detenuto.
\nNessuna rilevazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per leasing \u00e8 effettua-
\nta nei casi in cui Eni non sia considerata \u201cprimary responsible\u201d
\ndell\u2019adempimento delle obbligazioni del contratto di leasing e
\nnon sia ravvisabile, contrattualmente, la presenza di un sublease.
\nQuando i contratti di leasing sono posti in essere da societ\u00e0 non
\ncontrollate che svolgono il ruolo di operatore per conto delle societ\u00e0
\npartecipanti all\u2019iniziativa mineraria (c.d. operating company), coeren-
\ntemente con la previsione dei riaddebiti ai partecipanti dei costi con-
\nnessi con lo svolgimento delle attivit\u00e0, \u00e8 previsto il riconoscimento
\nnei bilanci dei partecipanti all\u2019iniziativa mineraria della propria quota
\ndi right-of-use asset e di lease liability sulla base del working interest
\ndefinito avuto riguardo alle previsioni, ove attendibilmente determi-
\nnabili, dell\u2019utilizzo dei beni assunti in leasing.
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nOPERAZIONI DI LEASING
\nPer quanto riguarda i contratti di leasing, la Direzione Aziendale ef-
\nfettua stime contabili ed esercita giudizi significativi con riferimento
\na: (i) la determinazione della durata dei leasing, tenendo conto di tutti
\ni fatti e circostanze che generano un incentivo economico, o meno,
\nall\u2019esercizio di eventuali opzioni di estensione e/o di risoluzione pre-
\nviste nel contratto; (ii) la determinazione del tasso di finanziamento
\nincrementale del locatario; (iii) l\u2019individuazione e, ove appropriato,
\nla separazione delle non-lease component, in assenza di un prezzo
\nstand-alone osservabile per tali componenti, tenendo anche conto
\ndi approfondimenti svolti con esperti esterni; (iv) la rilevazione dei
\ncontratti di leasing afferenti a mezzi utilizzati nelle attivit\u00e0 Oil & Gas
\n(principalmente drilling rig e FPSO) posti in essere in qualit\u00e0 di ope-
\nratore dell\u2019iniziativa mineraria intrapresa nell\u2019ambito di una joint ope-
\nration non incorporata avuto riguardo alle valutazioni sulla natura di
\n\u201cprimary responsible\u201d dell\u2019operatore e alla verifica dei rapporti con gli
\naltri partecipanti all\u2019iniziativa mineraria; (v) l\u2019identificazione dei paga-
\nmenti variabili e delle loro caratteristiche ai fini della stima per l\u2019inclu-
\nsione, o meno, nella determinazione della lease liability.
\n
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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n
\n
\nATTIVIT\u00c0 IMMATERIALI
\nLe attivit\u00e0 immateriali comprendono le attivit\u00e0 non monetarie prive di
\nconsistenza fisica identificabili, controllate dall\u2019impresa e in grado di
\nprodurre benefici economici futuri, nonch\u00e9 il goodwill. Le attivit\u00e0 im-
\nmateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati
\nal punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d. Non \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni,
\nneanche in applicazione di leggi specifiche.
\n\nLe attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate si-
\nstematicamente lungo la loro vita utile; per l\u2019ammortamento valgono
\ni criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\nIl goodwill e le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono
\noggetto di ammortamento. Per la recuperabilit\u00e0 del valore di iscri-
\nzione del goodwill e delle altre attivit\u00e0 immateriali valgono i criteri
\nindicati al punto \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d.
\n\nI costi connessi con l\u2019acquisizione di nuova clientela sono rilevati
\nall\u2019attivo patrimoniale purch\u00e9 ne sia dimostrata la recuperabilit\u00e0. Il
\nvalore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 immateriale afferente a tali costi con-
\ntrattuali \u00e8 ammortizzato su una base sistematica coerente con il
\ntrasferimento al cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed \u00e8
\nsottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0.
\n
\n\n\n\n\n\nI costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo tecnologico, ivi inclusi i costi per
\nlo sviluppo di progetti CCS (Carbon, Capture and Storage) antece-
\ndenti la costruzione dell\u2019infrastruttura fisica, sono rilevati all\u2019attivo
\npatrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo \u00e8
\nattendibilmente determinabile; (ii) vi \u00e8 l\u2019intenzione, la disponibilit\u00e0 di
\nrisorse finanziarie e la capacit\u00e0 tecnica a rendere l\u2019attivit\u00e0 disponibile
\nall\u2019uso o alla vendita; (iii) \u00e8 dimostrabile che l\u2019attivit\u00e0 sia in grado di
\nprodurre benefici economici futuri.
\nLe attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al momento
\ndella loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro
\n\u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8
\nrilevato a conto economico.
\n
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\n\n\n\n\n\n\n
\n\nIMPAIRMENT DELLE ATTIVIT\u00c0
\nNON FINANZIARIE
\nLa recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non finanziarie (attivit\u00e0 materiali, at-
\ntivit\u00e0 immateriali e right-of-use asset) \u00e8 verificata quando eventi o
\nmodifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione
\nin bilancio non sia recuperabile.
\nLa valutazione di recuperabilit\u00e0 \u00e8 effettuata per singola cash gene-
\nrating unit (di seguito anche \u201cCGU\u201d) rappresentata dal pi\u00f9 piccolo
\ninsieme identificabile di attivit\u00e0 che genera flussi di cassa in entrata
\nampiamente indipendenti da quelli generati da altre attivit\u00e0. Le CGU
\npossono includere i corporate asset, ossia attivit\u00e0 che non generano
\nflussi di cassa autonomi, ma che contribuiscono ai flussi di cassa di
\nuna pluralit\u00e0 di CGU; le quote di corporate asset sono attribuite ad
\nuna specifica CGU o, laddove non possibile, ad un aggregato pi\u00f9 am-
\npio di CGU su basi ragionevoli e coerenti. Con riferimento al goodwill,
\nla verifica \u00e8 effettuata, almeno annualmente e comunque quando
\nsi verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore,
\na livello del pi\u00f9 piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione
\nAziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell\u2019inve-
\nstimento che include il goodwill stesso. I right-of-use asset, che ge-
\nneralmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati
\nalla CGU a cui si riferiscono; i right-of-use asset che non sono speci-
\nficatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate asset. La
\nrecuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione delle common facility del setto-
\nre E&P \u00e8 verificata considerando il complesso dei valori recuperabili
\ndelle CGU che beneficiano dell\u2019infrastruttura comune.
\nLa recuperabilit\u00e0 \u00e8 verificata confrontando il valore di iscrizione con
\nil relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair
\nvalue, al netto dei costi di dismissione, e il valore d\u2019uso. Quest\u2019ul-
\ntimo \u00e8 determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\ndall\u2019uso della CGU e, se significativi e ragionevolmente determina-
\nbili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei
\ncosti di dismissione.
\nAi fini della verifica della recuperabilit\u00e0 di cash generating unit che
\nincludono right-of-use asset significativi, la determinazione del va-
\nlore d\u2019uso avviene, generalmente, escludendo dalla stima dei flussi
\ndi cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai paga-
\nmenti dei canoni di leasing considerati ai fini della determinazione
\ndella lease liability.
\nAi fini dell\u2019impairment test, si considerano anche gli esborsi che si
\nprevede di sostenere per assicurare la compliance con la normati-
\nva in materia di emissioni di CO
\n2
\n (ad es. Emission Trading Scheme)
\novvero che si prevede di sostenere su base volontaria (ad es. gli
\nesborsi connessi con i certificati forestali acquistati o prodotti in
\ncoerenza con la strategia di decarbonizzazione della societ\u00e0 - di
\nseguito anche \u201cforestry\u201d).
\nIn particolare, in sede di determinazione del valore d\u2019uso, avuto ri-
\nguardo agli obiettivi connessi con la strategia di decarbonizzazione
\nsono considerati gli esborsi per iniziative di forestry
\n19
\n ad integrazione
\ndelle previsioni degli esborsi operativi; al riguardo, anche considerato
\nche le iniziative forestali possono essere sviluppate in Paesi dove
\nnon \u00e8 presente Eni e tenuto conto della difficolt\u00e0 di operare un\u2019alloca-
\nzione, su basi ragionevoli e coerenti, alle differenti CGU del settore di
\nriferimento, i relativi esborsi, attualizzati, sono considerati a riduzione
\ndel complessivo headroom del settore E&P.
\nAi fini della determinazione del valore d\u2019uso, i flussi di cassa previsti
\nsono oggetto di attualizzazione ad un tasso che riflette le valutazioni
\ncorrenti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi spe-
\ncifici dell\u2019attivit\u00e0 non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In par-
\nticolare, il tasso di sconto utilizzato \u00e8 il Weighted Average Cost of
\nCapital (WACC) rettificato del rischio Paese specifico in cui si trova
\nla CGU oggetto di valutazione. La valorizzazione del rischio Paese
\nspecifico da includere nel tasso di sconto \u00e8 definita sulla base delle
\ninformazioni fornite da provider esterni. I WACC sono differenzia-
\nti in funzione della rischiosit\u00e0 espressa dai settori/business in cui
\nopera l\u2019attivit\u00e0. In particolare, per le attivit\u00e0 appartenenti al settore
\nGlobal Gas & LNG Portfolio (GGP), al business Chimica, al business
\nBiochemistry, al business Power, ai business E-Mobility, Retail Do-
\nmestic e Renewables, ai business Fuel Sales, Biomethane e Green
\nRefinery, al business Agri-Feedstock, al business CCUS e al business
\nEni Rewind, la rischiosit\u00e0 \u00e8 stata definita sulla base di un campione
\ndi societ\u00e0 comparabili. Per il settore E&P e il business REVT (Refining
\nEVolution and Transformation), la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata, in ma-
\nniera residuale, come differenza tra quella complessiva Eni e quel-
\nla degli altri settori/business. Il valore d\u2019uso \u00e8 determinato al netto
\ndell\u2019effetto fiscale in quanto questo metodo produce valori sostan-
\nzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa
\nal lordo delle imposte ad un tasso di sconto ante imposte derivato, in
\nvia iterativa, dal risultato della valutazione post imposte.
\nQuando il valore di iscrizione della CGU comprensivo del goodwill
\na essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svalu-
\ntazioni degli asset non correnti che fanno parte della cash genera-
\nting unit, \u00e8 superiore al valore recuperabile, la differenza \u00e8 oggetto
\ndi svalutazione ed \u00e8 attribuita in via prioritaria al goodwill fino a
\nconcorrenza del suo ammontare; l\u2019eventuale eccedenza della sva-
\nlutazione rispetto al goodwill \u00e8 imputata pro quota al valore di libro
\ndegli asset che costituiscono la CGU, fino all\u2019ammontare del relati-
\nvo valore recuperabile.
\nQuando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le at-
\ntivit\u00e0 sono rivalutate e la rettifica \u00e8 rilevata a conto economico; la
\nripresa di valore \u00e8 effettuata per un importo pari al minore tra il
\nvalore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni
\nprecedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamen-
\nto che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla
\nsvalutazione. Le svalutazioni del goodwill non sono oggetto di ri-
\npresa di valore
\n20
\n.
\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\nCONTRIBUTI IN CONTO CAPITALE
\nI contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevo-
\nle certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli organi
\ngovernativi concedenti per il loro ottenimento e sono rilevati a ridu-
\nzione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attivit\u00e0
\ncui si riferiscono.
\n
\n\n\n\n\nRIMANENZE
\nLe rimanenze, incluse le scorte d\u2019obbligo, sono valutate al minore
\ntra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di realizzo;
\nquest\u2019ultimo valore \u00e8 rappresentato dall\u2019ammontare che l\u2019impresa
\nsi attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento
\ndell\u2019attivit\u00e0, al netto dei costi stimati per il completamento e per re-
\nalizzare la vendita, ovvero, relativamente ai volumi di rimanenze di
\ngreggio e prodotti petroliferi sui quali insistono contratti di cessione
\ngi\u00e0 stipulati, dal prezzo di vendita pattuito. Le rimanenze derivanti da
\nacquisti operati nella prospettiva di una rivendita nel breve periodo
\ne dell\u2019ottenimento di benefici economici derivanti dalle fluttuazioni
\ndel prezzo sono valutate al fair value al netto dei costi di vendita con
\nimputazione degli effetti a conto economico. I materiali e gli altri beni
\ndi consumo posseduti per essere impiegati nel processo produttivo
\nnon sono oggetto di svalutazione qualora ci si attenda che i prodotti
\nfiniti nei quali verranno incorporati saranno venduti ad un prezzo tale
\nda consentire il recupero del costo sostenuto.
\nIl costo delle rimanenze di idrocarburi (greggio, condensati e gas na-
\nturale) e di prodotti petroliferi \u00e8 determinato applicando il metodo del
\ncosto medio ponderato su base trimestrale ovvero, quando la finalit\u00e0
\n
\n\n\n\n\n
\n\n(19) Per i criteri di rilevazione dei certificati forestali v. il punto \u201cCosti\u201d.
\n(20) La svalutazione del goodwill rilevata in un periodo infrannuale non \u00e8 oggetto di storno neppure nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti in un periodo infrannuale succes-
\nsivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n
\n
\n\ndi utilizzo e la velocit\u00e0 di rigiro (turnover) delle rimanenze di greggio
\ne prodotti petroliferi lo giustificano, su un differente arco temporale
\n(ad es. mensile); quello dei prodotti chimici \u00e8 determinato applicando
\nil costo medio ponderato su base annuale.
\nIn presenza di clausole di \u201ctake-or-pay\u201d all\u2019interno di contratti di ap-
\nprovvigionamento a lungo termine di gas naturale, i volumi di gas non
\nritirati che determinino l\u2019attivazione della clausola \u201cpay\u201d, valorizzati alle
\nformule di prezzo previste contrattualmente, sono rilevati nella voce
\n\u201cAltre attivit\u00e0\u201d come \u201cdeferred cost\u201d in contropartita alla voce \u201cDebiti
\ncommerciali e altri debiti\u201d ovvero all\u2019esborso effettuato per il relativo
\nregolamento. I deferred cost stanziati sono imputati a conto econo-
\nmico: (i) all\u2019atto dell\u2019effettivo ritiro del gas naturale, partecipando alla
\ndeterminazione del costo medio ponderato del magazzino; (ii) per la
\nparte non recuperabile quando si configura l\u2019impossibilit\u00e0 di ritirare il
\ngas precedentemente non prelevato, secondo le tempistiche contrat-
\ntualmente previste. Inoltre, i deferred cost stanziati sono oggetto di
\nvalutazione, al fine di verificarne la recuperabilit\u00e0 economica, confron-
\ntando il loro valore di iscrizione con il relativo valore netto di realizzo
\ndeterminato in analogia a quanto indicato per le rimanenze.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nIMPAIRMENT DELLE ATTIVIT\u00c0 NON FINANZIARIE
\nLa verifica della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non finanziarie dipende
\ndalle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi e al-
\ntamente incerti, tra i quali, l\u2019evoluzione dei prezzi delle commodity,
\nl\u2019evoluzione dei tassi di attualizzazione, le previsioni in merito ai costi
\ndi sviluppo e produzione, l\u2019impatto dell\u2019inflazione e dell\u2019evoluzione
\ntecnologica, le previsioni sui profili produttivi e sulle condizioni della
\ndomanda e dell\u2019offerta su scala globale o regionale anche in rela-
\nzione al processo di decarbonizzazione, gli impatti delle modifiche
\nnormative e regolamentari, ecc. La definizione delle CGU e l\u2019indivi-
\nduazione dell\u2019appropriato livello di raggruppamento delle stesse ai
\nfini della verifica della recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione del goo-
\ndwill, di corporate asset nonch\u00e9 di common facility nel settore E&P,
\nrichiedono l\u2019espressione di un giudizio da parte della Direzione Azien-
\ndale. In particolare, le CGU sono definite considerando, tra l\u2019altro, le
\nmodalit\u00e0 con cui il management controlla l\u2019attivit\u00e0 operativa (ad es.
\nper linee di business) o assume decisioni in merito a mantenere ope-
\nrativi o dismettere i beni e le attivit\u00e0 della societ\u00e0. Analoghe conside-
\nrazioni rilevano anche ai fini della verifica della recuperabilit\u00e0 fisica
\ndei deferred cost (v. anche punto \u201cRimanenze\u201d) afferenti ai volumi di
\ngas naturale non ritirati a fronte di contratti di approvvigionamento a
\nlungo termine che prevedono clausole di \u201ctake-or-pay\u201d.
\nI flussi di cassa attesi utilizzati per la definizione del valore recuperabi-
\nle sono quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento
\ndella stima sulla base di giudizi soggettivi sull\u2019andamento di variabili
\nfuture, quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili
\nproduttivi. Relativamente ai prezzi delle commodity, il management
\nassume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico-finan-
\nziarie e per la valutazione a vita intera degli investimenti, lo scenario
\nprezzi \u00e8 oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Ammini-
\nstrazione (v. punto \u201cStime contabili e giudizi significativi formulati per
\ntener conto degli impatti dei rischi climatici\u201d). Inoltre, la stima dei flussi
\ndi cassa futuri, che incorpora i trend di decarbonizzazione in atto e
\nquelli che prevedibilmente potranno delinearsi, \u00e8 effettuata tenendo
\nconto: (i) del percorso evolutivo del sistema energetico futuro, (ii) dei
\nfondamentali dei diversi mercati energetici; nonch\u00e9 (iii) del costante
\nbenchmark con le view di banche d\u2019affari e altri istituti specializzati.
\nNel caso dell\u2019attivit\u00e0 mineraria, i flussi di cassa attesi sono stimati
\nsulla base del complesso delle riserve certe e probabili, nonch\u00e9, tra
\nl\u2019altro, dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla
\nproduzione. In limitati casi (ad es. per i titoli minerari acquisiti da ter-
\nzi in sede di business combination), i flussi di cassa attesi tengono
\nconto anche delle riserve possibili opportunamente rischiate, laddo-
\nve considerate ai fini della determinazione del corrispettivo pagato.
\nLa stima del futuro livello di produzione \u00e8 basata su assunzioni re-
\nlative al prezzo futuro delle commodity, ai costi operativi, ai costi di
\nsviluppo ed estrazione, al declino dei campi e altri fattori. Maggiori
\ndettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determina-
\nzione del valore recuperabile delle attivit\u00e0 non finanziarie sono forniti
\nnella nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attivit\u00e0 ma-
\nteriali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing. Variabilit\u00e0 dei
\nrisultati agli scenari di decarbonizzazione.
\n
\n
\n\n\n\n\n
\nSTRUMENTI FINANZIARI
\n\nATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nIn funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di bu-
\nsiness adottato per la relativa gestione, le attivit\u00e0 finanziarie detenute
\ndal Gruppo sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attivit\u00e0 finan-
\nziarie valutate al costo ammortizzato; e (ii) attivit\u00e0 finanziarie valutate
\nal fair value con imputazione degli effetti a conto economico.
\nLa rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le attivi-
\nt\u00e0 finanziarie diverse da quelle valutate al fair value con imputazione
\ndegli effetti a conto economico, dei costi di transazione direttamente
\nattribuibili. Per i crediti commerciali privi di una significativa compo-
\nnente finanziaria, il valore di rilevazione iniziale \u00e8 rappresentato dal
\nprezzo della transazione.
\nSuccessivamente alla rilevazione iniziale, le attivit\u00e0 finanziarie che
\ngenerano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente
\ndi pagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortiz-
\nzato se possedute con la finalit\u00e0 di incassarne i flussi di cassa con-
\ntrattuali (c.d. business model hold to collect). Per le attivit\u00e0 finanzia-
\nrie valutate al costo ammortizzato sono rilevati a conto economico
\ngli interessi attivi determinati sulla base del tasso di interesse effet-
\ntivo, le differenze di cambio e le svalutazioni
\n21
\n (v. punto \u201cSvalutazioni
\ndi attivit\u00e0 finanziarie\u201d).
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n(21) I crediti e le altre attivit\u00e0 finanziarie valutati al costo ammortizzato sono esposti al netto del relativo fondo svalutazione.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n\n
\n\nLe attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non va-
\nlutate al costo ammortizzato sono valutate al fair value con imputa-
\nzione degli effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in
\ntale categoria le attivit\u00e0 finanziarie possedute con finalit\u00e0 di trading
\nnonch\u00e9 i portafogli di attivit\u00e0 finanziarie gestiti e monitorati sulla
\nbase del relativo fair value.
\n\n\n\n Gli interessi attivi maturati su tali attivit\u00e0
\nfinanziarie concorrono alla valutazione complessiva del relativo fair
\nvalue e sono rilevati, all\u2019interno dei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, nella
\nsottovoce \u201cProventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair
\nvalue con effetti a conto economico\u201d.
\nQuando l\u2019acquisto o la vendita di attivit\u00e0 finanziarie avviene secondo
\nun contratto che prevede il regolamento dell\u2019operazione e la conse-
\ngna dell\u2019attivit\u00e0 entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli
\norgani di controllo del mercato o da convenzioni del mercato (ad es.
\nacquisto di titoli su mercati regolamentati), l\u2019operazione \u00e8 rilevata alla
\ndata del regolamento.
\n
\n\n\n\n\nDISPONIBILIT\u00c0 LIQUIDE ED EQUIVALENTI
\nLe disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti comprendono la cassa, i de-
\npositi a vista, nonch\u00e9 le attivit\u00e0 finanziarie originariamente esigibili,
\ngeneralmente, entro 3 mesi, prontamente convertibili in cassa e sot-
\ntoposte ad un irrilevante rischio di variazione di valore.
\n
\n\n\n\n\n
\n\nSVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLa valutazione della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 finanziarie rappre-
\nsentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL \u00e8 effettuata
\nsulla base del c.d. expected credit loss model
\n22
\n.
\nIn particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sul-
\nla base del prodotto tra: (i) l\u2019esposizione vantata verso la controparte
\nal netto delle relative mitiganti (c.d. Exposure At Default o EAD); (ii)
\nla probabilit\u00e0 che la controparte non ottemperi alla propria obbliga-
\nzione di pagamento (c.d. Probability of Default o PD); (iii) la stima,
\nin termini percentuali, della quantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a
\nrecuperare in caso di default (c.d. Loss Given Default o LGD) definita,
\nsulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacit\u00e0 di
\nrecupero) e delle possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni
\nstragiudiziali, contenziosi legali, ecc.).
\nCon riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la de-
\nterminazione della Probability of Default delle controparti sono
\nstati adottati i rating interni, gi\u00e0 utilizzati ai fini dell\u2019affidamento
\ncommerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di
\nback-testing; per le controparti rappresentate da Entit\u00e0 Statali, ed
\nin particolare per le National Oil Company, la Probability of Default,
\nrappresentata essenzialmente dalla probabilit\u00e0 di un ritardato pa-
\ngamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale dato di input, i country
\nrisk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per
\nl\u2019impairment degli asset non finanziari. Per la clientela per la qua-
\nle non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese \u00e8
\nbasata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove oppor-
\ntuno, i crediti in cluster di clientela omogenei ai quali applicare per-
\ncentuali di svalutazione definite sulla base dell\u2019esperienza di perdite
\npregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazio-
\nni previsionali in merito al rischio di credito della controparte o di
\ncluster di controparti
\n23
\n.
\nTenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si consi-
\nderano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni
\novvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per
\nle quali sono in corso azioni di ristrutturazione/rinegoziazione. Sono
\ndefinite in contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati
\no si \u00e8 in procinto di attivare interventi di recupero del credito tramite
\nprocedimenti legali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali
\ne degli altri crediti sono rilevate nel conto economico, al netto delle
\neventuali riprese di valore, nella voce \u201cRiprese di valore (svalutazioni)
\nnette di crediti commerciali e altri crediti\u201d.
\nLa recuperabilit\u00e0 dei crediti finanziari concessi a societ\u00e0 collegate
\ne joint venture, il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile
\nnel prevedibile futuro, e che nella sostanza rappresentano un ul-
\nteriore investimento nelle stesse, \u00e8 valutata, in primo luogo, sulla
\nbase dell\u2019expected credit loss model e, in secondo luogo, unita-
\nmente alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata/joint venture, ap-
\nplicando i criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\nIn applicazione dell\u2019expected credit loss model non si considerano
\nle eventuali rettifiche del valore di iscrizione dei long-term interest
\nderivanti dall\u2019applicazione dei criteri indicati nel punto \u201cMetodo del
\npatrimonio netto\u201d.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nSVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLa quantificazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie comporta
\nvalutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti
\nquali, tra l\u2019altro, la probabilit\u00e0 di default delle controparti (PD), la valu-
\ntazione delle eventuali mitiganti dell\u2019esposizione, la previsione sulla
\nquantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in caso di default
\n(LGD), nonch\u00e9 il processo di clusterizzazione della clientela.
\nMaggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la de-
\nterminazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie sono forniti nella
\nnota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.
\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\nPARTECIPAZIONI MINORITARIE
\nLe attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di partecipazioni minoritarie, in
\nquanto non possedute per finalit\u00e0 di trading, sono valutate al fair va-
\nlue con imputazione degli effetti nella riserva di patrimonio netto che
\naccoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo, senza previsione
\ndel loro rigiro a conto economico in caso di realizzo; differentemente,
\n\n
\n\n(22) L\u2019expected credit loss model si applica anche: (i) ai contratti di garanzia finanziaria emessi non valutati al FVTPL; nonch\u00e9 (ii) ai contratti di performance guarantee emessi. Le
\nexpected credit loss rilevate con riferimento alle garanzie emesse non sono rilevanti.
\n(23) Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, \u00e8 normalmente assunta la piena capacit\u00e0 di recupero in considerazione, tra l\u2019altro, della struttura finanziaria centra-
\nlizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia finanziarie che patrimoniali.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
\ni dividendi provenienti da tali partecipazioni sono rilevati a conto eco-
\nnomico alla voce \u201cProventi (oneri) su partecipazioni\u201d a meno che non
\nrappresentino chiaramente un recupero di parte del costo dell\u2019inve-
\nstimento. La valutazione al costo di una partecipazione minoritaria
\n\u00e8 consentita nei limitati casi in cui il costo rappresenti un\u2019adeguata
\nstima del fair value.
\n\n
\nPASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe passivit\u00e0 finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate
\ninizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi
\ndi transazione direttamente attribuibili, e sono successivamente va-
\nlutate al costo ammortizzato.
\nLe obbligazioni sustainability-linked, ossia obbligazioni caratteriz-
\nzate da un potenziale incremento del relativo tasso di interesse per
\nriflettere le performance dell\u2019emittente in termini di raggiungimento
\ndi obiettivi di sostenibilit\u00e0 (c.d. metrica ESG), sono valutate al co-
\nsto ammortizzato. La variazione del tasso di interesse comporta
\ngeneralmente un aggiornamento prospettico del tasso di interesse
\neffettivo. L\u2019emissione di un prestito obbligazionario convertibile in
\nazioni dell\u2019emittente (privo di opzioni sostanziali di regolamento
\nalternativo per cassa) determina la separata rilevazione delle com-
\nponenti dello strumento rappresentate dalla componente debito,
\nvalutata al costo ammortizzato, e dall\u2019opzione di conversione in
\nazione dell\u2019emittente, rilevata a patrimonio netto. Eventuali costi di
\ntransazione sono ripartiti proporzionalmente tra la passivit\u00e0 finan-
\nziaria e lo strumento di equity.
\n\nGIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe societ\u00e0 del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori
\naccordi di supplier finance arrangement (supply chain finance,
\npayable finance, reverse factoring e accordi similari) funzionali
\nall\u2019ottenimento di dilazioni di pagamento rispetto ai termini origi-
\nnari, senza prevedere il necessario ed automatico coinvolgimen-
\nto di un intermediario finanziario. In tali fattispecie, la Direzione
\nAziendale esprime un giudizio in merito alla possibilit\u00e0 di conti-
\nnuare a classificare i debiti verso il fornitore come commerciali/
\nrelativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento ovvero di riclassificarli come
\ndebiti finanziari. Ai fini dell\u2019espressione di tale giudizio, la Direzio-
\nne Aziendale tiene conto dei termini di pagamento rispetto alla
\nprassi del settore di riferimento, dell\u2019eventuale rilascio di garanzie
\naggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza utile ai fini della va-
\nlutazione. La classificazione del debito come di natura finanziaria
\ndetermina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del
\ndebito, una variazione non monetaria, senza impatti sul rendicon-
\nto finanziario; (ii) all\u2019atto del regolamento, la presentazione del re-
\nlativo esborso nell\u2019ambito del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di
\nfinanziamento.
\nCon riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Direzione
\nAziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa ave-
\nre impatti sulle operations tali da pregiudicare la capacit\u00e0 reddituale
\ndell\u2019emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nSTRUMENTI FINANZIARI DERIVATI
\nE HEDGE ACCOUNTING
\nGli strumenti finanziari derivati sono attivit\u00e0 e passivit\u00e0 rilevate e va-
\nlutate al fair value.
\nNell\u2019ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestione
\ndel rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura ri-
\nchiede: (i) la verifica dell\u2019esistenza di una relazione economica tra
\nl\u2019oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare
\nle relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione
\nnon sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la
\ndefinizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione
\ndel rischio, nell\u2019ambito della strategia di risk management definita,
\neffettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento
\n(rebalancing). Le modifiche degli obiettivi di risk management, il ve-
\nnir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione
\ndelle operazioni come di copertura ovvero l\u2019attivazione di operazioni
\ndi ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, to-
\ntale o parziale, della copertura.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value de-
\ngli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. coper-
\ntura della variabilit\u00e0 del fair value di attivit\u00e0/passivit\u00e0 a tasso fisso),
\nessi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto
\neconomico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono
\nadeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value
\nassociate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di
\nun diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipo-
\nlogia di strumento.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa
\ndegli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. coper-
\ntura della variabilit\u00e0 dei flussi di cassa di attivit\u00e0/passivit\u00e0 per effetto
\ndelle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei
\nderivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva
\ndi patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile com-
\nplessivo e successivamente imputate a conto economico coeren-
\ntemente agli effetti economici prodotti dall\u2019operazione coperta. Nel
\ncaso di copertura di transazioni future che comportano l\u2019iscrizione
\ndi un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 non finanziaria, le variazioni cumulate
\ndel fair value dei derivati di copertura, rilevate nel patrimonio netto,
\nsono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0/passivit\u00e0
\nnon finanziaria oggetto della copertura (c.d. basis adjustment).
\nLe variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di
\ninteresse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico
\n\u201cProventi (oneri) finanziari\u201d; differentemente, le variazioni del fair va-
\nlue degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity
\nsono rilevate nella voce di conto economico \u201cAltri proventi (oneri)
\noperativi\u201d.
\nI derivati impliciti, incorporati all\u2019interno di attivit\u00e0 finanziarie, non
\nsono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l\u2019intero stru-
\nmento ibrido \u00e8 classificato in base ai criteri generali previsti per le
\nattivit\u00e0 finanziarie (v. punto \u201cAttivit\u00e0 finanziarie\u201d). Differentemente, i
\nderivati impliciti incorporati all\u2019interno di passivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
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\n
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\n\n
\n\nal costo ammortizzato e/o attivit\u00e0 non finanziarie, sono scorporati
\nse le caratteristiche economiche e i rischi del derivato implicito non
\nsono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi
\ndel contratto principale. La verifica dell\u2019esistenza di derivati impliciti
\nda scorporare e valutare separatamente \u00e8 effettuata al momento in
\ncui l\u2019impresa entra a far parte del contratto e, successivamente, in
\npresenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino
\nsignificative variazioni dei flussi di cassa generati dallo stesso.
\nGli effetti economici delle transazioni relative all\u2019acquisto o vendita di
\ncommodity, stipulate a fronte di esigenze dell\u2019impresa per il normale
\nsvolgimento dell\u2019attivit\u00e0 e per le quali \u00e8 previsto il regolamento attra-
\nverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza
\neconomica (c.d. own use exemption).
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\nCOMPENSAZIONE DI ATTIVIT\u00c0
\nE PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie sono compensate nello stato pa-
\ntrimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione, cor-
\nrentemente esercitabile, e si ha l\u2019intenzione di regolare il rapporto
\nsu base netta (ovvero di realizzare l\u2019attivit\u00e0 e contemporaneamente
\nestinguere la passivit\u00e0).
\n
\n\n\n\n\nELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVIT\u00c0
\nE PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe attivit\u00e0 finanziarie cedute sono eliminate quando i diritti contrat-
\ntuali connessi all\u2019ottenimento dei flussi di cassa associati allo stru-
\nmento finanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passivit\u00e0
\nfinanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l\u2019obbli-
\ngazione specificata nel contratto \u00e8 adempiuta, cancellata o scaduta.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nFONDI, PASSIVIT\u00c0 E ATTIVIT\u00c0 POTENZIALI
\nGli accantonamenti per fondi per rischi e oneri sono rilevati quando:
\n(i) esiste un\u2019obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un
\nevento passato; (ii) \u00e8 probabile che l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione
\nsia oneroso; (iii) l\u2019ammontare dell\u2019obbligazione pu\u00f2 essere stimato
\nattendibilmente.
\nGli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della mi-
\ngliore stima dell\u2019ammontare che l\u2019impresa razionalmente paghereb-
\nbe per estinguere l\u2019obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data
\ndi chiusura dell\u2019esercizio; gli accantonamenti relativi a contratti one-
\nrosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l\u2019adempimento
\ndell\u2019obbligazione, al netto dei benefici economici attesi derivanti dal
\ncontratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l\u2019effet-
\nto finanziario del tempo \u00e8 significativo e le date di pagamento delle
\nobbligazioni sono attendibilmente stimabili, l\u2019accantonamento \u00e8 de-
\nterminato attualizzando i flussi di cassa attesi determinati tenendo
\nconto dei rischi associati all\u2019obbligazione; l\u2019adeguamento del fondo
\nconnesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto economico alla
\nvoce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\nI costi che l\u2019impresa prevede di sostenere per attuare programmi di
\nristrutturazione sono iscritti nell\u2019esercizio in cui viene definito formal-
\nmente il programma e si \u00e8 generata nei soggetti interessati la valida
\naspettativa che la ristrutturazione avr\u00e0 luogo.
\nI fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni del-
\nle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizza-
\nzione; le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce che ha
\nprecedentemente accolto l\u2019accantonamento. Nelle note al bilancio
\nsono oggetto di illustrazione le passivit\u00e0 potenziali rappresentate da:
\n(i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati, la cui esistenza
\nsar\u00e0 confermata solo al verificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri
\nincerti non totalmente sotto il controllo dell\u2019impresa; (ii) obbligazioni
\nattuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non pu\u00f2 essere
\nstimato attendibilmente o il cui adempimento \u00e8 probabile che non
\nsia oneroso. Le attivit\u00e0 potenziali, ossia attivit\u00e0 possibili che deri-
\nvano da eventi passati e la cui esistenza sar\u00e0 confermata solo dal
\nverificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri incerti non totalmente
\nsotto il controllo dell\u2019impresa, non sono rilevate in bilancio salvo che
\nl\u2019ottenimento dei relativi benefici sia virtualmente certo. Nel caso in
\ncui l\u2019ottenimento dei benefici sia probabile, le attivit\u00e0 potenziali sono
\nillustrate nelle note al bilancio. Le attivit\u00e0 potenziali sono periodica-
\nmente riesaminate al fine di valutare la probabilit\u00e0, nonch\u00e9 la virtuale
\ncertezza, di ottenere benefici economici da parte dell\u2019impresa.
\nFONDI PER LO SMANTELLAMENTO
\nE IL RIPRISTINO DEI SITI
\nLe passivit\u00e0 connesse allo smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e
\nal ripristino dei siti al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione sono rilevate,
\nal verificarsi delle condizioni indicate al punto \u201cFondi, passivit\u00e0 e atti-
\nvit\u00e0 potenziali\u201d, in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono.
\nL\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato
\na conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d. I fondi sono
\nvalutati periodicamente per tener conto dell\u2019aggiornamento dei costi
\nda sostenere, dei vincoli contrattuali, delle disposizioni legislative e
\ndelle prassi vigenti nel Paese dove sono ubicate le attivit\u00e0 materiali.
\nLe eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate generalmen-
\nte in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono; al riguardo, se la
\nvariazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al
\nvalore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 a cui si riferisce, l\u2019eccedenza \u00e8 rilevata
\na conto economico.
\nFONDI PER RISCHI AMBIENTALI
\nLe passivit\u00e0 ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni at-
\ntuali, legali o implicite, connesse a interventi di bonifica ambientale e
\ndi ripristino dello stato dei suoli e delle falde delle aree di propriet\u00e0 o
\nin concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati
\no in fase di ristrutturazione, semprech\u00e9 la bonifica sia considerata
\nprobabile e i relativi costi e tempistiche di sostenimento possano es-
\nsere attendibilmente stimati. La passivit\u00e0 \u00e8 valutata sulla base dei
\ncosti che si presume di sostenere per adempiere all\u2019obbligazione in
\nrelazione alla situazione esistente alla data di bilancio, tenendo con-
\nto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si
\n\u00e8 a conoscenza.
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\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nFONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI,
\nPASSIVIT\u00c0 AMBIENTALI E ALTRI FONDI
\nEni sostiene delle passivit\u00e0 significative connesse agli obblighi di
\nsmantellamento delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino ambientale dei
\nterreni o del fondo marino al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione. La
\nstima dell\u2019ammontare e del timing dei costi futuri di smantellamento
\ne di ripristino \u00e8 un processo complesso e richiede l\u2019apprezzamento e
\nil giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passivit\u00e0
\nda sostenersi a distanza di molti anni per l\u2019adempimento di obblighi
\ndi smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti
\nda leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre,
\nquesti obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche
\ne dei costi di smantellamento e di ripristino, nonch\u00e9 della continua
\nevoluzione della sensibilit\u00e0 politica e pubblica in materia di salute e
\ndi tutela ambientale.
\nIl fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie,
\nessenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termi-
\nne dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria
\ndei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore
\nExploration & Production.
\nLe passivit\u00e0 di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori
\noperativi, tenuto conto dell\u2019indeterminatezza in merito all\u2019eventuale
\nabbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristi-
\nno degli asset nonch\u00e9 delle strategie di riconversione degli impianti
\nper l\u2019ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando \u00e8
\npossibile effettuare un\u2019attendibile stima dei costi di abbandono op-
\nportunamente attualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiun-
\ngere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere
\nla rilevazione di tali passivit\u00e0.
\nEni \u00e8 soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019am-
\nbiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le
\nleggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle
\nattivit\u00e0 nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attivit\u00e0 svol-
\nte. I relativi costi sono accantonati quando \u00e8 probabile l\u2019esistenza di
\nuna passivit\u00e0 onerosa e l\u2019ammontare pu\u00f2 essere stimato attendibil-
\nmente. Al riguardo, con riferimento al trattamento delle acque di falda,
\nla valorizzazione del know-how maturato sui trend di contaminazione
\ndelle acque nonch\u00e9 le posizioni delle autorit\u00e0 competenti consento-
\nno la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di
\nesercizio degli impianti di trattamento delle acque di falda e, pertanto,
\ndegli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.
\nL\u2019attendibile determinabilit\u00e0 \u00e8 verificata sulla base delle informazio-
\nni disponibili quali, a titolo di esempio, l\u2019approvazione o la presen-
\ntazione dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero
\nl\u2019assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni
\nquando supportato da adeguate stime. Sebbene Eni attualmente
\nnon ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti
\nsul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della normativa
\nambientale \u2013 anche tenuto conto degli interventi gi\u00e0 effettuati, delle
\npolizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati \u2013 tutta-
\nvia non pu\u00f2 essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in
\nulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9,
\nallo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti
\ndei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la
\npossibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle
\ncaratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti de-
\nrivanti dall\u2019applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali
\neffetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente; (iv) gli
\neffetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento am-
\nbientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare
\nle eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di
\naltri soggetti e ai possibili indennizzi.
\nPeraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi
\nbonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima
\nsono connessi alla definizione: (i) dell\u2019orizzonte temporale necessa-
\nrio alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi
\nper le attivit\u00e0 di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione.
\nOltre a rilevare le passivit\u00e0 ambientali, gli obblighi di rimozione delle
\nattivit\u00e0 materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti
\nconnessi prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La sti-
\nma degli accantonamenti in queste materie \u00e8 frutto di un processo
\ncomplesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione
\nAziendale.
\n
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\n\n\n\n\nBENEFICI PER I DIPENDENTI
\nI benefici per i dipendenti sono le remunerazioni erogate dall\u2019impresa
\nin cambio dell\u2019attivit\u00e0 lavorativa svolta dal dipendente o in virt\u00f9 della
\ncessazione del rapporto di lavoro.
\nI benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di
\npiani, ancorch\u00e9 non formalizzati, che in funzione delle loro caratte-
\nristiche sono distinti in piani \u201ca contributi definiti\u201d e piani \u201ca benefici
\ndefiniti\u201d.
\nNei piani a contributi definiti l\u2019obbligazione dell\u2019impresa, limitata
\nal versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a
\nun\u2019entit\u00e0 giuridicamente distinta (c.d. fondo), \u00e8 determinata sulla
\nbase dei contributi dovuti.
\nLa passivit\u00e0 relativa ai piani a benefici definiti, al netto delle even-
\ntuali attivit\u00e0 al servizio del piano, \u00e8 determinata sulla base di ipotesi
\nattuariali ed \u00e8 rilevata per competenza coerentemente al periodo
\nlavorativo necessario all\u2019ottenimento dei benefici. Gli interessi netti
\n(c.d. net interest) comprendono gli interessi passivi sulla passivit\u00e0
\ne gli interessi attivi sulle attivit\u00e0 a servizio del piano. Il net interest \u00e8
\ndeterminato applicando alla passivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0
\nal servizio del piano, il tasso di sconto definito per la stessa ed \u00e8
\nrilevato tra i \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\nPer i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell\u2019utile com-
\nplessivo le variazioni di valore della passivit\u00e0 netta (c.d. rivalutazioni)
\nderivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a variazioni delle ipo-
\ntesi attuariali utilizzate o a rettifiche basate sull\u2019esperienza passata,
\ne dal rendimento delle attivit\u00e0 al servizio del piano differente dalla
\ncomponente inclusa nel net interest. Le rivalutazioni della passivit\u00e0
\n
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\nnetta per benefici definiti, rilevate nella riserva di patrimonio netto
\nche accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo, non sono
\nsuccessivamente riclassificate a conto economico.
\nLe obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono determina-
\nte adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle rivalutazioni
\nsono rilevati interamente a conto economico.
\n\nLe passivit\u00e0 per benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione anti-
\ncipata del rapporto di lavoro (c.d. passivit\u00e0 per termination benefit)
\nsono iscritte nella data pi\u00f9 immediata tra le seguenti: (a) il momento
\nin cui l\u2019impresa non \u00e8 pi\u00f9 in grado di ritirare l\u2019offerta di tali benefici
\nofferti ai dipendenti; e (b) il momento in cui l\u2019impresa rileva i costi
\ndi una ristrutturazione che implica il pagamento di benefici dovuti
\nper la cessazione del rapporto di lavoro. Tali passivit\u00e0 sono valutate
\nsulla base della natura del beneficio concesso. In particolare, quando
\ni benefici concessi rappresentano un miglioramento di altri benefici
\nsuccessivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai di-
\npendenti, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le disposizioni pre-
\nviste per tale tipologia di benefici. Differentemente, la passivit\u00e0 per
\ntermination benefit \u00e8 determinata applicando le disposizioni previ-
\nste: (i) per i benefici a breve termine, se ci si attende che i termination
\nbenefit siano corrisposti ai dipendenti interamente entro dodici mesi
\ndalla data di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono stati rilevati; o (ii) per i
\nbenefici a lungo termine se ci si attende che i termination benefit non
\nsiano corrisposti ai dipendenti interamente entro i dodici mesi dalla
\ndata di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono stati rilevati.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\nPAGAMENTI BASATI SU AZIONI
\nIl costo lavoro include, coerentemente alla natura sostanziale di re-
\ntribuzione che assume, il costo dei piani di incentivazione con pa-
\ngamento basato su azioni (Piani di Incentivazione dei dirigenti con
\nazioni Eni e Piano di Azionariato Diffuso).
\nCon riferimento ai Piani di Incentivazione dei dirigenti con azioni Eni,
\nil costo dell\u2019incentivazione \u00e8 determinato con riferimento al fair value
\ndegli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni che
\nsaranno effettivamente assegnate; la quota di competenza dell\u2019eser-
\ncizio \u00e8 determinata pro rata temporis lungo il vesting period, ossia il
\nperiodo intercorrente tra la data dell\u2019attribuzione (c.d. grant date) e
\nla data di assegnazione. Il fair value delle azioni sottostanti il piano
\ndi incentivazione \u00e8 determinato alla grant date tenendo conto delle
\nprevisioni in merito al raggiungimento dei parametri di performan-
\nce associati a condizioni di mercato (ad es. Total Shareholder Re-
\nturn) e non \u00e8 oggetto di rettifica negli esercizi successivi; quando
\nl\u2019ottenimento del beneficio \u00e8 connesso anche a condizioni diverse
\nda quelle di mercato, la stima relativa a tali condizioni \u00e8 riflessa ade-
\nguando, lungo il vesting period, il numero di azioni che si prevede
\nsaranno effettivamente assegnate. Al termine del vesting period, nel
\ncaso in cui il piano non assegni azioni ai partecipanti per il mancato
\nraggiungimento delle condizioni di performance, la quota del costo
\nafferente alle condizioni di mercato non \u00e8 oggetto di reversal a conto
\neconomico. Analogo trattamento \u00e8 adottato con riferimento al Piano
\ndi Azionariato Diffuso il cui costo, determinato sulla base del fair va-
\nlue delle azioni alla data di assegnazione, \u00e8 ripartito lungo il periodo
\ntemporale (triennio) previsto affinch\u00e9 il dipendente possa acquisire
\nla piena totalit\u00e0 e disponibilit\u00e0 delle azioni assegnate.
\n\n
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nBENEFICI PER I DIPENDENTI E PAGAMENTI
\nBASATI SU AZIONI
\nI piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e
\ndi ipotesi attuariali. Le principali assunzioni utilizzate per la quan-
\ntificazione di tali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi
\ndi sconto e di inflazione si basano sui tassi che maturano su titoli
\nobbligazionari corporate di elevata qualit\u00e0 (ovvero, in assenza di un
\n\u201cdeep market\u201d di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle
\naspettative inflazionistiche dell\u2019area valutaria di riferimento; (ii) il li-
\nvello delle retribuzioni future \u00e8 determinato sulla base di elementi
\nquali le aspettative inflazionistiche, la produttivit\u00e0, gli avanzamenti
\ndi carriera e di anzianit\u00e0; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie
\n\u00e8 determinato sulla base di elementi quali l\u2019andamento presente e
\npassato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni
\nsulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni di
\nsalute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi
\nsanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima
\ndell\u2019andamento di variabili, quali ad esempio la mortalit\u00e0, il turnover e
\nl\u2019invalidit\u00e0 relative alla popolazione degli aventi diritto.
\nNormalmente, il valore della passivit\u00e0 (attivit\u00e0) netta dei piani per
\nbenefici ai dipendenti varia in funzione delle c.d. rivalutazioni rappre-
\nsentate, tra l\u2019altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate,
\ndalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e
\nquelle che si sono effettivamente realizzate e dal differente rendi-
\nmento delle attivit\u00e0 al servizio del piano rispetto a quello considerato
\nnel net interest.
\nAnalogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair
\nvalue degli strumenti finanziari, l\u2019utilizzo di tecniche di valutazione
\ncomplesse e l\u2019identificazione tramite l\u2019esercizio di giudizi articolati
\ne/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione caratterizza-
\nno inoltre la stima del valore di mercato delle azioni sottostanti i piani
\ndi incentivazione. Maggiori dettagli in merito ai piani di incentivazio-
\nne dei dirigenti con azioni Eni sono forniti nella nota n. 30 - Costi.
\n
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\n\n\n\n\n
\nSTRUMENTI DI EQUITY
\n\nAZIONI PROPRIE
\nLe azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio dei piani di
\nincentivazione azionaria e del Piano di Azionariato Diffuso, sono ri-
\nlevate al costo e iscritte a riduzione del patrimonio netto. Gli effetti
\neconomici derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati
\nnel patrimonio netto.
\n
\n\n\n\nOBBLIGAZIONI IBRIDE
\nLe obbligazioni subordinate ibride perpetue sono classificate in bi-
\nlancio come strumenti di equity, tenuto conto della circostanza che
\n
\n\n\n\n
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\n
\n\nla societ\u00e0 emittente ha il diritto incondizionato di differire, fino alla
\ndata della propria liquidazione, il rimborso del capitale e il pagamen-
\nto delle cedole
\n24
\n. Pertanto, il valore ricevuto dai sottoscrittori di tali
\nstrumenti, al netto dei relativi costi di emissione, \u00e8 rilevato ad incre-
\nmento del patrimonio netto di Gruppo; di converso, i rimborsi del ca-
\npitale e i pagamenti delle cedole dovute (al momento in cui sorge
\nla relativa obbligazione contrattuale) sono rilevati a decremento del
\npatrimonio netto di Gruppo.
\n
\n\n\n\n\n
\n
\nRICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
\nI ricavi da contratti con la clientela sono rilevati al soddisfacimento
\ndella relativa performance obligation, ossia all\u2019atto del trasferimento
\nal cliente del bene o servizio promesso; il trasferimento si considera
\ncompletato quando il cliente ottiene il controllo del bene o del ser-
\nvizio, che pu\u00f2 avvenire nel continuo (over time) o in uno specifico
\nmomento temporale (at a point in time). Con riferimento ai prodotti
\nvenduti pi\u00f9 rilevanti per Eni, il momento del riconoscimento dei ricavi
\ncoincide generalmente:
\n\u2022 per i greggi, con la spedizione;
\n\u2022 per il gas naturale, il GNL e l\u2019energia elettrica, con la consegna al
\ncliente;
\n\u2022 per i prodotti petroliferi venduti sul mercato rete, con la consegna
\nalle stazioni di servizio; per le altre vendite di prodotti petroliferi, con
\nla spedizione;
\n\u2022 per i prodotti chimici e per gli altri prodotti venduti, con la spedizione.
\nI ricavi derivanti dalla vendita del greggio e del gas naturale prodot-
\nti in campi dove Eni detiene un interesse congiuntamente con altri
\nproduttori sono iscritti sulla base delle quantit\u00e0 effettivamente ven-
\ndute (sales method); i costi sono rilevati coerentemente alle quantit\u00e0
\nvendute.
\nI ricavi sono rilevati per l\u2019ammontare pari al fair value del corrispetti-
\nvo a cui l\u2019impresa ritiene di aver diritto in cambio dei beni e/o servizi
\npromessi al cliente, con esclusione degli importi incassati per conto
\ndi terzi.
\nIn presenza di un corrispettivo variabile, l\u2019impresa stima l\u2019ammon-
\ntare del corrispettivo a cui avr\u00e0 diritto in cambio del trasferimento
\ndei beni e/o servizi promessi al cliente; in particolare, l\u2019ammontare
\ndel corrispettivo pu\u00f2 variare in presenza di sconti, rimborsi, incentivi,
\nconcessioni sul prezzo, bonus di performance, penalit\u00e0 o qualora il
\nprezzo stesso dipenda dal verificarsi o meno di taluni eventi futuri.
\n\nSe un contratto assegna al cliente un\u2019opzione ad acquistare beni o
\nservizi aggiuntivi, gratuitamente o a prezzi scontati (ad es. incentivi
\ndi vendita, punti premio del cliente, ecc.), tale opzione rappresenta
\nuna performance obligation distinta del contratto solo se l\u2019opzione
\nattribuisce al cliente un diritto significativo che non potrebbe vantare
\nse non avesse sottoscritto il contratto.
\n
\n\n\nLe permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto non
\nrappresentative di operazioni di vendita, non determinano la rileva-
\nzione di ricavi.
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nRICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
\nI ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela retail com-
\nprendono lo stanziamento per le forniture intervenute tra la data
\ndell\u2019ultima lettura (effettiva o stimata) dei consumi fatturata e il ter-
\nmine dell\u2019esercizio. Tali stanziamenti tengono conto delle informa-
\nzioni ricevute dai trasportatori e dai distributori in riferimento sia alle
\nquantit\u00e0 allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai consumi
\neffettivi e stimati della clientela, nonch\u00e9 di stime interne sui consumi
\ndella clientela. Lo stanziamento dei ricavi \u00e8 pertanto l\u2019esito di una sti-
\nma complessa basata sia sui volumi distribuiti ed allocati, comunica-
\nti da terzi e suscettibili di essere conguagliati, cos\u00ec come prevede la
\nnormativa di riferimento, fino al quinto anno successivo, sia su stime
\ndei consumi della clientela. In funzione delle obbligazioni assunte in
\nmerito ai punti di consegna delle forniture, i ricavi per la vendita dell\u2019e-
\nnergia elettrica e del gas a clientela retail includono i costi relativi al
\nservizio di trasporto e dispacciamento e sono rilevati in misura pari
\nall\u2019ammontare lordo del corrispettivo a cui si reputa di aver diritto.
\n
\n\n\n
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\n\n\n\n
\nCOSTI
\nI costi sono iscritti quando relativi a beni e servizi venduti o consu-
\nmati nell\u2019esercizio o per ripartizione sistematica ovvero quando non
\nsi possa identificare l\u2019utilit\u00e0 futura degli stessi.
\n
\n\nI costi relativi alle quote di emissione connessi al rispetto delle nor-
\nmative di riferimento (ad es. Emission Trading Scheme), determina-
\nti sulla base dei prezzi di mercato, sono rilevati limitatamente alle
\nquote di emissione di anidride carbonica eccedenti le assegnazioni
\ngratuite. I costi relativi all\u2019acquisto di diritti di emissione in eccesso
\nrispetto alla quantit\u00e0 necessaria a soddisfare gli obblighi normativi
\nsono capitalizzati e rilevati tra le attivit\u00e0 immateriali. I proventi relativi
\nalle quote di emissione sono rilevati all\u2019atto del realizzo attraverso la
\ncessione. I diritti di emissione acquistati con finalit\u00e0 di negoziazione
\nsono rilevati tra le rimanenze.
\n\n\n I costi sostenuti, in via volontaria, per
\nl\u2019acquisto o la produzione dei certificati forestali, anche consideran-
\ndo l\u2019attuale assenza di mercati attivi di riferimento, sono imputati a
\nconto economico all\u2019atto del loro sostenimento.
\n\nI costi sostenuti per attivit\u00e0 di ricerca scientifica o di sviluppo tec-
\nnologico che non soddisfano le condizioni per la loro rilevazione
\nall\u2019attivo patrimoniale (v. anche punto \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d) sono
\nconsiderati costi correnti e rilevati a conto economico nell\u2019esercizio
\ndi sostenimento.
\n
\n\n\n
\n\n\n\nDIFFERENZE CAMBIO
\nI ricavi e i costi relativi a operazioni in valuta diversa da quella fun-
\nzionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l\u2019operazione
\n\u00e8 compiuta.
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 monetarie in valuta diversa da quella funzio-
\nnale sono convertite nella valuta funzionale applicando il cambio
\ncorrente alla data di chiusura dell\u2019esercizio di riferimento, con impu-
\n
\n\n\n\n(24) Il pagamento delle cedole non \u00e8 differibile in presenza di eventi sotto il controllo della societ\u00e0 emittente, quali, ad esempio, una distribuzione di dividendi agli azionisti.
\n
\n\n\n
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\n
\n\ntazione dell\u2019effetto a conto economico nella voce \u201cProventi (oneri)
\nfinanziari\u201d o, se qualificate come strumenti di copertura dal rischio di
\ncambio, nella voce che accoglie gli effetti economici prodotti dall\u2019og-
\ngetto della copertura. Le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 non monetarie espresse
\nin valuta diversa da quella funzionale, valutate al costo, sono iscritte
\nal cambio di rilevazione iniziale; quando la valutazione \u00e8 effettuata
\nal fair value ovvero al valore recuperabile o di realizzo, \u00e8 adottato il
\ncambio corrente alla data di determinazione di tale valore.
\n
\n\n\n\nDIVIDENDI
\nI dividendi sono rilevati quando \u00e8 stabilito il diritto incondizionato a
\nricevere il pagamento.
\nI dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rappresen-
\ntati come movimenti di patrimonio netto alla data in cui sono appro-
\nvati, rispettivamente, dall\u2019Assemblea degli Azionisti e dal Consiglio di
\nAmministrazione.
\n
\n\n\n\n
\n
\n\nIMPOSTE SUL REDDITO
\nLe imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della sti-
\nma del reddito imponibile. I debiti e i crediti per imposte sul reddito
\ncorrenti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recupera-
\nre alle/dalle autorit\u00e0 fiscali applicando le aliquote e le normative
\nfiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura
\ndell\u2019esercizio.
\nLe imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle diffe-
\nrenze temporanee tra i valori delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 iscritte in
\nbilancio e i corrispondenti valori riconosciuti fiscalmente sulla base
\ndelle aliquote e della normativa applicabili negli esercizi in cui la dif-
\nferenza temporanea si annuller\u00e0, approvate o sostanzialmente ap-
\nprovate alla data di chiusura dell\u2019esercizio di riferimento del bilancio.
\nLe attivit\u00e0 per imposte anticipate sono rilevate quando il loro recupe-
\nro \u00e8 considerato probabile, ossia quando si prevede la disponibilit\u00e0
\ndi un reddito imponibile, nell\u2019esercizio in cui si annuller\u00e0 la differenza
\ntemporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Ana-
\nlogamente, nei limiti della loro recuperabilit\u00e0, sono rilevati i crediti
\ndi imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali.
\nLa recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 per imposte anticipate \u00e8 verificata con
\nperiodicit\u00e0, almeno, annuale.
\nIn relazione alle differenze temporanee imponibili associate a par-
\ntecipazioni in societ\u00e0 controllate e collegate, nonch\u00e9 a interessenze
\nin accordi a controllo congiunto, la relativa fiscalit\u00e0 differita passiva
\nnon viene rilevata nel caso in cui il partecipante sia in grado di con-
\ntrollare il rigiro delle differenze temporanee e sia probabile che esso
\nnon si verifichi nel futuro prevedibile.
\nIn presenza di incertezze nell\u2019applicazione della normativa fiscale,
\nl\u2019impresa: (i) nei casi in cui ritenga probabile che l\u2019autorit\u00e0 fiscale ac-
\ncetti il trattamento fiscale incerto, determina le imposte sul reddito
\n(correnti e/o differite) da rilevare in bilancio in funzione del tratta-
\nmento fiscale applicato o che prevede di applicare in sede di dichia-
\nrazione dei redditi; (ii) nei casi in cui ritenga non probabile che l\u2019autori-
\nt\u00e0 fiscale accetti il trattamento fiscale incerto, riflette tale incertezza
\nnella determinazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite)
\nda rilevare in bilancio.
\nLe attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 per imposte differi-
\nte sono classificate tra le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non correnti e sono
\ncompensate a livello di singola impresa se riferite a imposte com-
\npensabili. Il saldo della compensazione, se attivo, \u00e8 iscritto alla voce
\n\u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u201d; se passivo, alla voce \u201cPassivit\u00e0 per
\nimposte differite\u201d.
\nQuando i risultati delle operazioni sono rilevati nel prospetto dell\u2019utile
\ncomplessivo o direttamente a patrimonio netto, le relative imposte
\ncorrenti, anticipate e differite, sono anch\u2019esse rilevate nel prospetto
\ndell\u2019utile complessivo o direttamente a patrimonio netto.
\n
\n
\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nIMPOSTE SUL REDDITO
\nLa corretta determinazione delle imposte sul reddito nei diversi or-
\ndinamenti in cui Eni opera richiede l\u2019interpretazione delle normati-
\nve fiscali applicabili in ciascuna giurisdizione. Sebbene Eni intenda
\nmantenere con le autorit\u00e0 fiscali dei Paesi in cui si svolge l\u2019attivit\u00e0
\nd\u2019impresa rapporti improntati alla trasparenza, al dialogo e alla colla-
\nborazione (ad es. rifiutando di attuare pianificazioni fiscali aggressi-
\nve e utilizzando, ove presenti, gli istituti previsti dai vari ordinamenti
\nper mitigare il rischio di contenzioso fiscale), non si pu\u00f2 escludere,
\ncon certezza, l\u2019insorgenza di contestazioni con le autorit\u00e0 fiscali a
\nseguito di interpretazioni non univoche delle normative fiscali. La
\ncomposizione di una controversia fiscale, mediante un processo di
\nnegoziazione con le autorit\u00e0 fiscali o a seguito della definizione di un
\ncontenzioso, pu\u00f2 richiedere diversi anni.
\nLa stima dell\u2019ammontare delle passivit\u00e0 relative a trattamenti fiscali
\nincerti \u00e8 frutto di un processo complesso che comporta giudizi sog-
\ngettivi da parte della Direzione Aziendale. Successivamente alla ri-
\nlevazione iniziale, tali passivit\u00e0 sono periodicamente aggiornate per
\nriflettere le variazioni delle stime effettuate, a seguito di modifiche di
\nfatti e circostanze rilevanti.
\nInoltre, la necessit\u00e0 di effettuare valutazioni complesse ed esercitare
\nun giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attivit\u00e0 con-
\nnesse con la verifica della recuperabilit\u00e0 delle imposte anticipate, af-
\nferenti a differenze temporanee deducibili e perdite fiscali, che richie-
\nde di operare stime e valutazioni in merito all\u2019ammontare di redditi
\nimponibili futuri e al relativo timing di realizzazione.
\n
\n\n\n
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\n\n\n\n
\n\n
\n\nATTIVIT\u00c0 DESTINATE ALLA VENDITA
\nE DISCONTINUED OPERATION
\nLe attivit\u00e0 non correnti e le attivit\u00e0 correnti e non correnti dei grup-
\npi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se
\nil relativo valore di iscrizione sar\u00e0 recuperato principalmente at-
\ntraverso la vendita anzich\u00e9 attraverso l\u2019uso continuativo. Questa
\ncondizione si considera rispettata quando la vendita \u00e8 altamente
\nprobabile e l\u2019attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione \u00e8 disponibile per una
\nvendita immediata nelle sue attuali condizioni. In presenza di un
\nprogramma di vendita di una controllata che comporta la perdita
\n
\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n
\n
\n\n
\n\n
\n\ndel controllo, tutte le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di tale partecipata sono
\nclassificate come destinate alla vendita, a prescindere dal fatto
\nche, dopo la cessione, si mantenga o meno una quota di partecipa-
\nzione non di controllo.
\nImmediatamente prima della classificazione come destinate alla
\nvendita, le attivit\u00e0 non correnti e/o le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 rientranti
\nin un gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili
\nad esse applicabili. Successivamente, le attivit\u00e0 non correnti destina-
\nte alla vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate
\nal minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, al netto dei
\ncosti di vendita.
\nLa classificazione di una partecipazione valutata secondo il metodo
\ndel patrimonio netto, o di una quota di tale partecipazione, come atti-
\nvit\u00e0 destinata alla vendita, implica la sospensione dell\u2019applicazione di
\ntale criterio di valutazione all\u2019intera partecipazione o alla sola quota
\nclassificata come attivit\u00e0 destinata alla vendita.
\nL\u2019eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attivit\u00e0 non cor-
\nrenti e il fair value al netto dei costi di vendita \u00e8 imputata a conto
\neconomico come svalutazione; le eventuali successive riprese di
\nvalore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in
\nprecedenza, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla quali-
\nficazione dell\u2019attivit\u00e0 come destinata alla vendita.
\nLe attivit\u00e0 non correnti classificate come destinate alla vendita e i
\ngruppi in dismissione costituiscono una discontinued operation se,
\nalternativamente: (i) rappresentano un ramo autonomo di attivit\u00e0
\nsignificativo o un\u2019area geografica di attivit\u00e0 significativa; (ii) fan-
\nno parte di un programma di dismissione di un significativo ramo
\nautonomo di attivit\u00e0 o un\u2019area geografica di attivit\u00e0 significativa; o
\n(iii) sono una controllata acquisita esclusivamente al fine della sua
\nvendita. I risultati delle discontinued operation, nonch\u00e9 l\u2019eventuale
\nplusvalenza/minusvalenza realizzata a seguito della dismissione,
\nsono indicati distintamente nel conto economico in un\u2019apposita
\nvoce, al netto dei relativi effetti fiscali; i valori economici delle di-
\nscontinued operation sono indicati anche per gli esercizi posti a
\nconfronto.
\nQuando si verificano eventi che non consentono pi\u00f9 di classificare
\nle attivit\u00e0 non correnti o i gruppi in dismissione come destinati alla
\nvendita, gli stessi sono riclassificati nelle rispettive voci di stato pa-
\ntrimoniale e rilevati al minore tra: (i) il valore di iscrizione alla data di
\nclassificazione come destinati alla vendita, rettificato degli ammor-
\ntamenti, svalutazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati
\nqualora le attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione non fossero stati quali-
\nficati come destinati alla vendita; e (ii) il valore recuperabile alla data
\ndella riclassifica.
\n
\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n
\nVALUTAZIONI AL FAIR VALUE
\nIl fair value \u00e8 il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un\u2019attivit\u00e0
\novvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passivit\u00e0 in una
\nregolare transazione tra operatori di mercato (ossia non in una liqui-
\ndazione forzosa o in una vendita sottocosto) alla data di valutazione
\n(c.d. exit price).
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 valutate al fair value sono classificate secondo
\nla gerarchia del fair value definita in funzione della significativit\u00e0 degli
\ninput utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda
\ndelle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerar-
\nchia del fair value prevede i seguenti livelli:
\na) Livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati at-
\ntivi per le stesse attivit\u00e0 o passivit\u00e0;
\nb) Livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai
\nprezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attivit\u00e0/pas-
\nsivit\u00e0 oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente o indi-
\nrettamente;
\nc) Livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nFAIR VALUE
\nLa determinazione del fair value, ancorch\u00e9 basata sulle migliori infor-
\nmazioni disponibili e sull\u2019adozione di adeguate metodologie e tecni-
\nche di valutazione, risulta intrinsecamente caratterizzata da elementi
\ndi aleatoriet\u00e0 e dall\u2019esercizio di un giudizio professionale e potrebbe
\ndeterminare previsioni di valori differenti rispetto a quelli che si an-
\ndranno effettiva mente a realizzare.
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n",
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"Tag801": {
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\n\n
\n\nCRITERI DI REDAZIONE
\nIl bilancio consolidato \u00e8 redatto, nella prospettiva della continuit\u00e0
\naziendale, secondo gli International Financial Reporting Standards
\n(nel seguito \u201cIFRS\u201d)
\n1
\n emanati dall\u2019International Accounting Stan-
\ndards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea secondo
\nla procedura di cui all\u2019art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del
\nParlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi
\ndell\u2019art. 9 del D.Lgs. 38/05
\n2
\n. Il bilancio consolidato \u00e8 redatto applican-
\ndo il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle ret-
\ntifiche di valore, con l\u2019eccezione delle voci di bilancio che secondo gli
\nIFRS devono essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di
\nvalutazione di seguito descritti. I principi di consolidamento e i criteri
\ndi valutazione di seguito indicati sono stati applicati coerentemente
\na tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato.
\n
\n\nIl bilancio consolidato al 31 dicembre 2024, approvato dal Consiglio
\ndi Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2025,
\n\n\n\n\n\n\n \u00e8 sotto-
\nposto alla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers
\nSpA che, in quanto revisore principale, \u00e8 interamente responsabile
\nper la revisione del bilancio consolidato del Gruppo.
\nI bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la reda-
\nzione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di verifica da
\nparte di societ\u00e0 di revisione; nei limitati casi in cui intervengano altri
\nrevisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assume la responsabilit\u00e0
\ndel lavoro svolto da questi ultimi.
\nI valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto
\nconto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto
\nquando diversamente indicato.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n(1) Gli IFRS comprendono anche gli International Accounting Standards (IAS), tuttora in vigore, nonch\u00e9 i documenti interpretativi redatti dall\u2019IFRS Interpretations Committee, preceden-
\ntemente denominato International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e ancor prima Standing Interpretations Committee (SIC).
\n(2) Gli IFRS utilizzati ai fini della redazione del bilancio consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l\u2019esercizio 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n",
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\n\nCRITERI DI REDAZIONE
\nIl bilancio consolidato \u00e8 redatto, nella prospettiva della continuit\u00e0
\naziendale, secondo gli International Financial Reporting Standards
\n(nel seguito \u201cIFRS\u201d)
\n1
\n emanati dall\u2019International Accounting Stan-
\ndards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea secondo
\nla procedura di cui all\u2019art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del
\nParlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi
\ndell\u2019art. 9 del D.Lgs. 38/05
\n2
\n. Il bilancio consolidato \u00e8 redatto applican-
\ndo il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle ret-
\ntifiche di valore, con l\u2019eccezione delle voci di bilancio che secondo gli
\nIFRS devono essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di
\nvalutazione di seguito descritti. I principi di consolidamento e i criteri
\ndi valutazione di seguito indicati sono stati applicati coerentemente
\na tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato.
\n
\n\nIl bilancio consolidato al 31 dicembre 2024, approvato dal Consiglio
\ndi Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2025,
\n\n\n\n\n\n\n \u00e8 sotto-
\nposto alla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers
\nSpA che, in quanto revisore principale, \u00e8 interamente responsabile
\nper la revisione del bilancio consolidato del Gruppo.
\nI bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la reda-
\nzione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di verifica da
\nparte di societ\u00e0 di revisione; nei limitati casi in cui intervengano altri
\nrevisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assume la responsabilit\u00e0
\ndel lavoro svolto da questi ultimi.
\nI valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto
\nconto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto
\nquando diversamente indicato.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n(1) Gli IFRS comprendono anche gli International Accounting Standards (IAS), tuttora in vigore, nonch\u00e9 i documenti interpretativi redatti dall\u2019IFRS Interpretations Committee, preceden-
\ntemente denominato International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e ancor prima Standing Interpretations Committee (SIC).
\n(2) Gli IFRS utilizzati ai fini della redazione del bilancio consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l\u2019esercizio 2024.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
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\nIl bilancio consolidato \u00e8 redatto, nella prospettiva della continuit\u00e0
\naziendale, secondo gli International Financial Reporting Standards
\n(nel seguito \u201cIFRS\u201d)
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\n emanati dall\u2019International Accounting Stan-
\ndards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea secondo
\nla procedura di cui all\u2019art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del
\nParlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi
\ndell\u2019art. 9 del D.Lgs. 38/05
\n2
\n. Il bilancio consolidato \u00e8 redatto applican-
\ndo il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle ret-
\ntifiche di valore, con l\u2019eccezione delle voci di bilancio che secondo gli
\nIFRS devono essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di
\nvalutazione di seguito descritti. I principi di consolidamento e i criteri
\ndi valutazione di seguito indicati sono stati applicati coerentemente
\na tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato.
\n
\n\nIl bilancio consolidato al 31 dicembre 2024, approvato dal Consiglio
\ndi Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2025,
\n\n\n\n\n\n\n \u00e8 sotto-
\nposto alla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers
\nSpA che, in quanto revisore principale, \u00e8 interamente responsabile
\nper la revisione del bilancio consolidato del Gruppo.
\nI bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la reda-
\nzione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di verifica da
\nparte di societ\u00e0 di revisione; nei limitati casi in cui intervengano altri
\nrevisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assume la responsabilit\u00e0
\ndel lavoro svolto da questi ultimi.
\nI valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto
\nconto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto
\nquando diversamente indicato.
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\n\n\n\n\n\n\n(1) Gli IFRS comprendono anche gli International Accounting Standards (IAS), tuttora in vigore, nonch\u00e9 i documenti interpretativi redatti dall\u2019IFRS Interpretations Committee, preceden-
\ntemente denominato International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e ancor prima Standing Interpretations Committee (SIC).
\n(2) Gli IFRS utilizzati ai fini della redazione del bilancio consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l\u2019esercizio 2024.
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"Tag805": {
"value": "\nSTIME CONTABILI
\nE GIUDIZI SIGNIFICATIVI
\nL\u2019applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la re-
\ndazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali comporta
\nche la Direzione Aziendale effettui stime contabili basate su giudizi
\ncomplessi e/o soggettivi, su esperienze passate e su ipotesi con-
\nsiderate ragionevoli e realistiche tenendo conto delle informazioni
\nconosciute al momento della stima. L\u2019utilizzo di queste stime con-
\ntabili influenza il valore di iscrizione delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 e
\nl\u2019informativa su attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali alla data del bilancio,
\nnonch\u00e9 l\u2019ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di riferimento;
\ni risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell\u2019in-
\ncertezza che caratterizza le ipotesi e le condizioni sulle quali le stime
\nsono basate. Le stime contabili critiche del processo di redazione
\ndel bilancio, che comportano un elevato ricorso a giudizi soggettivi e
\nassunzioni relativi a tematiche per loro natura incerte, sono illustrate
\nnella descrizione della relativa accounting policy. Le modifiche delle
\ncondizioni alla base di giudizi e assunzioni adottati possono determi-
\nnare un impatto rilevante sui risultati successivi.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI
\nFORMULATI PER TENER CONTO DEGLI IMPATTI
\nDEI RISCHI CLIMATICI
\nGli effetti delle iniziative per limitare i cambiamenti climatici e il po-
\ntenziale impatto della transizione energetica influenzano le stime
\ncontabili e i giudizi significativi formulati dalla Direzione Aziendale
\nper la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2024. In
\nparticolare, la spinta globale verso un\u2019economia a ridotta intensit\u00e0
\nemissiva, provvedimenti normativi sempre pi\u00f9 restrittivi nei con-
\nfronti dell\u2019attivit\u00e0 Oil & Gas e del consumo degli idrocarburi, schemi
\ndi carbon pricing, l\u2019evoluzione tecnologica dei vettori energetici al-
\nternativi, nonch\u00e9 i cambiamenti nelle preferenze dei consumatori
\npossono comportare, nel medio-lungo termine, un declino struttu-
\nrale della domanda degli idrocarburi, un aumento dei costi operati-
\nvi nonch\u00e9 un maggior rischio di riserve non producibili (cosiddetti
\nstranded asset) per Eni.
\nLa strategia di Neutralit\u00e0 carbonica definita da Eni, in linea con quan-
\nto previsto dagli scenari compatibili con il mantenimento del riscal-
\ndamento globale entro la soglia di 1,5\u00b0C, si compone di una serie di
\nazioni e iniziative volte al raggiungimento della Neutralit\u00e0 carbonica
\nal 2050 attraverso l\u2019azzeramento netto di tutte le emissioni GHG Sco-
\npe 1, 2 e 3 associate al portafoglio dei prodotti venduti. Gli scenari
\nadottati dalla Direzione Aziendale sono costruiti tenendo conto di po-
\nlitiche, normative ed evoluzioni tecnologiche in essere o prevedibili
\nper il futuro e delineano un percorso evolutivo del sistema energetico
\nfuturo, sulla base di un quadro economico e demografico, dell\u2019analisi
\ndelle policy vigenti e di quelle annunciate e dello stato delle tecnolo-
\ngie, individuando, tra queste, quelle che ragionevolmente potranno
\nraggiungere maturit\u00e0 tecnologica nell\u2019orizzonte considerato. Le va-
\nriabili di prezzo riflettono, pertanto, la migliore stima da parte del ma-
\nnagement dei fondamentali dei diversi mercati energetici che incor-
\npora i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente
\npotranno delinearsi e sono oggetto di costante benchmark con le
\nview degli analisti di mercato e dei peer dell\u2019industria energetica.
\nTali scenari sono alla base di stime e giudizi significativi relativi a: (i)
\nla valutazione dell\u2019intenzione di proseguire i progetti esplorativi; (ii) la
\nverifica della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non correnti e delle esposi-
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\nzioni creditizie verso le National Oil Company; (iii) la definizione delle
\nvite utili e dei valori residui dei fixed asset; (iv) gli impatti sui fondi per
\nrischi e oneri (ad es. anticipo nel timing atteso per il sostenimento
\ndei costi di smantellamento e ripristino siti).
\n
\n\n\n\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nATTIVIT\u00c0 MINERARIA
\n La valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa
\nsu metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco
\ndi incertezza. Le riserve certe rappresentano le quantit\u00e0 stimate
\ndi idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria,
\npotranno con ragionevole certezza essere economicamente pro-
\nducibili nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al mo-
\nmento della stima.
\n
\n\n\n\n\n\n\nNonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici
\ne geologici che devono essere rispettati affinch\u00e9 le riserve possano
\nessere classificate come certe, la stima delle riserve dipende da un
\ninsieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono: (i) la qualit\u00e0 dei
\ndati geologici e tecnico-ingegneristici disponibili e la loro interpretazio-
\nne e valutazione; (ii) le stime riguardanti l\u2019andamento futuro dei tassi di
\nproduzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento
\ndei costi di sviluppo; (iii) modifiche della normativa fiscale vigente, del-
\nle regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv)
\nl\u2019esito di perforazioni e di test di produzione e l\u2019effettiva performance
\nproduttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima inizia-
\nle che pu\u00f2 determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso nel
\nperiodo corrente; (v) le variazioni dei prezzi di petrolio e gas naturale
\nche potrebbero influire sulle quantit\u00e0 delle riserve certe, poich\u00e9 la loro
\nstima si basa sui prezzi esistenti alla data della stima.
\nUna riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi operativi
\ne di sviluppo pi\u00f9 elevati possono compromettere la capacit\u00e0 della
\nsociet\u00e0 di produrre economicamente le riserve certe, determinando
\nrevisioni negative di stima.
\nMolti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle riser-
\nve certe sono soggetti a modifiche nel tempo e, pertanto, influenza-
\nno le quantit\u00e0 di riserve certe che saranno effettivamente prodotte;
\nanaloghe incertezze riguardano la stima delle riserve unproved.
\nLa valutazione della potenzialit\u00e0 economica di una scoperta mine-
\nraria \u00e8 effettuata nell\u2019arco dei 12 mesi successivi al completamento
\ndella perforazione di un pozzo esplorativo. Il processo di delineazio-
\nne della scoperta, che comporta lo svolgimento di ulteriori attivit\u00e0
\ndi appraisal e di identificazione delle migliori modalit\u00e0 di sviluppo,
\nrichiede, nella maggior parte dei casi, un periodo di tempo maggiore
\nin funzione della complessit\u00e0 del progetto e del volume di investi-
\nmenti associati.
\nDurante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi rimangono
\nsospesi all\u2019attivo patrimoniale. Ad ogni modo, tali costi capitalizzati
\nsono oggetto di verifica, almeno annuale, al fine di confermare l\u2019in-
\ntenzione di sviluppare, o in ogni caso di valorizzare, la scoperta.
\nLe riserve di un giacimento sono classificate come certe solo quan-
\ndo sono stati verificati tutti i criteri per l\u2019attribuzione della qualifica
\ndi riserve certe. Le riserve certe possono essere classificate come
\nsviluppate o non sviluppate. Il passaggio a riserve certe sviluppa-
\nte avviene in conseguenza dell\u2019attivit\u00e0 di sviluppo, normalmente in
\ncorrispondenza dell\u2019avvio della produzione. Nei principali progetti di
\nsviluppo trascorrono tipicamente da uno a quattro anni, tra la regi-
\nstrazione iniziale delle riserve e l\u2019avvio della produzione.
\nLe stime delle riserve rilevano sia ai fini della determinazione degli
\nammortamenti (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d) che ai fini della de-
\nfinizione dei flussi di cassa futuri delle attivit\u00e0 petrolifere nell\u2019ambito
\ndel processo di impairment.
\n
\n\n\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nOPERAZIONI DI LEASING
\nPer quanto riguarda i contratti di leasing, la Direzione Aziendale ef-
\nfettua stime contabili ed esercita giudizi significativi con riferimento
\na: (i) la determinazione della durata dei leasing, tenendo conto di tutti
\ni fatti e circostanze che generano un incentivo economico, o meno,
\nall\u2019esercizio di eventuali opzioni di estensione e/o di risoluzione pre-
\nviste nel contratto; (ii) la determinazione del tasso di finanziamento
\nincrementale del locatario; (iii) l\u2019individuazione e, ove appropriato,
\nla separazione delle non-lease component, in assenza di un prezzo
\nstand-alone osservabile per tali componenti, tenendo anche conto
\ndi approfondimenti svolti con esperti esterni; (iv) la rilevazione dei
\ncontratti di leasing afferenti a mezzi utilizzati nelle attivit\u00e0 Oil & Gas
\n(principalmente drilling rig e FPSO) posti in essere in qualit\u00e0 di ope-
\nratore dell\u2019iniziativa mineraria intrapresa nell\u2019ambito di una joint ope-
\nration non incorporata avuto riguardo alle valutazioni sulla natura di
\n\u201cprimary responsible\u201d dell\u2019operatore e alla verifica dei rapporti con gli
\naltri partecipanti all\u2019iniziativa mineraria; (v) l\u2019identificazione dei paga-
\nmenti variabili e delle loro caratteristiche ai fini della stima per l\u2019inclu-
\nsione, o meno, nella determinazione della lease liability.
\n
\n\n\n\n\n\nGIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe societ\u00e0 del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori
\naccordi di supplier finance arrangement (supply chain finance,
\npayable finance, reverse factoring e accordi similari) funzionali
\nall\u2019ottenimento di dilazioni di pagamento rispetto ai termini origi-
\nnari, senza prevedere il necessario ed automatico coinvolgimen-
\nto di un intermediario finanziario. In tali fattispecie, la Direzione
\nAziendale esprime un giudizio in merito alla possibilit\u00e0 di conti-
\nnuare a classificare i debiti verso il fornitore come commerciali/
\nrelativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento ovvero di riclassificarli come
\ndebiti finanziari. Ai fini dell\u2019espressione di tale giudizio, la Direzio-
\nne Aziendale tiene conto dei termini di pagamento rispetto alla
\nprassi del settore di riferimento, dell\u2019eventuale rilascio di garanzie
\naggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza utile ai fini della va-
\nlutazione. La classificazione del debito come di natura finanziaria
\ndetermina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del
\ndebito, una variazione non monetaria, senza impatti sul rendicon-
\nto finanziario; (ii) all\u2019atto del regolamento, la presentazione del re-
\nlativo esborso nell\u2019ambito del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di
\nfinanziamento.
\nCon riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Direzione
\nAziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa ave-
\nre impatti sulle operations tali da pregiudicare la capacit\u00e0 reddituale
\ndell\u2019emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito.
\n
\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nFONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI,
\nPASSIVIT\u00c0 AMBIENTALI E ALTRI FONDI
\nEni sostiene delle passivit\u00e0 significative connesse agli obblighi di
\nsmantellamento delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino ambientale dei
\nterreni o del fondo marino al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione. La
\nstima dell\u2019ammontare e del timing dei costi futuri di smantellamento
\ne di ripristino \u00e8 un processo complesso e richiede l\u2019apprezzamento e
\nil giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passivit\u00e0
\nda sostenersi a distanza di molti anni per l\u2019adempimento di obblighi
\ndi smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti
\nda leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre,
\nquesti obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche
\ne dei costi di smantellamento e di ripristino, nonch\u00e9 della continua
\nevoluzione della sensibilit\u00e0 politica e pubblica in materia di salute e
\ndi tutela ambientale.
\nIl fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie,
\nessenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termi-
\nne dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria
\ndei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore
\nExploration & Production.
\nLe passivit\u00e0 di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori
\noperativi, tenuto conto dell\u2019indeterminatezza in merito all\u2019eventuale
\nabbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristi-
\nno degli asset nonch\u00e9 delle strategie di riconversione degli impianti
\nper l\u2019ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando \u00e8
\npossibile effettuare un\u2019attendibile stima dei costi di abbandono op-
\nportunamente attualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiun-
\ngere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere
\nla rilevazione di tali passivit\u00e0.
\nEni \u00e8 soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019am-
\nbiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le
\nleggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle
\nattivit\u00e0 nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attivit\u00e0 svol-
\nte. I relativi costi sono accantonati quando \u00e8 probabile l\u2019esistenza di
\nuna passivit\u00e0 onerosa e l\u2019ammontare pu\u00f2 essere stimato attendibil-
\nmente. Al riguardo, con riferimento al trattamento delle acque di falda,
\nla valorizzazione del know-how maturato sui trend di contaminazione
\ndelle acque nonch\u00e9 le posizioni delle autorit\u00e0 competenti consento-
\nno la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di
\nesercizio degli impianti di trattamento delle acque di falda e, pertanto,
\ndegli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.
\nL\u2019attendibile determinabilit\u00e0 \u00e8 verificata sulla base delle informazio-
\nni disponibili quali, a titolo di esempio, l\u2019approvazione o la presen-
\ntazione dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero
\nl\u2019assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni
\nquando supportato da adeguate stime. Sebbene Eni attualmente
\nnon ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti
\nsul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della normativa
\nambientale \u2013 anche tenuto conto degli interventi gi\u00e0 effettuati, delle
\npolizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati \u2013 tutta-
\nvia non pu\u00f2 essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in
\nulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9,
\nallo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti
\ndei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la
\npossibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle
\ncaratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti de-
\nrivanti dall\u2019applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali
\neffetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente; (iv) gli
\neffetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento am-
\nbientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare
\nle eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di
\naltri soggetti e ai possibili indennizzi.
\nPeraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi
\nbonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima
\nsono connessi alla definizione: (i) dell\u2019orizzonte temporale necessa-
\nrio alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi
\nper le attivit\u00e0 di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione.
\nOltre a rilevare le passivit\u00e0 ambientali, gli obblighi di rimozione delle
\nattivit\u00e0 materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti
\nconnessi prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La sti-
\nma degli accantonamenti in queste materie \u00e8 frutto di un processo
\ncomplesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione
\nAziendale.
\n
\n
\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nBENEFICI PER I DIPENDENTI E PAGAMENTI
\nBASATI SU AZIONI
\nI piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e
\ndi ipotesi attuariali. Le principali assunzioni utilizzate per la quan-
\ntificazione di tali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi
\ndi sconto e di inflazione si basano sui tassi che maturano su titoli
\nobbligazionari corporate di elevata qualit\u00e0 (ovvero, in assenza di un
\n\u201cdeep market\u201d di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle
\naspettative inflazionistiche dell\u2019area valutaria di riferimento; (ii) il li-
\nvello delle retribuzioni future \u00e8 determinato sulla base di elementi
\nquali le aspettative inflazionistiche, la produttivit\u00e0, gli avanzamenti
\ndi carriera e di anzianit\u00e0; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie
\n\u00e8 determinato sulla base di elementi quali l\u2019andamento presente e
\npassato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni
\nsulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni di
\nsalute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi
\nsanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima
\ndell\u2019andamento di variabili, quali ad esempio la mortalit\u00e0, il turnover e
\nl\u2019invalidit\u00e0 relative alla popolazione degli aventi diritto.
\nNormalmente, il valore della passivit\u00e0 (attivit\u00e0) netta dei piani per
\nbenefici ai dipendenti varia in funzione delle c.d. rivalutazioni rappre-
\nsentate, tra l\u2019altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate,
\ndalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e
\nquelle che si sono effettivamente realizzate e dal differente rendi-
\nmento delle attivit\u00e0 al servizio del piano rispetto a quello considerato
\nnel net interest.
\nAnalogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair
\nvalue degli strumenti finanziari, l\u2019utilizzo di tecniche di valutazione
\ncomplesse e l\u2019identificazione tramite l\u2019esercizio di giudizi articolati
\ne/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione caratterizza-
\nno inoltre la stima del valore di mercato delle azioni sottostanti i piani
\ndi incentivazione. Maggiori dettagli in merito ai piani di incentivazio-
\nne dei dirigenti con azioni Eni sono forniti nella nota n. 30 - Costi.
\n
\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nRICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
\nI ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela retail com-
\nprendono lo stanziamento per le forniture intervenute tra la data
\ndell\u2019ultima lettura (effettiva o stimata) dei consumi fatturata e il ter-
\nmine dell\u2019esercizio. Tali stanziamenti tengono conto delle informa-
\nzioni ricevute dai trasportatori e dai distributori in riferimento sia alle
\nquantit\u00e0 allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai consumi
\neffettivi e stimati della clientela, nonch\u00e9 di stime interne sui consumi
\ndella clientela. Lo stanziamento dei ricavi \u00e8 pertanto l\u2019esito di una sti-
\nma complessa basata sia sui volumi distribuiti ed allocati, comunica-
\nti da terzi e suscettibili di essere conguagliati, cos\u00ec come prevede la
\nnormativa di riferimento, fino al quinto anno successivo, sia su stime
\ndei consumi della clientela. In funzione delle obbligazioni assunte in
\nmerito ai punti di consegna delle forniture, i ricavi per la vendita dell\u2019e-
\nnergia elettrica e del gas a clientela retail includono i costi relativi al
\nservizio di trasporto e dispacciamento e sono rilevati in misura pari
\nall\u2019ammontare lordo del corrispettivo a cui si reputa di aver diritto.
\n
\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nIMPOSTE SUL REDDITO
\nLa corretta determinazione delle imposte sul reddito nei diversi or-
\ndinamenti in cui Eni opera richiede l\u2019interpretazione delle normati-
\nve fiscali applicabili in ciascuna giurisdizione. Sebbene Eni intenda
\nmantenere con le autorit\u00e0 fiscali dei Paesi in cui si svolge l\u2019attivit\u00e0
\nd\u2019impresa rapporti improntati alla trasparenza, al dialogo e alla colla-
\nborazione (ad es. rifiutando di attuare pianificazioni fiscali aggressi-
\nve e utilizzando, ove presenti, gli istituti previsti dai vari ordinamenti
\nper mitigare il rischio di contenzioso fiscale), non si pu\u00f2 escludere,
\ncon certezza, l\u2019insorgenza di contestazioni con le autorit\u00e0 fiscali a
\nseguito di interpretazioni non univoche delle normative fiscali. La
\ncomposizione di una controversia fiscale, mediante un processo di
\nnegoziazione con le autorit\u00e0 fiscali o a seguito della definizione di un
\ncontenzioso, pu\u00f2 richiedere diversi anni.
\nLa stima dell\u2019ammontare delle passivit\u00e0 relative a trattamenti fiscali
\nincerti \u00e8 frutto di un processo complesso che comporta giudizi sog-
\ngettivi da parte della Direzione Aziendale. Successivamente alla ri-
\nlevazione iniziale, tali passivit\u00e0 sono periodicamente aggiornate per
\nriflettere le variazioni delle stime effettuate, a seguito di modifiche di
\nfatti e circostanze rilevanti.
\nInoltre, la necessit\u00e0 di effettuare valutazioni complesse ed esercitare
\nun giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attivit\u00e0 con-
\nnesse con la verifica della recuperabilit\u00e0 delle imposte anticipate, af-
\nferenti a differenze temporanee deducibili e perdite fiscali, che richie-
\nde di operare stime e valutazioni in merito all\u2019ammontare di redditi
\nimponibili futuri e al relativo timing di realizzazione.
\n
\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nFAIR VALUE
\nLa determinazione del fair value, ancorch\u00e9 basata sulle migliori infor-
\nmazioni disponibili e sull\u2019adozione di adeguate metodologie e tecni-
\nche di valutazione, risulta intrinsecamente caratterizzata da elementi
\ndi aleatoriet\u00e0 e dall\u2019esercizio di un giudizio professionale e potrebbe
\ndeterminare previsioni di valori differenti rispetto a quelli che si an-
\ndranno effettiva mente a realizzare.
\n
\n\n",
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\n
\nPRINCIPI DI CONSOLIDAMENTO
\n\nIMPRESE CONTROLLATE
\nIl bilancio consolidato comprende il bilancio di Eni SpA e delle sue
\nimprese controllate, direttamente o indirettamente.
\nAl riguardo, un investitore controlla un\u2019impresa quando \u00e8 esposto, o
\nha diritto a partecipare, alla variabilit\u00e0 dei relativi ritorni economici ed
\n\u00e8 in grado di influenzare tali ritorni attraverso l\u2019esercizio del proprio
\npotere decisionale sulla stessa.
\nI valori delle imprese controllate sono rilevati integralmente, nel bi-
\nlancio consolidato (c.d. metodo dell\u2019integrazione globale), sulla base
\ndi principi contabili uniformi, a partire dalla data in cui se ne assume
\nil controllo e fino alla data in cui tale controllo cessa di esistere, ap-
\nportando le appropriate elisioni dei rapporti intercompany (v. punto
\n\u201cOperazioni infragruppo\u201d). Le quote del patrimonio netto e del risulta-
\nto economico di competenza delle interessenze di terzi sono iscritte
\nin apposite voci degli schemi di bilancio. Tra le interessenze di terzi
\nfigurano anche le obbligazioni perpetue subordinate emesse da so-
\nciet\u00e0 controllate per le quali il Gruppo detiene il diritto incondizionato
\na differire il rimborso del capitale e il pagamento delle cedole.
\nTenuto conto della mancanza di effetti rilevanti
\n3
\n, ai fini della corretta
\nrappresentazione della situazione patrimoniale, economica e finanzia-
\nria del Gruppo
\n4
\n, sono escluse dal consolidamento secondo il metodo
\ndell\u2019integrazione globale: (i) le societ\u00e0 controllate non significative n\u00e9
\nsingolarmente n\u00e9 nel complesso; e (ii) le societ\u00e0 controllate che svol-
\ngono il ruolo di operatore unico nella gestione di contratti petroliferi per
\nconto delle societ\u00e0 partecipanti all\u2019iniziativa mineraria. In quest\u2019ultimo
\ncaso, l\u2019attivit\u00e0 \u00e8 finanziata pro quota , sulla base di budget approvati,
\ndalle societ\u00e0 partecipanti al contratto petrolifero cui sono periodica-
\nmente presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dal-
\nla gestione del contratto. I costi e i ricavi, nonch\u00e9 i dati operativi (pro-
\nduzioni, riserve, ecc.) dell\u2019iniziativa mineraria sono perci\u00f2 rilevati pro
\nquota direttamente nel bilancio delle societ\u00e0 partecipanti a cui fanno
\ncarico, inoltre, le relative obbligazioni derivanti dall\u2019iniziativa mineraria.
\nIn presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente
\nall\u2019assunzione del controllo (acquisto di interessenze di terzi), l\u2019even-
\ntuale differenza tra il costo di acquisto e il valore di iscrizione della
\ncorrispondente frazione di patrimonio netto acquisita \u00e8 rilevata nel pa-
\ntrimonio netto di competenza del Gruppo (tra gli \u201cUtili (perdite) portate
\na nuovo\u201d); analogamente, sono rilevati a patrimonio netto di compe-
\ntenza del Gruppo (tra gli \u201cUtili (perdite) portate a nuovo\u201d) gli effetti deri-
\nvanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo.
\nInoltre, nell\u2019ambito della cessione di quote di minoranza senza perdita
\ndel controllo, l\u2019eventuale presenza di opzioni put sulle interessenze di
\nterzi, esercitabili al verificarsi di eventi non sotto il controllo del Gruppo,
\ndetermina la rilevazione di una passivit\u00e0, pari al valore attuale del c.d.
\nredemption amount, in contropartita al patrimonio netto di Gruppo.
\nLa cessione di quote che comporta la perdita del controllo determi-
\nna la rilevazione a conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza tra
\nil corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attivit\u00e0 nette consolidate
\ncedute; (ii) dell\u2019effetto dell\u2019allineamento al relativo fair value dell\u2019e-
\nventuale partecipazione residua mantenuta; (iii) della stima del fair
\nvalue di eventuali corrispettivi aggiuntivi, da regolarsi per cassa al
\nverificarsi di determinate condizioni contrattualmente definite; (iv)
\ndegli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile com-
\nplessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a
\nconto economico
\n5
\n.
\nIl valore dell\u2019eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo
\nfair value alla data di perdita del controllo, rappresenta il valore di
\nriferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valuta-
\nzione applicabili.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nINTERESSENZE IN ACCORDI
\nA CONTROLLO CONGIUNTO
\nIl controllo congiunto \u00e8 la condivisione, su base contrattuale, del con-
\ntrollo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni
\nrelative alle attivit\u00e0 rilevanti, \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte
\nle parti che condividono il controllo.
\nUna joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le par-
\nti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0
\nnette dell\u2019accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate
\ncon il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo
\ndel patrimonio netto\u201d.
\nUna joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le
\nparti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivi-
\nt\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 (c.d. enforceable right and obliga-
\ntion) relative all\u2019accordo; nel bilancio consolidato \u00e8 rilevata la quota
\ndi spettanza Eni delle attivit\u00e0/passivit\u00e0 e dei ricavi/costi delle joint
\noperation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti da-
\ngli accordi contrattuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le
\nattivit\u00e0/passivit\u00e0 e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono va-
\nlutati in conformit\u00e0 ai criteri di valutazione applicabili.
\nLe societ\u00e0 rappresentate da joint operation non rilevanti sono
\nvalutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando
\nnon si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale,
\neconomica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per perdi-
\nte di valore.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n(3) In base agli IFRS, un\u2019informazione \u00e8 rilevante se si pu\u00f2 ragionevolmente presumere che la relativa omissione, errata presentazione od occultamento influenzi le decisioni degli utiliz-
\nzatori principali del bilancio.
\n(4) Le partecipazioni in societ\u00e0 controllate non consolidate con il metodo integrale sono valutate secondo i criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d; per maggiori informa-
\nzioni si fa rinvio all\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024\u201d.
\n(5) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla ex controllata, per i quali non \u00e8 previsto il rigiro a conto economico, sono imputati in
\naltra posta del patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n\n
\n\nPARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE
\nUna collegata \u00e8 un\u2019impresa su cui Eni esercita un\u2019influenza note-
\nvole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle
\nrelative scelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo o il
\ncontrollo congiunto.
\nLe partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il me-
\ntodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del
\npatrimonio netto\u201d.
\nLe imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le
\njoint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese colle-
\ngate sono distintamente indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni
\nSpA al 31 dicembre 2024\u201d, che fa parte integrante delle presenti note.
\nNello stesso allegato \u00e8 riportata anche la variazione dell\u2019area di con-
\nsolidamento verificatasi nell\u2019esercizio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\nMETODO DEL PATRIMONIO NETTO
\nLe partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in impre-
\nse controllate non significative escluse dall\u2019area di consolidamento
\nsono valutate con il metodo del patrimonio netto
\n6
\n.
\nIn applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni
\nsono inizialmente iscritte al costo di acquisto, allocando, analo-
\ngamente a quanto previsto per le business combination, il costo
\nsostenuto sulle attivit\u00e0/passivit\u00e0 identificabili della partecipata; l\u2019e-
\nventuale eccedenza non allocabile rappresenta il goodwill, non og-
\ngetto di rilevazione separata ma incluso nel valore di iscrizione del-
\nla partecipazione. L\u2019allocazione, operata in via provvisoria alla data
\ndi rilevazione iniziale, \u00e8 rettificabile, con effetto retroattivo, entro i
\nsuccessivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su
\nfatti e circostanze esistenti alla data di rilevazione iniziale. Succes-
\nsivamente, il valore di iscrizione \u00e8 adeguato per tener conto: (i) della
\nquota di pertinenza della partecipante dei risultati economici della
\npartecipata realizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per te-
\nner conto degli effetti dell\u2019ammortamento e dell\u2019eventuale svaluta-
\nzione dei maggiori valori attribuiti alle attivit\u00e0 della partecipata; e (ii)
\ndella quota di pertinenza della partecipante delle altre componen-
\nti dell\u2019utile complessivo della partecipata. Diversamente, il valore
\ndi iscrizione non \u00e8 adeguato a seguito di variazioni di patrimonio
\nnetto della partecipata derivanti, a titolo di esempio, dall\u2019emissio-
\nne, da parte della partecipata, di obbligazioni subordinate perpetue
\no obbligazioni convertibili non sottoscritte dal Gruppo. I dividendi
\ndistribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di
\niscrizione della partecipazione. Ai fini dell\u2019applicazione del metodo
\ndel patrimonio netto, si considerano le rettifiche previste per il pro-
\ncesso di consolidamento (v. anche punto \u201cImprese controllate\u201d). Le
\nperdite derivanti dall\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto
\neccedenti il valore di iscrizione della partecipazione, rilevate nella
\nvoce di conto economico \u201cProventi (oneri) su partecipazioni\u201d, sono
\nallocate sugli eventuali crediti finanziari concessi alla partecipata
\nil cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile nel prevedibile
\nfuturo (c.d. long-term interest), ridotti delle relative expected cre-
\ndit loss (v. oltre) e che rappresentano nella sostanza un ulteriore
\ninvestimento nella societ\u00e0 partecipata. La quota di pertinenza del-
\nla partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il
\nvalore di iscrizione della partecipazione e di eventuali long-term
\ninterest (c.d. investimento netto), \u00e8 rilevata in un apposito fondo
\nnella misura in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a
\nobbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a co-
\nprirne le perdite.
\nInoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad es.
\nrilevanti inadempimenti contrattuali, significative difficolt\u00e0 finanzia-
\nrie, rischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recuperabilit\u00e0
\ndel valore di iscrizione dell\u2019investimento netto risultante dall\u2019appli-
\ncazione dei criteri sopra indicati \u00e8 verificata confrontando il valore
\ndi iscrizione dell\u2019investimento netto con il relativo valore recupera-
\nbile, determinato adottando i criteri indicati al punto \u201cImpairment
\ndelle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d. Quando vengono meno i motivi del-
\nle svalutazioni effettuate, la partecipazione e il relativo long-term
\ninterest sono rivalutati nei limiti delle svalutazioni effettuate, con
\nimputazione degli effetti a conto economico alla voce \u201cProventi
\n(oneri) su partecipazioni\u201d.
\nLa cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del
\ncontrollo congiunto o dell\u2019influenza notevole sulla partecipata deter-
\nmina la rilevazione a conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza
\ntra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore di
\niscrizione ceduta; (ii) dell\u2019effetto dell\u2019allineamento al relativo fair value
\ndell\u2019eventuale partecipazione residua mantenuta
\n7
\n; (iii) degli eventua-
\nli valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi
\nalla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico
\n8
\n. Il
\nvalore dell\u2019eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo
\nfair value alla data di perdita del controllo congiunto o dell\u2019influenza
\nnotevole, rappresenta il valore di riferimento per la successiva valu-
\ntazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nBUSINESS COMBINATION
\nLe operazioni di business combination sono rilevate secondo l\u2019acqui-
\nsition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination
\n\u00e8 determinato alla data di assunzione del controllo ed \u00e8 pari al fair
\nvalue delle attivit\u00e0 trasferite, delle passivit\u00e0 sostenute, nonch\u00e9 degli
\neventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il corrispettivo
\ntrasferito include anche il fair value delle eventuali attivit\u00e0 o passivit\u00e0
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n(6) Quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate non
\nsignificative escluse dall\u2019area di consolidamento, sono valutate al costo rettificato per perdite di valore.
\n(7) Se la partecipazione residua continua ad essere valutata con il metodo del patrimonio netto, in quanto qualificata come joint venture o collegata, la quota mantenuta non \u00e8 adeguata
\nal relativo fair value.
\n(8) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla ex joint venture o collegata, per i quali non \u00e8 previsto il rigiro a conto economico, sono
\nimputati in un\u2019altra posta del patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n\n
\n\nper corrispettivi potenziali previsti contrattualmente e subordinati al
\nrealizzarsi di eventi futuri.
\nAlla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle impre-
\nse partecipate \u00e8 determinato attribuendo ai singoli elementi identifi-
\ncabili dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale il relativo fair value
\n9
\n, fatti
\nsalvi i casi in cui le disposizioni IFRS stabiliscano un differente crite-
\nrio di valutazione. L\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito
\ne il fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite, se positiva, \u00e8 iscritta nell\u2019at-
\ntivo come \u201cavviamento\u201d (di seguito anche goodwill); se negativa, \u00e8
\nrilevata a conto economico.
\nNel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patri-
\nmonio netto delle interessenze di terzi \u00e8 determinata sulla base della
\nquota di spettanza dei valori correnti attribuiti alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\nalla data di assunzione del controllo, escluso l\u2019eventuale goodwill a
\nessi attribuibile (c.d. partial goodwill method). Nel caso di assunzio-
\nne del controllo in fasi successive, il costo di acquisto \u00e8 determinato
\nsommando il fair value della partecipazione precedentemente de-
\ntenuta nell\u2019acquisita e l\u2019ammontare corrisposto per l\u2019ulteriore quota
\npartecipativa. La differenza tra il fair value della partecipazione pre-
\ncedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione \u00e8 imputata a
\nconto economico. Inoltre, in sede di assunzione del controllo, even-
\ntuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti
\ndell\u2019utile complessivo sono imputati a conto economico ovvero in
\nun\u2019altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il
\nrigiro a conto economico.
\nQuando la determinazione dei valori delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dell\u2019ac-
\nquisita \u00e8 operata in via provvisoria nell\u2019esercizio in cui la business
\ncombination \u00e8 conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto re-
\ntroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione,
\nper tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti
\nalla data di acquisizione.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nPARTECIPAZIONI E BUSINESS COMBINATION
\nLa verifica dell\u2019esistenza del controllo, del controllo congiunto,
\ndell\u2019influenza notevole su un\u2019altra entit\u00e0 nonch\u00e9, nel caso delle joint
\noperation, la verifica dell\u2019esistenza di enforceable right and obliga-
\ntion sulle relative attivit\u00e0 e passivit\u00e0 richiede l\u2019esercizio di un giu-
\ndizio professionale complesso da parte della Direzione Aziendale
\noperato considerando le caratteristiche della struttura societaria,
\ngli accordi tra le parti, nonch\u00e9 ogni altro fatto e circostanza che
\nrisulti rilevante ai fini di tale verifica. L\u2019utilizzo di stime contabili
\nsignificative caratterizza inoltre i processi di allocazione del fair
\nvalue alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 identificabili acquisite in sede di bu-
\nsiness combination. Nel processo di allocazione, anche in sede di
\nrilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il metodo del
\npatrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valutazione general-
\nmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le infor-
\nmazioni disponibili e, per le acquisizioni pi\u00f9 significative, si avvale
\ndi valutazioni esterne.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\nOPERAZIONI INFRAGRUPPO
\nGli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non
\nancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati cos\u00ec come
\nsono eliminati i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli
\nimpegni e i rischi tra imprese consolidate
\n10
\n. Gli utili non realizzati
\nderivanti da operazioni con societ\u00e0 valutate secondo il metodo
\ndel patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza
\ndel Gruppo; il trattamento contabile indicato \u00e8 applicato anche nel
\ncaso di trasferimento di business alle partecipate (c.d. downstre-
\nam transaction).
\nIn entrambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quan-
\nto rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\nCONVERSIONE DEI BILANCI IN VALUTA
\nDIVERSA DALL\u2019EURO
\nI bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall\u2019eu-
\nro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo nonch\u00e9 la
\nvaluta di presentazione del bilancio consolidato, sono convertiti in
\neuro applicando alle voci dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale i cam-
\nbi correnti alla data di chiusura dell\u2019esercizio, alle voci del patrimonio
\nnetto i cambi storici e alle voci del conto economico e del rendiconto
\nfinanziario i cambi medi dell\u2019esercizio.
\nLe differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese par-
\ntecipate operanti in valuta diversa dall\u2019euro, derivanti dall\u2019applica-
\nzione di cambi diversi per le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0, per il patrimonio
\nnetto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di patrimo-
\nnio netto \u201cRiserva per differenze cambio da conversione\u201d per la par-
\nte di competenza del Gruppo
\n11
\n. La riserva per differenze di cambio
\n\u00e8 rilevata a conto economico all\u2019atto della dismissione integrale ov-
\nvero al momento della perdita del controllo, del controllo congiunto
\no dell\u2019influenza notevole sulla partecipata. All\u2019atto della dismissio-
\nne parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di
\ncambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta \u00e8 attribuita
\nal patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi. In
\ncaso di dismissione parziale, senza perdita del controllo congiunto
\no dell\u2019influenza notevole, la quota delle differenze cambio afferente
\nalla frazione di partecipazione ceduta \u00e8 imputata a conto economi-
\nco. Il rimborso del capitale effettuato da una controllata operante
\nin valuta diversa dall\u2019euro, senza modifica dell\u2019interessenza parteci-
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n(9) I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto \u201cValutazioni al fair value\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n(10) Le differenze di cambio associate a elementi monetari infragruppo derivanti da operazioni concluse tra imprese consolidate operanti con valute differenti non sono oggetto di
\neliminazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n(11) La quota di pertinenza di terzi delle differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese controllate operanti in valuta diversa dall\u2019euro \u00e8 rilevata nella voce di patrimonio netto
\n\u201cInteressenze di terzi\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\npativa detenuta, comporta l\u2019imputazione a conto economico della
\ncorrispondente quota delle differenze di cambio.
\nI bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta
\nfunzionale che per le imprese che non adottano l\u2019euro \u00e8 prevalente-
\nmente il dollaro USA. I principali cambi utilizzati per operare la con-
\nversione dei bilanci in valuta diversa dall\u2019euro sono di seguito indicati:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \nCambi medi | \nCambi al | \nCambi medi | \nCambi al | \nCambi medi | \nCambi al | \n\n\n
\n\n| (ammontare di valuta per \u20ac1) | \ndell\u2019esercizio 2024 | \n31 dicembre 2024 | \ndell\u2019esercizio 2023 | \n31 dicembre 2023 | \ndell\u2019esercizio 2022 | \n31 dicembre 2022 | \n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n1,08 | \n1,04 | \n1,08 | \n1,11 | \n1,05 | \n1,07 | \n\n\n
\n\n| Sterlina inglese | \n0,85 | \n0,83 | \n0,87 | \n0,87 | \n0,85 | \n0,89 | \n\n\n
\n\n| Dollaro australiano | \n1,64 | \n1,68 | \n1,63 | \n1,63 | \n1,52 | \n1,57 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfBasisOfConsolidationExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag815": {
"value": "\nIMPRESE CONTROLLATE
\nIl bilancio consolidato comprende il bilancio di Eni SpA e delle sue
\nimprese controllate, direttamente o indirettamente.
\nAl riguardo, un investitore controlla un\u2019impresa quando \u00e8 esposto, o
\nha diritto a partecipare, alla variabilit\u00e0 dei relativi ritorni economici ed
\n\u00e8 in grado di influenzare tali ritorni attraverso l\u2019esercizio del proprio
\npotere decisionale sulla stessa.
\nI valori delle imprese controllate sono rilevati integralmente, nel bi-
\nlancio consolidato (c.d. metodo dell\u2019integrazione globale), sulla base
\ndi principi contabili uniformi, a partire dalla data in cui se ne assume
\nil controllo e fino alla data in cui tale controllo cessa di esistere, ap-
\nportando le appropriate elisioni dei rapporti intercompany (v. punto
\n\u201cOperazioni infragruppo\u201d). Le quote del patrimonio netto e del risulta-
\nto economico di competenza delle interessenze di terzi sono iscritte
\nin apposite voci degli schemi di bilancio. Tra le interessenze di terzi
\nfigurano anche le obbligazioni perpetue subordinate emesse da so-
\nciet\u00e0 controllate per le quali il Gruppo detiene il diritto incondizionato
\na differire il rimborso del capitale e il pagamento delle cedole.
\nTenuto conto della mancanza di effetti rilevanti
\n3
\n, ai fini della corretta
\nrappresentazione della situazione patrimoniale, economica e finanzia-
\nria del Gruppo
\n4
\n, sono escluse dal consolidamento secondo il metodo
\ndell\u2019integrazione globale: (i) le societ\u00e0 controllate non significative n\u00e9
\nsingolarmente n\u00e9 nel complesso; e (ii) le societ\u00e0 controllate che svol-
\ngono il ruolo di operatore unico nella gestione di contratti petroliferi per
\nconto delle societ\u00e0 partecipanti all\u2019iniziativa mineraria. In quest\u2019ultimo
\ncaso, l\u2019attivit\u00e0 \u00e8 finanziata pro quota , sulla base di budget approvati,
\ndalle societ\u00e0 partecipanti al contratto petrolifero cui sono periodica-
\nmente presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dal-
\nla gestione del contratto. I costi e i ricavi, nonch\u00e9 i dati operativi (pro-
\nduzioni, riserve, ecc.) dell\u2019iniziativa mineraria sono perci\u00f2 rilevati pro
\nquota direttamente nel bilancio delle societ\u00e0 partecipanti a cui fanno
\ncarico, inoltre, le relative obbligazioni derivanti dall\u2019iniziativa mineraria.
\nIn presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente
\nall\u2019assunzione del controllo (acquisto di interessenze di terzi), l\u2019even-
\ntuale differenza tra il costo di acquisto e il valore di iscrizione della
\ncorrispondente frazione di patrimonio netto acquisita \u00e8 rilevata nel pa-
\ntrimonio netto di competenza del Gruppo (tra gli \u201cUtili (perdite) portate
\na nuovo\u201d); analogamente, sono rilevati a patrimonio netto di compe-
\ntenza del Gruppo (tra gli \u201cUtili (perdite) portate a nuovo\u201d) gli effetti deri-
\nvanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo.
\nInoltre, nell\u2019ambito della cessione di quote di minoranza senza perdita
\ndel controllo, l\u2019eventuale presenza di opzioni put sulle interessenze di
\nterzi, esercitabili al verificarsi di eventi non sotto il controllo del Gruppo,
\ndetermina la rilevazione di una passivit\u00e0, pari al valore attuale del c.d.
\nredemption amount, in contropartita al patrimonio netto di Gruppo.
\nLa cessione di quote che comporta la perdita del controllo determi-
\nna la rilevazione a conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza tra
\nil corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attivit\u00e0 nette consolidate
\ncedute; (ii) dell\u2019effetto dell\u2019allineamento al relativo fair value dell\u2019e-
\nventuale partecipazione residua mantenuta; (iii) della stima del fair
\nvalue di eventuali corrispettivi aggiuntivi, da regolarsi per cassa al
\nverificarsi di determinate condizioni contrattualmente definite; (iv)
\ndegli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile com-
\nplessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a
\nconto economico
\n5
\n.
\nIl valore dell\u2019eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo
\nfair value alla data di perdita del controllo, rappresenta il valore di
\nriferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valuta-
\nzione applicabili.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n(3) In base agli IFRS, un\u2019informazione \u00e8 rilevante se si pu\u00f2 ragionevolmente presumere che la relativa omissione, errata presentazione od occultamento influenzi le decisioni degli utiliz-
\nzatori principali del bilancio.
\n(4) Le partecipazioni in societ\u00e0 controllate non consolidate con il metodo integrale sono valutate secondo i criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d; per maggiori informa-
\nzioni si fa rinvio all\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024\u201d.
\n(5) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla ex controllata, per i quali non \u00e8 previsto il rigiro a conto economico, sono imputati in
\naltra posta del patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSubsidiariesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag817": {
"value": "Eni",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NameOfReportingEntityOrOtherMeansOfIdentification",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag818": {
"value": "SpA",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:LegalFormOfEntity",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag819": {
"value": "\n
\n\nINTERESSENZE IN ACCORDI
\nA CONTROLLO CONGIUNTO
\nIl controllo congiunto \u00e8 la condivisione, su base contrattuale, del con-
\ntrollo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni
\nrelative alle attivit\u00e0 rilevanti, \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte
\nle parti che condividono il controllo.
\nUna joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le par-
\nti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0
\nnette dell\u2019accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate
\ncon il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo
\ndel patrimonio netto\u201d.
\nUna joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le
\nparti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivi-
\nt\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 (c.d. enforceable right and obliga-
\ntion) relative all\u2019accordo; nel bilancio consolidato \u00e8 rilevata la quota
\ndi spettanza Eni delle attivit\u00e0/passivit\u00e0 e dei ricavi/costi delle joint
\noperation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti da-
\ngli accordi contrattuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le
\nattivit\u00e0/passivit\u00e0 e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono va-
\nlutati in conformit\u00e0 ai criteri di valutazione applicabili.
\nLe societ\u00e0 rappresentate da joint operation non rilevanti sono
\nvalutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando
\nnon si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale,
\neconomica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per perdi-
\nte di valore.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\nPARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE
\nUna collegata \u00e8 un\u2019impresa su cui Eni esercita un\u2019influenza note-
\nvole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle
\nrelative scelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo o il
\ncontrollo congiunto.
\nLe partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il me-
\ntodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del
\npatrimonio netto\u201d.
\nLe imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le
\njoint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese colle-
\ngate sono distintamente indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni
\nSpA al 31 dicembre 2024\u201d, che fa parte integrante delle presenti note.
\nNello stesso allegato \u00e8 riportata anche la variazione dell\u2019area di con-
\nsolidamento verificatasi nell\u2019esercizio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociatesAndJointVenturesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag821": {
"value": "\nINTERESSENZE IN ACCORDI
\nA CONTROLLO CONGIUNTO
\nIl controllo congiunto \u00e8 la condivisione, su base contrattuale, del con-
\ntrollo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni
\nrelative alle attivit\u00e0 rilevanti, \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte
\nle parti che condividono il controllo.
\nUna joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le par-
\nti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0
\nnette dell\u2019accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate
\ncon il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo
\ndel patrimonio netto\u201d.
\nUna joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le
\nparti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivi-
\nt\u00e0 e obbligazioni per le passivit\u00e0 (c.d. enforceable right and obliga-
\ntion) relative all\u2019accordo; nel bilancio consolidato \u00e8 rilevata la quota
\ndi spettanza Eni delle attivit\u00e0/passivit\u00e0 e dei ricavi/costi delle joint
\noperation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti da-
\ngli accordi contrattuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le
\nattivit\u00e0/passivit\u00e0 e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono va-
\nlutati in conformit\u00e0 ai criteri di valutazione applicabili.
\nLe societ\u00e0 rappresentate da joint operation non rilevanti sono
\nvalutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando
\nnon si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale,
\neconomica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per perdi-
\nte di valore.
\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentsInJointVentures",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag822": {
"value": "\nPARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE
\nUna collegata \u00e8 un\u2019impresa su cui Eni esercita un\u2019influenza note-
\nvole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle
\nrelative scelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo o il
\ncontrollo congiunto.
\nLe partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il me-
\ntodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del
\npatrimonio netto\u201d.
\nLe imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le
\njoint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese colle-
\ngate sono distintamente indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni
\nSpA al 31 dicembre 2024\u201d, che fa parte integrante delle presenti note.
\nNello stesso allegato \u00e8 riportata anche la variazione dell\u2019area di con-
\nsolidamento verificatasi nell\u2019esercizio.
\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociates",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag856": {
"value": "\nMETODO DEL PATRIMONIO NETTO
\nLe partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in impre-
\nse controllate non significative escluse dall\u2019area di consolidamento
\nsono valutate con il metodo del patrimonio netto
\n6
\n.
\nIn applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni
\nsono inizialmente iscritte al costo di acquisto, allocando, analo-
\ngamente a quanto previsto per le business combination, il costo
\nsostenuto sulle attivit\u00e0/passivit\u00e0 identificabili della partecipata; l\u2019e-
\nventuale eccedenza non allocabile rappresenta il goodwill, non og-
\ngetto di rilevazione separata ma incluso nel valore di iscrizione del-
\nla partecipazione. L\u2019allocazione, operata in via provvisoria alla data
\ndi rilevazione iniziale, \u00e8 rettificabile, con effetto retroattivo, entro i
\nsuccessivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su
\nfatti e circostanze esistenti alla data di rilevazione iniziale. Succes-
\nsivamente, il valore di iscrizione \u00e8 adeguato per tener conto: (i) della
\nquota di pertinenza della partecipante dei risultati economici della
\npartecipata realizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per te-
\nner conto degli effetti dell\u2019ammortamento e dell\u2019eventuale svaluta-
\nzione dei maggiori valori attribuiti alle attivit\u00e0 della partecipata; e (ii)
\ndella quota di pertinenza della partecipante delle altre componen-
\nti dell\u2019utile complessivo della partecipata. Diversamente, il valore
\ndi iscrizione non \u00e8 adeguato a seguito di variazioni di patrimonio
\nnetto della partecipata derivanti, a titolo di esempio, dall\u2019emissio-
\nne, da parte della partecipata, di obbligazioni subordinate perpetue
\no obbligazioni convertibili non sottoscritte dal Gruppo. I dividendi
\ndistribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di
\niscrizione della partecipazione. Ai fini dell\u2019applicazione del metodo
\ndel patrimonio netto, si considerano le rettifiche previste per il pro-
\ncesso di consolidamento (v. anche punto \u201cImprese controllate\u201d). Le
\nperdite derivanti dall\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto
\neccedenti il valore di iscrizione della partecipazione, rilevate nella
\nvoce di conto economico \u201cProventi (oneri) su partecipazioni\u201d, sono
\nallocate sugli eventuali crediti finanziari concessi alla partecipata
\nil cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile nel prevedibile
\nfuturo (c.d. long-term interest), ridotti delle relative expected cre-
\ndit loss (v. oltre) e che rappresentano nella sostanza un ulteriore
\ninvestimento nella societ\u00e0 partecipata. La quota di pertinenza del-
\nla partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il
\nvalore di iscrizione della partecipazione e di eventuali long-term
\ninterest (c.d. investimento netto), \u00e8 rilevata in un apposito fondo
\nnella misura in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a
\nobbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a co-
\nprirne le perdite.
\nInoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad es.
\nrilevanti inadempimenti contrattuali, significative difficolt\u00e0 finanzia-
\nrie, rischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recuperabilit\u00e0
\ndel valore di iscrizione dell\u2019investimento netto risultante dall\u2019appli-
\ncazione dei criteri sopra indicati \u00e8 verificata confrontando il valore
\ndi iscrizione dell\u2019investimento netto con il relativo valore recupera-
\nbile, determinato adottando i criteri indicati al punto \u201cImpairment
\ndelle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d. Quando vengono meno i motivi del-
\nle svalutazioni effettuate, la partecipazione e il relativo long-term
\ninterest sono rivalutati nei limiti delle svalutazioni effettuate, con
\nimputazione degli effetti a conto economico alla voce \u201cProventi
\n(oneri) su partecipazioni\u201d.
\nLa cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del
\ncontrollo congiunto o dell\u2019influenza notevole sulla partecipata deter-
\nmina la rilevazione a conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza
\ntra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore di
\niscrizione ceduta; (ii) dell\u2019effetto dell\u2019allineamento al relativo fair value
\ndell\u2019eventuale partecipazione residua mantenuta
\n7
\n; (iii) degli eventua-
\nli valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi
\nalla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico
\n8
\n. Il
\nvalore dell\u2019eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo
\nfair value alla data di perdita del controllo congiunto o dell\u2019influenza
\nnotevole, rappresenta il valore di riferimento per la successiva valu-
\ntazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n(6) Quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate non
\nsignificative escluse dall\u2019area di consolidamento, sono valutate al costo rettificato per perdite di valore.
\n(7) Se la partecipazione residua continua ad essere valutata con il metodo del patrimonio netto, in quanto qualificata come joint venture o collegata, la quota mantenuta non \u00e8 adeguata
\nal relativo fair value.
\n(8) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla ex joint venture o collegata, per i quali non \u00e8 previsto il rigiro a conto economico, sono
\nimputati in un\u2019altra posta del patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DescriptionOfAccountingPolicyForEquityMethodOfAccountingExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag823": {
"value": "\n
\n\nBUSINESS COMBINATION
\nLe operazioni di business combination sono rilevate secondo l\u2019acqui-
\nsition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination
\n\u00e8 determinato alla data di assunzione del controllo ed \u00e8 pari al fair
\nvalue delle attivit\u00e0 trasferite, delle passivit\u00e0 sostenute, nonch\u00e9 degli
\neventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il corrispettivo
\ntrasferito include anche il fair value delle eventuali attivit\u00e0 o passivit\u00e0
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\nper corrispettivi potenziali previsti contrattualmente e subordinati al
\nrealizzarsi di eventi futuri.
\nAlla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle impre-
\nse partecipate \u00e8 determinato attribuendo ai singoli elementi identifi-
\ncabili dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale il relativo fair value
\n9
\n, fatti
\nsalvi i casi in cui le disposizioni IFRS stabiliscano un differente crite-
\nrio di valutazione. L\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito
\ne il fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite, se positiva, \u00e8 iscritta nell\u2019at-
\ntivo come \u201cavviamento\u201d (di seguito anche goodwill); se negativa, \u00e8
\nrilevata a conto economico.
\nNel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patri-
\nmonio netto delle interessenze di terzi \u00e8 determinata sulla base della
\nquota di spettanza dei valori correnti attribuiti alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\nalla data di assunzione del controllo, escluso l\u2019eventuale goodwill a
\nessi attribuibile (c.d. partial goodwill method). Nel caso di assunzio-
\nne del controllo in fasi successive, il costo di acquisto \u00e8 determinato
\nsommando il fair value della partecipazione precedentemente de-
\ntenuta nell\u2019acquisita e l\u2019ammontare corrisposto per l\u2019ulteriore quota
\npartecipativa. La differenza tra il fair value della partecipazione pre-
\ncedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione \u00e8 imputata a
\nconto economico. Inoltre, in sede di assunzione del controllo, even-
\ntuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti
\ndell\u2019utile complessivo sono imputati a conto economico ovvero in
\nun\u2019altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il
\nrigiro a conto economico.
\nQuando la determinazione dei valori delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dell\u2019ac-
\nquisita \u00e8 operata in via provvisoria nell\u2019esercizio in cui la business
\ncombination \u00e8 conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto re-
\ntroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione,
\nper tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti
\nalla data di acquisizione.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nPARTECIPAZIONI E BUSINESS COMBINATION
\nLa verifica dell\u2019esistenza del controllo, del controllo congiunto,
\ndell\u2019influenza notevole su un\u2019altra entit\u00e0 nonch\u00e9, nel caso delle joint
\noperation, la verifica dell\u2019esistenza di enforceable right and obliga-
\ntion sulle relative attivit\u00e0 e passivit\u00e0 richiede l\u2019esercizio di un giu-
\ndizio professionale complesso da parte della Direzione Aziendale
\noperato considerando le caratteristiche della struttura societaria,
\ngli accordi tra le parti, nonch\u00e9 ogni altro fatto e circostanza che
\nrisulti rilevante ai fini di tale verifica. L\u2019utilizzo di stime contabili
\nsignificative caratterizza inoltre i processi di allocazione del fair
\nvalue alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 identificabili acquisite in sede di bu-
\nsiness combination. Nel processo di allocazione, anche in sede di
\nrilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il metodo del
\npatrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valutazione general-
\nmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le infor-
\nmazioni disponibili e, per le acquisizioni pi\u00f9 significative, si avvale
\ndi valutazioni esterne.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n(9) I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto \u201cValutazioni al fair value\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsAndGoodwillExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag825": {
"value": "\nBUSINESS COMBINATION
\nLe operazioni di business combination sono rilevate secondo l\u2019acqui-
\nsition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination
\n\u00e8 determinato alla data di assunzione del controllo ed \u00e8 pari al fair
\nvalue delle attivit\u00e0 trasferite, delle passivit\u00e0 sostenute, nonch\u00e9 degli
\neventuali strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il corrispettivo
\ntrasferito include anche il fair value delle eventuali attivit\u00e0 o passivit\u00e0
\n
\n\n\n\n\n\n\nper corrispettivi potenziali previsti contrattualmente e subordinati al
\nrealizzarsi di eventi futuri.
\nAlla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle impre-
\nse partecipate \u00e8 determinato attribuendo ai singoli elementi identifi-
\ncabili dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale il relativo fair value
\n9
\n, fatti
\nsalvi i casi in cui le disposizioni IFRS stabiliscano un differente crite-
\nrio di valutazione. L\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito
\ne il fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite, se positiva, \u00e8 iscritta nell\u2019at-
\ntivo come \u201cavviamento\u201d (di seguito anche goodwill); se negativa, \u00e8
\nrilevata a conto economico.
\nNel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patri-
\nmonio netto delle interessenze di terzi \u00e8 determinata sulla base della
\nquota di spettanza dei valori correnti attribuiti alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\nalla data di assunzione del controllo, escluso l\u2019eventuale goodwill a
\nessi attribuibile (c.d. partial goodwill method). Nel caso di assunzio-
\nne del controllo in fasi successive, il costo di acquisto \u00e8 determinato
\nsommando il fair value della partecipazione precedentemente de-
\ntenuta nell\u2019acquisita e l\u2019ammontare corrisposto per l\u2019ulteriore quota
\npartecipativa. La differenza tra il fair value della partecipazione pre-
\ncedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione \u00e8 imputata a
\nconto economico. Inoltre, in sede di assunzione del controllo, even-
\ntuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti
\ndell\u2019utile complessivo sono imputati a conto economico ovvero in
\nun\u2019altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il
\nrigiro a conto economico.
\nQuando la determinazione dei valori delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dell\u2019ac-
\nquisita \u00e8 operata in via provvisoria nell\u2019esercizio in cui la business
\ncombination \u00e8 conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto re-
\ntroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione,
\nper tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti
\nalla data di acquisizione.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nPARTECIPAZIONI E BUSINESS COMBINATION
\nLa verifica dell\u2019esistenza del controllo, del controllo congiunto,
\ndell\u2019influenza notevole su un\u2019altra entit\u00e0 nonch\u00e9, nel caso delle joint
\noperation, la verifica dell\u2019esistenza di enforceable right and obliga-
\ntion sulle relative attivit\u00e0 e passivit\u00e0 richiede l\u2019esercizio di un giu-
\ndizio professionale complesso da parte della Direzione Aziendale
\noperato considerando le caratteristiche della struttura societaria,
\ngli accordi tra le parti, nonch\u00e9 ogni altro fatto e circostanza che
\nrisulti rilevante ai fini di tale verifica. L\u2019utilizzo di stime contabili
\nsignificative caratterizza inoltre i processi di allocazione del fair
\nvalue alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 identificabili acquisite in sede di bu-
\nsiness combination. Nel processo di allocazione, anche in sede di
\nrilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il metodo del
\npatrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valutazione general-
\nmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le infor-
\nmazioni disponibili e, per le acquisizioni pi\u00f9 significative, si avvale
\ndi valutazioni esterne.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n(9) I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto \u201cValutazioni al fair value\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag854": {
"value": "\nOPERAZIONI INFRAGRUPPO
\nGli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non
\nancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati cos\u00ec come
\nsono eliminati i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli
\nimpegni e i rischi tra imprese consolidate
\n10
\n. Gli utili non realizzati
\nderivanti da operazioni con societ\u00e0 valutate secondo il metodo
\ndel patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza
\ndel Gruppo; il trattamento contabile indicato \u00e8 applicato anche nel
\ncaso di trasferimento di business alle partecipate (c.d. downstre-
\nam transaction).
\nIn entrambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quan-
\nto rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n(10) Le differenze di cambio associate a elementi monetari infragruppo derivanti da operazioni concluse tra imprese consolidate operanti con valute differenti non sono oggetto di
\neliminazione.
\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DescriptionOfAccountingPolicyForIntragroupTransactionsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag830": {
"value": "\nCONVERSIONE DEI BILANCI IN VALUTA
\nDIVERSA DALL\u2019EURO
\nI bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall\u2019eu-
\nro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo nonch\u00e9 la
\nvaluta di presentazione del bilancio consolidato, sono convertiti in
\neuro applicando alle voci dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale i cam-
\nbi correnti alla data di chiusura dell\u2019esercizio, alle voci del patrimonio
\nnetto i cambi storici e alle voci del conto economico e del rendiconto
\nfinanziario i cambi medi dell\u2019esercizio.
\nLe differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese par-
\ntecipate operanti in valuta diversa dall\u2019euro, derivanti dall\u2019applica-
\nzione di cambi diversi per le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0, per il patrimonio
\nnetto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di patrimo-
\nnio netto \u201cRiserva per differenze cambio da conversione\u201d per la par-
\nte di competenza del Gruppo
\n11
\n. La riserva per differenze di cambio
\n\u00e8 rilevata a conto economico all\u2019atto della dismissione integrale ov-
\nvero al momento della perdita del controllo, del controllo congiunto
\no dell\u2019influenza notevole sulla partecipata. All\u2019atto della dismissio-
\nne parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di
\ncambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta \u00e8 attribuita
\nal patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi. In
\ncaso di dismissione parziale, senza perdita del controllo congiunto
\no dell\u2019influenza notevole, la quota delle differenze cambio afferente
\nalla frazione di partecipazione ceduta \u00e8 imputata a conto economi-
\nco. Il rimborso del capitale effettuato da una controllata operante
\nin valuta diversa dall\u2019euro, senza modifica dell\u2019interessenza parteci-
\n
\n\n\n\n\n\n\n(11) La quota di pertinenza di terzi delle differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese controllate operanti in valuta diversa dall\u2019euro \u00e8 rilevata nella voce di patrimonio netto
\n\u201cInteressenze di terzi\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\n\npativa detenuta, comporta l\u2019imputazione a conto economico della
\ncorrispondente quota delle differenze di cambio.
\nI bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta
\nfunzionale che per le imprese che non adottano l\u2019euro \u00e8 prevalente-
\nmente il dollaro USA. I principali cambi utilizzati per operare la con-
\nversione dei bilanci in valuta diversa dall\u2019euro sono di seguito indicati:
\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFunctionalCurrencyExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag832": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \nCambi medi | \nCambi al | \nCambi medi | \nCambi al | \nCambi medi | \nCambi al | \n\n\n
\n\n| (ammontare di valuta per \u20ac1) | \ndell\u2019esercizio 2024 | \n31 dicembre 2024 | \ndell\u2019esercizio 2023 | \n31 dicembre 2023 | \ndell\u2019esercizio 2022 | \n31 dicembre 2022 | \n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n1,08 | \n1,04 | \n1,08 | \n1,11 | \n1,05 | \n1,07 | \n\n\n
\n\n| Sterlina inglese | \n0,85 | \n0,83 | \n0,87 | \n0,87 | \n0,85 | \n0,89 | \n\n\n
\n\n| Dollaro australiano | \n1,64 | \n1,68 | \n1,63 | \n1,63 | \n1,52 | \n1,57 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfEffectOfChangesInForeignExchangeRatesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag833": {
"value": "\nATTIVIT\u00c0 MINERARIA
\nCon riferimento alle attivit\u00e0 di esplorazione, appraisal e sviluppo sono
\nadottati i principi del successful efforts method di seguito descritti.
\nACQUISIZIONE DI PERMESSI ESPLORATIVI
\nI costi sostenuti per l\u2019acquisizione di diritti esplorativi (o per la loro
\nestensione) sono inizialmente capitalizzati all\u2019interno delle attivit\u00e0 im-
\nmateriali come \u201cdiritti esplorativi - unproved\u201d in attesa di valutare l\u2019esito
\ndelle attivit\u00e0 di esplorazione e valutazione. Tali diritti esplorativi unpro-
\nved non sono ammortizzati ma sottoposti a verifica della recuperabi-
\nlit\u00e0 del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma del
\ncommitment della societ\u00e0 a proseguire le attivit\u00e0 di esplorazione e
\nconsiderando fatti e circostanze che possano evidenziare la presen-
\nza di incertezze in merito alla recuperabilit\u00e0 del valore iscritto. Se non
\nsono pianificate ulteriori attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei relativi diritti
\nesplorativi \u00e8 imputato a conto economico come radiazione (di seguito
\nanche write-off). I diritti esplorativi di valore non significativo sono rag-
\ngruppati e ammortizzati a quote costanti lungo il periodo di esplora-
\nzione accordato. A seguito della scoperta di riserve certe (cio\u00e8 dopo la
\nrilevazione di riserve e l\u2019approvazione interna del progetto di sviluppo),
\nil valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi unproved \u00e8 riclassifi-
\ncato, sempre all\u2019interno della voce \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d, come \u201cdiritti
\nesplorativi proved\u201d. Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quan-
\ndo si verificano eventi che fanno presumere una riduzione di valore
\ndelle attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei diritti esplorativi da riclassificare
\ncome proved \u00e8 sottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0 considerando il
\nmaggiore tra il valore d\u2019uso e il fair value, al netto dei costi di vendita. A
\npartire dall\u2019avvio della produzione, i permessi esplorativi \u201cproved\u201d sono
\nammortizzati con il metodo dell\u2019unit\u00e0 di prodotto (c.d. metodo UOP,
\ndescritto al punto \u201cAmmortamento UOP\u201d).
\nACQUISIZIONE DI TITOLI MINERARI
\nI costi sostenuti per l\u2019acquisizione di titoli minerari sono rilevati in
\nrelazione alle attivit\u00e0 acquisite (potenziale esplorativo, riserve pos-
\nsibili, riserve probabili, riserve certe). Quando l\u2019acquisto riguarda nel
\ncomplesso riserve e potenziale esplorativo, il costo \u00e8 attribuito alle
\ndiverse attivit\u00e0 acquisite sulla base del valore determinato attualiz-
\nzando i corrispondenti flussi di cassa attesi.
\nI costi di acquisizione del potenziale esplorativo sono valutati utiliz-
\nzando i criteri indicati nel precedente punto \u201cAcquisizione di permes-
\nsi esplorativi\u201d. I costi delle riserve certe sono ammortizzati secondo
\nil metodo UOP (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d). I costi delle riser-
\nve probabili e delle riserve possibili (c.d. unproved mineral interest)
\nsono sospesi in attesa dell\u2019esito delle attivit\u00e0 di appraisal e di identifi-
\ncazione delle modalit\u00e0 di sviluppo funzionali alla promozione a riser-
\nve certe; in caso di esito negativo delle predette attivit\u00e0, sono rilevati
\na conto economico.
\nESPLORAZIONE ED APPRAISAL
\nI costi esplorativi relativi a studi geologici e geofisici sono rilevati a
\nconto economico al momento del sostenimento.
\nI costi direttamente associati ad un pozzo esplorativo sono ini-
\nzialmente rilevati all\u2019interno delle attivit\u00e0 materiali in corso, come
\n\u201ccosti di esplorazione e valutazione - unproved\u201d (pozzi esplorativi
\nin progress), fino al momento in cui la perforazione del pozzo \u00e8
\ncompletata e possono continuare ad essere capitalizzati nei 12
\nmesi successivi (o un periodo di tempo maggiore in funzione della
\ncomplessit\u00e0 del progetto e del volume di investimenti associati) in
\nattesa della valutazione dei risultati della perforazione (pozzi esplo-
\nrativi suspended).
\nSe al termine di tale periodo si accerta che il risultato \u00e8 negativo o che
\nil ritrovamento non \u00e8 sufficientemente significativo per giustificarne
\nlo sviluppo, i pozzi sono dichiarati dry/unsuccessful e i relativi costi
\nimputati a conto economico come write-off. Al contrario, tali costi
\ncontinuano ad essere capitalizzati se e fintanto che: (i) il pozzo ha
\ndeterminato la scoperta di una quantit\u00e0 di riserve tale da giustificare
\nil suo completamento come pozzo di produzione; e (ii) la societ\u00e0 sta
\ncompiendo sufficienti progressi volti a valutare le riserve e la fatti-
\nbilit\u00e0 economica ed operativa del progetto; differentemente, i costi
\ncapitalizzati sono imputati a conto economico come write-off. Me-
\ndesimi criteri di rilevazione sono adottati per i costi relativi all\u2019attivit\u00e0
\ndi appraisal. In caso di ritrovamento di riserve certe di petrolio e/o
\ngas naturale, i relativi costi capitalizzati come unproved sono riclas-
\nsificati, sempre all\u2019interno delle attivit\u00e0 materiali in corso, come \u201ccosti
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\ndi esplorazione e valutazione - proved\u201d. Al momento della riclassifi-
\nca e, in ogni caso, quando si verificano eventi che fanno presumere
\nuna riduzione di valore delle attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei costi da
\nriclassificare come proved \u00e8 sottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0
\nconsiderando il maggiore tra il valore d\u2019uso e il fair value, al netto dei
\ncosti di vendita. A partire dall\u2019avvio della produzione, i costi di esplo-
\nrazione e valutazione classificati come \u201cproved\u201d sono ammortizzati
\nsecondo il metodo UOP (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d).
\nSVILUPPO
\nI costi di sviluppo, ivi inclusi i costi relativi ai pozzi di sviluppo unsuc-
\ncessful e danneggiati, sono inizialmente capitalizzati come \u201cAttivit\u00e0
\nmateriali in corso - proved\u201d. I costi di sviluppo sostenuti per ottenere
\nl\u2019accesso alle riserve certe e per la costruzione e l\u2019installazione degli
\nimpianti necessari all\u2019estrazione, trattamento, raccolta e stoccaggio
\ndi idrocarburi sono ammortizzati, a partire dall\u2019inizio della produzio-
\nne, prevalentemente con il metodo UOP. In caso di non fattibilit\u00e0/non
\nprosecuzione dei progetti di sviluppo, i relativi costi sono imputati
\na conto economico come write-off nel periodo in cui viene deciso
\nl\u2019abbandono del progetto stesso. Le svalutazioni/riprese di valore dei
\ncosti di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti per le
\nattivit\u00e0 materiali.
\n\nAMMORTAMENTO UOP
\nCon riferimento al processo di ammortamento degli investimenti af-
\nferenti l\u2019attivit\u00e0 mineraria, considerata la stretta correlazione tra la
\nloro vita utile e la disponibilit\u00e0 delle riserve certe di idrocarburi, l\u2019am-
\nmortamento \u00e8 generalmente effettuato attraverso il metodo UOP ap-
\nplicando agli investimenti da ammortizzare a fine periodo
\n12
\n l\u2019aliquota
\nottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel trimestre e le riserve
\nesistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel
\ntrimestre stesso. Il metodo \u00e8 applicato con riferimento al pi\u00f9 piccolo
\ninsieme che realizza una correlazione diretta tra gli investimenti da
\nammortizzare e le riserve di idrocarburi. Ai fini dell\u2019ammortamento
\ndei diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti qualificati come
\n\u201cproved\u201d rilevano le riserve certe. Ai fini dell\u2019ammortamento dei costi
\ndi esplorazione e di appraisal \u201cproved\u201d e dei costi di sviluppo rilevano
\nle riserve certe sviluppate ovvero le complessive riserve certe ai fini
\ndell\u2019ammortamento di common facility a servizio di una pluralit\u00e0 di
\ncampi. Le riserve certe sono stimate sulla base della normativa U.S.
\nSEC che richiede l\u2019utilizzo della media annuale dei prezzi di petrolio
\ne gas ai fini della valutazione della relativa producibilit\u00e0 economica;
\nsignificative variazioni dei prezzi di riferimento possono determinare
\naliquote di ammortamento disallineate rispetto alle modalit\u00e0 di otte-
\nnimento dei benefici economici futuri attese da tali asset, al punto
\nda comportare, ad esempio, l\u2019ammortamento integrale di asset non
\ncorrenti in un arco temporale di breve termine. In tali fattispecie, le
\nriserve utilizzate ai fini della determinazione dell\u2019aliquota di ammor-
\n
\n\n\n\n\n\n\n\ntamento UOP, sono stimate in base a parametri di economicit\u00e0 ragio-
\nnevoli e coerenti con le previsioni di produzione definite dal manage-
\nment, al fine di riflettere meglio le modalit\u00e0 attese di ottenimento dei
\nbenefici economici futuri derivanti da tali asset.
\n
\n\n\n\n\n\n\nPRODUZIONE
\nI costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di produzione (estrazione, manutenzione or-
\ndinaria dei pozzi, ecc.) sono rilevati a conto economico nell\u2019esercizio
\nin cui sono sostenuti.
\nPRODUCTION SHARING AGREEMENTS
\nE CONTRATTI DI SERVICE
\nLe riserve relative ai Production Sharing Agreement sono determina-
\nte sulla base delle clausole contrattuali relative al rimborso dei costi
\nsostenuti per i lavori di esplorazione, sviluppo e produzione svolti con
\nl\u2019apporto di proprie tecnologie e mezzi finanziari (cost oil) e alla quo-
\nta di spettanza delle produzioni realizzate non destinate al rimborso
\ndei costi sostenuti (profit oil). I ricavi derivanti dalla cessione delle
\nproduzioni ritirate (cost oil e profit oil) sono rilevati per competen-
\nza economica; i costi sostenuti relativi alle attivit\u00e0 di esplorazione,
\nsviluppo e produzione sono rilevati secondo i criteri indicati in prece-
\ndenza. Un meccanismo analogo caratterizza alcuni contratti di ser-
\nvizio dove il corrispettivo per il servizio reso \u00e8 riconosciuto tramite
\nquote di spettanza della produzione.
\nLe quote di produzioni e di riserve tengono conto delle quote di idro-
\ncarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi con-
\ntrattuali prevedono che l\u2019onere tributario a carico della societ\u00e0 sia
\nassolto dall\u2019ente nazionale in nome e per conto della societ\u00e0 a va-
\nlere sulla quota di profit oil. In relazione a ci\u00f2, \u00e8 rilevato l\u2019incremento
\ndell\u2019imponibile, tramite l\u2019aumento dei ricavi, e il corrispondente stan-
\nziamento dell\u2019onere di imposta.
\nCHIUSURA E ABBANDONO DEI POZZI
\nI costi che si presume di sostenere al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produ-
\nzione per l\u2019abbandono dell\u2019area, lo smantellamento, la rimozione del-
\nle strutture e il ripristino del sito sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale
\nsecondo i criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d e ammortizzati
\ncon il metodo UOP.
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nATTIVIT\u00c0 MINERARIA
\n La valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa
\nsu metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco
\ndi incertezza. Le riserve certe rappresentano le quantit\u00e0 stimate
\ndi idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria,
\npotranno con ragionevole certezza essere economicamente pro-
\nducibili nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al mo-
\nmento della stima.
\n
\n\n\n\n\n\n\n(12) Il periodo \u00e8 inteso come il trimestre.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\nNonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici
\ne geologici che devono essere rispettati affinch\u00e9 le riserve possano
\nessere classificate come certe, la stima delle riserve dipende da un
\ninsieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono: (i) la qualit\u00e0 dei
\ndati geologici e tecnico-ingegneristici disponibili e la loro interpretazio-
\nne e valutazione; (ii) le stime riguardanti l\u2019andamento futuro dei tassi di
\nproduzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento
\ndei costi di sviluppo; (iii) modifiche della normativa fiscale vigente, del-
\nle regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv)
\nl\u2019esito di perforazioni e di test di produzione e l\u2019effettiva performance
\nproduttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima inizia-
\nle che pu\u00f2 determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso nel
\nperiodo corrente; (v) le variazioni dei prezzi di petrolio e gas naturale
\nche potrebbero influire sulle quantit\u00e0 delle riserve certe, poich\u00e9 la loro
\nstima si basa sui prezzi esistenti alla data della stima.
\nUna riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi operativi
\ne di sviluppo pi\u00f9 elevati possono compromettere la capacit\u00e0 della
\nsociet\u00e0 di produrre economicamente le riserve certe, determinando
\nrevisioni negative di stima.
\nMolti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle riser-
\nve certe sono soggetti a modifiche nel tempo e, pertanto, influenza-
\nno le quantit\u00e0 di riserve certe che saranno effettivamente prodotte;
\nanaloghe incertezze riguardano la stima delle riserve unproved.
\nLa valutazione della potenzialit\u00e0 economica di una scoperta mine-
\nraria \u00e8 effettuata nell\u2019arco dei 12 mesi successivi al completamento
\ndella perforazione di un pozzo esplorativo. Il processo di delineazio-
\nne della scoperta, che comporta lo svolgimento di ulteriori attivit\u00e0
\ndi appraisal e di identificazione delle migliori modalit\u00e0 di sviluppo,
\nrichiede, nella maggior parte dei casi, un periodo di tempo maggiore
\nin funzione della complessit\u00e0 del progetto e del volume di investi-
\nmenti associati.
\nDurante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi rimangono
\nsospesi all\u2019attivo patrimoniale. Ad ogni modo, tali costi capitalizzati
\nsono oggetto di verifica, almeno annuale, al fine di confermare l\u2019in-
\ntenzione di sviluppare, o in ogni caso di valorizzare, la scoperta.
\nLe riserve di un giacimento sono classificate come certe solo quan-
\ndo sono stati verificati tutti i criteri per l\u2019attribuzione della qualifica
\ndi riserve certe. Le riserve certe possono essere classificate come
\nsviluppate o non sviluppate. Il passaggio a riserve certe sviluppa-
\nte avviene in conseguenza dell\u2019attivit\u00e0 di sviluppo, normalmente in
\ncorrispondenza dell\u2019avvio della produzione. Nei principali progetti di
\nsviluppo trascorrono tipicamente da uno a quattro anni, tra la regi-
\nstrazione iniziale delle riserve e l\u2019avvio della produzione.
\nLe stime delle riserve rilevano sia ai fini della determinazione degli
\nammortamenti (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d) che ai fini della de-
\nfinizione dei flussi di cassa futuri delle attivit\u00e0 petrolifere nell\u2019ambito
\ndel processo di impairment.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DescriptionOfAccountingPolicyForOilAndGasExplorationAppraisalDevelopmentAndProductionExpenditureExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag836": {
"value": "\nAMMORTAMENTO UOP
\nCon riferimento al processo di ammortamento degli investimenti af-
\nferenti l\u2019attivit\u00e0 mineraria, considerata la stretta correlazione tra la
\nloro vita utile e la disponibilit\u00e0 delle riserve certe di idrocarburi, l\u2019am-
\nmortamento \u00e8 generalmente effettuato attraverso il metodo UOP ap-
\nplicando agli investimenti da ammortizzare a fine periodo
\n12
\n l\u2019aliquota
\nottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel trimestre e le riserve
\nesistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel
\ntrimestre stesso. Il metodo \u00e8 applicato con riferimento al pi\u00f9 piccolo
\ninsieme che realizza una correlazione diretta tra gli investimenti da
\nammortizzare e le riserve di idrocarburi. Ai fini dell\u2019ammortamento
\ndei diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti qualificati come
\n\u201cproved\u201d rilevano le riserve certe. Ai fini dell\u2019ammortamento dei costi
\ndi esplorazione e di appraisal \u201cproved\u201d e dei costi di sviluppo rilevano
\nle riserve certe sviluppate ovvero le complessive riserve certe ai fini
\ndell\u2019ammortamento di common facility a servizio di una pluralit\u00e0 di
\ncampi. Le riserve certe sono stimate sulla base della normativa U.S.
\nSEC che richiede l\u2019utilizzo della media annuale dei prezzi di petrolio
\ne gas ai fini della valutazione della relativa producibilit\u00e0 economica;
\nsignificative variazioni dei prezzi di riferimento possono determinare
\naliquote di ammortamento disallineate rispetto alle modalit\u00e0 di otte-
\nnimento dei benefici economici futuri attese da tali asset, al punto
\nda comportare, ad esempio, l\u2019ammortamento integrale di asset non
\ncorrenti in un arco temporale di breve termine. In tali fattispecie, le
\nriserve utilizzate ai fini della determinazione dell\u2019aliquota di ammor-
\n
\n\n\n\n\n\n\ntamento UOP, sono stimate in base a parametri di economicit\u00e0 ragio-
\nnevoli e coerenti con le previsioni di produzione definite dal manage-
\nment, al fine di riflettere meglio le modalit\u00e0 attese di ottenimento dei
\nbenefici economici futuri derivanti da tali asset.
\n
\n\n\n\n\n\n\nL\u2019ammortamento delle attivit\u00e0 materiali ha inizio quando il bene \u00e8
\npronto all\u2019uso, ossia quando \u00e8 nel luogo e nelle condizioni necessari
\nperch\u00e9 sia in grado di operare secondo le modalit\u00e0 programmate.
\nLe attivit\u00e0 materiali sono ammortizzate sistematicamente lungo la
\nloro vita utile, intesa come la stima del periodo in cui l\u2019attivit\u00e0 sar\u00e0
\nutilizzata dall\u2019impresa.
\nQuando l\u2019attivit\u00e0 materiale \u00e8 costituita da pi\u00f9 componenti significa-
\ntive aventi vite utili differenti, l\u2019ammortamento \u00e8 effettuato per cia-
\nscuna componente. Il valore da ammortizzare \u00e8 rappresentato dal
\nvalore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al
\ntermine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente deter-
\nminabile. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti
\nda revisione della vita utile dell\u2019asset, del valore residuo ovvero delle
\nmodalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici dell\u2019attivit\u00e0, sono rile-
\nvate prospetticamente.
\n
\n\n\n\n\n\n(18) L\u2019ammortamento \u00e8 effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e fino alla data pi\u00f9 recente tra: (i) il termine della vita utile del right-of-use asset; e (ii) la fine
\ndella durata del leasing. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la propriet\u00e0 dell\u2019asset locato al locatario alla fine della durata del leasing, o se il valore dell\u2019attivit\u00e0 per diritto di utilizzo
\nconsidera anche il fatto che il locatario eserciter\u00e0 l\u2019opzione di acquisto, il right-of-use asset \u00e8 ammortizzato sistematicamente lungo la vita utile dell\u2019asset sottostante.
\n
\n\n\n\n\n\nLe attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate si-
\nstematicamente lungo la loro vita utile; per l\u2019ammortamento valgono
\ni criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDepreciationExpenseExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag840": {
"value": "\n
\n\n
\nATTIVIT\u00c0 MATERIALI
\nLe attivit\u00e0 materiali sono rilevate secondo il criterio del costo e iscrit-
\nte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei
\ncosti accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attivit\u00e0
\npronte all\u2019uso.
\n
\n Quando \u00e8 necessario un rilevante periodo di tempo
\naffinch\u00e9 il bene sia pronto all\u2019uso, il prezzo di acquisto o il costo di
\nproduzione include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si
\nsarebbero risparmiati, nel periodo necessario a rendere il bene pron-
\nto all\u2019uso, qualora l\u2019investimento non fosse stato fatto. In presenza di
\nobbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle attivit\u00e0
\ne il ripristino dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (at-
\ntualizzati) da sostenere al momento dell\u2019abbandono delle strutture,
\nrilevati in contropartita a uno specifico fondo (v. punto \u201cFondi per
\nlo smantellamento e il ripristino dei siti\u201d). Analoga impostazione \u00e8
\nadottata con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione
\ndi progetti sociali in aree di sviluppo petrolifero (c.d. social project).
\nNon \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni delle attivit\u00e0 materiali, nean-
\nche in applicazione di leggi specifiche.
\nI costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione delle atti-
\nvit\u00e0 materiali sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale quando \u00e8 probabile
\nche incrementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Sono
\nrilevati all\u2019attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragio-
\nni di sicurezza o ambientali che, seppur non incrementando diretta-
\nmente i benefici economici futuri delle attivit\u00e0 esistenti, sono neces-
\nsari per lo svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale.
\n\nL\u2019ammortamento delle attivit\u00e0 materiali ha inizio quando il bene \u00e8
\npronto all\u2019uso, ossia quando \u00e8 nel luogo e nelle condizioni necessari
\nperch\u00e9 sia in grado di operare secondo le modalit\u00e0 programmate.
\nLe attivit\u00e0 materiali sono ammortizzate sistematicamente lungo la
\nloro vita utile, intesa come la stima del periodo in cui l\u2019attivit\u00e0 sar\u00e0
\nutilizzata dall\u2019impresa.
\nQuando l\u2019attivit\u00e0 materiale \u00e8 costituita da pi\u00f9 componenti significa-
\ntive aventi vite utili differenti, l\u2019ammortamento \u00e8 effettuato per cia-
\nscuna componente. Il valore da ammortizzare \u00e8 rappresentato dal
\nvalore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al
\ntermine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente deter-
\nminabile. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti
\nda revisione della vita utile dell\u2019asset, del valore residuo ovvero delle
\nmodalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici dell\u2019attivit\u00e0, sono rile-
\nvate prospetticamente.
\n
\n\n\n\n\n\nI costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi
\nsono rilevati all\u2019attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita
\nutile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di so-
\nstituzione \u00e8 rilevato a conto economico. Le migliorie non rimovibili
\napportate su beni condotti in leasing sono ammortizzate lungo la
\nminore tra la vita utile delle migliorie stesse e la durata del leasing.
\nLe spese di manutenzione e riparazione ordinarie, diverse dalle so-
\nstituzioni di componenti identificabili, che reintegrano e non incre-
\nmentano le prestazioni dei beni, sono rilevate a conto economico
\nnell\u2019esercizio in cui sono sostenute.
\nLe attivit\u00e0 materiali sono eliminate contabilmente al momento della
\nloro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro \u00e8 at-
\nteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8 rilevato
\na conto economico.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForPropertyPlantAndEquipmentExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag841": {
"value": "\n
\nATTIVIT\u00c0 MATERIALI
\nLe attivit\u00e0 materiali sono rilevate secondo il criterio del costo e iscrit-
\nte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei
\ncosti accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attivit\u00e0
\npronte all\u2019uso.
\n
\n Quando \u00e8 necessario un rilevante periodo di tempo
\naffinch\u00e9 il bene sia pronto all\u2019uso, il prezzo di acquisto o il costo di
\nproduzione include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si
\nsarebbero risparmiati, nel periodo necessario a rendere il bene pron-
\nto all\u2019uso, qualora l\u2019investimento non fosse stato fatto. In presenza di
\nobbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle attivit\u00e0
\ne il ripristino dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (at-
\ntualizzati) da sostenere al momento dell\u2019abbandono delle strutture,
\nrilevati in contropartita a uno specifico fondo (v. punto \u201cFondi per
\nlo smantellamento e il ripristino dei siti\u201d). Analoga impostazione \u00e8
\nadottata con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione
\ndi progetti sociali in aree di sviluppo petrolifero (c.d. social project).
\nNon \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni delle attivit\u00e0 materiali, nean-
\nche in applicazione di leggi specifiche.
\nI costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione delle atti-
\nvit\u00e0 materiali sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale quando \u00e8 probabile
\nche incrementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Sono
\nrilevati all\u2019attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragio-
\nni di sicurezza o ambientali che, seppur non incrementando diretta-
\nmente i benefici economici futuri delle attivit\u00e0 esistenti, sono neces-
\nsari per lo svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 aziendale.
\n\nL\u2019ammortamento delle attivit\u00e0 materiali ha inizio quando il bene \u00e8
\npronto all\u2019uso, ossia quando \u00e8 nel luogo e nelle condizioni necessari
\nperch\u00e9 sia in grado di operare secondo le modalit\u00e0 programmate.
\nLe attivit\u00e0 materiali sono ammortizzate sistematicamente lungo la
\nloro vita utile, intesa come la stima del periodo in cui l\u2019attivit\u00e0 sar\u00e0
\nutilizzata dall\u2019impresa.
\nQuando l\u2019attivit\u00e0 materiale \u00e8 costituita da pi\u00f9 componenti significa-
\ntive aventi vite utili differenti, l\u2019ammortamento \u00e8 effettuato per cia-
\nscuna componente. Il valore da ammortizzare \u00e8 rappresentato dal
\nvalore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al
\ntermine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente deter-
\nminabile. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti
\nda revisione della vita utile dell\u2019asset, del valore residuo ovvero delle
\nmodalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici dell\u2019attivit\u00e0, sono rile-
\nvate prospetticamente.
\n
\n\n\n\n\n\nI costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi
\nsono rilevati all\u2019attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita
\nutile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di so-
\nstituzione \u00e8 rilevato a conto economico. Le migliorie non rimovibili
\napportate su beni condotti in leasing sono ammortizzate lungo la
\nminore tra la vita utile delle migliorie stesse e la durata del leasing.
\nLe spese di manutenzione e riparazione ordinarie, diverse dalle so-
\nstituzioni di componenti identificabili, che reintegrano e non incre-
\nmentano le prestazioni dei beni, sono rilevate a conto economico
\nnell\u2019esercizio in cui sono sostenute.
\nLe attivit\u00e0 materiali sono eliminate contabilmente al momento della
\nloro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro \u00e8 at-
\nteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8 rilevato
\na conto economico.
\n
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentPropertyExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag843": {
"value": "\n
\nLEASING
\n13
\nUn contratto contiene o rappresenta un leasing se conferisce al con-
\ntraente il diritto di controllare l\u2019utilizzo di un asset identificato per un
\nperiodo di tempo stabilito in cambio di un corrispettivo; tale diritto
\nsussiste se il contratto attribuisce al locatario il diritto di dirigere l\u2019as-
\nset e ottenere sostanzialmente tutti i benefici economici derivanti dal
\nsuo utilizzo.
\nAlla commencement date, ossia alla data in cui il bene \u00e8 reso dispo-
\nnibile per l\u2019uso, il locatario rileva, nello stato patrimoniale, un\u2019attivi-
\nt\u00e0 rappresentativa del diritto di utilizzo del bene (di seguito anche
\n\u201cattivit\u00e0 per diritto di utilizzo\u201d o \u201cright-of-use asset\u201d), e una passivit\u00e0
\nrappresentativa dell\u2019obbligazione ad effettuare i pagamenti previsti
\nlungo la durata del contratto (di seguito anche \u201cpassivit\u00e0 per leasing\u201d
\no \u201clease liability\u201d)
\n14
\n. La durata del leasing \u00e8 determinata considerando
\nil periodo non annullabile del contratto, nonch\u00e9, ove vi sia la ragione-
\nvole certezza, anche i periodi considerati dalle opzioni di estensione
\novvero connessi al mancato esercizio delle opzioni di risoluzione an-
\nticipata del contratto.
\nLa passivit\u00e0 per leasing \u00e8 rilevata inizialmente ad un ammontare
\npari al valore attuale dei seguenti pagamenti dovuti per il leasing
\n15
\n,
\nnon ancora effettuati alla commencement date: (i) pagamenti fissi
\n(o sostanzialmente fissi), al netto di eventuali incentivi da ricevere;
\n(ii) pagamenti variabili che dipendono da indici o tassi
\n16
\n; (iii) stima
\ndel pagamento che il locatario dovr\u00e0 effettuare a titolo di garanzia
\ndel valore residuo del bene locato; (iv) pagamento del prezzo di
\nesercizio dell\u2019opzione di acquisto, se il locatario \u00e8 ragionevolmente
\ncerto di esercitarla; e (v) pagamento di penalit\u00e0 contrattuali per la
\nrisoluzione del leasing, se il locatario \u00e8 ragionevolmente certo di
\nesercitare tale opzione. Il valore attuale dei suddetti pagamenti \u00e8
\ncalcolato adottando un tasso di sconto pari al tasso di interesse
\nimplicito del leasing ovvero, qualora questo non fosse agevolmen-
\nte determinabile, utilizzando il tasso di finanziamento incrementa-
\nle del locatario. Quest\u2019ultimo \u00e8 definito tenendo conto della dura-
\nta dei contratti di leasing, della periodicit\u00e0 dei pagamenti previsti
\ncontrattualmente, della valuta nella quale essi sono denominati e
\ndelle caratteristiche dell\u2019ambiente economico del locatario (sinte-
\ntizzate dal country risk premium attribuito ai singoli Paesi in cui
\nopera Eni).
\nDopo la rilevazione iniziale, la passivit\u00e0 per leasing \u00e8 valutata sulla
\nbase del costo ammortizzato ed \u00e8 rideterminata, generalmente in
\ncontropartita al valore di iscrizione del correlato right-of-use asset, in
\npresenza di una variazione dei pagamenti dovuti per il leasing a se-
\nguito principalmente di: (i) rinegoziazioni contrattuali che non danno
\norigine ad un nuovo leasing separato; (ii) variazioni di indici o tassi (a
\ncui sono correlati i pagamenti variabili); o (iii) modifiche nella valuta-
\nzione in merito all\u2019esercizio delle opzioni contrattualmente previste
\n(opzioni di acquisto del bene locato, opzioni di estensione o di risolu-
\nzione anticipata del contratto).
\nIl diritto di utilizzo di un bene in leasing \u00e8 inizialmente rilevato come
\nsommatoria delle seguenti componenti: (i) l\u2019importo iniziale della le-
\nase liability; (ii) i costi diretti iniziali sostenuti dal locatario
\n17
\n; (iii) even-
\ntuali pagamenti effettuati alla o prima della commencement date, al
\nnetto di eventuali incentivi ricevuti da parte del locatore; e (iv) la stima
\ndei costi che il locatario prevede di sostenere per lo smantellamento,
\nla rimozione dell\u2019asset sottostante e la bonifica del sito ovvero per
\nriportare l\u2019asset nelle condizioni stabilite dal contratto. Successiva-
\nmente alla rilevazione iniziale, il right-of-use asset \u00e8 rettificato per
\ntener conto delle quote di ammortamento cumulate
\n18
\n, delle eventuali
\nperdite di valore cumulate (v. punto \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non
\nfinanziarie\u201d) e degli effetti legati ad eventuali rideterminazioni della
\npassivit\u00e0 per leasing.
\nNel caso in cui gli ammortamenti dell\u2019attivit\u00e0 per diritto di utilizzo e gli
\ninteressi passivi maturati sulla lease liability siano direttamente as-
\nsociati alla realizzazione di asset, essi sono capitalizzati su tali asset
\ne successivamente rilevati a conto economico tramite il processo
\ndi ammortamento/svalutazione ovvero come radiazione, essenzial-
\nmente nel caso di asset esplorativi.
\nNell\u2019ambito dell\u2019attivit\u00e0 mineraria, l\u2019operatore di una joint operation
\nnon incorporata che sottoscrive un contratto di leasing come unico
\nfirmatario rileva: (i) il 100% della lease liability, se sulla base delle pre-
\nvisioni contrattuali e di ogni altro elemento rilevante ai fini della valu-
\ntazione \u00e8 considerato \u201cprimary responsible\u201d dell\u2019adempimento delle
\nobbligazioni nei confronti del fornitore; e (ii) il 100% del right-of-use
\nasset, fatti salvi gli eventuali casi in cui sia ravvisabile contrattual-
\nmente la presenza di un sublease posto in essere con gli altri partner
\ndell\u2019iniziativa mineraria (c.d. follower).
\nLa quota di right-of-use asset iscritta dall\u2019operatore e riferibile agli
\naltri partner dell\u2019iniziativa mineraria \u00e8 oggetto di recupero attraverso
\ni meccanismi contrattuali della joint operation, che prevedono l\u2019adde-
\nbito dei costi dell\u2019iniziativa di spettanza dei follower (billing) e relativo
\npagamento (cash call). I riaddebiti ai follower dei costi sono rilevati
\ndall\u2019operatore come \u201cAltri ricavi e proventi\u201d nel conto economico e
\ninclusi, nel rendiconto finanziario, all\u2019interno del flusso di cassa netto
\nda attivit\u00e0 operativa.
\n(13) Sono esclusi dall\u2019ambito di applicazione i leasing per l\u2019esplorazione ed estrazione di risorse minerarie quali quelli afferenti all\u2019utilizzo dei diritti minerari, all\u2019affitto dei terreni e delle
\neventuali servit\u00f9 di passaggio connesse con le attivit\u00e0 Oil & Gas.
\n(14) Eni si avvale della possibilit\u00e0 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
\nmodico valore.
\n(15) Le non-lease component non sono generalmente oggetto di separata rilevazione, fatta eccezione per la componente servizio inclusa nel canone unico previsto dai principali contratti
\nafferenti alle attivit\u00e0 upstream (drilling rig).
\n(16) Differentemente, le altre tipologie di pagamenti variabili (ad es. canoni basati sull\u2019utilizzo del bene locato) non sono incluse nel valore di iscrizione della lease liability, ma sono rilevate
\na conto economico come costi operativi lungo la durata del contratto di leasing.
\n(17) I costi diretti iniziali sono costi incrementali sostenuti dal locatario per l\u2019ottenimento del leasing che non sarebbero stati sostenuti se il contratto di leasing non fosse stato
\nsottoscritto.
\n\n(18) L\u2019ammortamento \u00e8 effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e fino alla data pi\u00f9 recente tra: (i) il termine della vita utile del right-of-use asset; e (ii) la fine
\ndella durata del leasing. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la propriet\u00e0 dell\u2019asset locato al locatario alla fine della durata del leasing, o se il valore dell\u2019attivit\u00e0 per diritto di utilizzo
\nconsidera anche il fatto che il locatario eserciter\u00e0 l\u2019opzione di acquisto, il right-of-use asset \u00e8 ammortizzato sistematicamente lungo la vita utile dell\u2019asset sottostante.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\nDifferentemente, quando il contratto di leasing \u00e8 sottoscritto da tutti
\ni partecipanti all\u2019iniziativa mineraria, \u00e8 rilevata la quota di spettanza
\ndel right-of-use asset e della lease liability sulla base del working in-
\nterest detenuto.
\nNessuna rilevazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per leasing \u00e8 effettua-
\nta nei casi in cui Eni non sia considerata \u201cprimary responsible\u201d
\ndell\u2019adempimento delle obbligazioni del contratto di leasing e
\nnon sia ravvisabile, contrattualmente, la presenza di un sublease.
\nQuando i contratti di leasing sono posti in essere da societ\u00e0 non
\ncontrollate che svolgono il ruolo di operatore per conto delle societ\u00e0
\npartecipanti all\u2019iniziativa mineraria (c.d. operating company), coeren-
\ntemente con la previsione dei riaddebiti ai partecipanti dei costi con-
\nnessi con lo svolgimento delle attivit\u00e0, \u00e8 previsto il riconoscimento
\nnei bilanci dei partecipanti all\u2019iniziativa mineraria della propria quota
\ndi right-of-use asset e di lease liability sulla base del working interest
\ndefinito avuto riguardo alle previsioni, ove attendibilmente determi-
\nnabili, dell\u2019utilizzo dei beni assunti in leasing.
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nOPERAZIONI DI LEASING
\nPer quanto riguarda i contratti di leasing, la Direzione Aziendale ef-
\nfettua stime contabili ed esercita giudizi significativi con riferimento
\na: (i) la determinazione della durata dei leasing, tenendo conto di tutti
\ni fatti e circostanze che generano un incentivo economico, o meno,
\nall\u2019esercizio di eventuali opzioni di estensione e/o di risoluzione pre-
\nviste nel contratto; (ii) la determinazione del tasso di finanziamento
\nincrementale del locatario; (iii) l\u2019individuazione e, ove appropriato,
\nla separazione delle non-lease component, in assenza di un prezzo
\nstand-alone osservabile per tali componenti, tenendo anche conto
\ndi approfondimenti svolti con esperti esterni; (iv) la rilevazione dei
\ncontratti di leasing afferenti a mezzi utilizzati nelle attivit\u00e0 Oil & Gas
\n(principalmente drilling rig e FPSO) posti in essere in qualit\u00e0 di ope-
\nratore dell\u2019iniziativa mineraria intrapresa nell\u2019ambito di una joint ope-
\nration non incorporata avuto riguardo alle valutazioni sulla natura di
\n\u201cprimary responsible\u201d dell\u2019operatore e alla verifica dei rapporti con gli
\naltri partecipanti all\u2019iniziativa mineraria; (v) l\u2019identificazione dei paga-
\nmenti variabili e delle loro caratteristiche ai fini della stima per l\u2019inclu-
\nsione, o meno, nella determinazione della lease liability.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForLeasesExplanatory",
"language": "it",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
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"Tag846": {
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\n\n
\n\n
\n
\nATTIVIT\u00c0 IMMATERIALI
\nLe attivit\u00e0 immateriali comprendono le attivit\u00e0 non monetarie prive di
\nconsistenza fisica identificabili, controllate dall\u2019impresa e in grado di
\nprodurre benefici economici futuri, nonch\u00e9 il goodwill. Le attivit\u00e0 im-
\nmateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati
\nal punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d. Non \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni,
\nneanche in applicazione di leggi specifiche.
\n\nLe attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate si-
\nstematicamente lungo la loro vita utile; per l\u2019ammortamento valgono
\ni criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\nIl goodwill e le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono
\noggetto di ammortamento. Per la recuperabilit\u00e0 del valore di iscri-
\nzione del goodwill e delle altre attivit\u00e0 immateriali valgono i criteri
\nindicati al punto \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d.
\n\nI costi connessi con l\u2019acquisizione di nuova clientela sono rilevati
\nall\u2019attivo patrimoniale purch\u00e9 ne sia dimostrata la recuperabilit\u00e0. Il
\nvalore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 immateriale afferente a tali costi con-
\ntrattuali \u00e8 ammortizzato su una base sistematica coerente con il
\ntrasferimento al cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed \u00e8
\nsottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0.
\n
\n\n\n\n\n\nI costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo tecnologico, ivi inclusi i costi per
\nlo sviluppo di progetti CCS (Carbon, Capture and Storage) antece-
\ndenti la costruzione dell\u2019infrastruttura fisica, sono rilevati all\u2019attivo
\npatrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo \u00e8
\nattendibilmente determinabile; (ii) vi \u00e8 l\u2019intenzione, la disponibilit\u00e0 di
\nrisorse finanziarie e la capacit\u00e0 tecnica a rendere l\u2019attivit\u00e0 disponibile
\nall\u2019uso o alla vendita; (iii) \u00e8 dimostrabile che l\u2019attivit\u00e0 sia in grado di
\nprodurre benefici economici futuri.
\nLe attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al momento
\ndella loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro
\n\u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8
\nrilevato a conto economico.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIntangibleAssetsAndGoodwillExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
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"Tag847": {
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\nATTIVIT\u00c0 IMMATERIALI
\nLe attivit\u00e0 immateriali comprendono le attivit\u00e0 non monetarie prive di
\nconsistenza fisica identificabili, controllate dall\u2019impresa e in grado di
\nprodurre benefici economici futuri, nonch\u00e9 il goodwill. Le attivit\u00e0 im-
\nmateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati
\nal punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d. Non \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni,
\nneanche in applicazione di leggi specifiche.
\n\nLe attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate si-
\nstematicamente lungo la loro vita utile; per l\u2019ammortamento valgono
\ni criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\nIl goodwill e le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono
\noggetto di ammortamento. Per la recuperabilit\u00e0 del valore di iscri-
\nzione del goodwill e delle altre attivit\u00e0 immateriali valgono i criteri
\nindicati al punto \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d.
\n\nI costi connessi con l\u2019acquisizione di nuova clientela sono rilevati
\nall\u2019attivo patrimoniale purch\u00e9 ne sia dimostrata la recuperabilit\u00e0. Il
\nvalore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 immateriale afferente a tali costi con-
\ntrattuali \u00e8 ammortizzato su una base sistematica coerente con il
\ntrasferimento al cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed \u00e8
\nsottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0.
\n
\n\n\n\n\n\nI costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo tecnologico, ivi inclusi i costi per
\nlo sviluppo di progetti CCS (Carbon, Capture and Storage) antece-
\ndenti la costruzione dell\u2019infrastruttura fisica, sono rilevati all\u2019attivo
\npatrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo \u00e8
\nattendibilmente determinabile; (ii) vi \u00e8 l\u2019intenzione, la disponibilit\u00e0 di
\nrisorse finanziarie e la capacit\u00e0 tecnica a rendere l\u2019attivit\u00e0 disponibile
\nall\u2019uso o alla vendita; (iii) \u00e8 dimostrabile che l\u2019attivit\u00e0 sia in grado di
\nprodurre benefici economici futuri.
\nLe attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al momento
\ndella loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro
\n\u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8
\nrilevato a conto economico.
\n
\n
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\nATTIVIT\u00c0 IMMATERIALI
\nLe attivit\u00e0 immateriali comprendono le attivit\u00e0 non monetarie prive di
\nconsistenza fisica identificabili, controllate dall\u2019impresa e in grado di
\nprodurre benefici economici futuri, nonch\u00e9 il goodwill. Le attivit\u00e0 im-
\nmateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati
\nal punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d. Non \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni,
\nneanche in applicazione di leggi specifiche.
\n\nLe attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate si-
\nstematicamente lungo la loro vita utile; per l\u2019ammortamento valgono
\ni criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\nIl goodwill e le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono
\noggetto di ammortamento. Per la recuperabilit\u00e0 del valore di iscri-
\nzione del goodwill e delle altre attivit\u00e0 immateriali valgono i criteri
\nindicati al punto \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d.
\n\nI costi connessi con l\u2019acquisizione di nuova clientela sono rilevati
\nall\u2019attivo patrimoniale purch\u00e9 ne sia dimostrata la recuperabilit\u00e0. Il
\nvalore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 immateriale afferente a tali costi con-
\ntrattuali \u00e8 ammortizzato su una base sistematica coerente con il
\ntrasferimento al cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed \u00e8
\nsottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0.
\n
\n\n\n\n\n\nI costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo tecnologico, ivi inclusi i costi per
\nlo sviluppo di progetti CCS (Carbon, Capture and Storage) antece-
\ndenti la costruzione dell\u2019infrastruttura fisica, sono rilevati all\u2019attivo
\npatrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo \u00e8
\nattendibilmente determinabile; (ii) vi \u00e8 l\u2019intenzione, la disponibilit\u00e0 di
\nrisorse finanziarie e la capacit\u00e0 tecnica a rendere l\u2019attivit\u00e0 disponibile
\nall\u2019uso o alla vendita; (iii) \u00e8 dimostrabile che l\u2019attivit\u00e0 sia in grado di
\nprodurre benefici economici futuri.
\nLe attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al momento
\ndella loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro
\n\u00e8 atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8
\nrilevato a conto economico.
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"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIntangibleAssetsOtherThanGoodwillExplanatory",
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\nall\u2019attivo patrimoniale purch\u00e9 ne sia dimostrata la recuperabilit\u00e0. Il
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\ntrattuali \u00e8 ammortizzato su una base sistematica coerente con il
\ntrasferimento al cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed \u00e8
\nsottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0.
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\n\nIMPAIRMENT DELLE ATTIVIT\u00c0
\nNON FINANZIARIE
\nLa recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non finanziarie (attivit\u00e0 materiali, at-
\ntivit\u00e0 immateriali e right-of-use asset) \u00e8 verificata quando eventi o
\nmodifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione
\nin bilancio non sia recuperabile.
\nLa valutazione di recuperabilit\u00e0 \u00e8 effettuata per singola cash gene-
\nrating unit (di seguito anche \u201cCGU\u201d) rappresentata dal pi\u00f9 piccolo
\ninsieme identificabile di attivit\u00e0 che genera flussi di cassa in entrata
\nampiamente indipendenti da quelli generati da altre attivit\u00e0. Le CGU
\npossono includere i corporate asset, ossia attivit\u00e0 che non generano
\nflussi di cassa autonomi, ma che contribuiscono ai flussi di cassa di
\nuna pluralit\u00e0 di CGU; le quote di corporate asset sono attribuite ad
\nuna specifica CGU o, laddove non possibile, ad un aggregato pi\u00f9 am-
\npio di CGU su basi ragionevoli e coerenti. Con riferimento al goodwill,
\nla verifica \u00e8 effettuata, almeno annualmente e comunque quando
\nsi verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore,
\na livello del pi\u00f9 piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione
\nAziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell\u2019inve-
\nstimento che include il goodwill stesso. I right-of-use asset, che ge-
\nneralmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati
\nalla CGU a cui si riferiscono; i right-of-use asset che non sono speci-
\nficatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate asset. La
\nrecuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione delle common facility del setto-
\nre E&P \u00e8 verificata considerando il complesso dei valori recuperabili
\ndelle CGU che beneficiano dell\u2019infrastruttura comune.
\nLa recuperabilit\u00e0 \u00e8 verificata confrontando il valore di iscrizione con
\nil relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair
\nvalue, al netto dei costi di dismissione, e il valore d\u2019uso. Quest\u2019ul-
\ntimo \u00e8 determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\ndall\u2019uso della CGU e, se significativi e ragionevolmente determina-
\nbili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei
\ncosti di dismissione.
\nAi fini della verifica della recuperabilit\u00e0 di cash generating unit che
\nincludono right-of-use asset significativi, la determinazione del va-
\nlore d\u2019uso avviene, generalmente, escludendo dalla stima dei flussi
\ndi cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai paga-
\nmenti dei canoni di leasing considerati ai fini della determinazione
\ndella lease liability.
\nAi fini dell\u2019impairment test, si considerano anche gli esborsi che si
\nprevede di sostenere per assicurare la compliance con la normati-
\nva in materia di emissioni di CO
\n2
\n (ad es. Emission Trading Scheme)
\novvero che si prevede di sostenere su base volontaria (ad es. gli
\nesborsi connessi con i certificati forestali acquistati o prodotti in
\ncoerenza con la strategia di decarbonizzazione della societ\u00e0 - di
\nseguito anche \u201cforestry\u201d).
\nIn particolare, in sede di determinazione del valore d\u2019uso, avuto ri-
\nguardo agli obiettivi connessi con la strategia di decarbonizzazione
\nsono considerati gli esborsi per iniziative di forestry
\n19
\n ad integrazione
\ndelle previsioni degli esborsi operativi; al riguardo, anche considerato
\nche le iniziative forestali possono essere sviluppate in Paesi dove
\nnon \u00e8 presente Eni e tenuto conto della difficolt\u00e0 di operare un\u2019alloca-
\nzione, su basi ragionevoli e coerenti, alle differenti CGU del settore di
\nriferimento, i relativi esborsi, attualizzati, sono considerati a riduzione
\ndel complessivo headroom del settore E&P.
\nAi fini della determinazione del valore d\u2019uso, i flussi di cassa previsti
\nsono oggetto di attualizzazione ad un tasso che riflette le valutazioni
\ncorrenti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi spe-
\ncifici dell\u2019attivit\u00e0 non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In par-
\nticolare, il tasso di sconto utilizzato \u00e8 il Weighted Average Cost of
\nCapital (WACC) rettificato del rischio Paese specifico in cui si trova
\nla CGU oggetto di valutazione. La valorizzazione del rischio Paese
\nspecifico da includere nel tasso di sconto \u00e8 definita sulla base delle
\ninformazioni fornite da provider esterni. I WACC sono differenzia-
\nti in funzione della rischiosit\u00e0 espressa dai settori/business in cui
\nopera l\u2019attivit\u00e0. In particolare, per le attivit\u00e0 appartenenti al settore
\nGlobal Gas & LNG Portfolio (GGP), al business Chimica, al business
\nBiochemistry, al business Power, ai business E-Mobility, Retail Do-
\nmestic e Renewables, ai business Fuel Sales, Biomethane e Green
\nRefinery, al business Agri-Feedstock, al business CCUS e al business
\nEni Rewind, la rischiosit\u00e0 \u00e8 stata definita sulla base di un campione
\ndi societ\u00e0 comparabili. Per il settore E&P e il business REVT (Refining
\nEVolution and Transformation), la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata, in ma-
\nniera residuale, come differenza tra quella complessiva Eni e quel-
\nla degli altri settori/business. Il valore d\u2019uso \u00e8 determinato al netto
\ndell\u2019effetto fiscale in quanto questo metodo produce valori sostan-
\nzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa
\nal lordo delle imposte ad un tasso di sconto ante imposte derivato, in
\nvia iterativa, dal risultato della valutazione post imposte.
\nQuando il valore di iscrizione della CGU comprensivo del goodwill
\na essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svalu-
\ntazioni degli asset non correnti che fanno parte della cash genera-
\nting unit, \u00e8 superiore al valore recuperabile, la differenza \u00e8 oggetto
\ndi svalutazione ed \u00e8 attribuita in via prioritaria al goodwill fino a
\nconcorrenza del suo ammontare; l\u2019eventuale eccedenza della sva-
\nlutazione rispetto al goodwill \u00e8 imputata pro quota al valore di libro
\ndegli asset che costituiscono la CGU, fino all\u2019ammontare del relati-
\nvo valore recuperabile.
\nQuando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le at-
\ntivit\u00e0 sono rivalutate e la rettifica \u00e8 rilevata a conto economico; la
\nripresa di valore \u00e8 effettuata per un importo pari al minore tra il
\nvalore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni
\nprecedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamen-
\nto che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla
\nsvalutazione. Le svalutazioni del goodwill non sono oggetto di ri-
\npresa di valore
\n20
\n.
\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n\n(19) Per i criteri di rilevazione dei certificati forestali v. il punto \u201cCosti\u201d.
\n(20) La svalutazione del goodwill rilevata in un periodo infrannuale non \u00e8 oggetto di storno neppure nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti in un periodo infrannuale succes-
\nsivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\nSVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLa valutazione della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 finanziarie rappre-
\nsentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL \u00e8 effettuata
\nsulla base del c.d. expected credit loss model
\n22
\n.
\nIn particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sul-
\nla base del prodotto tra: (i) l\u2019esposizione vantata verso la controparte
\nal netto delle relative mitiganti (c.d. Exposure At Default o EAD); (ii)
\nla probabilit\u00e0 che la controparte non ottemperi alla propria obbliga-
\nzione di pagamento (c.d. Probability of Default o PD); (iii) la stima,
\nin termini percentuali, della quantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a
\nrecuperare in caso di default (c.d. Loss Given Default o LGD) definita,
\nsulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacit\u00e0 di
\nrecupero) e delle possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni
\nstragiudiziali, contenziosi legali, ecc.).
\nCon riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la de-
\nterminazione della Probability of Default delle controparti sono
\nstati adottati i rating interni, gi\u00e0 utilizzati ai fini dell\u2019affidamento
\ncommerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di
\nback-testing; per le controparti rappresentate da Entit\u00e0 Statali, ed
\nin particolare per le National Oil Company, la Probability of Default,
\nrappresentata essenzialmente dalla probabilit\u00e0 di un ritardato pa-
\ngamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale dato di input, i country
\nrisk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per
\nl\u2019impairment degli asset non finanziari. Per la clientela per la qua-
\nle non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese \u00e8
\nbasata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove oppor-
\ntuno, i crediti in cluster di clientela omogenei ai quali applicare per-
\ncentuali di svalutazione definite sulla base dell\u2019esperienza di perdite
\npregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazio-
\nni previsionali in merito al rischio di credito della controparte o di
\ncluster di controparti
\n23
\n.
\nTenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si consi-
\nderano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni
\novvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per
\nle quali sono in corso azioni di ristrutturazione/rinegoziazione. Sono
\ndefinite in contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati
\no si \u00e8 in procinto di attivare interventi di recupero del credito tramite
\nprocedimenti legali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali
\ne degli altri crediti sono rilevate nel conto economico, al netto delle
\neventuali riprese di valore, nella voce \u201cRiprese di valore (svalutazioni)
\nnette di crediti commerciali e altri crediti\u201d.
\nLa recuperabilit\u00e0 dei crediti finanziari concessi a societ\u00e0 collegate
\ne joint venture, il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile
\nnel prevedibile futuro, e che nella sostanza rappresentano un ul-
\nteriore investimento nelle stesse, \u00e8 valutata, in primo luogo, sulla
\nbase dell\u2019expected credit loss model e, in secondo luogo, unita-
\nmente alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata/joint venture, ap-
\nplicando i criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\nIn applicazione dell\u2019expected credit loss model non si considerano
\nle eventuali rettifiche del valore di iscrizione dei long-term interest
\nderivanti dall\u2019applicazione dei criteri indicati nel punto \u201cMetodo del
\npatrimonio netto\u201d.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nSVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLa quantificazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie comporta
\nvalutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti
\nquali, tra l\u2019altro, la probabilit\u00e0 di default delle controparti (PD), la valu-
\ntazione delle eventuali mitiganti dell\u2019esposizione, la previsione sulla
\nquantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in caso di default
\n(LGD), nonch\u00e9 il processo di clusterizzazione della clientela.
\nMaggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la de-
\nterminazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie sono forniti nella
\nnota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.
\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n\n(22) L\u2019expected credit loss model si applica anche: (i) ai contratti di garanzia finanziaria emessi non valutati al FVTPL; nonch\u00e9 (ii) ai contratti di performance guarantee emessi. Le
\nexpected credit loss rilevate con riferimento alle garanzie emesse non sono rilevanti.
\n(23) Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, \u00e8 normalmente assunta la piena capacit\u00e0 di recupero in considerazione, tra l\u2019altro, della struttura finanziaria centra-
\nlizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia finanziarie che patrimoniali.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag853": {
"value": "\nIMPAIRMENT DELLE ATTIVIT\u00c0
\nNON FINANZIARIE
\nLa recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non finanziarie (attivit\u00e0 materiali, at-
\ntivit\u00e0 immateriali e right-of-use asset) \u00e8 verificata quando eventi o
\nmodifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione
\nin bilancio non sia recuperabile.
\nLa valutazione di recuperabilit\u00e0 \u00e8 effettuata per singola cash gene-
\nrating unit (di seguito anche \u201cCGU\u201d) rappresentata dal pi\u00f9 piccolo
\ninsieme identificabile di attivit\u00e0 che genera flussi di cassa in entrata
\nampiamente indipendenti da quelli generati da altre attivit\u00e0. Le CGU
\npossono includere i corporate asset, ossia attivit\u00e0 che non generano
\nflussi di cassa autonomi, ma che contribuiscono ai flussi di cassa di
\nuna pluralit\u00e0 di CGU; le quote di corporate asset sono attribuite ad
\nuna specifica CGU o, laddove non possibile, ad un aggregato pi\u00f9 am-
\npio di CGU su basi ragionevoli e coerenti. Con riferimento al goodwill,
\nla verifica \u00e8 effettuata, almeno annualmente e comunque quando
\nsi verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore,
\na livello del pi\u00f9 piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione
\nAziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell\u2019inve-
\nstimento che include il goodwill stesso. I right-of-use asset, che ge-
\nneralmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati
\nalla CGU a cui si riferiscono; i right-of-use asset che non sono speci-
\nficatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate asset. La
\nrecuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione delle common facility del setto-
\nre E&P \u00e8 verificata considerando il complesso dei valori recuperabili
\ndelle CGU che beneficiano dell\u2019infrastruttura comune.
\nLa recuperabilit\u00e0 \u00e8 verificata confrontando il valore di iscrizione con
\nil relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair
\nvalue, al netto dei costi di dismissione, e il valore d\u2019uso. Quest\u2019ul-
\ntimo \u00e8 determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti
\n
\n\n\n\n\n\ndall\u2019uso della CGU e, se significativi e ragionevolmente determina-
\nbili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei
\ncosti di dismissione.
\nAi fini della verifica della recuperabilit\u00e0 di cash generating unit che
\nincludono right-of-use asset significativi, la determinazione del va-
\nlore d\u2019uso avviene, generalmente, escludendo dalla stima dei flussi
\ndi cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai paga-
\nmenti dei canoni di leasing considerati ai fini della determinazione
\ndella lease liability.
\nAi fini dell\u2019impairment test, si considerano anche gli esborsi che si
\nprevede di sostenere per assicurare la compliance con la normati-
\nva in materia di emissioni di CO
\n2
\n (ad es. Emission Trading Scheme)
\novvero che si prevede di sostenere su base volontaria (ad es. gli
\nesborsi connessi con i certificati forestali acquistati o prodotti in
\ncoerenza con la strategia di decarbonizzazione della societ\u00e0 - di
\nseguito anche \u201cforestry\u201d).
\nIn particolare, in sede di determinazione del valore d\u2019uso, avuto ri-
\nguardo agli obiettivi connessi con la strategia di decarbonizzazione
\nsono considerati gli esborsi per iniziative di forestry
\n19
\n ad integrazione
\ndelle previsioni degli esborsi operativi; al riguardo, anche considerato
\nche le iniziative forestali possono essere sviluppate in Paesi dove
\nnon \u00e8 presente Eni e tenuto conto della difficolt\u00e0 di operare un\u2019alloca-
\nzione, su basi ragionevoli e coerenti, alle differenti CGU del settore di
\nriferimento, i relativi esborsi, attualizzati, sono considerati a riduzione
\ndel complessivo headroom del settore E&P.
\nAi fini della determinazione del valore d\u2019uso, i flussi di cassa previsti
\nsono oggetto di attualizzazione ad un tasso che riflette le valutazioni
\ncorrenti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi spe-
\ncifici dell\u2019attivit\u00e0 non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In par-
\nticolare, il tasso di sconto utilizzato \u00e8 il Weighted Average Cost of
\nCapital (WACC) rettificato del rischio Paese specifico in cui si trova
\nla CGU oggetto di valutazione. La valorizzazione del rischio Paese
\nspecifico da includere nel tasso di sconto \u00e8 definita sulla base delle
\ninformazioni fornite da provider esterni. I WACC sono differenzia-
\nti in funzione della rischiosit\u00e0 espressa dai settori/business in cui
\nopera l\u2019attivit\u00e0. In particolare, per le attivit\u00e0 appartenenti al settore
\nGlobal Gas & LNG Portfolio (GGP), al business Chimica, al business
\nBiochemistry, al business Power, ai business E-Mobility, Retail Do-
\nmestic e Renewables, ai business Fuel Sales, Biomethane e Green
\nRefinery, al business Agri-Feedstock, al business CCUS e al business
\nEni Rewind, la rischiosit\u00e0 \u00e8 stata definita sulla base di un campione
\ndi societ\u00e0 comparabili. Per il settore E&P e il business REVT (Refining
\nEVolution and Transformation), la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata, in ma-
\nniera residuale, come differenza tra quella complessiva Eni e quel-
\nla degli altri settori/business. Il valore d\u2019uso \u00e8 determinato al netto
\ndell\u2019effetto fiscale in quanto questo metodo produce valori sostan-
\nzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa
\nal lordo delle imposte ad un tasso di sconto ante imposte derivato, in
\nvia iterativa, dal risultato della valutazione post imposte.
\nQuando il valore di iscrizione della CGU comprensivo del goodwill
\na essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svalu-
\ntazioni degli asset non correnti che fanno parte della cash genera-
\nting unit, \u00e8 superiore al valore recuperabile, la differenza \u00e8 oggetto
\ndi svalutazione ed \u00e8 attribuita in via prioritaria al goodwill fino a
\nconcorrenza del suo ammontare; l\u2019eventuale eccedenza della sva-
\nlutazione rispetto al goodwill \u00e8 imputata pro quota al valore di libro
\ndegli asset che costituiscono la CGU, fino all\u2019ammontare del relati-
\nvo valore recuperabile.
\nQuando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le at-
\ntivit\u00e0 sono rivalutate e la rettifica \u00e8 rilevata a conto economico; la
\nripresa di valore \u00e8 effettuata per un importo pari al minore tra il
\nvalore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni
\nprecedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamen-
\nto che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla
\nsvalutazione. Le svalutazioni del goodwill non sono oggetto di ri-
\npresa di valore
\n20
\n.
\n
\n
\n\n\n\n(19) Per i criteri di rilevazione dei certificati forestali v. il punto \u201cCosti\u201d.
\n(20) La svalutazione del goodwill rilevata in un periodo infrannuale non \u00e8 oggetto di storno neppure nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti in un periodo infrannuale succes-
\nsivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfNonfinancialAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag725": {
"value": "\nCONTRIBUTI IN CONTO CAPITALE
\nI contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevo-
\nle certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli organi
\ngovernativi concedenti per il loro ottenimento e sono rilevati a ridu-
\nzione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attivit\u00e0
\ncui si riferiscono.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForGovernmentGrants",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag726": {
"value": "\nRIMANENZE
\nLe rimanenze, incluse le scorte d\u2019obbligo, sono valutate al minore
\ntra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di realizzo;
\nquest\u2019ultimo valore \u00e8 rappresentato dall\u2019ammontare che l\u2019impresa
\nsi attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento
\ndell\u2019attivit\u00e0, al netto dei costi stimati per il completamento e per re-
\nalizzare la vendita, ovvero, relativamente ai volumi di rimanenze di
\ngreggio e prodotti petroliferi sui quali insistono contratti di cessione
\ngi\u00e0 stipulati, dal prezzo di vendita pattuito. Le rimanenze derivanti da
\nacquisti operati nella prospettiva di una rivendita nel breve periodo
\ne dell\u2019ottenimento di benefici economici derivanti dalle fluttuazioni
\ndel prezzo sono valutate al fair value al netto dei costi di vendita con
\nimputazione degli effetti a conto economico. I materiali e gli altri beni
\ndi consumo posseduti per essere impiegati nel processo produttivo
\nnon sono oggetto di svalutazione qualora ci si attenda che i prodotti
\nfiniti nei quali verranno incorporati saranno venduti ad un prezzo tale
\nda consentire il recupero del costo sostenuto.
\nIl costo delle rimanenze di idrocarburi (greggio, condensati e gas na-
\nturale) e di prodotti petroliferi \u00e8 determinato applicando il metodo del
\ncosto medio ponderato su base trimestrale ovvero, quando la finalit\u00e0
\n
\n\n\n\ndi utilizzo e la velocit\u00e0 di rigiro (turnover) delle rimanenze di greggio
\ne prodotti petroliferi lo giustificano, su un differente arco temporale
\n(ad es. mensile); quello dei prodotti chimici \u00e8 determinato applicando
\nil costo medio ponderato su base annuale.
\nIn presenza di clausole di \u201ctake-or-pay\u201d all\u2019interno di contratti di ap-
\nprovvigionamento a lungo termine di gas naturale, i volumi di gas non
\nritirati che determinino l\u2019attivazione della clausola \u201cpay\u201d, valorizzati alle
\nformule di prezzo previste contrattualmente, sono rilevati nella voce
\n\u201cAltre attivit\u00e0\u201d come \u201cdeferred cost\u201d in contropartita alla voce \u201cDebiti
\ncommerciali e altri debiti\u201d ovvero all\u2019esborso effettuato per il relativo
\nregolamento. I deferred cost stanziati sono imputati a conto econo-
\nmico: (i) all\u2019atto dell\u2019effettivo ritiro del gas naturale, partecipando alla
\ndeterminazione del costo medio ponderato del magazzino; (ii) per la
\nparte non recuperabile quando si configura l\u2019impossibilit\u00e0 di ritirare il
\ngas precedentemente non prelevato, secondo le tempistiche contrat-
\ntualmente previste. Inoltre, i deferred cost stanziati sono oggetto di
\nvalutazione, al fine di verificarne la recuperabilit\u00e0 economica, confron-
\ntando il loro valore di iscrizione con il relativo valore netto di realizzo
\ndeterminato in analogia a quanto indicato per le rimanenze.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nIMPAIRMENT DELLE ATTIVIT\u00c0 NON FINANZIARIE
\nLa verifica della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non finanziarie dipende
\ndalle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi e al-
\ntamente incerti, tra i quali, l\u2019evoluzione dei prezzi delle commodity,
\nl\u2019evoluzione dei tassi di attualizzazione, le previsioni in merito ai costi
\ndi sviluppo e produzione, l\u2019impatto dell\u2019inflazione e dell\u2019evoluzione
\ntecnologica, le previsioni sui profili produttivi e sulle condizioni della
\ndomanda e dell\u2019offerta su scala globale o regionale anche in rela-
\nzione al processo di decarbonizzazione, gli impatti delle modifiche
\nnormative e regolamentari, ecc. La definizione delle CGU e l\u2019indivi-
\nduazione dell\u2019appropriato livello di raggruppamento delle stesse ai
\nfini della verifica della recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione del goo-
\ndwill, di corporate asset nonch\u00e9 di common facility nel settore E&P,
\nrichiedono l\u2019espressione di un giudizio da parte della Direzione Azien-
\ndale. In particolare, le CGU sono definite considerando, tra l\u2019altro, le
\nmodalit\u00e0 con cui il management controlla l\u2019attivit\u00e0 operativa (ad es.
\nper linee di business) o assume decisioni in merito a mantenere ope-
\nrativi o dismettere i beni e le attivit\u00e0 della societ\u00e0. Analoghe conside-
\nrazioni rilevano anche ai fini della verifica della recuperabilit\u00e0 fisica
\ndei deferred cost (v. anche punto \u201cRimanenze\u201d) afferenti ai volumi di
\ngas naturale non ritirati a fronte di contratti di approvvigionamento a
\nlungo termine che prevedono clausole di \u201ctake-or-pay\u201d.
\nI flussi di cassa attesi utilizzati per la definizione del valore recuperabi-
\nle sono quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento
\ndella stima sulla base di giudizi soggettivi sull\u2019andamento di variabili
\nfuture, quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili
\nproduttivi. Relativamente ai prezzi delle commodity, il management
\nassume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico-finan-
\nziarie e per la valutazione a vita intera degli investimenti, lo scenario
\nprezzi \u00e8 oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Ammini-
\nstrazione (v. punto \u201cStime contabili e giudizi significativi formulati per
\ntener conto degli impatti dei rischi climatici\u201d). Inoltre, la stima dei flussi
\ndi cassa futuri, che incorpora i trend di decarbonizzazione in atto e
\nquelli che prevedibilmente potranno delinearsi, \u00e8 effettuata tenendo
\nconto: (i) del percorso evolutivo del sistema energetico futuro, (ii) dei
\nfondamentali dei diversi mercati energetici; nonch\u00e9 (iii) del costante
\nbenchmark con le view di banche d\u2019affari e altri istituti specializzati.
\nNel caso dell\u2019attivit\u00e0 mineraria, i flussi di cassa attesi sono stimati
\nsulla base del complesso delle riserve certe e probabili, nonch\u00e9, tra
\nl\u2019altro, dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla
\nproduzione. In limitati casi (ad es. per i titoli minerari acquisiti da ter-
\nzi in sede di business combination), i flussi di cassa attesi tengono
\nconto anche delle riserve possibili opportunamente rischiate, laddo-
\nve considerate ai fini della determinazione del corrispettivo pagato.
\nLa stima del futuro livello di produzione \u00e8 basata su assunzioni re-
\nlative al prezzo futuro delle commodity, ai costi operativi, ai costi di
\nsviluppo ed estrazione, al declino dei campi e altri fattori. Maggiori
\ndettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determina-
\nzione del valore recuperabile delle attivit\u00e0 non finanziarie sono forniti
\nnella nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attivit\u00e0 ma-
\nteriali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing. Variabilit\u00e0 dei
\nrisultati agli scenari di decarbonizzazione.
\n
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForMeasuringInventories",
"language": "it",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag728": {
"value": "\n
\nSTRUMENTI FINANZIARI
\n\nATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nIn funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di bu-
\nsiness adottato per la relativa gestione, le attivit\u00e0 finanziarie detenute
\ndal Gruppo sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attivit\u00e0 finan-
\nziarie valutate al costo ammortizzato; e (ii) attivit\u00e0 finanziarie valutate
\nal fair value con imputazione degli effetti a conto economico.
\nLa rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le attivi-
\nt\u00e0 finanziarie diverse da quelle valutate al fair value con imputazione
\ndegli effetti a conto economico, dei costi di transazione direttamente
\nattribuibili. Per i crediti commerciali privi di una significativa compo-
\nnente finanziaria, il valore di rilevazione iniziale \u00e8 rappresentato dal
\nprezzo della transazione.
\nSuccessivamente alla rilevazione iniziale, le attivit\u00e0 finanziarie che
\ngenerano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente
\ndi pagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortiz-
\nzato se possedute con la finalit\u00e0 di incassarne i flussi di cassa con-
\ntrattuali (c.d. business model hold to collect). Per le attivit\u00e0 finanzia-
\nrie valutate al costo ammortizzato sono rilevati a conto economico
\ngli interessi attivi determinati sulla base del tasso di interesse effet-
\ntivo, le differenze di cambio e le svalutazioni
\n21
\n (v. punto \u201cSvalutazioni
\ndi attivit\u00e0 finanziarie\u201d).
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n(21) I crediti e le altre attivit\u00e0 finanziarie valutati al costo ammortizzato sono esposti al netto del relativo fondo svalutazione.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n\n
\n\nLe attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non va-
\nlutate al costo ammortizzato sono valutate al fair value con imputa-
\nzione degli effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in
\ntale categoria le attivit\u00e0 finanziarie possedute con finalit\u00e0 di trading
\nnonch\u00e9 i portafogli di attivit\u00e0 finanziarie gestiti e monitorati sulla
\nbase del relativo fair value.
\n\n\n\n Gli interessi attivi maturati su tali attivit\u00e0
\nfinanziarie concorrono alla valutazione complessiva del relativo fair
\nvalue e sono rilevati, all\u2019interno dei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, nella
\nsottovoce \u201cProventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair
\nvalue con effetti a conto economico\u201d.
\nQuando l\u2019acquisto o la vendita di attivit\u00e0 finanziarie avviene secondo
\nun contratto che prevede il regolamento dell\u2019operazione e la conse-
\ngna dell\u2019attivit\u00e0 entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli
\norgani di controllo del mercato o da convenzioni del mercato (ad es.
\nacquisto di titoli su mercati regolamentati), l\u2019operazione \u00e8 rilevata alla
\ndata del regolamento.
\n
\n\n\n\n\nDISPONIBILIT\u00c0 LIQUIDE ED EQUIVALENTI
\nLe disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti comprendono la cassa, i de-
\npositi a vista, nonch\u00e9 le attivit\u00e0 finanziarie originariamente esigibili,
\ngeneralmente, entro 3 mesi, prontamente convertibili in cassa e sot-
\ntoposte ad un irrilevante rischio di variazione di valore.
\n
\n\n\n\n\n
\n\nSVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLa valutazione della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 finanziarie rappre-
\nsentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL \u00e8 effettuata
\nsulla base del c.d. expected credit loss model
\n22
\n.
\nIn particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sul-
\nla base del prodotto tra: (i) l\u2019esposizione vantata verso la controparte
\nal netto delle relative mitiganti (c.d. Exposure At Default o EAD); (ii)
\nla probabilit\u00e0 che la controparte non ottemperi alla propria obbliga-
\nzione di pagamento (c.d. Probability of Default o PD); (iii) la stima,
\nin termini percentuali, della quantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a
\nrecuperare in caso di default (c.d. Loss Given Default o LGD) definita,
\nsulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacit\u00e0 di
\nrecupero) e delle possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni
\nstragiudiziali, contenziosi legali, ecc.).
\nCon riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la de-
\nterminazione della Probability of Default delle controparti sono
\nstati adottati i rating interni, gi\u00e0 utilizzati ai fini dell\u2019affidamento
\ncommerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di
\nback-testing; per le controparti rappresentate da Entit\u00e0 Statali, ed
\nin particolare per le National Oil Company, la Probability of Default,
\nrappresentata essenzialmente dalla probabilit\u00e0 di un ritardato pa-
\ngamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale dato di input, i country
\nrisk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per
\nl\u2019impairment degli asset non finanziari. Per la clientela per la qua-
\nle non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese \u00e8
\nbasata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove oppor-
\ntuno, i crediti in cluster di clientela omogenei ai quali applicare per-
\ncentuali di svalutazione definite sulla base dell\u2019esperienza di perdite
\npregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazio-
\nni previsionali in merito al rischio di credito della controparte o di
\ncluster di controparti
\n23
\n.
\nTenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si consi-
\nderano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni
\novvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per
\nle quali sono in corso azioni di ristrutturazione/rinegoziazione. Sono
\ndefinite in contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati
\no si \u00e8 in procinto di attivare interventi di recupero del credito tramite
\nprocedimenti legali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali
\ne degli altri crediti sono rilevate nel conto economico, al netto delle
\neventuali riprese di valore, nella voce \u201cRiprese di valore (svalutazioni)
\nnette di crediti commerciali e altri crediti\u201d.
\nLa recuperabilit\u00e0 dei crediti finanziari concessi a societ\u00e0 collegate
\ne joint venture, il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile
\nnel prevedibile futuro, e che nella sostanza rappresentano un ul-
\nteriore investimento nelle stesse, \u00e8 valutata, in primo luogo, sulla
\nbase dell\u2019expected credit loss model e, in secondo luogo, unita-
\nmente alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata/joint venture, ap-
\nplicando i criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\nIn applicazione dell\u2019expected credit loss model non si considerano
\nle eventuali rettifiche del valore di iscrizione dei long-term interest
\nderivanti dall\u2019applicazione dei criteri indicati nel punto \u201cMetodo del
\npatrimonio netto\u201d.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nSVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLa quantificazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie comporta
\nvalutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti
\nquali, tra l\u2019altro, la probabilit\u00e0 di default delle controparti (PD), la valu-
\ntazione delle eventuali mitiganti dell\u2019esposizione, la previsione sulla
\nquantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in caso di default
\n(LGD), nonch\u00e9 il processo di clusterizzazione della clientela.
\nMaggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la de-
\nterminazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie sono forniti nella
\nnota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.
\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\nPARTECIPAZIONI MINORITARIE
\nLe attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di partecipazioni minoritarie, in
\nquanto non possedute per finalit\u00e0 di trading, sono valutate al fair va-
\nlue con imputazione degli effetti nella riserva di patrimonio netto che
\naccoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo, senza previsione
\ndel loro rigiro a conto economico in caso di realizzo; differentemente,
\n\n
\n\n(22) L\u2019expected credit loss model si applica anche: (i) ai contratti di garanzia finanziaria emessi non valutati al FVTPL; nonch\u00e9 (ii) ai contratti di performance guarantee emessi. Le
\nexpected credit loss rilevate con riferimento alle garanzie emesse non sono rilevanti.
\n(23) Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, \u00e8 normalmente assunta la piena capacit\u00e0 di recupero in considerazione, tra l\u2019altro, della struttura finanziaria centra-
\nlizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia finanziarie che patrimoniali.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n
\n
\ni dividendi provenienti da tali partecipazioni sono rilevati a conto eco-
\nnomico alla voce \u201cProventi (oneri) su partecipazioni\u201d a meno che non
\nrappresentino chiaramente un recupero di parte del costo dell\u2019inve-
\nstimento. La valutazione al costo di una partecipazione minoritaria
\n\u00e8 consentita nei limitati casi in cui il costo rappresenti un\u2019adeguata
\nstima del fair value.
\n\n
\nPASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe passivit\u00e0 finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate
\ninizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi
\ndi transazione direttamente attribuibili, e sono successivamente va-
\nlutate al costo ammortizzato.
\nLe obbligazioni sustainability-linked, ossia obbligazioni caratteriz-
\nzate da un potenziale incremento del relativo tasso di interesse per
\nriflettere le performance dell\u2019emittente in termini di raggiungimento
\ndi obiettivi di sostenibilit\u00e0 (c.d. metrica ESG), sono valutate al co-
\nsto ammortizzato. La variazione del tasso di interesse comporta
\ngeneralmente un aggiornamento prospettico del tasso di interesse
\neffettivo. L\u2019emissione di un prestito obbligazionario convertibile in
\nazioni dell\u2019emittente (privo di opzioni sostanziali di regolamento
\nalternativo per cassa) determina la separata rilevazione delle com-
\nponenti dello strumento rappresentate dalla componente debito,
\nvalutata al costo ammortizzato, e dall\u2019opzione di conversione in
\nazione dell\u2019emittente, rilevata a patrimonio netto. Eventuali costi di
\ntransazione sono ripartiti proporzionalmente tra la passivit\u00e0 finan-
\nziaria e lo strumento di equity.
\n\nGIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe societ\u00e0 del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori
\naccordi di supplier finance arrangement (supply chain finance,
\npayable finance, reverse factoring e accordi similari) funzionali
\nall\u2019ottenimento di dilazioni di pagamento rispetto ai termini origi-
\nnari, senza prevedere il necessario ed automatico coinvolgimen-
\nto di un intermediario finanziario. In tali fattispecie, la Direzione
\nAziendale esprime un giudizio in merito alla possibilit\u00e0 di conti-
\nnuare a classificare i debiti verso il fornitore come commerciali/
\nrelativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento ovvero di riclassificarli come
\ndebiti finanziari. Ai fini dell\u2019espressione di tale giudizio, la Direzio-
\nne Aziendale tiene conto dei termini di pagamento rispetto alla
\nprassi del settore di riferimento, dell\u2019eventuale rilascio di garanzie
\naggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza utile ai fini della va-
\nlutazione. La classificazione del debito come di natura finanziaria
\ndetermina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del
\ndebito, una variazione non monetaria, senza impatti sul rendicon-
\nto finanziario; (ii) all\u2019atto del regolamento, la presentazione del re-
\nlativo esborso nell\u2019ambito del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di
\nfinanziamento.
\nCon riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Direzione
\nAziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa ave-
\nre impatti sulle operations tali da pregiudicare la capacit\u00e0 reddituale
\ndell\u2019emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nSTRUMENTI FINANZIARI DERIVATI
\nE HEDGE ACCOUNTING
\nGli strumenti finanziari derivati sono attivit\u00e0 e passivit\u00e0 rilevate e va-
\nlutate al fair value.
\nNell\u2019ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestione
\ndel rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura ri-
\nchiede: (i) la verifica dell\u2019esistenza di una relazione economica tra
\nl\u2019oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare
\nle relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione
\nnon sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la
\ndefinizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione
\ndel rischio, nell\u2019ambito della strategia di risk management definita,
\neffettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento
\n(rebalancing). Le modifiche degli obiettivi di risk management, il ve-
\nnir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione
\ndelle operazioni come di copertura ovvero l\u2019attivazione di operazioni
\ndi ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, to-
\ntale o parziale, della copertura.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value de-
\ngli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. coper-
\ntura della variabilit\u00e0 del fair value di attivit\u00e0/passivit\u00e0 a tasso fisso),
\nessi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto
\neconomico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono
\nadeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value
\nassociate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di
\nun diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipo-
\nlogia di strumento.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa
\ndegli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. coper-
\ntura della variabilit\u00e0 dei flussi di cassa di attivit\u00e0/passivit\u00e0 per effetto
\ndelle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei
\nderivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva
\ndi patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile com-
\nplessivo e successivamente imputate a conto economico coeren-
\ntemente agli effetti economici prodotti dall\u2019operazione coperta. Nel
\ncaso di copertura di transazioni future che comportano l\u2019iscrizione
\ndi un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 non finanziaria, le variazioni cumulate
\ndel fair value dei derivati di copertura, rilevate nel patrimonio netto,
\nsono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0/passivit\u00e0
\nnon finanziaria oggetto della copertura (c.d. basis adjustment).
\nLe variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di
\ninteresse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico
\n\u201cProventi (oneri) finanziari\u201d; differentemente, le variazioni del fair va-
\nlue degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity
\nsono rilevate nella voce di conto economico \u201cAltri proventi (oneri)
\noperativi\u201d.
\nI derivati impliciti, incorporati all\u2019interno di attivit\u00e0 finanziarie, non
\nsono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l\u2019intero stru-
\nmento ibrido \u00e8 classificato in base ai criteri generali previsti per le
\nattivit\u00e0 finanziarie (v. punto \u201cAttivit\u00e0 finanziarie\u201d). Differentemente, i
\nderivati impliciti incorporati all\u2019interno di passivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
\n\n\n\n
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\n\n
\n\nal costo ammortizzato e/o attivit\u00e0 non finanziarie, sono scorporati
\nse le caratteristiche economiche e i rischi del derivato implicito non
\nsono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi
\ndel contratto principale. La verifica dell\u2019esistenza di derivati impliciti
\nda scorporare e valutare separatamente \u00e8 effettuata al momento in
\ncui l\u2019impresa entra a far parte del contratto e, successivamente, in
\npresenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino
\nsignificative variazioni dei flussi di cassa generati dallo stesso.
\nGli effetti economici delle transazioni relative all\u2019acquisto o vendita di
\ncommodity, stipulate a fronte di esigenze dell\u2019impresa per il normale
\nsvolgimento dell\u2019attivit\u00e0 e per le quali \u00e8 previsto il regolamento attra-
\nverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza
\neconomica (c.d. own use exemption).
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\nCOMPENSAZIONE DI ATTIVIT\u00c0
\nE PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie sono compensate nello stato pa-
\ntrimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione, cor-
\nrentemente esercitabile, e si ha l\u2019intenzione di regolare il rapporto
\nsu base netta (ovvero di realizzare l\u2019attivit\u00e0 e contemporaneamente
\nestinguere la passivit\u00e0).
\n
\n\n\n\n\nELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVIT\u00c0
\nE PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe attivit\u00e0 finanziarie cedute sono eliminate quando i diritti contrat-
\ntuali connessi all\u2019ottenimento dei flussi di cassa associati allo stru-
\nmento finanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passivit\u00e0
\nfinanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l\u2019obbli-
\ngazione specificata nel contratto \u00e8 adempiuta, cancellata o scaduta.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialInstrumentsExplanatory",
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"Tag734": {
"value": "\nATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nIn funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di bu-
\nsiness adottato per la relativa gestione, le attivit\u00e0 finanziarie detenute
\ndal Gruppo sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attivit\u00e0 finan-
\nziarie valutate al costo ammortizzato; e (ii) attivit\u00e0 finanziarie valutate
\nal fair value con imputazione degli effetti a conto economico.
\nLa rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le attivi-
\nt\u00e0 finanziarie diverse da quelle valutate al fair value con imputazione
\ndegli effetti a conto economico, dei costi di transazione direttamente
\nattribuibili. Per i crediti commerciali privi di una significativa compo-
\nnente finanziaria, il valore di rilevazione iniziale \u00e8 rappresentato dal
\nprezzo della transazione.
\nSuccessivamente alla rilevazione iniziale, le attivit\u00e0 finanziarie che
\ngenerano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente
\ndi pagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortiz-
\nzato se possedute con la finalit\u00e0 di incassarne i flussi di cassa con-
\ntrattuali (c.d. business model hold to collect). Per le attivit\u00e0 finanzia-
\nrie valutate al costo ammortizzato sono rilevati a conto economico
\ngli interessi attivi determinati sulla base del tasso di interesse effet-
\ntivo, le differenze di cambio e le svalutazioni
\n21
\n (v. punto \u201cSvalutazioni
\ndi attivit\u00e0 finanziarie\u201d).
\n
\n\n\n\n(21) I crediti e le altre attivit\u00e0 finanziarie valutati al costo ammortizzato sono esposti al netto del relativo fondo svalutazione.
\n
\n\n\n\n
\n\nLe attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non va-
\nlutate al costo ammortizzato sono valutate al fair value con imputa-
\nzione degli effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in
\ntale categoria le attivit\u00e0 finanziarie possedute con finalit\u00e0 di trading
\nnonch\u00e9 i portafogli di attivit\u00e0 finanziarie gestiti e monitorati sulla
\nbase del relativo fair value.
\n\n\n\n Gli interessi attivi maturati su tali attivit\u00e0
\nfinanziarie concorrono alla valutazione complessiva del relativo fair
\nvalue e sono rilevati, all\u2019interno dei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, nella
\nsottovoce \u201cProventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair
\nvalue con effetti a conto economico\u201d.
\nQuando l\u2019acquisto o la vendita di attivit\u00e0 finanziarie avviene secondo
\nun contratto che prevede il regolamento dell\u2019operazione e la conse-
\ngna dell\u2019attivit\u00e0 entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli
\norgani di controllo del mercato o da convenzioni del mercato (ad es.
\nacquisto di titoli su mercati regolamentati), l\u2019operazione \u00e8 rilevata alla
\ndata del regolamento.
\n
\n\n\n",
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"Tag736": {
"value": "\nLe attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non va-
\nlutate al costo ammortizzato sono valutate al fair value con imputa-
\nzione degli effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in
\ntale categoria le attivit\u00e0 finanziarie possedute con finalit\u00e0 di trading
\nnonch\u00e9 i portafogli di attivit\u00e0 finanziarie gestiti e monitorati sulla
\nbase del relativo fair value.
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"Tag737": {
"value": "\nDISPONIBILIT\u00c0 LIQUIDE ED EQUIVALENTI
\nLe disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti comprendono la cassa, i de-
\npositi a vista, nonch\u00e9 le attivit\u00e0 finanziarie originariamente esigibili,
\ngeneralmente, entro 3 mesi, prontamente convertibili in cassa e sot-
\ntoposte ad un irrilevante rischio di variazione di valore.
\n
\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyToDetermineComponentsOfCashAndCashEquivalents",
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},
"Tag740": {
"value": "\nSVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLa valutazione della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 finanziarie rappre-
\nsentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL \u00e8 effettuata
\nsulla base del c.d. expected credit loss model
\n22
\n.
\nIn particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sul-
\nla base del prodotto tra: (i) l\u2019esposizione vantata verso la controparte
\nal netto delle relative mitiganti (c.d. Exposure At Default o EAD); (ii)
\nla probabilit\u00e0 che la controparte non ottemperi alla propria obbliga-
\nzione di pagamento (c.d. Probability of Default o PD); (iii) la stima,
\nin termini percentuali, della quantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a
\nrecuperare in caso di default (c.d. Loss Given Default o LGD) definita,
\nsulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacit\u00e0 di
\nrecupero) e delle possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni
\nstragiudiziali, contenziosi legali, ecc.).
\nCon riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la de-
\nterminazione della Probability of Default delle controparti sono
\nstati adottati i rating interni, gi\u00e0 utilizzati ai fini dell\u2019affidamento
\ncommerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di
\nback-testing; per le controparti rappresentate da Entit\u00e0 Statali, ed
\nin particolare per le National Oil Company, la Probability of Default,
\nrappresentata essenzialmente dalla probabilit\u00e0 di un ritardato pa-
\ngamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale dato di input, i country
\nrisk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per
\nl\u2019impairment degli asset non finanziari. Per la clientela per la qua-
\nle non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese \u00e8
\nbasata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove oppor-
\ntuno, i crediti in cluster di clientela omogenei ai quali applicare per-
\ncentuali di svalutazione definite sulla base dell\u2019esperienza di perdite
\npregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazio-
\nni previsionali in merito al rischio di credito della controparte o di
\ncluster di controparti
\n23
\n.
\nTenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si consi-
\nderano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni
\novvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per
\nle quali sono in corso azioni di ristrutturazione/rinegoziazione. Sono
\ndefinite in contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati
\no si \u00e8 in procinto di attivare interventi di recupero del credito tramite
\nprocedimenti legali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali
\ne degli altri crediti sono rilevate nel conto economico, al netto delle
\neventuali riprese di valore, nella voce \u201cRiprese di valore (svalutazioni)
\nnette di crediti commerciali e altri crediti\u201d.
\nLa recuperabilit\u00e0 dei crediti finanziari concessi a societ\u00e0 collegate
\ne joint venture, il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile
\nnel prevedibile futuro, e che nella sostanza rappresentano un ul-
\nteriore investimento nelle stesse, \u00e8 valutata, in primo luogo, sulla
\nbase dell\u2019expected credit loss model e, in secondo luogo, unita-
\nmente alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata/joint venture, ap-
\nplicando i criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\nIn applicazione dell\u2019expected credit loss model non si considerano
\nle eventuali rettifiche del valore di iscrizione dei long-term interest
\nderivanti dall\u2019applicazione dei criteri indicati nel punto \u201cMetodo del
\npatrimonio netto\u201d.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nSVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLa quantificazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie comporta
\nvalutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti
\nquali, tra l\u2019altro, la probabilit\u00e0 di default delle controparti (PD), la valu-
\ntazione delle eventuali mitiganti dell\u2019esposizione, la previsione sulla
\nquantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in caso di default
\n(LGD), nonch\u00e9 il processo di clusterizzazione della clientela.
\nMaggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la de-
\nterminazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie sono forniti nella
\nnota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.
\n
\n
\n\n\n\n(22) L\u2019expected credit loss model si applica anche: (i) ai contratti di garanzia finanziaria emessi non valutati al FVTPL; nonch\u00e9 (ii) ai contratti di performance guarantee emessi. Le
\nexpected credit loss rilevate con riferimento alle garanzie emesse non sono rilevanti.
\n(23) Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, \u00e8 normalmente assunta la piena capacit\u00e0 di recupero in considerazione, tra l\u2019altro, della struttura finanziaria centra-
\nlizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia finanziarie che patrimoniali.
\n
\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfFinancialAssetsExplanatory",
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}
},
"Tag742": {
"value": "\n
\nPASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe passivit\u00e0 finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate
\ninizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi
\ndi transazione direttamente attribuibili, e sono successivamente va-
\nlutate al costo ammortizzato.
\nLe obbligazioni sustainability-linked, ossia obbligazioni caratteriz-
\nzate da un potenziale incremento del relativo tasso di interesse per
\nriflettere le performance dell\u2019emittente in termini di raggiungimento
\ndi obiettivi di sostenibilit\u00e0 (c.d. metrica ESG), sono valutate al co-
\nsto ammortizzato. La variazione del tasso di interesse comporta
\ngeneralmente un aggiornamento prospettico del tasso di interesse
\neffettivo. L\u2019emissione di un prestito obbligazionario convertibile in
\nazioni dell\u2019emittente (privo di opzioni sostanziali di regolamento
\nalternativo per cassa) determina la separata rilevazione delle com-
\nponenti dello strumento rappresentate dalla componente debito,
\nvalutata al costo ammortizzato, e dall\u2019opzione di conversione in
\nazione dell\u2019emittente, rilevata a patrimonio netto. Eventuali costi di
\ntransazione sono ripartiti proporzionalmente tra la passivit\u00e0 finan-
\nziaria e lo strumento di equity.
\n\nGIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe societ\u00e0 del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori
\naccordi di supplier finance arrangement (supply chain finance,
\npayable finance, reverse factoring e accordi similari) funzionali
\nall\u2019ottenimento di dilazioni di pagamento rispetto ai termini origi-
\nnari, senza prevedere il necessario ed automatico coinvolgimen-
\nto di un intermediario finanziario. In tali fattispecie, la Direzione
\nAziendale esprime un giudizio in merito alla possibilit\u00e0 di conti-
\nnuare a classificare i debiti verso il fornitore come commerciali/
\nrelativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento ovvero di riclassificarli come
\ndebiti finanziari. Ai fini dell\u2019espressione di tale giudizio, la Direzio-
\nne Aziendale tiene conto dei termini di pagamento rispetto alla
\nprassi del settore di riferimento, dell\u2019eventuale rilascio di garanzie
\naggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza utile ai fini della va-
\nlutazione. La classificazione del debito come di natura finanziaria
\ndetermina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del
\ndebito, una variazione non monetaria, senza impatti sul rendicon-
\nto finanziario; (ii) all\u2019atto del regolamento, la presentazione del re-
\nlativo esborso nell\u2019ambito del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di
\nfinanziamento.
\nCon riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Direzione
\nAziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa ave-
\nre impatti sulle operations tali da pregiudicare la capacit\u00e0 reddituale
\ndell\u2019emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialLiabilitiesExplanatory",
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}
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"Tag744": {
"value": "\n
\n\n
\n\nSTRUMENTI FINANZIARI DERIVATI
\nE HEDGE ACCOUNTING
\nGli strumenti finanziari derivati sono attivit\u00e0 e passivit\u00e0 rilevate e va-
\nlutate al fair value.
\nNell\u2019ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestione
\ndel rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura ri-
\nchiede: (i) la verifica dell\u2019esistenza di una relazione economica tra
\nl\u2019oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare
\nle relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione
\nnon sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la
\ndefinizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione
\ndel rischio, nell\u2019ambito della strategia di risk management definita,
\neffettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento
\n(rebalancing). Le modifiche degli obiettivi di risk management, il ve-
\nnir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione
\ndelle operazioni come di copertura ovvero l\u2019attivazione di operazioni
\ndi ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, to-
\ntale o parziale, della copertura.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value de-
\ngli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. coper-
\ntura della variabilit\u00e0 del fair value di attivit\u00e0/passivit\u00e0 a tasso fisso),
\nessi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto
\neconomico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono
\nadeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value
\nassociate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di
\nun diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipo-
\nlogia di strumento.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa
\ndegli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. coper-
\ntura della variabilit\u00e0 dei flussi di cassa di attivit\u00e0/passivit\u00e0 per effetto
\ndelle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei
\nderivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva
\ndi patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile com-
\nplessivo e successivamente imputate a conto economico coeren-
\ntemente agli effetti economici prodotti dall\u2019operazione coperta. Nel
\ncaso di copertura di transazioni future che comportano l\u2019iscrizione
\ndi un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 non finanziaria, le variazioni cumulate
\ndel fair value dei derivati di copertura, rilevate nel patrimonio netto,
\nsono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0/passivit\u00e0
\nnon finanziaria oggetto della copertura (c.d. basis adjustment).
\nLe variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di
\ninteresse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico
\n\u201cProventi (oneri) finanziari\u201d; differentemente, le variazioni del fair va-
\nlue degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity
\nsono rilevate nella voce di conto economico \u201cAltri proventi (oneri)
\noperativi\u201d.
\nI derivati impliciti, incorporati all\u2019interno di attivit\u00e0 finanziarie, non
\nsono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l\u2019intero stru-
\nmento ibrido \u00e8 classificato in base ai criteri generali previsti per le
\nattivit\u00e0 finanziarie (v. punto \u201cAttivit\u00e0 finanziarie\u201d). Differentemente, i
\nderivati impliciti incorporati all\u2019interno di passivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n
\n\nal costo ammortizzato e/o attivit\u00e0 non finanziarie, sono scorporati
\nse le caratteristiche economiche e i rischi del derivato implicito non
\nsono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi
\ndel contratto principale. La verifica dell\u2019esistenza di derivati impliciti
\nda scorporare e valutare separatamente \u00e8 effettuata al momento in
\ncui l\u2019impresa entra a far parte del contratto e, successivamente, in
\npresenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino
\nsignificative variazioni dei flussi di cassa generati dallo stesso.
\nGli effetti economici delle transazioni relative all\u2019acquisto o vendita di
\ncommodity, stipulate a fronte di esigenze dell\u2019impresa per il normale
\nsvolgimento dell\u2019attivit\u00e0 e per le quali \u00e8 previsto il regolamento attra-
\nverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza
\neconomica (c.d. own use exemption).
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsAndHedgingExplanatory",
"language": "it",
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"Tag746": {
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\n\nSTRUMENTI FINANZIARI DERIVATI
\nE HEDGE ACCOUNTING
\nGli strumenti finanziari derivati sono attivit\u00e0 e passivit\u00e0 rilevate e va-
\nlutate al fair value.
\nNell\u2019ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestione
\ndel rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura ri-
\nchiede: (i) la verifica dell\u2019esistenza di una relazione economica tra
\nl\u2019oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare
\nle relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione
\nnon sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la
\ndefinizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione
\ndel rischio, nell\u2019ambito della strategia di risk management definita,
\neffettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento
\n(rebalancing). Le modifiche degli obiettivi di risk management, il ve-
\nnir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione
\ndelle operazioni come di copertura ovvero l\u2019attivazione di operazioni
\ndi ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, to-
\ntale o parziale, della copertura.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value de-
\ngli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. coper-
\ntura della variabilit\u00e0 del fair value di attivit\u00e0/passivit\u00e0 a tasso fisso),
\nessi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto
\neconomico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono
\nadeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value
\nassociate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di
\nun diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipo-
\nlogia di strumento.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa
\ndegli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. coper-
\ntura della variabilit\u00e0 dei flussi di cassa di attivit\u00e0/passivit\u00e0 per effetto
\ndelle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei
\nderivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva
\ndi patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile com-
\nplessivo e successivamente imputate a conto economico coeren-
\ntemente agli effetti economici prodotti dall\u2019operazione coperta. Nel
\ncaso di copertura di transazioni future che comportano l\u2019iscrizione
\ndi un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 non finanziaria, le variazioni cumulate
\ndel fair value dei derivati di copertura, rilevate nel patrimonio netto,
\nsono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0/passivit\u00e0
\nnon finanziaria oggetto della copertura (c.d. basis adjustment).
\nLe variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di
\ninteresse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico
\n\u201cProventi (oneri) finanziari\u201d; differentemente, le variazioni del fair va-
\nlue degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity
\nsono rilevate nella voce di conto economico \u201cAltri proventi (oneri)
\noperativi\u201d.
\nI derivati impliciti, incorporati all\u2019interno di attivit\u00e0 finanziarie, non
\nsono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l\u2019intero stru-
\nmento ibrido \u00e8 classificato in base ai criteri generali previsti per le
\nattivit\u00e0 finanziarie (v. punto \u201cAttivit\u00e0 finanziarie\u201d). Differentemente, i
\nderivati impliciti incorporati all\u2019interno di passivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\nal costo ammortizzato e/o attivit\u00e0 non finanziarie, sono scorporati
\nse le caratteristiche economiche e i rischi del derivato implicito non
\nsono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi
\ndel contratto principale. La verifica dell\u2019esistenza di derivati impliciti
\nda scorporare e valutare separatamente \u00e8 effettuata al momento in
\ncui l\u2019impresa entra a far parte del contratto e, successivamente, in
\npresenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino
\nsignificative variazioni dei flussi di cassa generati dallo stesso.
\nGli effetti economici delle transazioni relative all\u2019acquisto o vendita di
\ncommodity, stipulate a fronte di esigenze dell\u2019impresa per il normale
\nsvolgimento dell\u2019attivit\u00e0 e per le quali \u00e8 previsto il regolamento attra-
\nverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza
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\n
\n\n\n\n
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"Tag748": {
"value": "\nSTRUMENTI FINANZIARI DERIVATI
\nE HEDGE ACCOUNTING
\nGli strumenti finanziari derivati sono attivit\u00e0 e passivit\u00e0 rilevate e va-
\nlutate al fair value.
\nNell\u2019ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestione
\ndel rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura ri-
\nchiede: (i) la verifica dell\u2019esistenza di una relazione economica tra
\nl\u2019oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare
\nle relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione
\nnon sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la
\ndefinizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione
\ndel rischio, nell\u2019ambito della strategia di risk management definita,
\neffettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento
\n(rebalancing). Le modifiche degli obiettivi di risk management, il ve-
\nnir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione
\ndelle operazioni come di copertura ovvero l\u2019attivazione di operazioni
\ndi ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, to-
\ntale o parziale, della copertura.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value de-
\ngli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. coper-
\ntura della variabilit\u00e0 del fair value di attivit\u00e0/passivit\u00e0 a tasso fisso),
\nessi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto
\neconomico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono
\nadeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value
\nassociate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di
\nun diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipo-
\nlogia di strumento.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa
\ndegli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. coper-
\ntura della variabilit\u00e0 dei flussi di cassa di attivit\u00e0/passivit\u00e0 per effetto
\ndelle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei
\nderivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva
\ndi patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile com-
\nplessivo e successivamente imputate a conto economico coeren-
\ntemente agli effetti economici prodotti dall\u2019operazione coperta. Nel
\ncaso di copertura di transazioni future che comportano l\u2019iscrizione
\ndi un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 non finanziaria, le variazioni cumulate
\ndel fair value dei derivati di copertura, rilevate nel patrimonio netto,
\nsono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0/passivit\u00e0
\nnon finanziaria oggetto della copertura (c.d. basis adjustment).
\nLe variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di
\ninteresse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico
\n\u201cProventi (oneri) finanziari\u201d; differentemente, le variazioni del fair va-
\nlue degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity
\nsono rilevate nella voce di conto economico \u201cAltri proventi (oneri)
\noperativi\u201d.
\nI derivati impliciti, incorporati all\u2019interno di attivit\u00e0 finanziarie, non
\nsono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l\u2019intero stru-
\nmento ibrido \u00e8 classificato in base ai criteri generali previsti per le
\nattivit\u00e0 finanziarie (v. punto \u201cAttivit\u00e0 finanziarie\u201d). Differentemente, i
\nderivati impliciti incorporati all\u2019interno di passivit\u00e0 finanziarie valutate
\n
\n\n\n\nal costo ammortizzato e/o attivit\u00e0 non finanziarie, sono scorporati
\nse le caratteristiche economiche e i rischi del derivato implicito non
\nsono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi
\ndel contratto principale. La verifica dell\u2019esistenza di derivati impliciti
\nda scorporare e valutare separatamente \u00e8 effettuata al momento in
\ncui l\u2019impresa entra a far parte del contratto e, successivamente, in
\npresenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino
\nsignificative variazioni dei flussi di cassa generati dallo stesso.
\nGli effetti economici delle transazioni relative all\u2019acquisto o vendita di
\ncommodity, stipulate a fronte di esigenze dell\u2019impresa per il normale
\nsvolgimento dell\u2019attivit\u00e0 e per le quali \u00e8 previsto il regolamento attra-
\nverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza
\neconomica (c.d. own use exemption).
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\n\n\n",
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"Tag750": {
"value": "\nCOMPENSAZIONE DI ATTIVIT\u00c0
\nE PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie sono compensate nello stato pa-
\ntrimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione, cor-
\nrentemente esercitabile, e si ha l\u2019intenzione di regolare il rapporto
\nsu base netta (ovvero di realizzare l\u2019attivit\u00e0 e contemporaneamente
\nestinguere la passivit\u00e0).
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
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"Tag751": {
"value": "\nELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVIT\u00c0
\nE PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe attivit\u00e0 finanziarie cedute sono eliminate quando i diritti contrat-
\ntuali connessi all\u2019ottenimento dei flussi di cassa associati allo stru-
\nmento finanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passivit\u00e0
\nfinanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l\u2019obbli-
\ngazione specificata nel contratto \u00e8 adempiuta, cancellata o scaduta.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
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}
},
"Tag752": {
"value": "\n
\n\n
\n\nFONDI, PASSIVIT\u00c0 E ATTIVIT\u00c0 POTENZIALI
\nGli accantonamenti per fondi per rischi e oneri sono rilevati quando:
\n(i) esiste un\u2019obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un
\nevento passato; (ii) \u00e8 probabile che l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione
\nsia oneroso; (iii) l\u2019ammontare dell\u2019obbligazione pu\u00f2 essere stimato
\nattendibilmente.
\nGli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della mi-
\ngliore stima dell\u2019ammontare che l\u2019impresa razionalmente paghereb-
\nbe per estinguere l\u2019obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data
\ndi chiusura dell\u2019esercizio; gli accantonamenti relativi a contratti one-
\nrosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l\u2019adempimento
\ndell\u2019obbligazione, al netto dei benefici economici attesi derivanti dal
\ncontratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l\u2019effet-
\nto finanziario del tempo \u00e8 significativo e le date di pagamento delle
\nobbligazioni sono attendibilmente stimabili, l\u2019accantonamento \u00e8 de-
\nterminato attualizzando i flussi di cassa attesi determinati tenendo
\nconto dei rischi associati all\u2019obbligazione; l\u2019adeguamento del fondo
\nconnesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto economico alla
\nvoce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\nI costi che l\u2019impresa prevede di sostenere per attuare programmi di
\nristrutturazione sono iscritti nell\u2019esercizio in cui viene definito formal-
\nmente il programma e si \u00e8 generata nei soggetti interessati la valida
\naspettativa che la ristrutturazione avr\u00e0 luogo.
\nI fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni del-
\nle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizza-
\nzione; le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce che ha
\nprecedentemente accolto l\u2019accantonamento. Nelle note al bilancio
\nsono oggetto di illustrazione le passivit\u00e0 potenziali rappresentate da:
\n(i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati, la cui esistenza
\nsar\u00e0 confermata solo al verificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri
\nincerti non totalmente sotto il controllo dell\u2019impresa; (ii) obbligazioni
\nattuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non pu\u00f2 essere
\nstimato attendibilmente o il cui adempimento \u00e8 probabile che non
\nsia oneroso. Le attivit\u00e0 potenziali, ossia attivit\u00e0 possibili che deri-
\nvano da eventi passati e la cui esistenza sar\u00e0 confermata solo dal
\nverificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri incerti non totalmente
\nsotto il controllo dell\u2019impresa, non sono rilevate in bilancio salvo che
\nl\u2019ottenimento dei relativi benefici sia virtualmente certo. Nel caso in
\ncui l\u2019ottenimento dei benefici sia probabile, le attivit\u00e0 potenziali sono
\nillustrate nelle note al bilancio. Le attivit\u00e0 potenziali sono periodica-
\nmente riesaminate al fine di valutare la probabilit\u00e0, nonch\u00e9 la virtuale
\ncertezza, di ottenere benefici economici da parte dell\u2019impresa.
\nFONDI PER LO SMANTELLAMENTO
\nE IL RIPRISTINO DEI SITI
\nLe passivit\u00e0 connesse allo smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e
\nal ripristino dei siti al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione sono rilevate,
\nal verificarsi delle condizioni indicate al punto \u201cFondi, passivit\u00e0 e atti-
\nvit\u00e0 potenziali\u201d, in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono.
\nL\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato
\na conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d. I fondi sono
\nvalutati periodicamente per tener conto dell\u2019aggiornamento dei costi
\nda sostenere, dei vincoli contrattuali, delle disposizioni legislative e
\ndelle prassi vigenti nel Paese dove sono ubicate le attivit\u00e0 materiali.
\nLe eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate generalmen-
\nte in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono; al riguardo, se la
\nvariazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al
\nvalore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 a cui si riferisce, l\u2019eccedenza \u00e8 rilevata
\na conto economico.
\nFONDI PER RISCHI AMBIENTALI
\nLe passivit\u00e0 ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni at-
\ntuali, legali o implicite, connesse a interventi di bonifica ambientale e
\ndi ripristino dello stato dei suoli e delle falde delle aree di propriet\u00e0 o
\nin concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati
\no in fase di ristrutturazione, semprech\u00e9 la bonifica sia considerata
\nprobabile e i relativi costi e tempistiche di sostenimento possano es-
\nsere attendibilmente stimati. La passivit\u00e0 \u00e8 valutata sulla base dei
\ncosti che si presume di sostenere per adempiere all\u2019obbligazione in
\nrelazione alla situazione esistente alla data di bilancio, tenendo con-
\nto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si
\n\u00e8 a conoscenza.
\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n\n
\n\n
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nFONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI,
\nPASSIVIT\u00c0 AMBIENTALI E ALTRI FONDI
\nEni sostiene delle passivit\u00e0 significative connesse agli obblighi di
\nsmantellamento delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino ambientale dei
\nterreni o del fondo marino al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione. La
\nstima dell\u2019ammontare e del timing dei costi futuri di smantellamento
\ne di ripristino \u00e8 un processo complesso e richiede l\u2019apprezzamento e
\nil giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passivit\u00e0
\nda sostenersi a distanza di molti anni per l\u2019adempimento di obblighi
\ndi smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti
\nda leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre,
\nquesti obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche
\ne dei costi di smantellamento e di ripristino, nonch\u00e9 della continua
\nevoluzione della sensibilit\u00e0 politica e pubblica in materia di salute e
\ndi tutela ambientale.
\nIl fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie,
\nessenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termi-
\nne dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria
\ndei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore
\nExploration & Production.
\nLe passivit\u00e0 di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori
\noperativi, tenuto conto dell\u2019indeterminatezza in merito all\u2019eventuale
\nabbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristi-
\nno degli asset nonch\u00e9 delle strategie di riconversione degli impianti
\nper l\u2019ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando \u00e8
\npossibile effettuare un\u2019attendibile stima dei costi di abbandono op-
\nportunamente attualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiun-
\ngere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere
\nla rilevazione di tali passivit\u00e0.
\nEni \u00e8 soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019am-
\nbiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le
\nleggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle
\nattivit\u00e0 nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attivit\u00e0 svol-
\nte. I relativi costi sono accantonati quando \u00e8 probabile l\u2019esistenza di
\nuna passivit\u00e0 onerosa e l\u2019ammontare pu\u00f2 essere stimato attendibil-
\nmente. Al riguardo, con riferimento al trattamento delle acque di falda,
\nla valorizzazione del know-how maturato sui trend di contaminazione
\ndelle acque nonch\u00e9 le posizioni delle autorit\u00e0 competenti consento-
\nno la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di
\nesercizio degli impianti di trattamento delle acque di falda e, pertanto,
\ndegli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.
\nL\u2019attendibile determinabilit\u00e0 \u00e8 verificata sulla base delle informazio-
\nni disponibili quali, a titolo di esempio, l\u2019approvazione o la presen-
\ntazione dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero
\nl\u2019assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni
\nquando supportato da adeguate stime. Sebbene Eni attualmente
\nnon ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti
\nsul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della normativa
\nambientale \u2013 anche tenuto conto degli interventi gi\u00e0 effettuati, delle
\npolizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati \u2013 tutta-
\nvia non pu\u00f2 essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in
\nulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9,
\nallo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti
\ndei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la
\npossibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle
\ncaratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti de-
\nrivanti dall\u2019applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali
\neffetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente; (iv) gli
\neffetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento am-
\nbientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare
\nle eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di
\naltri soggetti e ai possibili indennizzi.
\nPeraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi
\nbonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima
\nsono connessi alla definizione: (i) dell\u2019orizzonte temporale necessa-
\nrio alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi
\nper le attivit\u00e0 di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione.
\nOltre a rilevare le passivit\u00e0 ambientali, gli obblighi di rimozione delle
\nattivit\u00e0 materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti
\nconnessi prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La sti-
\nma degli accantonamenti in queste materie \u00e8 frutto di un processo
\ncomplesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione
\nAziendale.
\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForContingentLiabilitiesAndContingentAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag754": {
"value": "\n
\n\nFONDI, PASSIVIT\u00c0 E ATTIVIT\u00c0 POTENZIALI
\nGli accantonamenti per fondi per rischi e oneri sono rilevati quando:
\n(i) esiste un\u2019obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un
\nevento passato; (ii) \u00e8 probabile che l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione
\nsia oneroso; (iii) l\u2019ammontare dell\u2019obbligazione pu\u00f2 essere stimato
\nattendibilmente.
\nGli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della mi-
\ngliore stima dell\u2019ammontare che l\u2019impresa razionalmente paghereb-
\nbe per estinguere l\u2019obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data
\ndi chiusura dell\u2019esercizio; gli accantonamenti relativi a contratti one-
\nrosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l\u2019adempimento
\ndell\u2019obbligazione, al netto dei benefici economici attesi derivanti dal
\ncontratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l\u2019effet-
\nto finanziario del tempo \u00e8 significativo e le date di pagamento delle
\nobbligazioni sono attendibilmente stimabili, l\u2019accantonamento \u00e8 de-
\nterminato attualizzando i flussi di cassa attesi determinati tenendo
\nconto dei rischi associati all\u2019obbligazione; l\u2019adeguamento del fondo
\nconnesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto economico alla
\nvoce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\nI costi che l\u2019impresa prevede di sostenere per attuare programmi di
\nristrutturazione sono iscritti nell\u2019esercizio in cui viene definito formal-
\nmente il programma e si \u00e8 generata nei soggetti interessati la valida
\naspettativa che la ristrutturazione avr\u00e0 luogo.
\nI fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni del-
\nle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizza-
\nzione; le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce che ha
\nprecedentemente accolto l\u2019accantonamento. Nelle note al bilancio
\nsono oggetto di illustrazione le passivit\u00e0 potenziali rappresentate da:
\n(i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati, la cui esistenza
\nsar\u00e0 confermata solo al verificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri
\nincerti non totalmente sotto il controllo dell\u2019impresa; (ii) obbligazioni
\nattuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non pu\u00f2 essere
\nstimato attendibilmente o il cui adempimento \u00e8 probabile che non
\nsia oneroso. Le attivit\u00e0 potenziali, ossia attivit\u00e0 possibili che deri-
\nvano da eventi passati e la cui esistenza sar\u00e0 confermata solo dal
\nverificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri incerti non totalmente
\nsotto il controllo dell\u2019impresa, non sono rilevate in bilancio salvo che
\nl\u2019ottenimento dei relativi benefici sia virtualmente certo. Nel caso in
\ncui l\u2019ottenimento dei benefici sia probabile, le attivit\u00e0 potenziali sono
\nillustrate nelle note al bilancio. Le attivit\u00e0 potenziali sono periodica-
\nmente riesaminate al fine di valutare la probabilit\u00e0, nonch\u00e9 la virtuale
\ncertezza, di ottenere benefici economici da parte dell\u2019impresa.
\nFONDI PER LO SMANTELLAMENTO
\nE IL RIPRISTINO DEI SITI
\nLe passivit\u00e0 connesse allo smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e
\nal ripristino dei siti al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione sono rilevate,
\nal verificarsi delle condizioni indicate al punto \u201cFondi, passivit\u00e0 e atti-
\nvit\u00e0 potenziali\u201d, in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono.
\nL\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato
\na conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d. I fondi sono
\nvalutati periodicamente per tener conto dell\u2019aggiornamento dei costi
\nda sostenere, dei vincoli contrattuali, delle disposizioni legislative e
\ndelle prassi vigenti nel Paese dove sono ubicate le attivit\u00e0 materiali.
\nLe eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate generalmen-
\nte in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono; al riguardo, se la
\nvariazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al
\nvalore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 a cui si riferisce, l\u2019eccedenza \u00e8 rilevata
\na conto economico.
\nFONDI PER RISCHI AMBIENTALI
\nLe passivit\u00e0 ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni at-
\ntuali, legali o implicite, connesse a interventi di bonifica ambientale e
\ndi ripristino dello stato dei suoli e delle falde delle aree di propriet\u00e0 o
\nin concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati
\no in fase di ristrutturazione, semprech\u00e9 la bonifica sia considerata
\nprobabile e i relativi costi e tempistiche di sostenimento possano es-
\nsere attendibilmente stimati. La passivit\u00e0 \u00e8 valutata sulla base dei
\ncosti che si presume di sostenere per adempiere all\u2019obbligazione in
\nrelazione alla situazione esistente alla data di bilancio, tenendo con-
\nto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si
\n\u00e8 a conoscenza.
\n
\n
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\n\n
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nFONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI,
\nPASSIVIT\u00c0 AMBIENTALI E ALTRI FONDI
\nEni sostiene delle passivit\u00e0 significative connesse agli obblighi di
\nsmantellamento delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino ambientale dei
\nterreni o del fondo marino al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione. La
\nstima dell\u2019ammontare e del timing dei costi futuri di smantellamento
\ne di ripristino \u00e8 un processo complesso e richiede l\u2019apprezzamento e
\nil giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passivit\u00e0
\nda sostenersi a distanza di molti anni per l\u2019adempimento di obblighi
\ndi smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti
\nda leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre,
\nquesti obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche
\ne dei costi di smantellamento e di ripristino, nonch\u00e9 della continua
\nevoluzione della sensibilit\u00e0 politica e pubblica in materia di salute e
\ndi tutela ambientale.
\nIl fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie,
\nessenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termi-
\nne dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria
\ndei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore
\nExploration & Production.
\nLe passivit\u00e0 di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori
\noperativi, tenuto conto dell\u2019indeterminatezza in merito all\u2019eventuale
\nabbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristi-
\nno degli asset nonch\u00e9 delle strategie di riconversione degli impianti
\nper l\u2019ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando \u00e8
\npossibile effettuare un\u2019attendibile stima dei costi di abbandono op-
\nportunamente attualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiun-
\ngere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere
\nla rilevazione di tali passivit\u00e0.
\nEni \u00e8 soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019am-
\nbiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le
\nleggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle
\nattivit\u00e0 nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attivit\u00e0 svol-
\nte. I relativi costi sono accantonati quando \u00e8 probabile l\u2019esistenza di
\nuna passivit\u00e0 onerosa e l\u2019ammontare pu\u00f2 essere stimato attendibil-
\nmente. Al riguardo, con riferimento al trattamento delle acque di falda,
\nla valorizzazione del know-how maturato sui trend di contaminazione
\ndelle acque nonch\u00e9 le posizioni delle autorit\u00e0 competenti consento-
\nno la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di
\nesercizio degli impianti di trattamento delle acque di falda e, pertanto,
\ndegli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.
\nL\u2019attendibile determinabilit\u00e0 \u00e8 verificata sulla base delle informazio-
\nni disponibili quali, a titolo di esempio, l\u2019approvazione o la presen-
\ntazione dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero
\nl\u2019assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni
\nquando supportato da adeguate stime. Sebbene Eni attualmente
\nnon ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti
\nsul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della normativa
\nambientale \u2013 anche tenuto conto degli interventi gi\u00e0 effettuati, delle
\npolizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati \u2013 tutta-
\nvia non pu\u00f2 essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in
\nulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9,
\nallo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti
\ndei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la
\npossibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle
\ncaratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti de-
\nrivanti dall\u2019applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali
\neffetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente; (iv) gli
\neffetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento am-
\nbientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare
\nle eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di
\naltri soggetti e ai possibili indennizzi.
\nPeraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi
\nbonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima
\nsono connessi alla definizione: (i) dell\u2019orizzonte temporale necessa-
\nrio alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi
\nper le attivit\u00e0 di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione.
\nOltre a rilevare le passivit\u00e0 ambientali, gli obblighi di rimozione delle
\nattivit\u00e0 materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti
\nconnessi prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La sti-
\nma degli accantonamenti in queste materie \u00e8 frutto di un processo
\ncomplesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione
\nAziendale.
\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n
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"Tag756": {
"value": "\nFONDI, PASSIVIT\u00c0 E ATTIVIT\u00c0 POTENZIALI
\nGli accantonamenti per fondi per rischi e oneri sono rilevati quando:
\n(i) esiste un\u2019obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un
\nevento passato; (ii) \u00e8 probabile che l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione
\nsia oneroso; (iii) l\u2019ammontare dell\u2019obbligazione pu\u00f2 essere stimato
\nattendibilmente.
\nGli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della mi-
\ngliore stima dell\u2019ammontare che l\u2019impresa razionalmente paghereb-
\nbe per estinguere l\u2019obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data
\ndi chiusura dell\u2019esercizio; gli accantonamenti relativi a contratti one-
\nrosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l\u2019adempimento
\ndell\u2019obbligazione, al netto dei benefici economici attesi derivanti dal
\ncontratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l\u2019effet-
\nto finanziario del tempo \u00e8 significativo e le date di pagamento delle
\nobbligazioni sono attendibilmente stimabili, l\u2019accantonamento \u00e8 de-
\nterminato attualizzando i flussi di cassa attesi determinati tenendo
\nconto dei rischi associati all\u2019obbligazione; l\u2019adeguamento del fondo
\nconnesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto economico alla
\nvoce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\nI costi che l\u2019impresa prevede di sostenere per attuare programmi di
\nristrutturazione sono iscritti nell\u2019esercizio in cui viene definito formal-
\nmente il programma e si \u00e8 generata nei soggetti interessati la valida
\naspettativa che la ristrutturazione avr\u00e0 luogo.
\nI fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni del-
\nle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizza-
\nzione; le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce che ha
\nprecedentemente accolto l\u2019accantonamento. Nelle note al bilancio
\nsono oggetto di illustrazione le passivit\u00e0 potenziali rappresentate da:
\n(i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati, la cui esistenza
\nsar\u00e0 confermata solo al verificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri
\nincerti non totalmente sotto il controllo dell\u2019impresa; (ii) obbligazioni
\nattuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non pu\u00f2 essere
\nstimato attendibilmente o il cui adempimento \u00e8 probabile che non
\nsia oneroso. Le attivit\u00e0 potenziali, ossia attivit\u00e0 possibili che deri-
\nvano da eventi passati e la cui esistenza sar\u00e0 confermata solo dal
\nverificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri incerti non totalmente
\nsotto il controllo dell\u2019impresa, non sono rilevate in bilancio salvo che
\nl\u2019ottenimento dei relativi benefici sia virtualmente certo. Nel caso in
\ncui l\u2019ottenimento dei benefici sia probabile, le attivit\u00e0 potenziali sono
\nillustrate nelle note al bilancio. Le attivit\u00e0 potenziali sono periodica-
\nmente riesaminate al fine di valutare la probabilit\u00e0, nonch\u00e9 la virtuale
\ncertezza, di ottenere benefici economici da parte dell\u2019impresa.
\nFONDI PER LO SMANTELLAMENTO
\nE IL RIPRISTINO DEI SITI
\nLe passivit\u00e0 connesse allo smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e
\nal ripristino dei siti al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione sono rilevate,
\nal verificarsi delle condizioni indicate al punto \u201cFondi, passivit\u00e0 e atti-
\nvit\u00e0 potenziali\u201d, in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono.
\nL\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato
\na conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d. I fondi sono
\nvalutati periodicamente per tener conto dell\u2019aggiornamento dei costi
\nda sostenere, dei vincoli contrattuali, delle disposizioni legislative e
\ndelle prassi vigenti nel Paese dove sono ubicate le attivit\u00e0 materiali.
\nLe eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate generalmen-
\nte in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono; al riguardo, se la
\nvariazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al
\nvalore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 a cui si riferisce, l\u2019eccedenza \u00e8 rilevata
\na conto economico.
\nFONDI PER RISCHI AMBIENTALI
\nLe passivit\u00e0 ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni at-
\ntuali, legali o implicite, connesse a interventi di bonifica ambientale e
\ndi ripristino dello stato dei suoli e delle falde delle aree di propriet\u00e0 o
\nin concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati
\no in fase di ristrutturazione, semprech\u00e9 la bonifica sia considerata
\nprobabile e i relativi costi e tempistiche di sostenimento possano es-
\nsere attendibilmente stimati. La passivit\u00e0 \u00e8 valutata sulla base dei
\ncosti che si presume di sostenere per adempiere all\u2019obbligazione in
\nrelazione alla situazione esistente alla data di bilancio, tenendo con-
\nto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si
\n\u00e8 a conoscenza.
\n
\n
\n\n\n\n
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nFONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI,
\nPASSIVIT\u00c0 AMBIENTALI E ALTRI FONDI
\nEni sostiene delle passivit\u00e0 significative connesse agli obblighi di
\nsmantellamento delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino ambientale dei
\nterreni o del fondo marino al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione. La
\nstima dell\u2019ammontare e del timing dei costi futuri di smantellamento
\ne di ripristino \u00e8 un processo complesso e richiede l\u2019apprezzamento e
\nil giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passivit\u00e0
\nda sostenersi a distanza di molti anni per l\u2019adempimento di obblighi
\ndi smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti
\nda leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre,
\nquesti obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche
\ne dei costi di smantellamento e di ripristino, nonch\u00e9 della continua
\nevoluzione della sensibilit\u00e0 politica e pubblica in materia di salute e
\ndi tutela ambientale.
\nIl fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie,
\nessenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termi-
\nne dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria
\ndei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore
\nExploration & Production.
\nLe passivit\u00e0 di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori
\noperativi, tenuto conto dell\u2019indeterminatezza in merito all\u2019eventuale
\nabbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristi-
\nno degli asset nonch\u00e9 delle strategie di riconversione degli impianti
\nper l\u2019ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando \u00e8
\npossibile effettuare un\u2019attendibile stima dei costi di abbandono op-
\nportunamente attualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiun-
\ngere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere
\nla rilevazione di tali passivit\u00e0.
\nEni \u00e8 soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019am-
\nbiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le
\nleggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle
\nattivit\u00e0 nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attivit\u00e0 svol-
\nte. I relativi costi sono accantonati quando \u00e8 probabile l\u2019esistenza di
\nuna passivit\u00e0 onerosa e l\u2019ammontare pu\u00f2 essere stimato attendibil-
\nmente. Al riguardo, con riferimento al trattamento delle acque di falda,
\nla valorizzazione del know-how maturato sui trend di contaminazione
\ndelle acque nonch\u00e9 le posizioni delle autorit\u00e0 competenti consento-
\nno la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di
\nesercizio degli impianti di trattamento delle acque di falda e, pertanto,
\ndegli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.
\nL\u2019attendibile determinabilit\u00e0 \u00e8 verificata sulla base delle informazio-
\nni disponibili quali, a titolo di esempio, l\u2019approvazione o la presen-
\ntazione dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero
\nl\u2019assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni
\nquando supportato da adeguate stime. Sebbene Eni attualmente
\nnon ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti
\nsul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della normativa
\nambientale \u2013 anche tenuto conto degli interventi gi\u00e0 effettuati, delle
\npolizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati \u2013 tutta-
\nvia non pu\u00f2 essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in
\nulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9,
\nallo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti
\ndei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la
\npossibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle
\ncaratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti de-
\nrivanti dall\u2019applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali
\neffetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente; (iv) gli
\neffetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento am-
\nbientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare
\nle eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di
\naltri soggetti e ai possibili indennizzi.
\nPeraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi
\nbonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima
\nsono connessi alla definizione: (i) dell\u2019orizzonte temporale necessa-
\nrio alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi
\nper le attivit\u00e0 di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione.
\nOltre a rilevare le passivit\u00e0 ambientali, gli obblighi di rimozione delle
\nattivit\u00e0 materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti
\nconnessi prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La sti-
\nma degli accantonamenti in queste materie \u00e8 frutto di un processo
\ncomplesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione
\nAziendale.
\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDecommissioningRestorationAndRehabilitationProvisionsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag759": {
"value": "\nBENEFICI PER I DIPENDENTI
\nI benefici per i dipendenti sono le remunerazioni erogate dall\u2019impresa
\nin cambio dell\u2019attivit\u00e0 lavorativa svolta dal dipendente o in virt\u00f9 della
\ncessazione del rapporto di lavoro.
\nI benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di
\npiani, ancorch\u00e9 non formalizzati, che in funzione delle loro caratte-
\nristiche sono distinti in piani \u201ca contributi definiti\u201d e piani \u201ca benefici
\ndefiniti\u201d.
\nNei piani a contributi definiti l\u2019obbligazione dell\u2019impresa, limitata
\nal versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a
\nun\u2019entit\u00e0 giuridicamente distinta (c.d. fondo), \u00e8 determinata sulla
\nbase dei contributi dovuti.
\nLa passivit\u00e0 relativa ai piani a benefici definiti, al netto delle even-
\ntuali attivit\u00e0 al servizio del piano, \u00e8 determinata sulla base di ipotesi
\nattuariali ed \u00e8 rilevata per competenza coerentemente al periodo
\nlavorativo necessario all\u2019ottenimento dei benefici. Gli interessi netti
\n(c.d. net interest) comprendono gli interessi passivi sulla passivit\u00e0
\ne gli interessi attivi sulle attivit\u00e0 a servizio del piano. Il net interest \u00e8
\ndeterminato applicando alla passivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0
\nal servizio del piano, il tasso di sconto definito per la stessa ed \u00e8
\nrilevato tra i \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\nPer i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell\u2019utile com-
\nplessivo le variazioni di valore della passivit\u00e0 netta (c.d. rivalutazioni)
\nderivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a variazioni delle ipo-
\ntesi attuariali utilizzate o a rettifiche basate sull\u2019esperienza passata,
\ne dal rendimento delle attivit\u00e0 al servizio del piano differente dalla
\ncomponente inclusa nel net interest. Le rivalutazioni della passivit\u00e0
\n
\n\n\n\n
\nnetta per benefici definiti, rilevate nella riserva di patrimonio netto
\nche accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo, non sono
\nsuccessivamente riclassificate a conto economico.
\nLe obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono determina-
\nte adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle rivalutazioni
\nsono rilevati interamente a conto economico.
\n\nLe passivit\u00e0 per benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione anti-
\ncipata del rapporto di lavoro (c.d. passivit\u00e0 per termination benefit)
\nsono iscritte nella data pi\u00f9 immediata tra le seguenti: (a) il momento
\nin cui l\u2019impresa non \u00e8 pi\u00f9 in grado di ritirare l\u2019offerta di tali benefici
\nofferti ai dipendenti; e (b) il momento in cui l\u2019impresa rileva i costi
\ndi una ristrutturazione che implica il pagamento di benefici dovuti
\nper la cessazione del rapporto di lavoro. Tali passivit\u00e0 sono valutate
\nsulla base della natura del beneficio concesso. In particolare, quando
\ni benefici concessi rappresentano un miglioramento di altri benefici
\nsuccessivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai di-
\npendenti, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le disposizioni pre-
\nviste per tale tipologia di benefici. Differentemente, la passivit\u00e0 per
\ntermination benefit \u00e8 determinata applicando le disposizioni previ-
\nste: (i) per i benefici a breve termine, se ci si attende che i termination
\nbenefit siano corrisposti ai dipendenti interamente entro dodici mesi
\ndalla data di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono stati rilevati; o (ii) per i
\nbenefici a lungo termine se ci si attende che i termination benefit non
\nsiano corrisposti ai dipendenti interamente entro i dodici mesi dalla
\ndata di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono stati rilevati.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nBENEFICI PER I DIPENDENTI E PAGAMENTI
\nBASATI SU AZIONI
\nI piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e
\ndi ipotesi attuariali. Le principali assunzioni utilizzate per la quan-
\ntificazione di tali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi
\ndi sconto e di inflazione si basano sui tassi che maturano su titoli
\nobbligazionari corporate di elevata qualit\u00e0 (ovvero, in assenza di un
\n\u201cdeep market\u201d di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle
\naspettative inflazionistiche dell\u2019area valutaria di riferimento; (ii) il li-
\nvello delle retribuzioni future \u00e8 determinato sulla base di elementi
\nquali le aspettative inflazionistiche, la produttivit\u00e0, gli avanzamenti
\ndi carriera e di anzianit\u00e0; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie
\n\u00e8 determinato sulla base di elementi quali l\u2019andamento presente e
\npassato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni
\nsulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni di
\nsalute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi
\nsanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima
\ndell\u2019andamento di variabili, quali ad esempio la mortalit\u00e0, il turnover e
\nl\u2019invalidit\u00e0 relative alla popolazione degli aventi diritto.
\nNormalmente, il valore della passivit\u00e0 (attivit\u00e0) netta dei piani per
\nbenefici ai dipendenti varia in funzione delle c.d. rivalutazioni rappre-
\nsentate, tra l\u2019altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate,
\ndalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e
\nquelle che si sono effettivamente realizzate e dal differente rendi-
\nmento delle attivit\u00e0 al servizio del piano rispetto a quello considerato
\nnel net interest.
\nAnalogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair
\nvalue degli strumenti finanziari, l\u2019utilizzo di tecniche di valutazione
\ncomplesse e l\u2019identificazione tramite l\u2019esercizio di giudizi articolati
\ne/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione caratterizza-
\nno inoltre la stima del valore di mercato delle azioni sottostanti i piani
\ndi incentivazione. Maggiori dettagli in merito ai piani di incentivazio-
\nne dei dirigenti con azioni Eni sono forniti nella nota n. 30 - Costi.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEmployeeBenefitsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag762": {
"value": "\nLe passivit\u00e0 per benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione anti-
\ncipata del rapporto di lavoro (c.d. passivit\u00e0 per termination benefit)
\nsono iscritte nella data pi\u00f9 immediata tra le seguenti: (a) il momento
\nin cui l\u2019impresa non \u00e8 pi\u00f9 in grado di ritirare l\u2019offerta di tali benefici
\nofferti ai dipendenti; e (b) il momento in cui l\u2019impresa rileva i costi
\ndi una ristrutturazione che implica il pagamento di benefici dovuti
\nper la cessazione del rapporto di lavoro. Tali passivit\u00e0 sono valutate
\nsulla base della natura del beneficio concesso. In particolare, quando
\ni benefici concessi rappresentano un miglioramento di altri benefici
\nsuccessivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai di-
\npendenti, la relativa passivit\u00e0 \u00e8 valutata secondo le disposizioni pre-
\nviste per tale tipologia di benefici. Differentemente, la passivit\u00e0 per
\ntermination benefit \u00e8 determinata applicando le disposizioni previ-
\nste: (i) per i benefici a breve termine, se ci si attende che i termination
\nbenefit siano corrisposti ai dipendenti interamente entro dodici mesi
\ndalla data di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono stati rilevati; o (ii) per i
\nbenefici a lungo termine se ci si attende che i termination benefit non
\nsiano corrisposti ai dipendenti interamente entro i dodici mesi dalla
\ndata di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono stati rilevati.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTerminationBenefits",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag763": {
"value": "\n
\nPAGAMENTI BASATI SU AZIONI
\nIl costo lavoro include, coerentemente alla natura sostanziale di re-
\ntribuzione che assume, il costo dei piani di incentivazione con pa-
\ngamento basato su azioni (Piani di Incentivazione dei dirigenti con
\nazioni Eni e Piano di Azionariato Diffuso).
\nCon riferimento ai Piani di Incentivazione dei dirigenti con azioni Eni,
\nil costo dell\u2019incentivazione \u00e8 determinato con riferimento al fair value
\ndegli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni che
\nsaranno effettivamente assegnate; la quota di competenza dell\u2019eser-
\ncizio \u00e8 determinata pro rata temporis lungo il vesting period, ossia il
\nperiodo intercorrente tra la data dell\u2019attribuzione (c.d. grant date) e
\nla data di assegnazione. Il fair value delle azioni sottostanti il piano
\ndi incentivazione \u00e8 determinato alla grant date tenendo conto delle
\nprevisioni in merito al raggiungimento dei parametri di performan-
\nce associati a condizioni di mercato (ad es. Total Shareholder Re-
\nturn) e non \u00e8 oggetto di rettifica negli esercizi successivi; quando
\nl\u2019ottenimento del beneficio \u00e8 connesso anche a condizioni diverse
\nda quelle di mercato, la stima relativa a tali condizioni \u00e8 riflessa ade-
\nguando, lungo il vesting period, il numero di azioni che si prevede
\nsaranno effettivamente assegnate. Al termine del vesting period, nel
\ncaso in cui il piano non assegni azioni ai partecipanti per il mancato
\nraggiungimento delle condizioni di performance, la quota del costo
\nafferente alle condizioni di mercato non \u00e8 oggetto di reversal a conto
\neconomico. Analogo trattamento \u00e8 adottato con riferimento al Piano
\ndi Azionariato Diffuso il cui costo, determinato sulla base del fair va-
\nlue delle azioni alla data di assegnazione, \u00e8 ripartito lungo il periodo
\ntemporale (triennio) previsto affinch\u00e9 il dipendente possa acquisire
\nla piena totalit\u00e0 e disponibilit\u00e0 delle azioni assegnate.
\n\n
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nBENEFICI PER I DIPENDENTI E PAGAMENTI
\nBASATI SU AZIONI
\nI piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e
\ndi ipotesi attuariali. Le principali assunzioni utilizzate per la quan-
\ntificazione di tali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi
\ndi sconto e di inflazione si basano sui tassi che maturano su titoli
\nobbligazionari corporate di elevata qualit\u00e0 (ovvero, in assenza di un
\n\u201cdeep market\u201d di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle
\naspettative inflazionistiche dell\u2019area valutaria di riferimento; (ii) il li-
\nvello delle retribuzioni future \u00e8 determinato sulla base di elementi
\nquali le aspettative inflazionistiche, la produttivit\u00e0, gli avanzamenti
\ndi carriera e di anzianit\u00e0; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie
\n\u00e8 determinato sulla base di elementi quali l\u2019andamento presente e
\npassato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni
\nsulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni di
\nsalute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi
\nsanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima
\ndell\u2019andamento di variabili, quali ad esempio la mortalit\u00e0, il turnover e
\nl\u2019invalidit\u00e0 relative alla popolazione degli aventi diritto.
\nNormalmente, il valore della passivit\u00e0 (attivit\u00e0) netta dei piani per
\nbenefici ai dipendenti varia in funzione delle c.d. rivalutazioni rappre-
\nsentate, tra l\u2019altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate,
\ndalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e
\nquelle che si sono effettivamente realizzate e dal differente rendi-
\nmento delle attivit\u00e0 al servizio del piano rispetto a quello considerato
\nnel net interest.
\nAnalogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair
\nvalue degli strumenti finanziari, l\u2019utilizzo di tecniche di valutazione
\ncomplesse e l\u2019identificazione tramite l\u2019esercizio di giudizi articolati
\ne/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione caratterizza-
\nno inoltre la stima del valore di mercato delle azioni sottostanti i piani
\ndi incentivazione. Maggiori dettagli in merito ai piani di incentivazio-
\nne dei dirigenti con azioni Eni sono forniti nella nota n. 30 - Costi.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSharebasedPaymentTransactionsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag765": {
"value": "\n
\nSTRUMENTI DI EQUITY
\n\nAZIONI PROPRIE
\nLe azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio dei piani di
\nincentivazione azionaria e del Piano di Azionariato Diffuso, sono ri-
\nlevate al costo e iscritte a riduzione del patrimonio netto. Gli effetti
\neconomici derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati
\nnel patrimonio netto.
\n
\n\n\n\nOBBLIGAZIONI IBRIDE
\nLe obbligazioni subordinate ibride perpetue sono classificate in bi-
\nlancio come strumenti di equity, tenuto conto della circostanza che
\n
\n\n\n\nla societ\u00e0 emittente ha il diritto incondizionato di differire, fino alla
\ndata della propria liquidazione, il rimborso del capitale e il pagamen-
\nto delle cedole
\n24
\n. Pertanto, il valore ricevuto dai sottoscrittori di tali
\nstrumenti, al netto dei relativi costi di emissione, \u00e8 rilevato ad incre-
\nmento del patrimonio netto di Gruppo; di converso, i rimborsi del ca-
\npitale e i pagamenti delle cedole dovute (al momento in cui sorge
\nla relativa obbligazione contrattuale) sono rilevati a decremento del
\npatrimonio netto di Gruppo.
\n
\n\n\n\n(24) Il pagamento delle cedole non \u00e8 differibile in presenza di eventi sotto il controllo della societ\u00e0 emittente, quali, ad esempio, una distribuzione di dividendi agli azionisti.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DescriptionOfAccountingPolicyForEquityInstrumentsPolicyExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag767": {
"value": "\nAZIONI PROPRIE
\nLe azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio dei piani di
\nincentivazione azionaria e del Piano di Azionariato Diffuso, sono ri-
\nlevate al costo e iscritte a riduzione del patrimonio netto. Gli effetti
\neconomici derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati
\nnel patrimonio netto.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTreasurySharesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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}
},
"Tag768": {
"value": "\n
\n
\nRICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
\nI ricavi da contratti con la clientela sono rilevati al soddisfacimento
\ndella relativa performance obligation, ossia all\u2019atto del trasferimento
\nal cliente del bene o servizio promesso; il trasferimento si considera
\ncompletato quando il cliente ottiene il controllo del bene o del ser-
\nvizio, che pu\u00f2 avvenire nel continuo (over time) o in uno specifico
\nmomento temporale (at a point in time). Con riferimento ai prodotti
\nvenduti pi\u00f9 rilevanti per Eni, il momento del riconoscimento dei ricavi
\ncoincide generalmente:
\n\u2022 per i greggi, con la spedizione;
\n\u2022 per il gas naturale, il GNL e l\u2019energia elettrica, con la consegna al
\ncliente;
\n\u2022 per i prodotti petroliferi venduti sul mercato rete, con la consegna
\nalle stazioni di servizio; per le altre vendite di prodotti petroliferi, con
\nla spedizione;
\n\u2022 per i prodotti chimici e per gli altri prodotti venduti, con la spedizione.
\nI ricavi derivanti dalla vendita del greggio e del gas naturale prodot-
\nti in campi dove Eni detiene un interesse congiuntamente con altri
\nproduttori sono iscritti sulla base delle quantit\u00e0 effettivamente ven-
\ndute (sales method); i costi sono rilevati coerentemente alle quantit\u00e0
\nvendute.
\nI ricavi sono rilevati per l\u2019ammontare pari al fair value del corrispetti-
\nvo a cui l\u2019impresa ritiene di aver diritto in cambio dei beni e/o servizi
\npromessi al cliente, con esclusione degli importi incassati per conto
\ndi terzi.
\nIn presenza di un corrispettivo variabile, l\u2019impresa stima l\u2019ammon-
\ntare del corrispettivo a cui avr\u00e0 diritto in cambio del trasferimento
\ndei beni e/o servizi promessi al cliente; in particolare, l\u2019ammontare
\ndel corrispettivo pu\u00f2 variare in presenza di sconti, rimborsi, incentivi,
\nconcessioni sul prezzo, bonus di performance, penalit\u00e0 o qualora il
\nprezzo stesso dipenda dal verificarsi o meno di taluni eventi futuri.
\n\nSe un contratto assegna al cliente un\u2019opzione ad acquistare beni o
\nservizi aggiuntivi, gratuitamente o a prezzi scontati (ad es. incentivi
\ndi vendita, punti premio del cliente, ecc.), tale opzione rappresenta
\nuna performance obligation distinta del contratto solo se l\u2019opzione
\nattribuisce al cliente un diritto significativo che non potrebbe vantare
\nse non avesse sottoscritto il contratto.
\n
\n\n\nLe permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto non
\nrappresentative di operazioni di vendita, non determinano la rileva-
\nzione di ricavi.
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nRICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
\nI ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela retail com-
\nprendono lo stanziamento per le forniture intervenute tra la data
\ndell\u2019ultima lettura (effettiva o stimata) dei consumi fatturata e il ter-
\nmine dell\u2019esercizio. Tali stanziamenti tengono conto delle informa-
\nzioni ricevute dai trasportatori e dai distributori in riferimento sia alle
\nquantit\u00e0 allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai consumi
\neffettivi e stimati della clientela, nonch\u00e9 di stime interne sui consumi
\ndella clientela. Lo stanziamento dei ricavi \u00e8 pertanto l\u2019esito di una sti-
\nma complessa basata sia sui volumi distribuiti ed allocati, comunica-
\nti da terzi e suscettibili di essere conguagliati, cos\u00ec come prevede la
\nnormativa di riferimento, fino al quinto anno successivo, sia su stime
\ndei consumi della clientela. In funzione delle obbligazioni assunte in
\nmerito ai punti di consegna delle forniture, i ricavi per la vendita dell\u2019e-
\nnergia elettrica e del gas a clientela retail includono i costi relativi al
\nservizio di trasporto e dispacciamento e sono rilevati in misura pari
\nall\u2019ammontare lordo del corrispettivo a cui si reputa di aver diritto.
\n
\n\n\n
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForRecognitionOfRevenue",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag769": {
"value": "\nSe un contratto assegna al cliente un\u2019opzione ad acquistare beni o
\nservizi aggiuntivi, gratuitamente o a prezzi scontati (ad es. incentivi
\ndi vendita, punti premio del cliente, ecc.), tale opzione rappresenta
\nuna performance obligation distinta del contratto solo se l\u2019opzione
\nattribuisce al cliente un diritto significativo che non potrebbe vantare
\nse non avesse sottoscritto il contratto.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForCustomerLoyaltyProgrammesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag771": {
"value": "\n
\nCOSTI
\nI costi sono iscritti quando relativi a beni e servizi venduti o consu-
\nmati nell\u2019esercizio o per ripartizione sistematica ovvero quando non
\nsi possa identificare l\u2019utilit\u00e0 futura degli stessi.
\n
\n\nI costi relativi alle quote di emissione connessi al rispetto delle nor-
\nmative di riferimento (ad es. Emission Trading Scheme), determina-
\nti sulla base dei prezzi di mercato, sono rilevati limitatamente alle
\nquote di emissione di anidride carbonica eccedenti le assegnazioni
\ngratuite. I costi relativi all\u2019acquisto di diritti di emissione in eccesso
\nrispetto alla quantit\u00e0 necessaria a soddisfare gli obblighi normativi
\nsono capitalizzati e rilevati tra le attivit\u00e0 immateriali. I proventi relativi
\nalle quote di emissione sono rilevati all\u2019atto del realizzo attraverso la
\ncessione. I diritti di emissione acquistati con finalit\u00e0 di negoziazione
\nsono rilevati tra le rimanenze.
\n\n\n I costi sostenuti, in via volontaria, per
\nl\u2019acquisto o la produzione dei certificati forestali, anche consideran-
\ndo l\u2019attuale assenza di mercati attivi di riferimento, sono imputati a
\nconto economico all\u2019atto del loro sostenimento.
\n\nI costi sostenuti per attivit\u00e0 di ricerca scientifica o di sviluppo tec-
\nnologico che non soddisfano le condizioni per la loro rilevazione
\nall\u2019attivo patrimoniale (v. anche punto \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d) sono
\nconsiderati costi correnti e rilevati a conto economico nell\u2019esercizio
\ndi sostenimento.
\n
\n\n\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForExpensesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag772": {
"value": "\nI costi relativi alle quote di emissione connessi al rispetto delle nor-
\nmative di riferimento (ad es. Emission Trading Scheme), determina-
\nti sulla base dei prezzi di mercato, sono rilevati limitatamente alle
\nquote di emissione di anidride carbonica eccedenti le assegnazioni
\ngratuite. I costi relativi all\u2019acquisto di diritti di emissione in eccesso
\nrispetto alla quantit\u00e0 necessaria a soddisfare gli obblighi normativi
\nsono capitalizzati e rilevati tra le attivit\u00e0 immateriali. I proventi relativi
\nalle quote di emissione sono rilevati all\u2019atto del realizzo attraverso la
\ncessione. I diritti di emissione acquistati con finalit\u00e0 di negoziazione
\nsono rilevati tra le rimanenze.
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEmissionRightsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag773": {
"value": "\nI costi sostenuti per attivit\u00e0 di ricerca scientifica o di sviluppo tec-
\nnologico che non soddisfano le condizioni per la loro rilevazione
\nall\u2019attivo patrimoniale (v. anche punto \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d) sono
\nconsiderati costi correnti e rilevati a conto economico nell\u2019esercizio
\ndi sostenimento.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForResearchAndDevelopmentExpenseExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag774": {
"value": "\nDIFFERENZE CAMBIO
\nI ricavi e i costi relativi a operazioni in valuta diversa da quella fun-
\nzionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l\u2019operazione
\n\u00e8 compiuta.
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 monetarie in valuta diversa da quella funzio-
\nnale sono convertite nella valuta funzionale applicando il cambio
\ncorrente alla data di chiusura dell\u2019esercizio di riferimento, con impu-
\n
\n\n\ntazione dell\u2019effetto a conto economico nella voce \u201cProventi (oneri)
\nfinanziari\u201d o, se qualificate come strumenti di copertura dal rischio di
\ncambio, nella voce che accoglie gli effetti economici prodotti dall\u2019og-
\ngetto della copertura. Le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 non monetarie espresse
\nin valuta diversa da quella funzionale, valutate al costo, sono iscritte
\nal cambio di rilevazione iniziale; quando la valutazione \u00e8 effettuata
\nal fair value ovvero al valore recuperabile o di realizzo, \u00e8 adottato il
\ncambio corrente alla data di determinazione di tale valore.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForForeignCurrencyTranslationExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag776": {
"value": "\nDIVIDENDI
\nI dividendi sono rilevati quando \u00e8 stabilito il diritto incondizionato a
\nricevere il pagamento.
\nI dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rappresen-
\ntati come movimenti di patrimonio netto alla data in cui sono appro-
\nvati, rispettivamente, dall\u2019Assemblea degli Azionisti e dal Consiglio di
\nAmministrazione.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDividendsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag777": {
"value": "\n
\n
\n\nIMPOSTE SUL REDDITO
\nLe imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della sti-
\nma del reddito imponibile. I debiti e i crediti per imposte sul reddito
\ncorrenti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recupera-
\nre alle/dalle autorit\u00e0 fiscali applicando le aliquote e le normative
\nfiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura
\ndell\u2019esercizio.
\nLe imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle diffe-
\nrenze temporanee tra i valori delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 iscritte in
\nbilancio e i corrispondenti valori riconosciuti fiscalmente sulla base
\ndelle aliquote e della normativa applicabili negli esercizi in cui la dif-
\nferenza temporanea si annuller\u00e0, approvate o sostanzialmente ap-
\nprovate alla data di chiusura dell\u2019esercizio di riferimento del bilancio.
\nLe attivit\u00e0 per imposte anticipate sono rilevate quando il loro recupe-
\nro \u00e8 considerato probabile, ossia quando si prevede la disponibilit\u00e0
\ndi un reddito imponibile, nell\u2019esercizio in cui si annuller\u00e0 la differenza
\ntemporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Ana-
\nlogamente, nei limiti della loro recuperabilit\u00e0, sono rilevati i crediti
\ndi imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali.
\nLa recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 per imposte anticipate \u00e8 verificata con
\nperiodicit\u00e0, almeno, annuale.
\nIn relazione alle differenze temporanee imponibili associate a par-
\ntecipazioni in societ\u00e0 controllate e collegate, nonch\u00e9 a interessenze
\nin accordi a controllo congiunto, la relativa fiscalit\u00e0 differita passiva
\nnon viene rilevata nel caso in cui il partecipante sia in grado di con-
\ntrollare il rigiro delle differenze temporanee e sia probabile che esso
\nnon si verifichi nel futuro prevedibile.
\nIn presenza di incertezze nell\u2019applicazione della normativa fiscale,
\nl\u2019impresa: (i) nei casi in cui ritenga probabile che l\u2019autorit\u00e0 fiscale ac-
\ncetti il trattamento fiscale incerto, determina le imposte sul reddito
\n(correnti e/o differite) da rilevare in bilancio in funzione del tratta-
\nmento fiscale applicato o che prevede di applicare in sede di dichia-
\nrazione dei redditi; (ii) nei casi in cui ritenga non probabile che l\u2019autori-
\nt\u00e0 fiscale accetti il trattamento fiscale incerto, riflette tale incertezza
\nnella determinazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite)
\nda rilevare in bilancio.
\nLe attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 per imposte differi-
\nte sono classificate tra le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non correnti e sono
\ncompensate a livello di singola impresa se riferite a imposte com-
\npensabili. Il saldo della compensazione, se attivo, \u00e8 iscritto alla voce
\n\u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u201d; se passivo, alla voce \u201cPassivit\u00e0 per
\nimposte differite\u201d.
\nQuando i risultati delle operazioni sono rilevati nel prospetto dell\u2019utile
\ncomplessivo o direttamente a patrimonio netto, le relative imposte
\ncorrenti, anticipate e differite, sono anch\u2019esse rilevate nel prospetto
\ndell\u2019utile complessivo o direttamente a patrimonio netto.
\n
\n
\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nIMPOSTE SUL REDDITO
\nLa corretta determinazione delle imposte sul reddito nei diversi or-
\ndinamenti in cui Eni opera richiede l\u2019interpretazione delle normati-
\nve fiscali applicabili in ciascuna giurisdizione. Sebbene Eni intenda
\nmantenere con le autorit\u00e0 fiscali dei Paesi in cui si svolge l\u2019attivit\u00e0
\nd\u2019impresa rapporti improntati alla trasparenza, al dialogo e alla colla-
\nborazione (ad es. rifiutando di attuare pianificazioni fiscali aggressi-
\nve e utilizzando, ove presenti, gli istituti previsti dai vari ordinamenti
\nper mitigare il rischio di contenzioso fiscale), non si pu\u00f2 escludere,
\ncon certezza, l\u2019insorgenza di contestazioni con le autorit\u00e0 fiscali a
\nseguito di interpretazioni non univoche delle normative fiscali. La
\ncomposizione di una controversia fiscale, mediante un processo di
\nnegoziazione con le autorit\u00e0 fiscali o a seguito della definizione di un
\ncontenzioso, pu\u00f2 richiedere diversi anni.
\nLa stima dell\u2019ammontare delle passivit\u00e0 relative a trattamenti fiscali
\nincerti \u00e8 frutto di un processo complesso che comporta giudizi sog-
\ngettivi da parte della Direzione Aziendale. Successivamente alla ri-
\nlevazione iniziale, tali passivit\u00e0 sono periodicamente aggiornate per
\nriflettere le variazioni delle stime effettuate, a seguito di modifiche di
\nfatti e circostanze rilevanti.
\nInoltre, la necessit\u00e0 di effettuare valutazioni complesse ed esercitare
\nun giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attivit\u00e0 con-
\nnesse con la verifica della recuperabilit\u00e0 delle imposte anticipate, af-
\nferenti a differenze temporanee deducibili e perdite fiscali, che richie-
\nde di operare stime e valutazioni in merito all\u2019ammontare di redditi
\nimponibili futuri e al relativo timing di realizzazione.
\n
\n\n\n
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIncomeTaxExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag778": {
"value": "\nIMPOSTE SUL REDDITO
\nLe imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della sti-
\nma del reddito imponibile. I debiti e i crediti per imposte sul reddito
\ncorrenti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recupera-
\nre alle/dalle autorit\u00e0 fiscali applicando le aliquote e le normative
\nfiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura
\ndell\u2019esercizio.
\nLe imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle diffe-
\nrenze temporanee tra i valori delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 iscritte in
\nbilancio e i corrispondenti valori riconosciuti fiscalmente sulla base
\ndelle aliquote e della normativa applicabili negli esercizi in cui la dif-
\nferenza temporanea si annuller\u00e0, approvate o sostanzialmente ap-
\nprovate alla data di chiusura dell\u2019esercizio di riferimento del bilancio.
\nLe attivit\u00e0 per imposte anticipate sono rilevate quando il loro recupe-
\nro \u00e8 considerato probabile, ossia quando si prevede la disponibilit\u00e0
\ndi un reddito imponibile, nell\u2019esercizio in cui si annuller\u00e0 la differenza
\ntemporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Ana-
\nlogamente, nei limiti della loro recuperabilit\u00e0, sono rilevati i crediti
\ndi imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali.
\nLa recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 per imposte anticipate \u00e8 verificata con
\nperiodicit\u00e0, almeno, annuale.
\nIn relazione alle differenze temporanee imponibili associate a par-
\ntecipazioni in societ\u00e0 controllate e collegate, nonch\u00e9 a interessenze
\nin accordi a controllo congiunto, la relativa fiscalit\u00e0 differita passiva
\nnon viene rilevata nel caso in cui il partecipante sia in grado di con-
\ntrollare il rigiro delle differenze temporanee e sia probabile che esso
\nnon si verifichi nel futuro prevedibile.
\nIn presenza di incertezze nell\u2019applicazione della normativa fiscale,
\nl\u2019impresa: (i) nei casi in cui ritenga probabile che l\u2019autorit\u00e0 fiscale ac-
\ncetti il trattamento fiscale incerto, determina le imposte sul reddito
\n(correnti e/o differite) da rilevare in bilancio in funzione del tratta-
\nmento fiscale applicato o che prevede di applicare in sede di dichia-
\nrazione dei redditi; (ii) nei casi in cui ritenga non probabile che l\u2019autori-
\nt\u00e0 fiscale accetti il trattamento fiscale incerto, riflette tale incertezza
\nnella determinazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite)
\nda rilevare in bilancio.
\nLe attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 per imposte differi-
\nte sono classificate tra le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 non correnti e sono
\ncompensate a livello di singola impresa se riferite a imposte com-
\npensabili. Il saldo della compensazione, se attivo, \u00e8 iscritto alla voce
\n\u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u201d; se passivo, alla voce \u201cPassivit\u00e0 per
\nimposte differite\u201d.
\nQuando i risultati delle operazioni sono rilevati nel prospetto dell\u2019utile
\ncomplessivo o direttamente a patrimonio netto, le relative imposte
\ncorrenti, anticipate e differite, sono anch\u2019esse rilevate nel prospetto
\ndell\u2019utile complessivo o direttamente a patrimonio netto.
\n
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDeferredIncomeTaxExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag780": {
"value": "\n
\n\n
\n\nATTIVIT\u00c0 DESTINATE ALLA VENDITA
\nE DISCONTINUED OPERATION
\nLe attivit\u00e0 non correnti e le attivit\u00e0 correnti e non correnti dei grup-
\npi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se
\nil relativo valore di iscrizione sar\u00e0 recuperato principalmente at-
\ntraverso la vendita anzich\u00e9 attraverso l\u2019uso continuativo. Questa
\ncondizione si considera rispettata quando la vendita \u00e8 altamente
\nprobabile e l\u2019attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione \u00e8 disponibile per una
\nvendita immediata nelle sue attuali condizioni. In presenza di un
\nprogramma di vendita di una controllata che comporta la perdita
\n
\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n
\n\n
\n\ndel controllo, tutte le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di tale partecipata sono
\nclassificate come destinate alla vendita, a prescindere dal fatto
\nche, dopo la cessione, si mantenga o meno una quota di partecipa-
\nzione non di controllo.
\nImmediatamente prima della classificazione come destinate alla
\nvendita, le attivit\u00e0 non correnti e/o le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 rientranti
\nin un gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili
\nad esse applicabili. Successivamente, le attivit\u00e0 non correnti destina-
\nte alla vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate
\nal minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, al netto dei
\ncosti di vendita.
\nLa classificazione di una partecipazione valutata secondo il metodo
\ndel patrimonio netto, o di una quota di tale partecipazione, come atti-
\nvit\u00e0 destinata alla vendita, implica la sospensione dell\u2019applicazione di
\ntale criterio di valutazione all\u2019intera partecipazione o alla sola quota
\nclassificata come attivit\u00e0 destinata alla vendita.
\nL\u2019eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attivit\u00e0 non cor-
\nrenti e il fair value al netto dei costi di vendita \u00e8 imputata a conto
\neconomico come svalutazione; le eventuali successive riprese di
\nvalore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in
\nprecedenza, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla quali-
\nficazione dell\u2019attivit\u00e0 come destinata alla vendita.
\nLe attivit\u00e0 non correnti classificate come destinate alla vendita e i
\ngruppi in dismissione costituiscono una discontinued operation se,
\nalternativamente: (i) rappresentano un ramo autonomo di attivit\u00e0
\nsignificativo o un\u2019area geografica di attivit\u00e0 significativa; (ii) fan-
\nno parte di un programma di dismissione di un significativo ramo
\nautonomo di attivit\u00e0 o un\u2019area geografica di attivit\u00e0 significativa; o
\n(iii) sono una controllata acquisita esclusivamente al fine della sua
\nvendita. I risultati delle discontinued operation, nonch\u00e9 l\u2019eventuale
\nplusvalenza/minusvalenza realizzata a seguito della dismissione,
\nsono indicati distintamente nel conto economico in un\u2019apposita
\nvoce, al netto dei relativi effetti fiscali; i valori economici delle di-
\nscontinued operation sono indicati anche per gli esercizi posti a
\nconfronto.
\nQuando si verificano eventi che non consentono pi\u00f9 di classificare
\nle attivit\u00e0 non correnti o i gruppi in dismissione come destinati alla
\nvendita, gli stessi sono riclassificati nelle rispettive voci di stato pa-
\ntrimoniale e rilevati al minore tra: (i) il valore di iscrizione alla data di
\nclassificazione come destinati alla vendita, rettificato degli ammor-
\ntamenti, svalutazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati
\nqualora le attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione non fossero stati quali-
\nficati come destinati alla vendita; e (ii) il valore recuperabile alla data
\ndella riclassifica.
\n
\n\n\n
\n\n\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleAndDiscontinuedOperationsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag782": {
"value": "\n
\n\nATTIVIT\u00c0 DESTINATE ALLA VENDITA
\nE DISCONTINUED OPERATION
\nLe attivit\u00e0 non correnti e le attivit\u00e0 correnti e non correnti dei grup-
\npi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se
\nil relativo valore di iscrizione sar\u00e0 recuperato principalmente at-
\ntraverso la vendita anzich\u00e9 attraverso l\u2019uso continuativo. Questa
\ncondizione si considera rispettata quando la vendita \u00e8 altamente
\nprobabile e l\u2019attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione \u00e8 disponibile per una
\nvendita immediata nelle sue attuali condizioni. In presenza di un
\nprogramma di vendita di una controllata che comporta la perdita
\n
\n\n\n
\n\n\n
\n\ndel controllo, tutte le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di tale partecipata sono
\nclassificate come destinate alla vendita, a prescindere dal fatto
\nche, dopo la cessione, si mantenga o meno una quota di partecipa-
\nzione non di controllo.
\nImmediatamente prima della classificazione come destinate alla
\nvendita, le attivit\u00e0 non correnti e/o le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 rientranti
\nin un gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili
\nad esse applicabili. Successivamente, le attivit\u00e0 non correnti destina-
\nte alla vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate
\nal minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, al netto dei
\ncosti di vendita.
\nLa classificazione di una partecipazione valutata secondo il metodo
\ndel patrimonio netto, o di una quota di tale partecipazione, come atti-
\nvit\u00e0 destinata alla vendita, implica la sospensione dell\u2019applicazione di
\ntale criterio di valutazione all\u2019intera partecipazione o alla sola quota
\nclassificata come attivit\u00e0 destinata alla vendita.
\nL\u2019eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attivit\u00e0 non cor-
\nrenti e il fair value al netto dei costi di vendita \u00e8 imputata a conto
\neconomico come svalutazione; le eventuali successive riprese di
\nvalore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in
\nprecedenza, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla quali-
\nficazione dell\u2019attivit\u00e0 come destinata alla vendita.
\nLe attivit\u00e0 non correnti classificate come destinate alla vendita e i
\ngruppi in dismissione costituiscono una discontinued operation se,
\nalternativamente: (i) rappresentano un ramo autonomo di attivit\u00e0
\nsignificativo o un\u2019area geografica di attivit\u00e0 significativa; (ii) fan-
\nno parte di un programma di dismissione di un significativo ramo
\nautonomo di attivit\u00e0 o un\u2019area geografica di attivit\u00e0 significativa; o
\n(iii) sono una controllata acquisita esclusivamente al fine della sua
\nvendita. I risultati delle discontinued operation, nonch\u00e9 l\u2019eventuale
\nplusvalenza/minusvalenza realizzata a seguito della dismissione,
\nsono indicati distintamente nel conto economico in un\u2019apposita
\nvoce, al netto dei relativi effetti fiscali; i valori economici delle di-
\nscontinued operation sono indicati anche per gli esercizi posti a
\nconfronto.
\nQuando si verificano eventi che non consentono pi\u00f9 di classificare
\nle attivit\u00e0 non correnti o i gruppi in dismissione come destinati alla
\nvendita, gli stessi sono riclassificati nelle rispettive voci di stato pa-
\ntrimoniale e rilevati al minore tra: (i) il valore di iscrizione alla data di
\nclassificazione come destinati alla vendita, rettificato degli ammor-
\ntamenti, svalutazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati
\nqualora le attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione non fossero stati quali-
\nficati come destinati alla vendita; e (ii) il valore recuperabile alla data
\ndella riclassifica.
\n
\n\n\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag784": {
"value": "\nATTIVIT\u00c0 DESTINATE ALLA VENDITA
\nE DISCONTINUED OPERATION
\nLe attivit\u00e0 non correnti e le attivit\u00e0 correnti e non correnti dei grup-
\npi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se
\nil relativo valore di iscrizione sar\u00e0 recuperato principalmente at-
\ntraverso la vendita anzich\u00e9 attraverso l\u2019uso continuativo. Questa
\ncondizione si considera rispettata quando la vendita \u00e8 altamente
\nprobabile e l\u2019attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione \u00e8 disponibile per una
\nvendita immediata nelle sue attuali condizioni. In presenza di un
\nprogramma di vendita di una controllata che comporta la perdita
\n
\n\n\ndel controllo, tutte le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di tale partecipata sono
\nclassificate come destinate alla vendita, a prescindere dal fatto
\nche, dopo la cessione, si mantenga o meno una quota di partecipa-
\nzione non di controllo.
\nImmediatamente prima della classificazione come destinate alla
\nvendita, le attivit\u00e0 non correnti e/o le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 rientranti
\nin un gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili
\nad esse applicabili. Successivamente, le attivit\u00e0 non correnti destina-
\nte alla vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate
\nal minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, al netto dei
\ncosti di vendita.
\nLa classificazione di una partecipazione valutata secondo il metodo
\ndel patrimonio netto, o di una quota di tale partecipazione, come atti-
\nvit\u00e0 destinata alla vendita, implica la sospensione dell\u2019applicazione di
\ntale criterio di valutazione all\u2019intera partecipazione o alla sola quota
\nclassificata come attivit\u00e0 destinata alla vendita.
\nL\u2019eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attivit\u00e0 non cor-
\nrenti e il fair value al netto dei costi di vendita \u00e8 imputata a conto
\neconomico come svalutazione; le eventuali successive riprese di
\nvalore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in
\nprecedenza, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla quali-
\nficazione dell\u2019attivit\u00e0 come destinata alla vendita.
\nLe attivit\u00e0 non correnti classificate come destinate alla vendita e i
\ngruppi in dismissione costituiscono una discontinued operation se,
\nalternativamente: (i) rappresentano un ramo autonomo di attivit\u00e0
\nsignificativo o un\u2019area geografica di attivit\u00e0 significativa; (ii) fan-
\nno parte di un programma di dismissione di un significativo ramo
\nautonomo di attivit\u00e0 o un\u2019area geografica di attivit\u00e0 significativa; o
\n(iii) sono una controllata acquisita esclusivamente al fine della sua
\nvendita. I risultati delle discontinued operation, nonch\u00e9 l\u2019eventuale
\nplusvalenza/minusvalenza realizzata a seguito della dismissione,
\nsono indicati distintamente nel conto economico in un\u2019apposita
\nvoce, al netto dei relativi effetti fiscali; i valori economici delle di-
\nscontinued operation sono indicati anche per gli esercizi posti a
\nconfronto.
\nQuando si verificano eventi che non consentono pi\u00f9 di classificare
\nle attivit\u00e0 non correnti o i gruppi in dismissione come destinati alla
\nvendita, gli stessi sono riclassificati nelle rispettive voci di stato pa-
\ntrimoniale e rilevati al minore tra: (i) il valore di iscrizione alla data di
\nclassificazione come destinati alla vendita, rettificato degli ammor-
\ntamenti, svalutazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati
\nqualora le attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione non fossero stati quali-
\nficati come destinati alla vendita; e (ii) il valore recuperabile alla data
\ndella riclassifica.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDiscontinuedOperationsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag786": {
"value": "\n
\nVALUTAZIONI AL FAIR VALUE
\nIl fair value \u00e8 il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un\u2019attivit\u00e0
\novvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passivit\u00e0 in una
\nregolare transazione tra operatori di mercato (ossia non in una liqui-
\ndazione forzosa o in una vendita sottocosto) alla data di valutazione
\n(c.d. exit price).
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 valutate al fair value sono classificate secondo
\nla gerarchia del fair value definita in funzione della significativit\u00e0 degli
\ninput utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda
\ndelle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerar-
\nchia del fair value prevede i seguenti livelli:
\na) Livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati at-
\ntivi per le stesse attivit\u00e0 o passivit\u00e0;
\nb) Livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai
\nprezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attivit\u00e0/pas-
\nsivit\u00e0 oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente o indi-
\nrettamente;
\nc) Livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.
\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI:
\nFAIR VALUE
\nLa determinazione del fair value, ancorch\u00e9 basata sulle migliori infor-
\nmazioni disponibili e sull\u2019adozione di adeguate metodologie e tecni-
\nche di valutazione, risulta intrinsecamente caratterizzata da elementi
\ndi aleatoriet\u00e0 e dall\u2019esercizio di un giudizio professionale e potrebbe
\ndeterminare previsioni di valori differenti rispetto a quelli che si an-
\ndranno effettiva mente a realizzare.
\n
\n\n\n
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFairValueMeasurementExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag787": {
"value": "\n2 Schemi di bilancio
\nGli schemi di bilancio sono analoghi a quelli adottati nell\u2019esercizio
\nprecedente.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfGeneralInformationAboutFinancialStatementsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag788": {
"value": "\n3\u2002 \u2002Modifiche\u2002dei\u2002criteri\u2002contabili
\nLe modifiche agli IFRS, efficaci a partire dal 1\u00b0 gennaio 2024 non
\nhanno prodotto effetti significativi.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfChangesInAccountingPoliciesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag789": {
"value": "\n4 Principi contabili di recente
\nemanazione
\nPRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI
\nEMESSI DALLO IASB E OMOLOGATI DALLA
\nCOMMISSIONE EUROPEA
\nCon il Regolamento n. 2024/2862 emesso dalla Commissione Eu-
\nropea in data 12 novembre 2024, sono state omologate le modifi-
\nche allo IAS 21 \u201cImpossibilit\u00e0 di cambio\u201d volte, sostanzialmente, a
\nrichiedere la stima di un tasso di cambio corrente nel caso in cui
\nuna valuta non sia convertibile in un\u2019altra. Le modifiche sono effi-
\ncaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1\u00b0 gennaio
\n2025.
\nPRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI
\nEMESSI DALLO IASB E NON ANCORA
\nOMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA
\nIn data 9 aprile 2024, lo IASB ha emesso l\u2019IFRS 18 \u201cPresentation
\nand Disclosure in Financial Statements\u201d che sostituisce lo IAS 1. In
\nparticolare, al fine di aumentare la comparabilit\u00e0 e la trasparenza
\ndelle informazioni, l\u2019IFRS 18: (i) richiede la presentazione di specifici
\n
\n\n\nrisultati parziali nello schema di conto economico e apporta limita-
\nte modifiche, essenzialmente, agli schemi di rendiconto finanziario
\ne stato patrimoniale; (ii) introduce specifiche disclosure, da fornirsi
\nnelle note al bilancio, sulle management-defined performance me-
\nasure; e (iii) introduce nuovi principi di aggregazione e disaggre-
\ngazione delle informazioni presentate in bilancio. Le disposizioni
\ndell\u2019IFRS 18 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il,
\no dopo il, 1\u00b0 gennaio 2027.
\nIn data 9 maggio 2024, lo IASB ha emesso l\u2019IFRS 19 \u201cSubsidiaries
\nwithout Public Accountability: Disclosures\u201d, volto a ridurre i disclo-
\nsure requirement ai fini della redazione del bilancio di esercizio (e,
\neventualmente, consolidato) delle societ\u00e0 (che non siano n\u00e9 quo-
\ntate n\u00e9 istituzioni finanziarie) controllate, direttamente o indiret-
\ntamente, da una societ\u00e0 che redige il proprio bilancio consolidato
\nIFRS, disponibile per il pubblico utilizzo. Le disposizioni dell\u2019IFRS 19
\nsono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1\u00b0
\ngennaio 2027.
\nIn data 30 maggio 2024, lo IASB ha emesso le modifiche all\u2019IFRS
\n9 e all\u2019IFRS 7 \u201cClassification and Measurement of Financial Instru-
\nments\u201d volte sostanzialmente a chiarire il timing dell\u2019eliminazione
\ncontabile di passivit\u00e0 finanziarie regolate tramite sistemi di paga-
\nmento elettronici e a fornire chiarimenti in merito alla classificazio-
\nne delle attivit\u00e0 finanziarie con caratteristiche ambientali, sociali e
\ndi governance (ad es. sustainability bond). Le modifiche sono effi-
\ncaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1\u00b0gennaio
\n2026.
\nIn data 18 luglio 2024, lo IASB ha emesso il documento \u201cAnnual
\nImprovements to IFRS Standards \u2013 Volume 11\u201d, contenente modi-
\nfiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi
\ncontabili internazionali. Le modifiche ai principi contabili sono effi-
\ncaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1\u00b0 gennaio
\n2026.
\nIn data 18 dicembre 2024, lo IASB ha emesso le modifiche all\u2019IFRS
\n9 e all\u2019IFRS 7 \u201cContracts Referencing Nature-dependent Electricity\u201d
\nvolte sostanzialmente a: (i) chiarire l\u2019utilizzo della \u201cown-use exemp-
\ntion\u201d per i contratti di acquisto di energia elettrica da fonti rinnova-
\nbili; e (ii) consentire, al soddisfacimento di determinate condizioni,
\nla designazione di una copertura cash flow hedge in presenza di
\ncontratti di acquisto o vendita di energia elettrica da fonti rinnova-
\nbili (regolabili su base netta). Le modifiche sono efficaci a partire
\ndagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1\u00b0gennaio 2026.
\nAllo stato Eni sta analizzando i principi contabili di recente emana-
\nzione di cui sopra e valutando se la loro adozione avr\u00e0 un impatto
\nsignificativo sul bilancio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfExpectedImpactOfInitialApplicationOfNewStandardsOrInterpretations",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag891": {
"value": "\n
\n
\n5\u2002 \u2002Business\u2002combination\u2002e\u2002altre\u2002transazioni\u2002significative
\nAcquisizioni
\nNel 2024 Eni ha finalizzato operazioni di aggregazione aziendale con
\nacquisizione del controllo di societ\u00e0 terze per un investimento com-
\nplessivo di \u20ac2.060 milioni, assumendo passivit\u00e0 finanziarie nette di
\n\u20ac468 milioni, di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti di \u20ac265 milioni.
\nEXPLORATION & PRODUCTION
\nIl 31 gennaio 2024 \u00e8 stata finalizzata l\u2019acquisizione del 100% del gruppo
\nNeptune Energy, con sede nel Regno Unito, attivo nell\u2019attivit\u00e0 di ricerca,
\nsviluppo e produzione di idrocarburi con attivit\u00e0 prevalentemente a gas
\nnaturale, localizzate in Indonesia, Algeria, Regno Unito e Paesi Bassi per
\nil corrispettivo di \u20ac1.959 milioni con l\u2019acquisizione di: (i) attivit\u00e0 correnti
\nper \u20ac476 milioni; (ii) attivit\u00e0 non correnti per \u20ac3.698 milioni; (iii) indebi-
\ntamento finanziario netto per \u20ac405 milioni, di cui disponibilit\u00e0 liquide
\ned equivalenti per \u20ac257 milioni; (iv) passivit\u00e0 correnti e non correnti per
\n\u20ac1.810 milioni. Il prezzo \u00e8 stato allocato in via definitiva principalmente a
\nriserve certe e a riserve probabili/possibili, senza rilevazione di goodwill.
\nPLENITUDE
\nNel 2024 Plenitude ha finalizzato acquisizioni principalmente in Spa-
\ngna singolarmente non significative per il corrispettivo complessivo di
\n\u20ac51 milioni, assumendo indebitamento finanziario netto di \u20ac53 milioni,
\ndi cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti di \u20ac8 milioni. Le acquisizioni
\nhanno riguardato societ\u00e0 operanti nel settore delle energie rinnovabili
\ncon capacit\u00e0 complessiva di circa 305 MW e, nel settore retail, l\u2019ac-
\nquisizione del controllo attraverso l\u2019acquisto della quota residua del
\n49% di Enera Conseil SAS. L\u2019allocazione del prezzo delle attivit\u00e0 nette
\nacquisite di Enera Conseil SAS \u00e8 stata effettuata su basi provvisorie
\ncon la rilevazione di goodwill per \u20ac5 milioni.
\nENILIVE
\nIl 31 maggio 2024 \u00e8 stata finalizzata l\u2019acquisizione del 100% delle so-
\nciet\u00e0 Atenoil, con sede in Spagna, che operano nel settore della distribu-
\nzione al dettaglio di carburanti attraverso una rete di stazioni di servizio
\ncon 21 punti vendita nelle regioni di Madrid, Andalusia e Castiglia-La
\nMancia per il corrispettivo di \u20ac50 milioni con l\u2019acquisizione di: (i) atti-
\nvit\u00e0 correnti per \u20ac5 milioni; (ii) attivit\u00e0 non correnti per \u20ac37 milioni; (iii)
\nindebitamento finanziario netto per \u20ac10 milioni; (iv) passivit\u00e0 correnti e
\nnon correnti per \u20ac10 milioni. L\u2019allocazione del prezzo delle attivit\u00e0 nette
\nacquisite \u00e8 stata effettuata su basi provvisorie con la rilevazione di go-
\nodwill per \u20ac28 milioni.
\nCon riferimento agli effetti delle allocazioni definitive dei prezzi
\nafferenti alle operazioni di business combination del 2023 si
\nrinvia a quanto indicato nella nota n. 27 \u2010 Altre informazioni.
\n
\n\nI valori patrimoniali, alla data di acquisizione, delle business combi-
\nnation e altre transazioni significative del 2024, riepilogate per setto-
\nre-linea di business, sono riportati nella seguente tabella.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \nExploration & Production - | \nPlenitude - Energie | \n | \n | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nGruppo Neptune Energy | \nrinnovabili\u2002e\u2002retail | \nEnilive\u2002-\u2002Atenoil | \nTotale | \n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n257 | \n8 | \n | \n265 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n233 | \n | \n | \n233 | \n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n476 | \n5 | \n5 | \n486 | \n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 correnti | \n966 | \n13 | \n5 | \n984 | \n\n\n
\n\n| Immobili, impianti e macchinari | \n2.501 | \n71 | \n14 | \n2.586 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n407 | \n | \n | \n407 | \n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n790 | \n57 | \n23 | \n870 | \n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 non correnti | \n3.698 | \n128 | \n37 | \n3.863 | \n\n\n
\n\n| TOTALE ATTIVIT\u00c0 | \n4.664 | \n141 | \n42 | \n4.847 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n45 | \n | \n8 | \n53 | \n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 | \n310 | \n3 | \n6 | \n319 | \n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 correnti | \n355 | \n3 | \n14 | \n372 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n850 | \n61 | \n2 | \n913 | \n\n\n
\n\n| Fondi per rischi e oneri | \n829 | \n | \n1 | \n830 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite | \n586 | \n | \n3 | \n589 | \n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 | \n85 | \n2 | \n | \n87 | \n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 non correnti | \n2.350 | \n63 | \n6 | \n2.419 | \n\n\n
\n\n| TOTALE PASSIVIT\u00c0 | \n2.705 | \n66 | \n20 | \n2.791 | \n\n\n
\n\n| ATTIVIT\u00c0 NETTE ACQUISITE | \n1.959 | \n75 | \n22 | \n2.056 | \n\n\n
\n\n| Goodwill | \n | \n5 | \n28 | \n33 | \n\n\n
\n\n| Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo | \n(28) | \n | \n(28) | \n\n\n
\n\n| Interessenze di terzi | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n\n\n
\n\n| Totale prezzo di acquisto | \n1.959 | \n51 | \n50 | \n2.060 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
Le societ\u00e0 acquisite nel 2024 contribuiscono ai ricavi del gruppo per \u20ac758 milioni e all\u2019utile complessivo per \u20ac319 milioni, di cui il gruppo Neptune
\nrispettivamente per \u20ac689 milioni e \u20ac325 milioni. I costi delle acquisizioni non sono significativi.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n\nDisinvestimenti
\nNel 2024 Eni ha eseguito un piano di dismissioni di attivit\u00e0 petroli-
\nfere nell\u2019ambito di un\u2019analisi del portafoglio con revisione delle pri-
\norit\u00e0 di spesa diminuendo l\u2019impegno nelle future fasi di sviluppo di
\nasset marginali e maggiore focus sui progetti \u201ccore\u201d in coerenza
\ncon la politica finanziaria di selettivit\u00e0 nello spending, nonch\u00e9 della
\nstrategia di creazione di entit\u00e0 finanziariamente indipendenti, foca-
\nlizzate geograficamente, aggregando le proprie attivit\u00e0 con quelle
\ndi altri operatori per massimizzare le sinergie e le opportunit\u00e0 di
\ngenerazione di cassa. Le operazioni di dismissione/conferimento
\nrealizzate hanno comportato un incasso complessivo di \u20ac1.040 mi-
\nlioni e l\u2019acquisizione di partecipazioni in societ\u00e0 collegate di \u20ac788
\nmilioni, cedendo disponibilit\u00e0 finanziarie nette di \u20ac101 milioni, di cui
\ndisponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti di \u20ac153 milioni.
\nEXPLORATION & PRODUCTION
\nIl 22 agosto 2024 \u00e8 stata finalizzata la cessione delle attivit\u00e0 petro-
\nlifere onshore in Nigeria classificate come destinate alla vendita nel
\nbilancio 2023. L\u2019operazione ha comportato la cessione del controllo
\ndella Nigerian Agip Oil Co Ltd e la conseguente esclusione dall\u2019area
\ndi consolidamento di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 nette di \u20ac608 milioni, di cui
\nattivit\u00e0 finanziarie nette di \u20ac22 milioni e il realizzo di una plusvalen-
\nza di \u20ac371 milioni.
\nIl 3 ottobre 2024 \u00e8 stata finalizzata la business combination con
\nIthaca Energy Plc con l\u2019aggregazione della quasi totalit\u00e0 delle at-
\ntivit\u00e0 Eni di produzione di petrolio e gas localizzate nella piatta-
\nforma continentale del Regno Unito con il portafoglio di attivit\u00e0
\ncomplementari dell\u2019operatore britannico indipendente. A fronte di
\ntale aggregazione la societ\u00e0 Eni conferente Eni UK ha ricevuto
\nazioni ordinarie Ithaca Energy di nuova emissione rappresentati-
\nve di una partecipazione pari a circa il 38,7% del capitale sociale
\ndell\u2019entit\u00e0 risultante dall\u2019aggregazione. L\u2019operazione ha comporta-
\nto la perdita del controllo di Eni Elgin/Franklin Ltd, Eni UKCS Ltd,
\nEni Energy E&P UK Ltd (ex Neptune E&P UK Ltd) e Eni Energy E&P
\nUKCS Ltd (ex Neptune E&P UKCS Ltd) che sono state conferite in
\nIthaca Energy Plc con la cessione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 nette di
\n\u20ac670 milioni, di cui attivit\u00e0 finanziarie nette di \u20ac67 milioni com-
\nprensive di disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti per \u20ac103 milioni e,
\nin cambio, la rilevazione della partecipazione in Ithaca Energy Plc
\nper \u20ac788 milioni con una plusvalenza da conferimento di \u20ac118
\nmilioni quale differenza tra il valore della partecipazione ricevuta
\ne il valore netto contabile delle attivit\u00e0 cedute nei limiti della quota
\nrealizzata con il terzo pari al 61,3%, c.d. metodo della \u201cdownstre-
\nam transaction\u201d.
\nREFINING
\nIl 3 settembre 2024 \u00e8 stata finalizzata la cessione del 100% della
\nsociet\u00e0 Eni Ecuador SA e della sua controllata Esain SA attive nel
\nbusiness del trasporto, stoccaggio, confezionamento e commer-
\ncializzazione del GPL. L\u2019operazione ha comportato la conseguente
\nesclusione dall\u2019area di consolidamento di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 nette
\ndi \u20ac53 milioni, di cui \u20ac12 milioni di disponibilit\u00e0 liquide ed equivalen-
\nti e il realizzo di una plusvalenza di \u20ac7 milioni.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI valori patrimoniali, alla data delle singole cessioni e/o business
\ncombination effettuate nel 2024 sono riportati nella seguente
\ntabella.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n | \nExploration & Production | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nExploration & Production - | \n- Business combination | \nRefining\u2002-\u2002Eni\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nNigerian Agip Oil Co Ltd | \nIthaca Energy Plc | \nEcuador SA | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n38 | \n103 | \n12 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n675 | \n89 | \n38 | \n802 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 correnti | \n713 | \n192 | \n50 | \n955 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Immobili, impianti e macchinari | \n806 | \n1.333 | \n18 | \n2.157 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n86 | \n327 | \n | \n413 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n76 | \n44 | \n5 | \n125 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 non correnti | \n968 | \n1.704 | \n23 | \n2.695 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE ATTIVIT\u00c0 | \n1.681 | \n1.896 | \n73 | \n3.650 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n10 | \n | \n | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 | \n509 | \n292 | \n15 | \n816 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 correnti | \n519 | \n292 | \n15 | \n826 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n6 | \n36 | \n | \n42 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 | \n548 | \n898 | \n5 | \n1.451 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 non correnti | \n554 | \n934 | \n5 | \n1.493 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PASSIVIT\u00c0 | \n1.073 | \n1.226 | \n20 | \n2.319 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale patrimonio netto di Eni | \n608 | \n670 | \n53 | \n1.331 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PATRIMONIO NETTO | \n608 | \n670 | \n53 | \n1.331 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PASSIVIT\u00c0 E PATRIMONIO NETTO | \n1.681 | \n1.896 | \n73 | \n3.650 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfBusinessCombinationsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag892": {
"value": "\nI valori patrimoniali, alla data di acquisizione, delle business combi-
\nnation e altre transazioni significative del 2024, riepilogate per setto-
\nre-linea di business, sono riportati nella seguente tabella.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \nExploration & Production - | \nPlenitude - Energie | \n | \n | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nGruppo Neptune Energy | \nrinnovabili\u2002e\u2002retail | \nEnilive\u2002-\u2002Atenoil | \nTotale | \n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n257 | \n8 | \n | \n265 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n233 | \n | \n | \n233 | \n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n476 | \n5 | \n5 | \n486 | \n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 correnti | \n966 | \n13 | \n5 | \n984 | \n\n\n
\n\n| Immobili, impianti e macchinari | \n2.501 | \n71 | \n14 | \n2.586 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n407 | \n | \n | \n407 | \n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n790 | \n57 | \n23 | \n870 | \n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 non correnti | \n3.698 | \n128 | \n37 | \n3.863 | \n\n\n
\n\n| TOTALE ATTIVIT\u00c0 | \n4.664 | \n141 | \n42 | \n4.847 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n45 | \n | \n8 | \n53 | \n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 | \n310 | \n3 | \n6 | \n319 | \n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 correnti | \n355 | \n3 | \n14 | \n372 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n850 | \n61 | \n2 | \n913 | \n\n\n
\n\n| Fondi per rischi e oneri | \n829 | \n | \n1 | \n830 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite | \n586 | \n | \n3 | \n589 | \n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 | \n85 | \n2 | \n | \n87 | \n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 non correnti | \n2.350 | \n63 | \n6 | \n2.419 | \n\n\n
\n\n| TOTALE PASSIVIT\u00c0 | \n2.705 | \n66 | \n20 | \n2.791 | \n\n\n
\n\n| ATTIVIT\u00c0 NETTE ACQUISITE | \n1.959 | \n75 | \n22 | \n2.056 | \n\n\n
\n\n| Goodwill | \n | \n5 | \n28 | \n33 | \n\n\n
\n\n| Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo | \n(28) | \n | \n(28) | \n\n\n
\n\n| Interessenze di terzi | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n\n\n
\n\n| Totale prezzo di acquisto | \n1.959 | \n51 | \n50 | \n2.060 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
Le societ\u00e0 acquisite nel 2024 contribuiscono ai ricavi del gruppo per \u20ac758 milioni e all\u2019utile complessivo per \u20ac319 milioni, di cui il gruppo Neptune
\nrispettivamente per \u20ac689 milioni e \u20ac325 milioni. I costi delle acquisizioni non sono significativi.
\n
\n\n\n\n\nDisinvestimenti
\nNel 2024 Eni ha eseguito un piano di dismissioni di attivit\u00e0 petroli-
\nfere nell\u2019ambito di un\u2019analisi del portafoglio con revisione delle pri-
\norit\u00e0 di spesa diminuendo l\u2019impegno nelle future fasi di sviluppo di
\nasset marginali e maggiore focus sui progetti \u201ccore\u201d in coerenza
\ncon la politica finanziaria di selettivit\u00e0 nello spending, nonch\u00e9 della
\nstrategia di creazione di entit\u00e0 finanziariamente indipendenti, foca-
\nlizzate geograficamente, aggregando le proprie attivit\u00e0 con quelle
\ndi altri operatori per massimizzare le sinergie e le opportunit\u00e0 di
\ngenerazione di cassa. Le operazioni di dismissione/conferimento
\nrealizzate hanno comportato un incasso complessivo di \u20ac1.040 mi-
\nlioni e l\u2019acquisizione di partecipazioni in societ\u00e0 collegate di \u20ac788
\nmilioni, cedendo disponibilit\u00e0 finanziarie nette di \u20ac101 milioni, di cui
\ndisponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti di \u20ac153 milioni.
\nEXPLORATION & PRODUCTION
\nIl 22 agosto 2024 \u00e8 stata finalizzata la cessione delle attivit\u00e0 petro-
\nlifere onshore in Nigeria classificate come destinate alla vendita nel
\nbilancio 2023. L\u2019operazione ha comportato la cessione del controllo
\ndella Nigerian Agip Oil Co Ltd e la conseguente esclusione dall\u2019area
\ndi consolidamento di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 nette di \u20ac608 milioni, di cui
\nattivit\u00e0 finanziarie nette di \u20ac22 milioni e il realizzo di una plusvalen-
\nza di \u20ac371 milioni.
\nIl 3 ottobre 2024 \u00e8 stata finalizzata la business combination con
\nIthaca Energy Plc con l\u2019aggregazione della quasi totalit\u00e0 delle at-
\ntivit\u00e0 Eni di produzione di petrolio e gas localizzate nella piatta-
\nforma continentale del Regno Unito con il portafoglio di attivit\u00e0
\ncomplementari dell\u2019operatore britannico indipendente. A fronte di
\ntale aggregazione la societ\u00e0 Eni conferente Eni UK ha ricevuto
\nazioni ordinarie Ithaca Energy di nuova emissione rappresentati-
\nve di una partecipazione pari a circa il 38,7% del capitale sociale
\ndell\u2019entit\u00e0 risultante dall\u2019aggregazione. L\u2019operazione ha comporta-
\nto la perdita del controllo di Eni Elgin/Franklin Ltd, Eni UKCS Ltd,
\nEni Energy E&P UK Ltd (ex Neptune E&P UK Ltd) e Eni Energy E&P
\nUKCS Ltd (ex Neptune E&P UKCS Ltd) che sono state conferite in
\nIthaca Energy Plc con la cessione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 nette di
\n\u20ac670 milioni, di cui attivit\u00e0 finanziarie nette di \u20ac67 milioni com-
\nprensive di disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti per \u20ac103 milioni e,
\nin cambio, la rilevazione della partecipazione in Ithaca Energy Plc
\nper \u20ac788 milioni con una plusvalenza da conferimento di \u20ac118
\nmilioni quale differenza tra il valore della partecipazione ricevuta
\ne il valore netto contabile delle attivit\u00e0 cedute nei limiti della quota
\nrealizzata con il terzo pari al 61,3%, c.d. metodo della \u201cdownstre-
\nam transaction\u201d.
\nREFINING
\nIl 3 settembre 2024 \u00e8 stata finalizzata la cessione del 100% della
\nsociet\u00e0 Eni Ecuador SA e della sua controllata Esain SA attive nel
\nbusiness del trasporto, stoccaggio, confezionamento e commer-
\ncializzazione del GPL. L\u2019operazione ha comportato la conseguente
\nesclusione dall\u2019area di consolidamento di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 nette
\ndi \u20ac53 milioni, di cui \u20ac12 milioni di disponibilit\u00e0 liquide ed equivalen-
\nti e il realizzo di una plusvalenza di \u20ac7 milioni.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nBUSINESS COMBINATION
\nL\u2019allocazione provvisoria e definitiva del prezzo delle attivit\u00e0 nette acquisite nel 2023 \u00e8 di seguito rappresentata:
\n\n
\n\n\n | \nHLS\u2002Bonete\u2002PV\u2002SLU\u2002e\u2002HLS\u2002 | \nHLS\u2002Bonete\u2002PV\u2002SLU\u2002e\u2002 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nBonete\u2002Topco\u2002SLU\u2002 | \nHLS\u2002Bonete\u2002Topco\u2002SLU\u2002 | \nNovamont\u2002SpA | \nNovamont\u2002SpA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n(Allocazione\u2002provvisoria) | \n(Allocazione\u2002definitiva) | \n(Allocazione\u2002provvisoria) | \n(Allocazione\u2002definitiva) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n2 | \n2 | \n195 | \n195 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Immobili, impianti e macchinari | \n70 | \n70 | \n255 | \n255 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill | \n6 | \n8 | \n19 | \n24 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n37 | \n35 | \n557 | \n552 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette | \n18 | \n18 | \n(207) | \n(207) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (indebitamento finanziario netto) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(15) | \n(15) | \n(188) | \n(188) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di acquisto | \n118 | \n118 | \n631 | \n631 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDetailedInformationAboutBusinessCombinationsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag883": {
"value": "\nI valori patrimoniali, alla data delle singole cessioni e/o business
\ncombination effettuate nel 2024 sono riportati nella seguente
\ntabella.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n | \nExploration & Production | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nExploration & Production - | \n- Business combination | \nRefining\u2002-\u2002Eni\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nNigerian Agip Oil Co Ltd | \nIthaca Energy Plc | \nEcuador SA | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n38 | \n103 | \n12 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n675 | \n89 | \n38 | \n802 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 correnti | \n713 | \n192 | \n50 | \n955 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Immobili, impianti e macchinari | \n806 | \n1.333 | \n18 | \n2.157 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n86 | \n327 | \n | \n413 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n76 | \n44 | \n5 | \n125 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 non correnti | \n968 | \n1.704 | \n23 | \n2.695 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE ATTIVIT\u00c0 | \n1.681 | \n1.896 | \n73 | \n3.650 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n10 | \n | \n | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 | \n509 | \n292 | \n15 | \n816 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 correnti | \n519 | \n292 | \n15 | \n826 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n6 | \n36 | \n | \n42 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 | \n548 | \n898 | \n5 | \n1.451 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 non correnti | \n554 | \n934 | \n5 | \n1.493 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PASSIVIT\u00c0 | \n1.073 | \n1.226 | \n20 | \n2.319 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale patrimonio netto di Eni | \n608 | \n670 | \n53 | \n1.331 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PATRIMONIO NETTO | \n608 | \n670 | \n53 | \n1.331 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PASSIVIT\u00c0 E PATRIMONIO NETTO | \n1.681 | \n1.896 | \n73 | \n3.650 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutDivestmentsExplanatory",
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},
"Tag862": {
"value": "\n
\n
\n7\u2002 \u2002Attivit\u00e0\u2002finanziarie\u2002valutate\u2002al\u2002fair\u2002value\u2002con\u2002effetti\u2002a\u2002conto\u2002economico
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli emessi da Stati Sovrani | \n965 | \n1.250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n5.474 | \n5.196 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.439 | \n6.446 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n358 | \n336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.797 | \n6.782 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto econo-
\npo. L\u2019attivit\u00e0 di gestione di tale liquidit\u00e0 punta all\u2019ottimizzazione del
\nmico costituiscono una riserva di liquidit\u00e0 strategica avente l\u2019obiet-
\nrendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con il
\ntivo di assicurare al Gruppo la necessaria flessibilit\u00e0 finanziaria in
\nvincolo di tutela del capitale e disponibilit\u00e0 immediata dei fondi.
\nparticolari situazioni di mercato (strette creditizie, crisi finanziarie e
\nLe attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di
\naltri shock macroeconomici o settoriali), per far fronte a fabbisogni
\nprestito titoli per \u20ac738 milioni (\u20ac1.288 milioni al 31 dicembre 2023).
\nimprevisti e per garantire adeguata elasticit\u00e0 ai programmi di svilup-
\nL\u2019analisi per valuta \u00e8 la seguente:
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Euro | \n4.230 | \n3.766 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n2.209 | \n2.680 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.439 | \n6.446 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Euro | \n162 | \n200 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n196 | \n136 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n358 | \n336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.797 | \n6.782 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nDi seguito l\u2019analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nValore Nominale | \nFair Value | \nClasse di rating Moody's | \nClasse di rating S&P | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli emessi da Stati Sovrani | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso fisso | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Italia | \n57 | \n58 | \nBaa3 | \nBBB | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Stati Uniti d'America | \n703 | \n693 | \nAaa | \nAA+ | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cile | \n61 | \n60 | \nA2 | \nA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Francia | \n60 | \n61 | \nAa3 | \nAA- | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri(a) | \n67 | \n66 | \nda Aaa a Baa2 | \nda AAA a BBB- | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n948 | \n938 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso variabile | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Italia | \n27 | \n27 | \nBaa3 | \nBBB | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n27 | \n27 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale titoli emessi da Stati Sovrani | \n975 | \n965 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso fisso | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli quotati emessi da imprese industriali | \n3.083 | \n3.087 | \nda Aaa a Ba2 | \nda AAA a BB | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | \n986 | \n982 | \nda Aa1 a Baa3 | \nda AA+ a BBB- | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n74 | \n72 | \nda Aaa a Baa2 | \nda AAA a BBB | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.143 | \n4.141 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso variabile | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli quotati emessi da imprese industriali | \n369 | \n371 | \nda Aa2 a Baa2 | \nda AA a BBB | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | \n709 | \n714 | \nda Aaa a Baa2 | \nda AAA a BBB- | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n247 | \n248 | \nda Aaa a Baa1 | \nda AAA a BBB+ | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.325 | \n1.333 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale Altri titoli | \n5.468 | \n5.474 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale Attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading | \n6.443 | \n6.439 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | \n358 | \n358 | \nda Aaa a Baa1 | \nda AAA a BBB+ | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.801 | \n6.797 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Di importo unitario inferiore a \u20ac50 milioni.
\nLe altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto eco-
\nnomico sono rappresentate da investimenti in Money Market Fund.
\nPer le Attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading la gerarchia del fair va-
\nlue \u00e8 di livello 1 per \u20ac6.169 milioni e di livello 2 per \u20ac270 milioni; per
\nle Altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto
\neconomico la gerarchia del fair value \u00e8 di livello 2 per l\u2019intero am-
\nmontare. Nel corso dell\u2019esercizio 2024 non vi sono stati trasferimenti
\nsignificativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag864": {
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli emessi da Stati Sovrani | \n965 | \n1.250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n5.474 | \n5.196 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.439 | \n6.446 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n358 | \n336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.797 | \n6.782 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag886": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Euro | \n4.230 | \n3.766 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n2.209 | \n2.680 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.439 | \n6.446 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Euro | \n162 | \n200 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n196 | \n136 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n358 | \n336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.797 | \n6.782 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag861": {
"value": "\n6\u2002 \u2002Disponibilit\u00e0\u2002liquide\u2002ed\u2002equivalenti
\nLe disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti di \u20ac8.183 milioni (\u20ac10.193
\nmilioni al 31 dicembre 2023) comprendono attivit\u00e0 finanziarie
\nesigibili all\u2019origine entro 3 mesi per \u20ac4.816 milioni (\u20ac6.462 milioni
\nal 31 dicembre 2023) riguardanti essenzialmente depositi presso
\nistituti finanziari con vincolo di preavviso superiore alle 48 ore.
\nLe expected credit loss su depositi presso banche e istituti finanzia-
\nri valutati al costo ammortizzato non sono significative.
\nLe disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti sono costituite essenzial-
\nmente da depositi in dollari USA per \u20ac5.269 milioni e in euro per
\n\u20ac2.402 milioni (rispettivamente, \u20ac7.328 milioni e \u20ac1.945 milio-
\nni al 31 dicembre 2023) e rappresentano l\u2019impiego sul mercato
\ndella liquidit\u00e0 posseduta a vista per le esigenze finanziarie del
\nGruppo.
\nL\u2019ammontare di restricted cash \u00e8 di \u20ac54 milioni (\u20ac205 milioni al 31
\ndicembre 2023) in relazione a misure di pignoramento da parte di
\nterzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti. Nel mese di febbraio
\n2025 \u20ac42 milioni sono stati svincolati.
\nLa scadenza media delle attivit\u00e0 finanziarie esigibili all\u2019origine en-
\ntro 3 mesi \u00e8 di 11 giorni con un tasso di interesse effettivo del
\n4,88% per i depositi in dollari USA (\u20ac3.396 milioni) e di 8 giorni
\ncon un tasso di interesse effettivo del 3,12% per i depositi in euro
\n(\u20ac1.240 milioni).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag865": {
"value": "\n
\n8 Crediti commerciali e altri crediti
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali | \n12.562 | \n13.184 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti verso partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n1.754 | \n1.365 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti per attivit\u00e0 di disinvestimento | \n527 | \n200 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti verso altri | \n2.058 | \n1.802 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale al netto del fondo svalutazione | \n16.901 | \n16.551 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI crediti commerciali sono generalmente infruttiferi e prevedono
\ntermini di pagamento entro 180 giorni.
\nIl decremento dei crediti commerciali di \u20ac622 milioni \u00e8 riferito al
\nsettore Global Gas & LNG Portfolio e Power per \u20ac263 milioni, alla
\nlinea di business Enilive per \u20ac334 milioni e alla linea di business Ple-
\nnitude per \u20ac106 milioni. Il decremento relativo al settore Global Gas
\n& LNG Portfolio & Power e alla linea di business Plenitude risente
\ndella diminuzione dei prezzi delle commodity energetiche che han-
\nno fatto diminuire il valore nominale dei crediti.
\nNell\u2019ordinaria gestione del capitale circolante, Eni esegue operazio-
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nni di cessione pro soluto di crediti prevalentemente commerciali
\ncon scadenza 2025. L\u2019ammontare delle operazioni poste in essere
\nnel 2024 \u00e8 in linea con l\u2019esercizio precedente.
\nLa maggiore esposizione per crediti commerciali relativi a forniture
\ndi idrocarburi da produzioni equity riguarda le controparti societ\u00e0
\npetrolifere di Stato dell\u2019Egitto verso le quali sono in essere credi-
\nti commerciali netti pari a \u20ac1.256 milioni (\u20ac1.156 milioni al 31 di-
\ncembre 2023) in parte scaduti. Sulla base degli impegni presi dalle
\nautorit\u00e0 del Paese per regolarizzare l\u2019esposizione debitoria verso
\nEni \u00e8 stata stimata una perdita attesa che considera le previsioni
\ntemporali d\u2019incasso. Gli incassi dell\u2019esercizio hanno rispettato la
\ntempistica degli accordi definiti a inizio anno; pertanto, il valore del
\nfondo svalutazione \u00e8 confermato pari al time value.
\nL\u2019incremento dei crediti verso partner per attivit\u00e0 di esplorazione e
\nproduzione di \u20ac389 milioni riguarda i crediti per chiamate fondi ai
\npartner di Eni nei progetti operati.
\nI crediti verso altre controparti sono relativi: (i) per \u20ac690 milioni
\n(\u20ac600 milioni al 31 dicembre 2023) al valore recuperabile di crediti
\nscaduti nei confronti della societ\u00e0 di Stato del Venezuela PDVSA
\nper le forniture di gas prodotto dalla joint venture Card\u00f3n IV SA,
\npartecipata pariteticamente da Eni e Repsol, ceduti dalla venture ai
\nsoci. I crediti sono esposti al netto di un fondo svalutazione calcola-
\nto con un tasso di expected credit loss ritenuto idoneo a scontare il
\nrischio della controparte di Stato e la dilazione dei tempi d\u2019incasso
\ndei fatturati di gas naturale. A fronte del benestare delle Autorit\u00e0
\nUSA nell\u2019ambito del quadro sanzionatorio nei confronti del Vene-
\nzuela, anche nel 2024 sono state effettuate operazioni di compen-
\nsazione del credito mediante ritiri di olio di PDVSA per 4,2 milioni di
\nbarili, per effetto dei quali \u00e8 stato limitato l\u2019incremento dello scadu-
\nto. Sono in corso interlocuzioni con le competenti autorit\u00e0 USA al
\nfine di ottenere una licenza specifica per nuove compensazioni; (ii)
\nper \u20ac362 milioni (\u20ac358 milioni al 31 dicembre 2023) gli acconti per
\nservizi e verso fornitori; (iii) per \u20ac243 milioni (\u20ac231 milioni al 31 di-
\ncembre 2023) gli importi da ricevere da clienti a seguito dell\u2019attiva-
\nzione della clausola take-or-pay dei contratti di somministrazione
\nlong-term di gas naturale.
\nI crediti commerciali e altri crediti sono denominati in euro per \u20ac9.173
\nmilioni e in dollari USA per \u20ac7.270 milioni (rispettivamente \u20ac9.915 mi-
\nlioni e \u20ac6.041milioni al 31 dicembre 2023).
\nL\u2019esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative a crediti
\ncommerciali e altri crediti sono state elaborate sulla base di rating
\ninterni come segue:
\n\n
\n\n\n | \nCrediti in bonis | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nRischio | \nRischio | \nRischio | \nCrediti | \nClienti | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nbasso | \nmedio | \nalto | \nin\u2002default | \nPlenitude | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Clienti business | \n3.545 | \n5.138 | \n253 | \n700 | \n | \n9.636 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni | \n369 | \n733 | \n214 | \n3.503 | \n | \n4.819 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre controparti | \n1.505 | \n610 | \n1 | \n255 | \n2.860 | \n5.231 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore lordo | \n5.419 | \n6.481 | \n468 | \n4.458 | \n2.860 | \n19.686 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n (10) | \n (27) | \n (12) | \n (2.162) | \n (574) | \n(2.785) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore netto | \n5.409 | \n6.454 | \n456 | \n2.296 | \n2.286 | \n16.901 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) | \n0,2 | \n0,4 | \n2,6 | \n48,5 | \n20,1 | \n14,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Clienti business | \n3.577 | \n5.303 | \n331 | \n909 | \n | \n10.120 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni | \n215 | \n634 | \n168 | \n2.438 | \n | \n3.455 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre controparti | \n1.103 | \n616 | \n10 | \n590 | \n2.995 | \n5.314 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore lordo | \n4.895 | \n6.553 | \n509 | \n3.937 | \n2.995 | \n18.889 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n (19) | \n (72) | \n (23) | \n (1.668) | \n (556) | \n(2.338) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore netto | \n4.876 | \n6.481 | \n486 | \n2.269 | \n2.439 | \n16.551 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) | \n0,4 | \n1,1 | \n4,5 | \n42,4 | \n18,6 | \n12,4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Maggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni credi-
\ntizie sono indicate nella nota n. 1 - Principi contabili, stime contabili
\ne giudizi significativi.
\nLe valutazioni di recuperabilit\u00e0 dei crediti commerciali per la fornitura
\ndi idrocarburi, prodotti ed energia elettrica alla clientela retail, business
\ne national oil companies e per chiamate fondi nei confronti dei partner
\nin joint venture della Exploration & Production (national oil companies,
\noperatori locali privati o international oil companies) sono riviste perio-
\ndicamente per riflettere l\u2019andamento dello scenario e i trend correnti di
\nbusiness, nonch\u00e9 eventuali maggiori rischi controparte.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\nL\u2019esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative alla clientela di Plenitude sono state stimate sulla base di una provision matrix
\ncome segue:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nScaduti | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nNon scaduti | \nda 0 a 3 mesi | \nda 3 a 6 mesi | \nda 6 a 12 mesi | \noltre 12 mesi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Clienti Plenitude: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Retail | \n1.573 | \n114 | \n60 | \n127 | \n219 | \n2.093 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Middle | \n470 | \n16 | \n4 | \n17 | \n132 | \n639 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri | \n123 | \n2 | \n1 | \n1 | \n1 | \n128 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore lordo | \n2.166 | \n132 | \n65 | \n145 | \n352 | \n2.860 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n(74) | \n(38) | \n(45) | \n(99) | \n(318) | \n(574) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore netto | \n2.092 | \n94 | \n20 | \n46 | \n34 | \n2.286 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Expected loss (%) | \n3,4 | \n28,8 | \n69,2 | \n68,3 | \n90,3 | \n20,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Clienti Plenitude: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Retail | \n1.477 | \n107 | \n45 | \n93 | \n207 | \n1.929 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Middle | \n716 | \n39 | \n7 | \n11 | \n134 | \n907 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri | \n149 | \n4 | \n1 | \n4 | \n1 | \n159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore lordo | \n2.342 | \n150 | \n53 | \n108 | \n342 | \n2.995 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n (72) | \n (40) | \n (38) | \n (76) | \n (330) | \n (556) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore netto | \n2.270 | \n110 | \n15 | \n32 | \n12 | \n2.439 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Expected loss (%) | \n3,1 | \n26,7 | \n71,7 | \n70,4 | \n96,5 | \n18,6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti si analizza come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione iniziale | \n2.338 | \n2.954 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis | \n136 | \n160 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default | \n243 | \n342 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in bonis | \n(85) | \n(140) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in default | \n(324) | \n(485) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n477 | \n(493) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione finale | \n2.785 | \n2.338 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fondo svalutazione \u00e8 stato stanziato tenendo conto di fattori di
\nmitigazione del rischio controparte di \u20ac3.292 milioni (\u20ac3.493 milioni
\nal 31 dicembre 2023), che includono depositi, polizze assicurative,
\nfidejussioni e garanzie bancarie.
\nGli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti com-
\nmerciali e altri crediti in bonis sono riferiti alla linea di business Ple-
\nnitude per \u20ac92 milioni (\u20ac78 milioni nel 2023) e riguardano principal-
\nmente la clientela retail.
\nGli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti com-
\nmerciali e altri crediti in default sono riferiti: (i) al settore Exploration
\n& Production per \u20ac150 milioni (\u20ac238 milioni nel 2023) e riguardano
\nprincipalmente i crediti per le forniture d\u2019idrocarburi a Societ\u00e0 di stato
\ne chiamate fondi nei confronti dei partner in progetti petroliferi ope-
\nrati da Eni; (ii) alla linea di business Plenitude per \u20ac64 milioni (\u20ac90
\nmilioni nel 2023).
\nI rilasci del fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti in bo-
\nnis e in default per complessivi \u20ac409 milioni sono riferiti: (i) al settore
\nExploration & Production per \u20ac170 milioni, di cui per \u20ac112 milioni rila-
\nsci per esubero del fondo svalutazione crediti verso la societ\u00e0 di Sta-
\nto del Venezuela PDVSA a fronte delle operazioni di compensazione
\ndel credito effettuate nel corso dell\u2019esercizio; (ii) alla linea di business
\nGlobal Gas & LNG Portfolio per \u20ac49 milioni sostanzialmente a segui-
\nto della riduzione delle esposizioni creditizie per le migliorate condi-
\nzioni di mercato; (iii) alla linea di business Plenitude per \u20ac136 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nLe riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti al fondo svalutazione | \n(379) | \n(502) | \n(419) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Perdite nette su crediti | \n(57) | \n(98) | \n(81) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esubero | \n268 | \n351 | \n547 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(168) | \n(249) | \n47 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag887": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali | \n12.562 | \n13.184 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti verso partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n1.754 | \n1.365 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti per attivit\u00e0 di disinvestimento | \n527 | \n200 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti verso altri | \n2.058 | \n1.802 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale al netto del fondo svalutazione | \n16.901 | \n16.551 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag869": {
"value": "\nL\u2019esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative alla clientela di Plenitude sono state stimate sulla base di una provision matrix
\ncome segue:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nScaduti | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nNon scaduti | \nda 0 a 3 mesi | \nda 3 a 6 mesi | \nda 6 a 12 mesi | \noltre 12 mesi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Clienti Plenitude: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Retail | \n1.573 | \n114 | \n60 | \n127 | \n219 | \n2.093 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Middle | \n470 | \n16 | \n4 | \n17 | \n132 | \n639 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri | \n123 | \n2 | \n1 | \n1 | \n1 | \n128 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore lordo | \n2.166 | \n132 | \n65 | \n145 | \n352 | \n2.860 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n(74) | \n(38) | \n(45) | \n(99) | \n(318) | \n(574) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore netto | \n2.092 | \n94 | \n20 | \n46 | \n34 | \n2.286 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Expected loss (%) | \n3,4 | \n28,8 | \n69,2 | \n68,3 | \n90,3 | \n20,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Clienti Plenitude: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Retail | \n1.477 | \n107 | \n45 | \n93 | \n207 | \n1.929 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Middle | \n716 | \n39 | \n7 | \n11 | \n134 | \n907 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri | \n149 | \n4 | \n1 | \n4 | \n1 | \n159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore lordo | \n2.342 | \n150 | \n53 | \n108 | \n342 | \n2.995 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n (72) | \n (40) | \n (38) | \n (76) | \n (330) | \n (556) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore netto | \n2.270 | \n110 | \n15 | \n32 | \n12 | \n2.439 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Expected loss (%) | \n3,1 | \n26,7 | \n71,7 | \n70,4 | \n96,5 | \n18,6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag870": {
"value": "\nIl fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti si analizza come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione iniziale | \n2.338 | \n2.954 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis | \n136 | \n160 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default | \n243 | \n342 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in bonis | \n(85) | \n(140) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in default | \n(324) | \n(485) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n477 | \n(493) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione finale | \n2.785 | \n2.338 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag888": {
"value": "\nLe riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti al fondo svalutazione | \n(379) | \n(502) | \n(419) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Perdite nette su crediti | \n(57) | \n(98) | \n(81) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esubero | \n268 | \n351 | \n547 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(168) | \n(249) | \n47 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag871": {
"value": "\n
\n9 Rimanenze e rimanenze immobilizzate - scorte d\u2019obbligo
\n\nLe rimanenze correnti si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Materie prime, sussidiarie e di consumo | \n1.436 | \n1.292 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Materiali per attivit\u00e0 di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture | \n1.721 | \n1.628 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Prodotti semilavorati, finiti e merci | \n3.092 | \n3.260 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n10 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale rimanenze correnti | \n6.259 | \n6.186 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo riguardano
\nle cariche petrolifere e altri materiali di consumo nelle attivit\u00e0 di raf-
\nfinazione e chimica.
\nI materiali per attivit\u00e0 di perforazione e manutenzione degli impianti
\ne infrastrutture sono riferite al settore Exploration & Production per
\n\u20ac1.685 milioni (\u20ac1.490 milioni al 31 dicembre 2023).
\nI prodotti semilavorati, finiti e merci riguardano le scorte di gas naturale e
\nprodotti petroliferi per \u20ac2.164 milioni (\u20ac2.376 milioni al 31 dicembre 2023)
\ne prodotti chimici per \u20ac742 milioni (\u20ac666 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di \u20ac567
\nmilioni (\u20ac583 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe rimanenze immobilizzate - scorte d\u2019obbligo di \u20ac1.595 milioni
\n(\u20ac1.576 milioni al 31 dicembre 2023), sono possedute da societ\u00e0
\nitaliane per \u20ac1.575 milioni (\u20ac1.555 milioni al 31 dicembre 2023) e
\nriguardano le quantit\u00e0 minime di greggio e prodotti petroliferi che le
\nsociet\u00e0 sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag889": {
"value": "\nLe rimanenze correnti si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Materie prime, sussidiarie e di consumo | \n1.436 | \n1.292 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Materiali per attivit\u00e0 di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture | \n1.721 | \n1.628 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Prodotti semilavorati, finiti e merci | \n3.092 | \n3.260 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n10 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale rimanenze correnti | \n6.259 | \n6.186 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n10\u2002 \u2002Attivit\u00e0\u2002e\u2002passivit\u00e0\u2002per\u2002imposte\u2002sul\u2002reddito
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n695 | \n129 | \n587 | \n40 | \n460 | \n142 | \n1.685 | \n38 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe imposte sul reddito sono analizzate alla nota n. 33 - Imposte sul
\nreddito.
\nLe passivit\u00e0 per imposte sul reddito correnti del 2023 comprendeva-
\nno l\u2019ammontare di \u20ac455 milioni relativo al Contributo di Solidariet\u00e0
\n2023 ex L. 191/2023 il cui pagamento \u00e8 avvenuto nel 2024.
\nLe passivit\u00e0 per imposte sul reddito non correnti includono gli oneri
\ndi probabile sostenimento per contenziosi e contestazioni pendenti
\ncon le Autorit\u00e0 fiscali in relazione alle incertezze applicative delle nor-
\nme in vigore relativi alle consociate estere del settore Exploration &
\nProduction per \u20ac34 milioni (\u20ac33 milioni al 31 dicembre 2023).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n695 | \n129 | \n587 | \n40 | \n460 | \n142 | \n1.685 | \n38 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n11\u2002 \u2002Altre\u2002attivit\u00e0\u2002e\u2002passivit\u00e0
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n3.323 | \n46 | \n2.414 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n552 | \n655 | \n | \n | \n437 | \n691 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n915 | \n137 | \n1.811 | \n16 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n1.399 | \n3.210 | \n917 | \n3.236 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n5.637 | \n3.393 | \n5.579 | \n4.096 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota
\nn. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\nLe attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac847
\nmilioni, di cui \u20ac711 milioni correnti determinati dal versamento in ac-
\nconto effettuato nel mese di dicembre (\u20ac755 milioni al 31 dicembre
\n2023, di cui \u20ac637 milioni correnti).
\nLe altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detra-
\nzioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.210
\nmilioni correnti (\u20ac812 milioni al 31 dicembre 2023) e \u20ac2.298 milioni
\nnon correnti (\u20ac2.247 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attivit\u00e0 verso
\nun operatore italiano per \u20ac732 milioni in relazione all\u2019accordo sulla
\nripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri sostenuti da Eni
\nper le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in
\npassato congiuntamente dai due partner; (iii) il costo d\u2019iscrizione
\ndel gas prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei con-
\ntratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di
\nritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac3 milioni e oltre i 12 mesi per
\n\u20ac295 milioni (oltre i 12 mesi per \u20ac307 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(iv) le posizioni di underlifting correnti del settore Exploration & Pro-
\nduction di \u20ac318 milioni (\u20ac295 milioni al 31 dicembre 2023); (v) cre-
\nditi non correnti per attivit\u00e0 di disinvestimento di \u20ac144 milioni (\u20ac205
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nLe passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi
\nche Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per
\nil potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai gia-
\ncimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac486 milioni (\u20ac469
\nmilioni al 31 dicembre 2023); (ii) buoni carburanti elettronici prepaga-
\nti per \u20ac331 milioni (\u20ac292 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) gli anticipi
\nincassati dal cliente Engie SA a fronte di forniture di lungo termine di
\ngas ed energia elettrica per \u20ac218 milioni (\u20ac275 milioni al 31 dicem-
\nbre 2023), di cui correnti per \u20ac55 milioni (\u20ac56 milioni al 31 dicembre
\n2023); (iv) acconti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forni-
\nture di gas per \u20ac65 milioni (\u20ac10 milioni al 31 dicembre 2023).
\nI ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la
\nclientela in essere al 31 dicembre 2024 sono indicati alla nota n.
\n29 - Ricavi.
\nLe passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e impo-
\nste di consumo per \u20ac895 milioni (\u20ac1.034 milioni al 31 dicembre 2023)
\ne passivit\u00e0 per Iva per \u20ac405 milioni (\u20ac326 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0
\ndi factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in
\nbase ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac2.104 milioni
\n(\u20ac2.040 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) il valore del gas prepaga-
\nto dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay
\nprevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac303
\nmilioni i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati oltre i 12 mesi
\n(entro i 12 mesi per \u20ac131 milioni e oltre i 12 mesi per \u20ac260 milioni al
\n31 dicembre 2023); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\nriconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a
\nseguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capita-
\nle riservato di \u20ac588 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto
\ndella partecipazione a un valore minimo che consenta al fondo di
\nrimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019i-
\nscrizione della put \u00e8 pari al valore attuale dell\u2019impegno massimo di
\nEni di \u20ac392 milioni. La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) passivit\u00e0 per rica-
\nvi e proventi anticipati di \u20ac315 milioni (\u20ac343 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui correnti per \u20ac194 milioni (\u20ac134 milioni al 31 dicembre
\n2023); (v) passivit\u00e0 per posizioni di overlifting del settore Exploration
\n& Production per \u20ac396 milioni (\u20ac312 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(vi) depositi cauzionali per \u20ac265 milioni (\u20ac286 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia
\nelettrica per \u20ac207 milioni (\u20ac213 milioni al 31 dicembre 2023); (vii)
\npassivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac96 milioni (\u20ac101 milioni al
\n31 dicembre 2023).
\nI rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti
\ncon parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag874": {
"value": "\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n\n
\n11\u2002 \u2002Altre\u2002attivit\u00e0\u2002e\u2002passivit\u00e0
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n3.323 | \n46 | \n2.414 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n552 | \n655 | \n | \n | \n437 | \n691 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n915 | \n137 | \n1.811 | \n16 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n1.399 | \n3.210 | \n917 | \n3.236 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n5.637 | \n3.393 | \n5.579 | \n4.096 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota
\nn. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\nLe attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac847
\nmilioni, di cui \u20ac711 milioni correnti determinati dal versamento in ac-
\nconto effettuato nel mese di dicembre (\u20ac755 milioni al 31 dicembre
\n2023, di cui \u20ac637 milioni correnti).
\nLe altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detra-
\nzioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.210
\nmilioni correnti (\u20ac812 milioni al 31 dicembre 2023) e \u20ac2.298 milioni
\nnon correnti (\u20ac2.247 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attivit\u00e0 verso
\nun operatore italiano per \u20ac732 milioni in relazione all\u2019accordo sulla
\nripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri sostenuti da Eni
\nper le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in
\npassato congiuntamente dai due partner; (iii) il costo d\u2019iscrizione
\ndel gas prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei con-
\ntratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di
\nritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac3 milioni e oltre i 12 mesi per
\n\u20ac295 milioni (oltre i 12 mesi per \u20ac307 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(iv) le posizioni di underlifting correnti del settore Exploration & Pro-
\nduction di \u20ac318 milioni (\u20ac295 milioni al 31 dicembre 2023); (v) cre-
\nditi non correnti per attivit\u00e0 di disinvestimento di \u20ac144 milioni (\u20ac205
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nLe passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi
\nche Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per
\nil potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai gia-
\ncimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac486 milioni (\u20ac469
\nmilioni al 31 dicembre 2023); (ii) buoni carburanti elettronici prepaga-
\nti per \u20ac331 milioni (\u20ac292 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) gli anticipi
\nincassati dal cliente Engie SA a fronte di forniture di lungo termine di
\ngas ed energia elettrica per \u20ac218 milioni (\u20ac275 milioni al 31 dicem-
\nbre 2023), di cui correnti per \u20ac55 milioni (\u20ac56 milioni al 31 dicembre
\n2023); (iv) acconti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forni-
\nture di gas per \u20ac65 milioni (\u20ac10 milioni al 31 dicembre 2023).
\nI ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la
\nclientela in essere al 31 dicembre 2024 sono indicati alla nota n.
\n29 - Ricavi.
\nLe passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e impo-
\nste di consumo per \u20ac895 milioni (\u20ac1.034 milioni al 31 dicembre 2023)
\ne passivit\u00e0 per Iva per \u20ac405 milioni (\u20ac326 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0
\ndi factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in
\nbase ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac2.104 milioni
\n(\u20ac2.040 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) il valore del gas prepaga-
\nto dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay
\nprevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac303
\nmilioni i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati oltre i 12 mesi
\n(entro i 12 mesi per \u20ac131 milioni e oltre i 12 mesi per \u20ac260 milioni al
\n31 dicembre 2023); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\nriconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a
\nseguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capita-
\nle riservato di \u20ac588 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto
\ndella partecipazione a un valore minimo che consenta al fondo di
\nrimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019i-
\nscrizione della put \u00e8 pari al valore attuale dell\u2019impegno massimo di
\nEni di \u20ac392 milioni. La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) passivit\u00e0 per rica-
\nvi e proventi anticipati di \u20ac315 milioni (\u20ac343 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui correnti per \u20ac194 milioni (\u20ac134 milioni al 31 dicembre
\n2023); (v) passivit\u00e0 per posizioni di overlifting del settore Exploration
\n& Production per \u20ac396 milioni (\u20ac312 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(vi) depositi cauzionali per \u20ac265 milioni (\u20ac286 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia
\nelettrica per \u20ac207 milioni (\u20ac213 milioni al 31 dicembre 2023); (vii)
\npassivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac96 milioni (\u20ac101 milioni al
\n31 dicembre 2023).
\nI rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti
\ncon parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n
\n\n
\n\n
\n11\u2002 \u2002Altre\u2002attivit\u00e0\u2002e\u2002passivit\u00e0
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n3.323 | \n46 | \n2.414 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n552 | \n655 | \n | \n | \n437 | \n691 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n915 | \n137 | \n1.811 | \n16 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n1.399 | \n3.210 | \n917 | \n3.236 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n5.637 | \n3.393 | \n5.579 | \n4.096 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota
\nn. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\nLe attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac847
\nmilioni, di cui \u20ac711 milioni correnti determinati dal versamento in ac-
\nconto effettuato nel mese di dicembre (\u20ac755 milioni al 31 dicembre
\n2023, di cui \u20ac637 milioni correnti).
\nLe altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detra-
\nzioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.210
\nmilioni correnti (\u20ac812 milioni al 31 dicembre 2023) e \u20ac2.298 milioni
\nnon correnti (\u20ac2.247 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attivit\u00e0 verso
\nun operatore italiano per \u20ac732 milioni in relazione all\u2019accordo sulla
\nripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri sostenuti da Eni
\nper le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in
\npassato congiuntamente dai due partner; (iii) il costo d\u2019iscrizione
\ndel gas prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei con-
\ntratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di
\nritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac3 milioni e oltre i 12 mesi per
\n\u20ac295 milioni (oltre i 12 mesi per \u20ac307 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(iv) le posizioni di underlifting correnti del settore Exploration & Pro-
\nduction di \u20ac318 milioni (\u20ac295 milioni al 31 dicembre 2023); (v) cre-
\nditi non correnti per attivit\u00e0 di disinvestimento di \u20ac144 milioni (\u20ac205
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nLe passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi
\nche Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per
\nil potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai gia-
\ncimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac486 milioni (\u20ac469
\nmilioni al 31 dicembre 2023); (ii) buoni carburanti elettronici prepaga-
\nti per \u20ac331 milioni (\u20ac292 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) gli anticipi
\nincassati dal cliente Engie SA a fronte di forniture di lungo termine di
\ngas ed energia elettrica per \u20ac218 milioni (\u20ac275 milioni al 31 dicem-
\nbre 2023), di cui correnti per \u20ac55 milioni (\u20ac56 milioni al 31 dicembre
\n2023); (iv) acconti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forni-
\nture di gas per \u20ac65 milioni (\u20ac10 milioni al 31 dicembre 2023).
\nI ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la
\nclientela in essere al 31 dicembre 2024 sono indicati alla nota n.
\n29 - Ricavi.
\nLe passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e impo-
\nste di consumo per \u20ac895 milioni (\u20ac1.034 milioni al 31 dicembre 2023)
\ne passivit\u00e0 per Iva per \u20ac405 milioni (\u20ac326 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0
\ndi factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in
\nbase ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac2.104 milioni
\n(\u20ac2.040 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) il valore del gas prepaga-
\nto dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay
\nprevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac303
\nmilioni i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati oltre i 12 mesi
\n(entro i 12 mesi per \u20ac131 milioni e oltre i 12 mesi per \u20ac260 milioni al
\n31 dicembre 2023); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\nriconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a
\nseguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capita-
\nle riservato di \u20ac588 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto
\ndella partecipazione a un valore minimo che consenta al fondo di
\nrimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019i-
\nscrizione della put \u00e8 pari al valore attuale dell\u2019impegno massimo di
\nEni di \u20ac392 milioni. La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) passivit\u00e0 per rica-
\nvi e proventi anticipati di \u20ac315 milioni (\u20ac343 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui correnti per \u20ac194 milioni (\u20ac134 milioni al 31 dicembre
\n2023); (v) passivit\u00e0 per posizioni di overlifting del settore Exploration
\n& Production per \u20ac396 milioni (\u20ac312 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(vi) depositi cauzionali per \u20ac265 milioni (\u20ac286 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia
\nelettrica per \u20ac207 milioni (\u20ac213 milioni al 31 dicembre 2023); (vii)
\npassivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac96 milioni (\u20ac101 milioni al
\n31 dicembre 2023).
\nI rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti
\ncon parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
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"language": "it",
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}
},
"Tag876": {
"value": "\n
\n\n
\n\n
\n11\u2002 \u2002Altre\u2002attivit\u00e0\u2002e\u2002passivit\u00e0
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n3.323 | \n46 | \n2.414 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n552 | \n655 | \n | \n | \n437 | \n691 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n915 | \n137 | \n1.811 | \n16 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n1.399 | \n3.210 | \n917 | \n3.236 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n5.637 | \n3.393 | \n5.579 | \n4.096 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota
\nn. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\nLe attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac847
\nmilioni, di cui \u20ac711 milioni correnti determinati dal versamento in ac-
\nconto effettuato nel mese di dicembre (\u20ac755 milioni al 31 dicembre
\n2023, di cui \u20ac637 milioni correnti).
\nLe altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detra-
\nzioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.210
\nmilioni correnti (\u20ac812 milioni al 31 dicembre 2023) e \u20ac2.298 milioni
\nnon correnti (\u20ac2.247 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attivit\u00e0 verso
\nun operatore italiano per \u20ac732 milioni in relazione all\u2019accordo sulla
\nripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri sostenuti da Eni
\nper le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in
\npassato congiuntamente dai due partner; (iii) il costo d\u2019iscrizione
\ndel gas prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei con-
\ntratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di
\nritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac3 milioni e oltre i 12 mesi per
\n\u20ac295 milioni (oltre i 12 mesi per \u20ac307 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(iv) le posizioni di underlifting correnti del settore Exploration & Pro-
\nduction di \u20ac318 milioni (\u20ac295 milioni al 31 dicembre 2023); (v) cre-
\nditi non correnti per attivit\u00e0 di disinvestimento di \u20ac144 milioni (\u20ac205
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nLe passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi
\nche Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per
\nil potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai gia-
\ncimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac486 milioni (\u20ac469
\nmilioni al 31 dicembre 2023); (ii) buoni carburanti elettronici prepaga-
\nti per \u20ac331 milioni (\u20ac292 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) gli anticipi
\nincassati dal cliente Engie SA a fronte di forniture di lungo termine di
\ngas ed energia elettrica per \u20ac218 milioni (\u20ac275 milioni al 31 dicem-
\nbre 2023), di cui correnti per \u20ac55 milioni (\u20ac56 milioni al 31 dicembre
\n2023); (iv) acconti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forni-
\nture di gas per \u20ac65 milioni (\u20ac10 milioni al 31 dicembre 2023).
\nI ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la
\nclientela in essere al 31 dicembre 2024 sono indicati alla nota n.
\n29 - Ricavi.
\nLe passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e impo-
\nste di consumo per \u20ac895 milioni (\u20ac1.034 milioni al 31 dicembre 2023)
\ne passivit\u00e0 per Iva per \u20ac405 milioni (\u20ac326 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0
\ndi factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in
\nbase ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac2.104 milioni
\n(\u20ac2.040 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) il valore del gas prepaga-
\nto dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay
\nprevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac303
\nmilioni i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati oltre i 12 mesi
\n(entro i 12 mesi per \u20ac131 milioni e oltre i 12 mesi per \u20ac260 milioni al
\n31 dicembre 2023); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\nriconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a
\nseguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capita-
\nle riservato di \u20ac588 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto
\ndella partecipazione a un valore minimo che consenta al fondo di
\nrimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019i-
\nscrizione della put \u00e8 pari al valore attuale dell\u2019impegno massimo di
\nEni di \u20ac392 milioni. La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) passivit\u00e0 per rica-
\nvi e proventi anticipati di \u20ac315 milioni (\u20ac343 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui correnti per \u20ac194 milioni (\u20ac134 milioni al 31 dicembre
\n2023); (v) passivit\u00e0 per posizioni di overlifting del settore Exploration
\n& Production per \u20ac396 milioni (\u20ac312 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(vi) depositi cauzionali per \u20ac265 milioni (\u20ac286 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia
\nelettrica per \u20ac207 milioni (\u20ac213 milioni al 31 dicembre 2023); (vii)
\npassivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac96 milioni (\u20ac101 milioni al
\n31 dicembre 2023).
\nI rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti
\ncon parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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},
"Tag877": {
"value": "\n
\n\n
\n11\u2002 \u2002Altre\u2002attivit\u00e0\u2002e\u2002passivit\u00e0
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n3.323 | \n46 | \n2.414 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n552 | \n655 | \n | \n | \n437 | \n691 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n915 | \n137 | \n1.811 | \n16 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n1.399 | \n3.210 | \n917 | \n3.236 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n5.637 | \n3.393 | \n5.579 | \n4.096 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota
\nn. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\nLe attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac847
\nmilioni, di cui \u20ac711 milioni correnti determinati dal versamento in ac-
\nconto effettuato nel mese di dicembre (\u20ac755 milioni al 31 dicembre
\n2023, di cui \u20ac637 milioni correnti).
\nLe altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detra-
\nzioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.210
\nmilioni correnti (\u20ac812 milioni al 31 dicembre 2023) e \u20ac2.298 milioni
\nnon correnti (\u20ac2.247 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attivit\u00e0 verso
\nun operatore italiano per \u20ac732 milioni in relazione all\u2019accordo sulla
\nripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri sostenuti da Eni
\nper le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in
\npassato congiuntamente dai due partner; (iii) il costo d\u2019iscrizione
\ndel gas prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei con-
\ntratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di
\nritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac3 milioni e oltre i 12 mesi per
\n\u20ac295 milioni (oltre i 12 mesi per \u20ac307 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(iv) le posizioni di underlifting correnti del settore Exploration & Pro-
\nduction di \u20ac318 milioni (\u20ac295 milioni al 31 dicembre 2023); (v) cre-
\nditi non correnti per attivit\u00e0 di disinvestimento di \u20ac144 milioni (\u20ac205
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nLe passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi
\nche Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per
\nil potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai gia-
\ncimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac486 milioni (\u20ac469
\nmilioni al 31 dicembre 2023); (ii) buoni carburanti elettronici prepaga-
\nti per \u20ac331 milioni (\u20ac292 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) gli anticipi
\nincassati dal cliente Engie SA a fronte di forniture di lungo termine di
\ngas ed energia elettrica per \u20ac218 milioni (\u20ac275 milioni al 31 dicem-
\nbre 2023), di cui correnti per \u20ac55 milioni (\u20ac56 milioni al 31 dicembre
\n2023); (iv) acconti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forni-
\nture di gas per \u20ac65 milioni (\u20ac10 milioni al 31 dicembre 2023).
\nI ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la
\nclientela in essere al 31 dicembre 2024 sono indicati alla nota n.
\n29 - Ricavi.
\nLe passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e impo-
\nste di consumo per \u20ac895 milioni (\u20ac1.034 milioni al 31 dicembre 2023)
\ne passivit\u00e0 per Iva per \u20ac405 milioni (\u20ac326 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0
\ndi factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in
\nbase ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac2.104 milioni
\n(\u20ac2.040 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) il valore del gas prepaga-
\nto dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay
\nprevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac303
\nmilioni i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati oltre i 12 mesi
\n(entro i 12 mesi per \u20ac131 milioni e oltre i 12 mesi per \u20ac260 milioni al
\n31 dicembre 2023); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\nriconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a
\nseguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capita-
\nle riservato di \u20ac588 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto
\ndella partecipazione a un valore minimo che consenta al fondo di
\nrimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019i-
\nscrizione della put \u00e8 pari al valore attuale dell\u2019impegno massimo di
\nEni di \u20ac392 milioni. La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) passivit\u00e0 per rica-
\nvi e proventi anticipati di \u20ac315 milioni (\u20ac343 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui correnti per \u20ac194 milioni (\u20ac134 milioni al 31 dicembre
\n2023); (v) passivit\u00e0 per posizioni di overlifting del settore Exploration
\n& Production per \u20ac396 milioni (\u20ac312 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(vi) depositi cauzionali per \u20ac265 milioni (\u20ac286 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia
\nelettrica per \u20ac207 milioni (\u20ac213 milioni al 31 dicembre 2023); (vii)
\npassivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac96 milioni (\u20ac101 milioni al
\n31 dicembre 2023).
\nI rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti
\ncon parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"language": "it",
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}
},
"Tag878": {
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\n11\u2002 \u2002Altre\u2002attivit\u00e0\u2002e\u2002passivit\u00e0
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n3.323 | \n46 | \n2.414 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n552 | \n655 | \n | \n | \n437 | \n691 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n915 | \n137 | \n1.811 | \n16 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n1.399 | \n3.210 | \n917 | \n3.236 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n5.637 | \n3.393 | \n5.579 | \n4.096 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota
\nn. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\nLe attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac847
\nmilioni, di cui \u20ac711 milioni correnti determinati dal versamento in ac-
\nconto effettuato nel mese di dicembre (\u20ac755 milioni al 31 dicembre
\n2023, di cui \u20ac637 milioni correnti).
\nLe altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detra-
\nzioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.210
\nmilioni correnti (\u20ac812 milioni al 31 dicembre 2023) e \u20ac2.298 milioni
\nnon correnti (\u20ac2.247 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attivit\u00e0 verso
\nun operatore italiano per \u20ac732 milioni in relazione all\u2019accordo sulla
\nripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri sostenuti da Eni
\nper le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in
\npassato congiuntamente dai due partner; (iii) il costo d\u2019iscrizione
\ndel gas prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei con-
\ntratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di
\nritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac3 milioni e oltre i 12 mesi per
\n\u20ac295 milioni (oltre i 12 mesi per \u20ac307 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(iv) le posizioni di underlifting correnti del settore Exploration & Pro-
\nduction di \u20ac318 milioni (\u20ac295 milioni al 31 dicembre 2023); (v) cre-
\nditi non correnti per attivit\u00e0 di disinvestimento di \u20ac144 milioni (\u20ac205
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nLe passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi
\nche Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per
\nil potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai gia-
\ncimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac486 milioni (\u20ac469
\nmilioni al 31 dicembre 2023); (ii) buoni carburanti elettronici prepaga-
\nti per \u20ac331 milioni (\u20ac292 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) gli anticipi
\nincassati dal cliente Engie SA a fronte di forniture di lungo termine di
\ngas ed energia elettrica per \u20ac218 milioni (\u20ac275 milioni al 31 dicem-
\nbre 2023), di cui correnti per \u20ac55 milioni (\u20ac56 milioni al 31 dicembre
\n2023); (iv) acconti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forni-
\nture di gas per \u20ac65 milioni (\u20ac10 milioni al 31 dicembre 2023).
\nI ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la
\nclientela in essere al 31 dicembre 2024 sono indicati alla nota n.
\n29 - Ricavi.
\nLe passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e impo-
\nste di consumo per \u20ac895 milioni (\u20ac1.034 milioni al 31 dicembre 2023)
\ne passivit\u00e0 per Iva per \u20ac405 milioni (\u20ac326 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0
\ndi factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in
\nbase ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac2.104 milioni
\n(\u20ac2.040 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) il valore del gas prepaga-
\nto dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay
\nprevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac303
\nmilioni i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati oltre i 12 mesi
\n(entro i 12 mesi per \u20ac131 milioni e oltre i 12 mesi per \u20ac260 milioni al
\n31 dicembre 2023); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\nriconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a
\nseguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capita-
\nle riservato di \u20ac588 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto
\ndella partecipazione a un valore minimo che consenta al fondo di
\nrimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019i-
\nscrizione della put \u00e8 pari al valore attuale dell\u2019impegno massimo di
\nEni di \u20ac392 milioni. La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) passivit\u00e0 per rica-
\nvi e proventi anticipati di \u20ac315 milioni (\u20ac343 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui correnti per \u20ac194 milioni (\u20ac134 milioni al 31 dicembre
\n2023); (v) passivit\u00e0 per posizioni di overlifting del settore Exploration
\n& Production per \u20ac396 milioni (\u20ac312 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(vi) depositi cauzionali per \u20ac265 milioni (\u20ac286 milioni al 31 dicembre
\n2023), di cui ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia
\nelettrica per \u20ac207 milioni (\u20ac213 milioni al 31 dicembre 2023); (vii)
\npassivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac96 milioni (\u20ac101 milioni al
\n31 dicembre 2023).
\nI rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti
\ncon parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag885": {
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\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n | \nNon | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \nCorrenti | \ncorrenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n3.323 | \n46 | \n2.414 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n552 | \n655 | \n | \n | \n437 | \n691 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n915 | \n137 | \n1.811 | \n16 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n1.399 | \n3.210 | \n917 | \n3.236 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n5.637 | \n3.393 | \n5.579 | \n4.096 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag879": {
"value": "\n
\n\n
\n12 Immobili, impianti e macchinari
\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTerreni e fabbricati | \nPozzi, impianti e macchinari E&P | \nAltre\u2002attivit\u00e0\u2002materiali | \nAttivit\u00e0\u2002esplorativa\u2002e di appraisal E&P | \nImmobilizzazioni in corso E&P | \nAltre immobilizzazioni in corso e acconti | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n1.111 | \n37.421 | \n4.588 | \n1.568 | \n9.682 | \n1.929 | \n56.299 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n31 | \n20 | \n255 | \n419 | \n5.546 | \n1.728 | \n7.999 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n28 | \n260 | \n | \n288 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(57) | \n(5.668) | \n(575) | \n | \n | \n | \n(6.300) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(9) | \n(1.705) | \n(371) | \n | \n(669) | \n(382) | \n(3.136) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n107 | \n92 | \n | \n74 | \n30 | \n303 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n(1) | \n(1) | \n(414) | \n(5) | \n(1) | \n(422) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n1 | \n2.071 | \n49 | \n91 | \n554 | \n8 | \n2.774 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n | \n35 | \n6 | \n(4) | \n62 | \n(2) | \n97 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 entrate | \n12 | \n1.314 | \n3 | \n97 | \n1.090 | \n70 | \n2.586 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 uscite | \n(1) | \n (822) | \n(17) | \n(25) | \n (486) | \n | \n(1.351) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n47 | \n6.865 | \n566 | \n(6) | \n (6.859) | \n(613) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n7 | \n (1.408) | \n(104) | \n(12) | \n2.047 | \n197 | \n727 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.142 | \n38.229 | \n4.491 | \n1.742 | \n11.296 | \n2.964 | \n59.864 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.412 | \n139.117 | \n33.226 | \n1.742 | \n14.589 | \n5.490 | \n198.576 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n3.270 | \n100.888 | \n28.735 | \n | \n3.293 | \n2.526 | \n138.712 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n1.088 | \n40.492 | \n4.280 | \n1.345 | \n7.494 | \n1.633 | \n56.332 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n22 | \n | \n407 | \n764 | \n6.294 | \n1.252 | \n8.739 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n20 | \n184 | \n1 | \n205 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(47) | \n (5.699) | \n(610) | \n | \n | \n | \n(6.356) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(30) | \n (1.164) | \n(366) | \n | \n (226) | \n(390) | \n(2.176) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n109 | \n42 | \n | \n257 | \n36 | \n444 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n | \n(2) | \n(420) | \n (25) | \n | \n(447) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n1 | \n (1.223) | \n(39) | \n(46) | \n (268) | \n(3) | \n(1.578) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n3 | \n698 | \n16 | \n17 | \n14 | \n | \n748 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 entrate | \n48 | \n521 | \n298 | \n | \n131 | \n77 | \n1.075 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 uscite | \n | \n | \n(1) | \n | \n | \n | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n37 | \n5.592 | \n595 | \n(70) | \n (5.522) | \n(632) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(11) | \n (1.905) | \n(32) | \n(42) | \n1.349 | \n(45) | \n(686) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.111 | \n37.421 | \n4.588 | \n1.568 | \n9.682 | \n1.929 | \n56.299 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.354 | \n139.866 | \n32.121 | \n1.568 | \n13.670 | \n4.308 | \n195.887 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n3.243 | \n102.445 | \n27.533 | \n | \n3.988 | \n2.379 | \n139.588 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli investimenti comprendono la capitalizzazione di oneri finanziari per
\n\u20ac220 milioni (\u20ac94 milioni nel 2023), riferiti al settore Exploration & Pro-
\nduction per \u20ac173 milioni (\u20ac64 milioni nel 2023), determinati utilizzando
\nun tasso d\u2019interesse medio del 3,5% (3,0% al 31 dicembre 2023).
\nGli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per
\n\u20ac6.033 milioni (\u20ac7.108 milioni nel 2023).
\nGli investimenti per l\u2019acquisto di immobili, impianti e macchinari da
\nfornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pa-
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\ngamento che hanno comportato la classificazione del debito come
\nfinanziario sono stati rilevati tra le Altre variazioni (\u20ac2.172 milioni).
\nGli investimenti sono analizzati per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 -
\nInformazioni per settore di attivit\u00e0 e per area geografica.
\nGli ammortamenti diversi da quelli degli impianti Oil & Gas, relativi
\nalle bioraffinerie, impianti petrolchimici, centrali termoelettriche, si-
\nstemi fotovoltaici o eolici e altre attivit\u00e0 ausiliarie sono calcolati a
\nquote costanti, in base alla vita economico-tecnica.
\n\nI principali coef-
\nficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti inter-
\nvalli e sono rimasti invariati rispetto all\u2019esercizio 2023:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (%) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fabbricati | \n2 - 10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impianti di raffinazione e petrolchimici | \n3 - 17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gasdotti e centrali di compressione | \n4 - 12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impianti di produzione di energia elettrica | \n3 - 5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri impianti e macchinari | \n6 - 12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attezzature industriali e commerciali | \n5 - 25 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri beni | \n10 - 20 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli impianti impiegati nell\u2019estrazione e trattamento degli idrocarburi
\nsono ammortizzati secondo la metodologia UOP, utilizzando come
\nbase di calcolo le riserve certe stimate secondo i criteri della US Se-
\ncurities & Exchange Commission \u201cSEC\u201d (v. nota n. 1 - Principi conta-
\nbili, stime contabili e giudizi significativi, sezione Criteri di valutazio-
\nne \u2013 Attivit\u00e0 mineraria \u2013 Ammortamento UOP). I piani di produzione
\nassociati agli asset esistenti comportano il progressivo esaurimento
\ndelle \u201criserve certe SEC\u201d iscritte alla data di bilancio, che si prevede
\nsaranno prodotte entro circa dieci anni.
\nLe svalutazioni nette delle attivit\u00e0 materiali hanno riguardato: (i) pro-
\npriet\u00e0 Oil & Gas (\u20ac2.193 milioni) in Alaska e Congo il cui valore \u00e8 stato
\nallineato al prezzo di vendita nell\u2019ambito del programma di razionaliz-
\nzazione del portafoglio E&P, nonch\u00e9 in relazione a revisioni di riserve
\nper propriet\u00e0 petrolifere in Turkmenistan e giacimenti a gas in Italia;
\n(ii) nella linea di business GGP (\u20ac180 milioni) l\u2019impianto di Damietta
\nin funzione delle assunzioni di ridotto utilizzo nel medio termine con-
\nsiderate l\u2019indisponibilit\u00e0 di feedgas dell\u2019Egitto. Nel lungo termine, l\u2019im-
\npianto ha prospettive di utilizzo nell\u2019ambito dell\u2019accordo gas con Cipro
\ned Egitto che prevede l\u2019esportazione delle riserve cipriote verso l\u2019Euro-
\npa facendo leva sugli impianti di trattamento e liquefazione del gas di
\npropriet\u00e0 Eni in Egitto. La svalutazione assume un WACC post tax del
\n5,8% che si ridetermina in 9,85% pre-tax; (iii) investimenti di periodo di
\ncompliance e stay in business relativi a CGU del settore raffinazione e
\ndella chimica tradizionale svalutate in precedenti esercizi e delle quali
\n\u00e8 stata confermata l\u2019assenza di prospettive di redditivit\u00e0 (\u20ac439 milio-
\nni), nonch\u00e9 di un impianto di polietilene oggetto di chiusura a causa
\ndel peggioramento dello scenario petrolchimico. Tra il 2023 e il 2024
\nEni ha svalutato la quasi totalit\u00e0 degli impianti petrolchimici legati al
\nciclo tradizionale a causa del deterioramento delle condizioni di mer-
\ncato, dei costi energetici dell\u2019industria europea pi\u00f9 elevati rispetto alle
\naltre geografie e della crescente pressione competitiva da parte di
\nproduttori con maggiore scala e minori costi di input. \u00c8 stato definito
\nun piano di trasformazione e di riconversione industriale del settore
\nchimico Eni che far\u00e0 leva sulle tecnologie proprietarie e sullo sviluppo
\ndella biochimica e della chimica da riciclo, che comporter\u00e0 la ristrut-
\nturazione dei siti tradizionali non pi\u00f9 competitivi. Maggiori informa-
\nzioni relative alle svalutazioni e riprese di valore del settore Oil & Gas
\nsono indicate alla nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di
\nattivit\u00e0 materiali e immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing. Varia-
\nbilit\u00e0 dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.
\nLe differenze di cambio da conversione sono riferite ad imprese con-
\nsolidate con moneta funzionale dollaro USA per \u20ac2.770 milioni.
\nLa rilevazione iniziale e variazione stima comprende l\u2019incremento
\ndell\u2019asset retirement cost delle attivit\u00e0 materiali del settore Explo-
\nration & Production per effetto dell\u2019incremento delle stime dei costi
\ndi abbandono, dell\u2019avvio di nuovi progetti parzialmente compensato
\ndall\u2019incremento dei tassi di attualizzazione.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento \u2013 Societ\u00e0 entrate \u00e8 riferi-
\nta per \u20ac2.501 milioni all\u2019acquisizione del 100% del gruppo Neptune
\nEnergy, con sede nel Regno Unito, attivo nell\u2019attivit\u00e0 di ricerca, svi-
\nluppo e produzione di idrocarburi con asset prevalentemente a gas
\nnaturale, localizzati principalmente in Indonesia, Algeria, Regno Unito
\ne Paesi Bassi.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento \u2013 Societ\u00e0 uscite \u00e8 riferita
\nper \u20ac1.333 milioni all\u2019operazione di business combination con Ithaca
\nEnergy Plc.
\nLe altre variazioni comprendono la cessione degli asset oil&gas in
\nAlaska per \u20ac940 milioni e la riclassifica ad attivit\u00e0 destinate alla ven-
\ndita di asset oil & gas in Congo per \u20ac389 milioni.
\n\nI trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni
\nin esercizio hanno riguardato per \u20ac6.656 milioni la messa in servizio
\ndi pozzi, impianti e macchinari principalmente in Costa d\u2019Avorio, Con-
\ngo, Italia, Messico, Egitto, Iraq, Emirati Arabi.
\nNell\u2019ambito delle attivit\u00e0 esplorative e di appraisal nel corso dell\u2019eser-
\ncizio sono state rilevate radiazioni per \u20ac414 milioni riguardanti i costi
\ndei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell\u2019e-
\nsercizio sono risultati/valutati d\u2019insuccesso, relativi in particolare ad
\niniziative in Emirati Arabi, Egitto, Kazakhstan, Vietnam, Cipro e Libia.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n
\n
\n
\nL\u2019attivit\u00e0 esplorativa e di appraisal \u00e8 relativa per \u20ac1.662 milioni ai co-
\nsti dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d\u2019esito e per \u20ac95 milioni ai
\ncosti dei pozzi in corso a fine esercizio.
\n\nDi seguito i movimenti relativi
\nai pozzi sospesi in attesa d\u2019esito:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio esercizio | \n1.391 | \n1.085 | \n1.101 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi per i quali \u00e8 in corso la determinazione delle riserve certe | \n485 | \n834 | \n547 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | \n(362) | \n(388) | \n(374) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | \n(4) | \n(72) | \n(147) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni | \n(7) | \n(3) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n76 | \n | \n(114) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n83 | \n(40) | \n65 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n | \n(25) | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | \n1.662 | \n1.391 | \n1.085 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell\u2019esito (\u201cageing\u201d):
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n(Numero pozzi | \n | \n(Numero pozzi | \n | \n(Numero pozzi | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - fino a 1 anno | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n216 | \n5,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - da 1 a 3 anni | \n604 | \n11,3 | \n347 | \n6,1 | \n246 | \n4,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oltre 3 anni | \n805 | \n18,2 | \n627 | \n14,5 | \n623 | \n13,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n1.085 | \n23,8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi capitalizzati di pozzi sospesi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n204 | \n4,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti per i quali l'attivit\u00e0 di delineazione \u00e8 in corso | \n1.053 | \n16,1 | \n804 | \n14,0 | \n579 | \n11,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | \n356 | \n13,4 | \n170 | \n6,6 | \n302 | \n8,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n1.085 | \n23,8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI progetti che procedono verso il sanzionamento (\u20ac356 milioni) si rife-
\nriscono a iniziative nei principali Paesi di presenza (Indonesia, Nigeria
\ne Paesi Bassi).
\nI costi dei progetti con pozzi perforati negli ultimi dodici mesi si riferi-
\nscono a sei permessi per i quali sono tuttora in corso le valutazioni dei
\nrisultati del drilling eseguito.
\nI costi dei pozzi relativi ai progetti con delineazione in corso si rife-
\nriscono per circa \u20ac750 milioni a dodici permessi per i quali sono in
\ncorso studi e negoziazioni per consentire il passaggio alle fasi suc-
\ncessive del progetto, mentre per il rimanente valore si riferiscono
\na cinque permessi in cui le attivit\u00e0 di drilling sono in corso o sono
\npianificate nel prossimo futuro.
\n\nGli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso
\ndel settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle
\nriserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto
\nin occasione dell\u2019acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nCongo | \nNigeria | \nTurkmenistan | \nUSA | \nAlgeria | \nEgitto | \nEmirati Arabi Uniti | \nItalia | \nIndonesia | \nPaesi Bassi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n429 | \n924 | \n | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n709 | \n120 | \n844 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(421) | \n | \n | \n74 | \n | \n(5) | \n | \n | \n | \n | \n(352) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(2) | \n | \n(24) | \n(40) | \n(9) | \n(58) | \n | \n | \n | \n(133) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n8 | \n59 | \n | \n4 | \n12 | \n | \n28 | \n | \n50 | \n | \n161 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n16 | \n981 | \n | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n198 | \n958 | \n95 | \n16 | \n211 | \n3 | \n520 | \n2 | \n | \n | \n2.003 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n61 | \n | \n | \n | \n92 | \n | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n243 | \n | \n(93) | \n8 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n158 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(1) | \n | \n | \n(51) | \n(1) | \n(28) | \n | \n | \n | \n(81) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n(12) | \n(33) | \n(2) | \n(1) | \n(6) | \n | \n(17) | \n | \n(3) | \n | \n(74) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n429 | \n924 | \n | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nGli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario del gia-
\ncimento offshore del Blocco 245 in Nigeria (OPL 245) il cui periodo
\nesplorativo \u00e8 scaduto l\u201911 maggio 2021 del valore iniziale di \u20ac944
\nmilioni corrispondente al prezzo riconosciuto nel 2011 al Governo
\nnigeriano per l\u2019acquisizione del 50% di tale titolo. Considerando i co-
\nsti di ricerca e pre-sviluppo successivamente capitalizzati, il valore
\ndi libro complessivo si ridetermina in \u20ac1.287 milioni. Concluse con
\nesito favorevole per Eni tutte le vicende giudiziarie relative a presun-
\nti reati di corruzione internazionale in merito all\u2019assegnazione della
\nlicenza, l\u2019arbitrato ICSID promosso da Eni nei confronti del Governo
\nFederale della Nigeria per far valere il proprio diritto alla conversione
\ndella licenza esplorativa in titolo di sviluppo \u00e8 stato sospeso d\u2019intesa
\ntra le parti per negoziare un accordo di sviluppo delle riserve del titolo
\nminerario. La stima del valore recuperabile dell\u2019asset nella prospetti-
\nva di utilizzo economico conferma la tenuta del valore di libro.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fondo svalutazione attivit\u00e0 materiali ammonta a \u20ac22.205 milioni
\n(\u20ac22.650 milioni al 31 dicembre 2023).
\nGli immobili, impianti e macchinari comprendono attivit\u00e0 concesse
\nin leasing operativo per \u20ac377 milioni riferiti, essenzialmente, a stazio-
\nni di servizio della linea di business Enilive.
\nSugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali
\nper un valore nominale di \u20ac24 milioni (stesso ammontare al 31 di-
\ncembre 2023) rilasciate a copertura del pagamento di accise.
\nI contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchi-
\nnari ammontano a \u20ac88 milioni (\u20ac91 milioni al 31 dicembre 2023).
\nGli impegni contrattuali in essere per l\u2019acquisto di attivit\u00e0 materiali
\nsono indicati alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Rischio di
\nliquidit\u00e0.
\nLe attivit\u00e0 materiali operate in regime di concessione sono commen-
\ntate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n12 Immobili, impianti e macchinari
\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTerreni e fabbricati | \nPozzi, impianti e macchinari E&P | \nAltre\u2002attivit\u00e0\u2002materiali | \nAttivit\u00e0\u2002esplorativa\u2002e di appraisal E&P | \nImmobilizzazioni in corso E&P | \nAltre immobilizzazioni in corso e acconti | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n1.111 | \n37.421 | \n4.588 | \n1.568 | \n9.682 | \n1.929 | \n56.299 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n31 | \n20 | \n255 | \n419 | \n5.546 | \n1.728 | \n7.999 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n28 | \n260 | \n | \n288 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(57) | \n(5.668) | \n(575) | \n | \n | \n | \n(6.300) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(9) | \n(1.705) | \n(371) | \n | \n(669) | \n(382) | \n(3.136) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n107 | \n92 | \n | \n74 | \n30 | \n303 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n(1) | \n(1) | \n(414) | \n(5) | \n(1) | \n(422) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n1 | \n2.071 | \n49 | \n91 | \n554 | \n8 | \n2.774 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n | \n35 | \n6 | \n(4) | \n62 | \n(2) | \n97 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 entrate | \n12 | \n1.314 | \n3 | \n97 | \n1.090 | \n70 | \n2.586 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 uscite | \n(1) | \n (822) | \n(17) | \n(25) | \n (486) | \n | \n(1.351) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n47 | \n6.865 | \n566 | \n(6) | \n (6.859) | \n(613) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n7 | \n (1.408) | \n(104) | \n(12) | \n2.047 | \n197 | \n727 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.142 | \n38.229 | \n4.491 | \n1.742 | \n11.296 | \n2.964 | \n59.864 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.412 | \n139.117 | \n33.226 | \n1.742 | \n14.589 | \n5.490 | \n198.576 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n3.270 | \n100.888 | \n28.735 | \n | \n3.293 | \n2.526 | \n138.712 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n1.088 | \n40.492 | \n4.280 | \n1.345 | \n7.494 | \n1.633 | \n56.332 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n22 | \n | \n407 | \n764 | \n6.294 | \n1.252 | \n8.739 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n20 | \n184 | \n1 | \n205 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(47) | \n (5.699) | \n(610) | \n | \n | \n | \n(6.356) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(30) | \n (1.164) | \n(366) | \n | \n (226) | \n(390) | \n(2.176) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n109 | \n42 | \n | \n257 | \n36 | \n444 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n | \n(2) | \n(420) | \n (25) | \n | \n(447) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n1 | \n (1.223) | \n(39) | \n(46) | \n (268) | \n(3) | \n(1.578) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n3 | \n698 | \n16 | \n17 | \n14 | \n | \n748 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 entrate | \n48 | \n521 | \n298 | \n | \n131 | \n77 | \n1.075 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 uscite | \n | \n | \n(1) | \n | \n | \n | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n37 | \n5.592 | \n595 | \n(70) | \n (5.522) | \n(632) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(11) | \n (1.905) | \n(32) | \n(42) | \n1.349 | \n(45) | \n(686) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.111 | \n37.421 | \n4.588 | \n1.568 | \n9.682 | \n1.929 | \n56.299 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.354 | \n139.866 | \n32.121 | \n1.568 | \n13.670 | \n4.308 | \n195.887 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n3.243 | \n102.445 | \n27.533 | \n | \n3.988 | \n2.379 | \n139.588 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli investimenti comprendono la capitalizzazione di oneri finanziari per
\n\u20ac220 milioni (\u20ac94 milioni nel 2023), riferiti al settore Exploration & Pro-
\nduction per \u20ac173 milioni (\u20ac64 milioni nel 2023), determinati utilizzando
\nun tasso d\u2019interesse medio del 3,5% (3,0% al 31 dicembre 2023).
\nGli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per
\n\u20ac6.033 milioni (\u20ac7.108 milioni nel 2023).
\nGli investimenti per l\u2019acquisto di immobili, impianti e macchinari da
\nfornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pa-
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\ngamento che hanno comportato la classificazione del debito come
\nfinanziario sono stati rilevati tra le Altre variazioni (\u20ac2.172 milioni).
\nGli investimenti sono analizzati per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 -
\nInformazioni per settore di attivit\u00e0 e per area geografica.
\nGli ammortamenti diversi da quelli degli impianti Oil & Gas, relativi
\nalle bioraffinerie, impianti petrolchimici, centrali termoelettriche, si-
\nstemi fotovoltaici o eolici e altre attivit\u00e0 ausiliarie sono calcolati a
\nquote costanti, in base alla vita economico-tecnica.
\n\nI principali coef-
\nficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti inter-
\nvalli e sono rimasti invariati rispetto all\u2019esercizio 2023:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (%) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fabbricati | \n2 - 10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impianti di raffinazione e petrolchimici | \n3 - 17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gasdotti e centrali di compressione | \n4 - 12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impianti di produzione di energia elettrica | \n3 - 5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri impianti e macchinari | \n6 - 12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attezzature industriali e commerciali | \n5 - 25 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri beni | \n10 - 20 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli impianti impiegati nell\u2019estrazione e trattamento degli idrocarburi
\nsono ammortizzati secondo la metodologia UOP, utilizzando come
\nbase di calcolo le riserve certe stimate secondo i criteri della US Se-
\ncurities & Exchange Commission \u201cSEC\u201d (v. nota n. 1 - Principi conta-
\nbili, stime contabili e giudizi significativi, sezione Criteri di valutazio-
\nne \u2013 Attivit\u00e0 mineraria \u2013 Ammortamento UOP). I piani di produzione
\nassociati agli asset esistenti comportano il progressivo esaurimento
\ndelle \u201criserve certe SEC\u201d iscritte alla data di bilancio, che si prevede
\nsaranno prodotte entro circa dieci anni.
\nLe svalutazioni nette delle attivit\u00e0 materiali hanno riguardato: (i) pro-
\npriet\u00e0 Oil & Gas (\u20ac2.193 milioni) in Alaska e Congo il cui valore \u00e8 stato
\nallineato al prezzo di vendita nell\u2019ambito del programma di razionaliz-
\nzazione del portafoglio E&P, nonch\u00e9 in relazione a revisioni di riserve
\nper propriet\u00e0 petrolifere in Turkmenistan e giacimenti a gas in Italia;
\n(ii) nella linea di business GGP (\u20ac180 milioni) l\u2019impianto di Damietta
\nin funzione delle assunzioni di ridotto utilizzo nel medio termine con-
\nsiderate l\u2019indisponibilit\u00e0 di feedgas dell\u2019Egitto. Nel lungo termine, l\u2019im-
\npianto ha prospettive di utilizzo nell\u2019ambito dell\u2019accordo gas con Cipro
\ned Egitto che prevede l\u2019esportazione delle riserve cipriote verso l\u2019Euro-
\npa facendo leva sugli impianti di trattamento e liquefazione del gas di
\npropriet\u00e0 Eni in Egitto. La svalutazione assume un WACC post tax del
\n5,8% che si ridetermina in 9,85% pre-tax; (iii) investimenti di periodo di
\ncompliance e stay in business relativi a CGU del settore raffinazione e
\ndella chimica tradizionale svalutate in precedenti esercizi e delle quali
\n\u00e8 stata confermata l\u2019assenza di prospettive di redditivit\u00e0 (\u20ac439 milio-
\nni), nonch\u00e9 di un impianto di polietilene oggetto di chiusura a causa
\ndel peggioramento dello scenario petrolchimico. Tra il 2023 e il 2024
\nEni ha svalutato la quasi totalit\u00e0 degli impianti petrolchimici legati al
\nciclo tradizionale a causa del deterioramento delle condizioni di mer-
\ncato, dei costi energetici dell\u2019industria europea pi\u00f9 elevati rispetto alle
\naltre geografie e della crescente pressione competitiva da parte di
\nproduttori con maggiore scala e minori costi di input. \u00c8 stato definito
\nun piano di trasformazione e di riconversione industriale del settore
\nchimico Eni che far\u00e0 leva sulle tecnologie proprietarie e sullo sviluppo
\ndella biochimica e della chimica da riciclo, che comporter\u00e0 la ristrut-
\nturazione dei siti tradizionali non pi\u00f9 competitivi. Maggiori informa-
\nzioni relative alle svalutazioni e riprese di valore del settore Oil & Gas
\nsono indicate alla nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di
\nattivit\u00e0 materiali e immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing. Varia-
\nbilit\u00e0 dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.
\nLe differenze di cambio da conversione sono riferite ad imprese con-
\nsolidate con moneta funzionale dollaro USA per \u20ac2.770 milioni.
\nLa rilevazione iniziale e variazione stima comprende l\u2019incremento
\ndell\u2019asset retirement cost delle attivit\u00e0 materiali del settore Explo-
\nration & Production per effetto dell\u2019incremento delle stime dei costi
\ndi abbandono, dell\u2019avvio di nuovi progetti parzialmente compensato
\ndall\u2019incremento dei tassi di attualizzazione.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento \u2013 Societ\u00e0 entrate \u00e8 riferi-
\nta per \u20ac2.501 milioni all\u2019acquisizione del 100% del gruppo Neptune
\nEnergy, con sede nel Regno Unito, attivo nell\u2019attivit\u00e0 di ricerca, svi-
\nluppo e produzione di idrocarburi con asset prevalentemente a gas
\nnaturale, localizzati principalmente in Indonesia, Algeria, Regno Unito
\ne Paesi Bassi.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento \u2013 Societ\u00e0 uscite \u00e8 riferita
\nper \u20ac1.333 milioni all\u2019operazione di business combination con Ithaca
\nEnergy Plc.
\nLe altre variazioni comprendono la cessione degli asset oil&gas in
\nAlaska per \u20ac940 milioni e la riclassifica ad attivit\u00e0 destinate alla ven-
\ndita di asset oil & gas in Congo per \u20ac389 milioni.
\n\nI trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni
\nin esercizio hanno riguardato per \u20ac6.656 milioni la messa in servizio
\ndi pozzi, impianti e macchinari principalmente in Costa d\u2019Avorio, Con-
\ngo, Italia, Messico, Egitto, Iraq, Emirati Arabi.
\nNell\u2019ambito delle attivit\u00e0 esplorative e di appraisal nel corso dell\u2019eser-
\ncizio sono state rilevate radiazioni per \u20ac414 milioni riguardanti i costi
\ndei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell\u2019e-
\nsercizio sono risultati/valutati d\u2019insuccesso, relativi in particolare ad
\niniziative in Emirati Arabi, Egitto, Kazakhstan, Vietnam, Cipro e Libia.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\nL\u2019attivit\u00e0 esplorativa e di appraisal \u00e8 relativa per \u20ac1.662 milioni ai co-
\nsti dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d\u2019esito e per \u20ac95 milioni ai
\ncosti dei pozzi in corso a fine esercizio.
\n\nDi seguito i movimenti relativi
\nai pozzi sospesi in attesa d\u2019esito:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio esercizio | \n1.391 | \n1.085 | \n1.101 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi per i quali \u00e8 in corso la determinazione delle riserve certe | \n485 | \n834 | \n547 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | \n(362) | \n(388) | \n(374) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | \n(4) | \n(72) | \n(147) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni | \n(7) | \n(3) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n76 | \n | \n(114) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n83 | \n(40) | \n65 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n | \n(25) | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | \n1.662 | \n1.391 | \n1.085 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell\u2019esito (\u201cageing\u201d):
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n(Numero pozzi | \n | \n(Numero pozzi | \n | \n(Numero pozzi | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - fino a 1 anno | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n216 | \n5,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - da 1 a 3 anni | \n604 | \n11,3 | \n347 | \n6,1 | \n246 | \n4,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oltre 3 anni | \n805 | \n18,2 | \n627 | \n14,5 | \n623 | \n13,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n1.085 | \n23,8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi capitalizzati di pozzi sospesi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n204 | \n4,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti per i quali l'attivit\u00e0 di delineazione \u00e8 in corso | \n1.053 | \n16,1 | \n804 | \n14,0 | \n579 | \n11,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | \n356 | \n13,4 | \n170 | \n6,6 | \n302 | \n8,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n1.085 | \n23,8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI progetti che procedono verso il sanzionamento (\u20ac356 milioni) si rife-
\nriscono a iniziative nei principali Paesi di presenza (Indonesia, Nigeria
\ne Paesi Bassi).
\nI costi dei progetti con pozzi perforati negli ultimi dodici mesi si riferi-
\nscono a sei permessi per i quali sono tuttora in corso le valutazioni dei
\nrisultati del drilling eseguito.
\nI costi dei pozzi relativi ai progetti con delineazione in corso si rife-
\nriscono per circa \u20ac750 milioni a dodici permessi per i quali sono in
\ncorso studi e negoziazioni per consentire il passaggio alle fasi suc-
\ncessive del progetto, mentre per il rimanente valore si riferiscono
\na cinque permessi in cui le attivit\u00e0 di drilling sono in corso o sono
\npianificate nel prossimo futuro.
\n\nGli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso
\ndel settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle
\nriserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto
\nin occasione dell\u2019acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nCongo | \nNigeria | \nTurkmenistan | \nUSA | \nAlgeria | \nEgitto | \nEmirati Arabi Uniti | \nItalia | \nIndonesia | \nPaesi Bassi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n429 | \n924 | \n | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n709 | \n120 | \n844 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(421) | \n | \n | \n74 | \n | \n(5) | \n | \n | \n | \n | \n(352) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(2) | \n | \n(24) | \n(40) | \n(9) | \n(58) | \n | \n | \n | \n(133) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n8 | \n59 | \n | \n4 | \n12 | \n | \n28 | \n | \n50 | \n | \n161 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n16 | \n981 | \n | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n198 | \n958 | \n95 | \n16 | \n211 | \n3 | \n520 | \n2 | \n | \n | \n2.003 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n61 | \n | \n | \n | \n92 | \n | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n243 | \n | \n(93) | \n8 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n158 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(1) | \n | \n | \n(51) | \n(1) | \n(28) | \n | \n | \n | \n(81) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n(12) | \n(33) | \n(2) | \n(1) | \n(6) | \n | \n(17) | \n | \n(3) | \n | \n(74) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n429 | \n924 | \n | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nGli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario del gia-
\ncimento offshore del Blocco 245 in Nigeria (OPL 245) il cui periodo
\nesplorativo \u00e8 scaduto l\u201911 maggio 2021 del valore iniziale di \u20ac944
\nmilioni corrispondente al prezzo riconosciuto nel 2011 al Governo
\nnigeriano per l\u2019acquisizione del 50% di tale titolo. Considerando i co-
\nsti di ricerca e pre-sviluppo successivamente capitalizzati, il valore
\ndi libro complessivo si ridetermina in \u20ac1.287 milioni. Concluse con
\nesito favorevole per Eni tutte le vicende giudiziarie relative a presun-
\nti reati di corruzione internazionale in merito all\u2019assegnazione della
\nlicenza, l\u2019arbitrato ICSID promosso da Eni nei confronti del Governo
\nFederale della Nigeria per far valere il proprio diritto alla conversione
\ndella licenza esplorativa in titolo di sviluppo \u00e8 stato sospeso d\u2019intesa
\ntra le parti per negoziare un accordo di sviluppo delle riserve del titolo
\nminerario. La stima del valore recuperabile dell\u2019asset nella prospetti-
\nva di utilizzo economico conferma la tenuta del valore di libro.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fondo svalutazione attivit\u00e0 materiali ammonta a \u20ac22.205 milioni
\n(\u20ac22.650 milioni al 31 dicembre 2023).
\nGli immobili, impianti e macchinari comprendono attivit\u00e0 concesse
\nin leasing operativo per \u20ac377 milioni riferiti, essenzialmente, a stazio-
\nni di servizio della linea di business Enilive.
\nSugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali
\nper un valore nominale di \u20ac24 milioni (stesso ammontare al 31 di-
\ncembre 2023) rilasciate a copertura del pagamento di accise.
\nI contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchi-
\nnari ammontano a \u20ac88 milioni (\u20ac91 milioni al 31 dicembre 2023).
\nGli impegni contrattuali in essere per l\u2019acquisto di attivit\u00e0 materiali
\nsono indicati alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Rischio di
\nliquidit\u00e0.
\nLe attivit\u00e0 materiali operate in regime di concessione sono commen-
\ntate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
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}
},
"Tag881": {
"value": "\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTerreni e fabbricati | \nPozzi, impianti e macchinari E&P | \nAltre\u2002attivit\u00e0\u2002materiali | \nAttivit\u00e0\u2002esplorativa\u2002e di appraisal E&P | \nImmobilizzazioni in corso E&P | \nAltre immobilizzazioni in corso e acconti | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n1.111 | \n37.421 | \n4.588 | \n1.568 | \n9.682 | \n1.929 | \n56.299 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n31 | \n20 | \n255 | \n419 | \n5.546 | \n1.728 | \n7.999 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n28 | \n260 | \n | \n288 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(57) | \n(5.668) | \n(575) | \n | \n | \n | \n(6.300) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(9) | \n(1.705) | \n(371) | \n | \n(669) | \n(382) | \n(3.136) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n107 | \n92 | \n | \n74 | \n30 | \n303 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n(1) | \n(1) | \n(414) | \n(5) | \n(1) | \n(422) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n1 | \n2.071 | \n49 | \n91 | \n554 | \n8 | \n2.774 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n | \n35 | \n6 | \n(4) | \n62 | \n(2) | \n97 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 entrate | \n12 | \n1.314 | \n3 | \n97 | \n1.090 | \n70 | \n2.586 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 uscite | \n(1) | \n (822) | \n(17) | \n(25) | \n (486) | \n | \n(1.351) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n47 | \n6.865 | \n566 | \n(6) | \n (6.859) | \n(613) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n7 | \n (1.408) | \n(104) | \n(12) | \n2.047 | \n197 | \n727 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.142 | \n38.229 | \n4.491 | \n1.742 | \n11.296 | \n2.964 | \n59.864 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.412 | \n139.117 | \n33.226 | \n1.742 | \n14.589 | \n5.490 | \n198.576 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n3.270 | \n100.888 | \n28.735 | \n | \n3.293 | \n2.526 | \n138.712 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n1.088 | \n40.492 | \n4.280 | \n1.345 | \n7.494 | \n1.633 | \n56.332 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n22 | \n | \n407 | \n764 | \n6.294 | \n1.252 | \n8.739 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n20 | \n184 | \n1 | \n205 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(47) | \n (5.699) | \n(610) | \n | \n | \n | \n(6.356) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(30) | \n (1.164) | \n(366) | \n | \n (226) | \n(390) | \n(2.176) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n109 | \n42 | \n | \n257 | \n36 | \n444 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n | \n(2) | \n(420) | \n (25) | \n | \n(447) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n1 | \n (1.223) | \n(39) | \n(46) | \n (268) | \n(3) | \n(1.578) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n3 | \n698 | \n16 | \n17 | \n14 | \n | \n748 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 entrate | \n48 | \n521 | \n298 | \n | \n131 | \n77 | \n1.075 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 uscite | \n | \n | \n(1) | \n | \n | \n | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n37 | \n5.592 | \n595 | \n(70) | \n (5.522) | \n(632) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(11) | \n (1.905) | \n(32) | \n(42) | \n1.349 | \n(45) | \n(686) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.111 | \n37.421 | \n4.588 | \n1.568 | \n9.682 | \n1.929 | \n56.299 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.354 | \n139.866 | \n32.121 | \n1.568 | \n13.670 | \n4.308 | \n195.887 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n3.243 | \n102.445 | \n27.533 | \n | \n3.988 | \n2.379 | \n139.588 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag882": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTerreni e fabbricati | \nPozzi, impianti e macchinari E&P | \nAltre\u2002attivit\u00e0\u2002materiali | \nAttivit\u00e0\u2002esplorativa\u2002e di appraisal E&P | \nImmobilizzazioni in corso E&P | \nAltre immobilizzazioni in corso e acconti | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n1.111 | \n37.421 | \n4.588 | \n1.568 | \n9.682 | \n1.929 | \n56.299 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n31 | \n20 | \n255 | \n419 | \n5.546 | \n1.728 | \n7.999 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n28 | \n260 | \n | \n288 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(57) | \n(5.668) | \n(575) | \n | \n | \n | \n(6.300) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(9) | \n(1.705) | \n(371) | \n | \n(669) | \n(382) | \n(3.136) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n107 | \n92 | \n | \n74 | \n30 | \n303 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n(1) | \n(1) | \n(414) | \n(5) | \n(1) | \n(422) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n1 | \n2.071 | \n49 | \n91 | \n554 | \n8 | \n2.774 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n | \n35 | \n6 | \n(4) | \n62 | \n(2) | \n97 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 entrate | \n12 | \n1.314 | \n3 | \n97 | \n1.090 | \n70 | \n2.586 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 uscite | \n(1) | \n (822) | \n(17) | \n(25) | \n (486) | \n | \n(1.351) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n47 | \n6.865 | \n566 | \n(6) | \n (6.859) | \n(613) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n7 | \n (1.408) | \n(104) | \n(12) | \n2.047 | \n197 | \n727 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.142 | \n38.229 | \n4.491 | \n1.742 | \n11.296 | \n2.964 | \n59.864 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.412 | \n139.117 | \n33.226 | \n1.742 | \n14.589 | \n5.490 | \n198.576 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n3.270 | \n100.888 | \n28.735 | \n | \n3.293 | \n2.526 | \n138.712 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n1.088 | \n40.492 | \n4.280 | \n1.345 | \n7.494 | \n1.633 | \n56.332 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n22 | \n | \n407 | \n764 | \n6.294 | \n1.252 | \n8.739 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n20 | \n184 | \n1 | \n205 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(47) | \n (5.699) | \n(610) | \n | \n | \n | \n(6.356) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(30) | \n (1.164) | \n(366) | \n | \n (226) | \n(390) | \n(2.176) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n109 | \n42 | \n | \n257 | \n36 | \n444 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n | \n(2) | \n(420) | \n (25) | \n | \n(447) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n1 | \n (1.223) | \n(39) | \n(46) | \n (268) | \n(3) | \n(1.578) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n3 | \n698 | \n16 | \n17 | \n14 | \n | \n748 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 entrate | \n48 | \n521 | \n298 | \n | \n131 | \n77 | \n1.075 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento - Societ\u00e0 uscite | \n | \n | \n(1) | \n | \n | \n | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n37 | \n5.592 | \n595 | \n(70) | \n (5.522) | \n(632) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(11) | \n (1.905) | \n(32) | \n(42) | \n1.349 | \n(45) | \n(686) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.111 | \n37.421 | \n4.588 | \n1.568 | \n9.682 | \n1.929 | \n56.299 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.354 | \n139.866 | \n32.121 | \n1.568 | \n13.670 | \n4.308 | \n195.887 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n3.243 | \n102.445 | \n27.533 | \n | \n3.988 | \n2.379 | \n139.588 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDetailedInformationAboutInvestmentPropertyExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1162": {
"value": "\nI principali coef-
\nficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti inter-
\nvalli e sono rimasti invariati rispetto all\u2019esercizio 2023:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (%) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fabbricati | \n2 - 10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impianti di raffinazione e petrolchimici | \n3 - 17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gasdotti e centrali di compressione | \n4 - 12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impianti di produzione di energia elettrica | \n3 - 5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri impianti e macchinari | \n6 - 12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attezzature industriali e commerciali | \n5 - 25 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri beni | \n10 - 20 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutDepreciationRatesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1139": {
"value": "\nI trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni
\nin esercizio hanno riguardato per \u20ac6.656 milioni la messa in servizio
\ndi pozzi, impianti e macchinari principalmente in Costa d\u2019Avorio, Con-
\ngo, Italia, Messico, Egitto, Iraq, Emirati Arabi.
\nNell\u2019ambito delle attivit\u00e0 esplorative e di appraisal nel corso dell\u2019eser-
\ncizio sono state rilevate radiazioni per \u20ac414 milioni riguardanti i costi
\ndei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell\u2019e-
\nsercizio sono risultati/valutati d\u2019insuccesso, relativi in particolare ad
\niniziative in Emirati Arabi, Egitto, Kazakhstan, Vietnam, Cipro e Libia.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\nL\u2019attivit\u00e0 esplorativa e di appraisal \u00e8 relativa per \u20ac1.662 milioni ai co-
\nsti dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d\u2019esito e per \u20ac95 milioni ai
\ncosti dei pozzi in corso a fine esercizio.
\n\nDi seguito i movimenti relativi
\nai pozzi sospesi in attesa d\u2019esito:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio esercizio | \n1.391 | \n1.085 | \n1.101 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi per i quali \u00e8 in corso la determinazione delle riserve certe | \n485 | \n834 | \n547 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | \n(362) | \n(388) | \n(374) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | \n(4) | \n(72) | \n(147) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni | \n(7) | \n(3) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n76 | \n | \n(114) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n83 | \n(40) | \n65 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n | \n(25) | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | \n1.662 | \n1.391 | \n1.085 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell\u2019esito (\u201cageing\u201d):
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n(Numero pozzi | \n | \n(Numero pozzi | \n | \n(Numero pozzi | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - fino a 1 anno | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n216 | \n5,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - da 1 a 3 anni | \n604 | \n11,3 | \n347 | \n6,1 | \n246 | \n4,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oltre 3 anni | \n805 | \n18,2 | \n627 | \n14,5 | \n623 | \n13,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n1.085 | \n23,8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi capitalizzati di pozzi sospesi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n204 | \n4,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti per i quali l'attivit\u00e0 di delineazione \u00e8 in corso | \n1.053 | \n16,1 | \n804 | \n14,0 | \n579 | \n11,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | \n356 | \n13,4 | \n170 | \n6,6 | \n302 | \n8,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n1.085 | \n23,8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI progetti che procedono verso il sanzionamento (\u20ac356 milioni) si rife-
\nriscono a iniziative nei principali Paesi di presenza (Indonesia, Nigeria
\ne Paesi Bassi).
\nI costi dei progetti con pozzi perforati negli ultimi dodici mesi si riferi-
\nscono a sei permessi per i quali sono tuttora in corso le valutazioni dei
\nrisultati del drilling eseguito.
\nI costi dei pozzi relativi ai progetti con delineazione in corso si rife-
\nriscono per circa \u20ac750 milioni a dodici permessi per i quali sono in
\ncorso studi e negoziazioni per consentire il passaggio alle fasi suc-
\ncessive del progetto, mentre per il rimanente valore si riferiscono
\na cinque permessi in cui le attivit\u00e0 di drilling sono in corso o sono
\npianificate nel prossimo futuro.
\n\nGli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso
\ndel settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle
\nriserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto
\nin occasione dell\u2019acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nCongo | \nNigeria | \nTurkmenistan | \nUSA | \nAlgeria | \nEgitto | \nEmirati Arabi Uniti | \nItalia | \nIndonesia | \nPaesi Bassi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n429 | \n924 | \n | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n709 | \n120 | \n844 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(421) | \n | \n | \n74 | \n | \n(5) | \n | \n | \n | \n | \n(352) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(2) | \n | \n(24) | \n(40) | \n(9) | \n(58) | \n | \n | \n | \n(133) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n8 | \n59 | \n | \n4 | \n12 | \n | \n28 | \n | \n50 | \n | \n161 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n16 | \n981 | \n | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n198 | \n958 | \n95 | \n16 | \n211 | \n3 | \n520 | \n2 | \n | \n | \n2.003 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n61 | \n | \n | \n | \n92 | \n | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n243 | \n | \n(93) | \n8 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n158 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(1) | \n | \n | \n(51) | \n(1) | \n(28) | \n | \n | \n | \n(81) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n(12) | \n(33) | \n(2) | \n(1) | \n(6) | \n | \n(17) | \n | \n(3) | \n | \n(74) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n429 | \n924 | \n | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario del gia-
\ncimento offshore del Blocco 245 in Nigeria (OPL 245) il cui periodo
\nesplorativo \u00e8 scaduto l\u201911 maggio 2021 del valore iniziale di \u20ac944
\nmilioni corrispondente al prezzo riconosciuto nel 2011 al Governo
\nnigeriano per l\u2019acquisizione del 50% di tale titolo. Considerando i co-
\nsti di ricerca e pre-sviluppo successivamente capitalizzati, il valore
\ndi libro complessivo si ridetermina in \u20ac1.287 milioni. Concluse con
\nesito favorevole per Eni tutte le vicende giudiziarie relative a presun-
\nti reati di corruzione internazionale in merito all\u2019assegnazione della
\nlicenza, l\u2019arbitrato ICSID promosso da Eni nei confronti del Governo
\nFederale della Nigeria per far valere il proprio diritto alla conversione
\ndella licenza esplorativa in titolo di sviluppo \u00e8 stato sospeso d\u2019intesa
\ntra le parti per negoziare un accordo di sviluppo delle riserve del titolo
\nminerario. La stima del valore recuperabile dell\u2019asset nella prospetti-
\nva di utilizzo economico conferma la tenuta del valore di libro.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\nL\u2019analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attivit\u00e0 \u00e8 la seguente:
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti esplorativi proved | \n79 | \n91 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti esplorativi unproved | \n455 | \n572 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n534 | \n663 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere
\ndell\u2019ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di
\nsviluppo interno di software, diritti di utilizzazione di processi pro-
\nduttivi e diritti di utilizzazione di software.
\nLe radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di \u20ac153 milioni sono
\nriferite all\u2019abbandono delle iniziative sottostanti.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento relativa alle attivit\u00e0 imma-
\nteriali a vita utile definita riguarda: (i) per \u20ac50 milioni le acquisizioni di
\nattivit\u00e0 rinnovabili effettuate in Spagna da Plenitude; (ii) per \u20ac23 mi-
\nlioni l\u2019acquisizione del 100% delle societ\u00e0 Atenoil con sede in Spagna,
\nche operano nel settore delle stazioni di servizio con 21 punti vendita
\nnelle regioni di Madrid, Andalusia e Castiglia-La Mancia.
\nLe altre attivit\u00e0 immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze e
\nmarchi e diritti simili per \u20ac1.154 milioni (\u20ac1.148 milioni al 31 dicem-
\nbre 2023) di cui \u20ac898 milioni relativi alla linea di business Plenitude
\nessenzialmente per attivit\u00e0 connesse a fonti di energia rinnovabili
\n(\u20ac879 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attivit\u00e0 per acquisizione di
\nclientela della linea di business Plenitude di \u20ac412 milioni (\u20ac393 mi-
\nlioni al 31 dicembre 2023); (iii) customer relationship per \u20ac84 mi-
\nlioni rilevati a seguito dell\u2019acquisizione del gruppo Finproject (\u20ac92
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nI principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi
\nnei seguenti intervalli e sono rimasti invariati rispetto all\u2019esercizio
\n2023:
\n\n\n
\n\n\n| (%) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti e potenziale esplorativo | \nUOP | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Concessioni, licenze, marchi e diritti simili | \n3 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | \n20 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per acquisizione della clientela | \n17 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre immobilizzazioni immateriali | \n3 - 20 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl saldo finale della voce goodwill \u00e8 al netto di svalutazioni cumulate per un totale di \u20ac2.692 milioni. I
\n\nl goodwill per settore di attivit\u00e0 e linea
\ndi business si analizza come segue:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plenitude | \n2.916 | \n2.909 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Enilive | \n121 | \n100 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Chimica | \n117 | \n112 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n13 | \n12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.167 | \n3.133 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"value": "Italia",
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"language": "it",
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}
},
"Tag1164": {
"value": "\nDi seguito i movimenti relativi
\nai pozzi sospesi in attesa d\u2019esito:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio esercizio | \n1.391 | \n1.085 | \n1.101 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi per i quali \u00e8 in corso la determinazione delle riserve certe | \n485 | \n834 | \n547 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | \n(362) | \n(388) | \n(374) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | \n(4) | \n(72) | \n(147) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni | \n(7) | \n(3) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n76 | \n | \n(114) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n83 | \n(40) | \n65 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n | \n(25) | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | \n1.662 | \n1.391 | \n1.085 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell\u2019esito (\u201cageing\u201d):
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n(Numero pozzi | \n | \n(Numero pozzi | \n | \n(Numero pozzi | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \nin quota Eni) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - fino a 1 anno | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n216 | \n5,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - da 1 a 3 anni | \n604 | \n11,3 | \n347 | \n6,1 | \n246 | \n4,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oltre 3 anni | \n805 | \n18,2 | \n627 | \n14,5 | \n623 | \n13,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n1.085 | \n23,8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi capitalizzati di pozzi sospesi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n204 | \n4,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti per i quali l'attivit\u00e0 di delineazione \u00e8 in corso | \n1.053 | \n16,1 | \n804 | \n14,0 | \n579 | \n11,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | \n356 | \n13,4 | \n170 | \n6,6 | \n302 | \n8,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n1.085 | \n23,8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag1166": {
"value": "\nGli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso
\ndel settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle
\nriserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto
\nin occasione dell\u2019acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nCongo | \nNigeria | \nTurkmenistan | \nUSA | \nAlgeria | \nEgitto | \nEmirati Arabi Uniti | \nItalia | \nIndonesia | \nPaesi Bassi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n429 | \n924 | \n | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n709 | \n120 | \n844 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(421) | \n | \n | \n74 | \n | \n(5) | \n | \n | \n | \n | \n(352) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(2) | \n | \n(24) | \n(40) | \n(9) | \n(58) | \n | \n | \n | \n(133) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n8 | \n59 | \n | \n4 | \n12 | \n | \n28 | \n | \n50 | \n | \n161 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n16 | \n981 | \n | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n198 | \n958 | \n95 | \n16 | \n211 | \n3 | \n520 | \n2 | \n | \n | \n2.003 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n61 | \n | \n | \n | \n92 | \n | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n243 | \n | \n(93) | \n8 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n158 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(1) | \n | \n | \n(51) | \n(1) | \n(28) | \n | \n | \n | \n(81) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n(12) | \n(33) | \n(2) | \n(1) | \n(6) | \n | \n(17) | \n | \n(3) | \n | \n(74) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n429 | \n924 | \n | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutUnprovedMineralInterests",
"language": "it",
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}
},
"Tag1141": {
"value": "\n13\u2002 \u2002Diritto\u2002di\u2002utilizzo\u2002beni\u2002in\u2002leasing\u2002e\u2002passivit\u00e0\u2002per\u2002beni\u2002in\u2002leasing
\n\n
\n
\n
\n
\n
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nMezzi\u2002navali\u2002di produzione e stoccaggio (FPSO) | \nMezzi\u2002navali\u2002di\u2002perforazione\u2002(Drilling rig) | \nMezzi\u2002navali\u2002e\u2002relative\u2002basi\u2002logistiche per trasporto Oil & Gas | \nConcessioni autostradali e locazione stazioni di\u2002servizio | \nStrutture di logistica per la distribuzione Oil & Gas | \nImmobili per\u2002uffici | \nAutoveicoli | \nAltre tipologie | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n1.977 | \n449 | \n724 | \n492 | \n17 | \n580 | \n17 | \n578 | \n4.834 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n630 | \n294 | \n690 | \n59 | \n53 | \n52 | \n19 | \n317 | \n2.114 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(146) | \n(342) | \n(391) | \n(79) | \n(22) | \n(132) | \n(14) | \n(73) | \n(1.199) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n | \n | \n(4) | \n(21) | \n(10) | \n | \n | \n(5) | \n(40) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n145 | \n19 | \n5 | \n(1) | \n | \n7 | \n | \n18 | \n193 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n38 | \n | \n | \n | \n5 | \n1 | \n(2) | \n42 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n | \n(39) | \n(19) | \n2 | \n(2) | \n(25) | \n(2) | \n(37) | \n(122) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n2.606 | \n419 | \n1.005 | \n452 | \n36 | \n487 | \n21 | \n796 | \n5.822 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n3.217 | \n1.235 | \n2.095 | \n873 | \n97 | \n1.067 | \n57 | \n1.049 | \n9.690 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n611 | \n816 | \n1.090 | \n421 | \n61 | \n580 | \n36 | \n253 | \n3.868 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n2.142 | \n148 | \n682 | \n457 | \n19 | \n595 | \n42 | \n361 | \n4.446 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n14 | \n570 | \n402 | \n133 | \n19 | \n110 | \n14 | \n322 | \n1.584 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(145) | \n(219) | \n(315) | \n(74) | \n(18) | \n(125) | \n(12) | \n(65) | \n(973) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n | \n | \n(3) | \n | \n(2) | \n | \n | \n(36) | \n(41) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n | \n3 | \n | \n | \n | \n | \n2 | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(71) | \n(8) | \n(5) | \n4 | \n | \n(2) | \n | \n(7) | \n(89) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n3 | \n | \n10 | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n37 | \n(42) | \n(40) | \n(28) | \n(1) | \n(1) | \n(27) | \n(9) | \n(111) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.977 | \n449 | \n724 | \n492 | \n17 | \n580 | \n17 | \n578 | \n4.834 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n2.409 | \n985 | \n1.593 | \n822 | \n81 | \n1.039 | \n47 | \n826 | \n7.802 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n432 | \n536 | \n869 | \n330 | \n64 | \n459 | \n30 | \n248 | \n2.968 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su attivit\u00e0 materiali e immateriali.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\nIl diritto di utilizzo beni in leasing \u201cRoU\u201d di \u20ac5.822 milioni \u00e8 riferito
\nprincipalmente: (i) al settore Exploration & Production per \u20ac4.266
\nmilioni (\u20ac3.333 milioni al 31 dicembre 2023) e riguarda principal-
\nmente i leasing di unit\u00e0 navali FPSO utilizzate nello sviluppo dei
\nprogetti offshore OCTP in Ghana e Area 1 in Messico della durata
\ncompresa tra 13 e 17 anni comprensiva dell\u2019opzione di rinnovo,
\nnonch\u00e9 il noleggio pluriennale di impianti di perforazione offshore
\n(\u201crig\u201d) in relazione alla sola lease component e le locazioni di mez-
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\nzi navali per le attivit\u00e0 di shipping; (ii) alla linea di business Enilive
\nper \u20ac519 milioni (\u20ac565 milioni al 31 dicembre 2023) e riguarda le
\nconcessioni autostradali, le locazioni di terreni, le locazioni di sta-
\nzioni di servizio per le attivit\u00e0 di commercializzazione dei prodotti
\npetroliferi e il parco auto dedicato al business car sharing; (iii) al
\nsettore Corporate e Altre attivit\u00e0 per \u20ac476 milioni (\u20ac515 milioni al
\n31 dicembre 2023) e riguarda principalmente i contratti di affitto
\ndi beni per l\u2019attivit\u00e0 di staff (immobili e informatica).
\nGli incrementi sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production
\nper \u20ac1.695 milioni e riguardano in particolare mezzi navali di produ-
\nzione e stoccaggio (FPSO) per \u20ac630 milioni, mezzi navali e relative
\nbasi logistiche per trasporto Oil & Gas per \u20ac469 milioni, di cui \u20ac353
\nmilioni della Eni Trade & Biofuels SpA e il noleggio di \u201crig\u201d di perfo-
\nrazione per \u20ac294 milioni. I principali contratti riguardano asset in
\nCosta d\u2019Avorio, Congo e Italia; (ii) alla linea di business Enilive \u20ac91
\nmilioni e riguardano in particolare nuovi contratti ed estensione
\ndi contratti esistenti relativi a concessioni autostradali, locazione
\nterreni, locazione stazioni di servizio e al parco auto dedicato al
\nbusiness car sharing; (iii) al settore Corporate e Altre attivit\u00e0 per
\n\u20ac75 milioni e riguardano in particolare il rinnovo della flotta aerea di
\nServizi Aerei SpA per \u20ac53 milioni.
\nI principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l\u2019asset non \u00e8
\nstato ancora messo a disposizione riguardano: (i) un contratto dal
\nvalore nominale di \u20ac329 milioni relativo alla locazione di uffici della
\ndurata di 20 anni comprensivo dell\u2019opzione di proroga per ulteriori 6
\nanni; (ii) contratti di capacit\u00e0 di stoccaggio e di noleggio navi time
\ncharter per \u20ac16 milioni.
\nI principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono
\nriflessi nella determinazione della passivit\u00e0 per leasing sono re-
\nlativi a opzioni di proroga o risoluzione in essere al 31 dicembre
\n2024 di: (i) contratti di asset a servizio del business upstream
\nper \u20ac855 milioni; (ii) contratti di locazione di stazioni di servizio
\nper le attivit\u00e0 di commercializzazione dei prodotti petroliferi per
\n\u20ac131 milioni; (iii) contratti di locazione di immobili ad uso uffici
\nper \u20ac287 milioni.
\nLe passivit\u00e0 per beni in leasing si analizzano come segue:
\n\n\n
\n\n\n | \nQuote\u2002a\u2002breve\u2002 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \ndi\u2002passivit\u00e0\u2002per\u2002beni\u2002 | \nPassivit\u00e0\u2002per\u2002beni | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nin leasing a lungo | \nin leasing a lungo | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ntermine | \ntermine | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n1.128 | \n4.208 | \n5.336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n | \n2.109 | \n2.109 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.194) | \n(11) | \n(1.205) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n36 | \n175 | \n211 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n35 | \n15 | \n50 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n1.274 | \n(1.322) | \n(48) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n1.279 | \n5.174 | \n6.453 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n884 | \n4.067 | \n4.951 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n | \n1.584 | \n1.584 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(949) | \n(14) | \n(963) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(16) | \n(81) | \n(97) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n1 | \n12 | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n1.208 | \n(1.360) | \n(152) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n1.128 | \n4.208 | \n5.336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\nLa passivit\u00e0 per beni in leasing \u00e8 riferibile per \u20ac616 milioni (\u20ac480 mi-
\nlioni al 31 dicembre 2023) alla quota delle passivit\u00e0 di competenza di
\njoint operator nei progetti a guida Eni che sar\u00e0 recuperata attraverso
\nil meccanismo di riaddebito delle cash call.
\nIl totale dei flussi finanziari in uscita per leasing comprende: (i) i paga-
\nmenti per il rimborso della quota capitale della passivit\u00e0 per beni in lea-
\nsing per \u20ac1.205 milioni; (ii) gli interessi passivi pagati per \u20ac305 milioni.
\nLa passivit\u00e0 per beni in leasing \u00e8 denominata in dollari USA per
\n\u20ac4.510 milioni e in euro per \u20ac1.723 milioni (rispettivamente, \u20ac3.573
\nmilioni e \u20ac1.608 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe altre variazioni relative al diritto di utilizzo beni in leasing e alle
\npassivit\u00e0 per beni in leasing riguardano essenzialmente la chiusura
\nanticipata o la rinegoziazione di contratti di leasing.
\nI debiti per beni in leasing verso parti correlate sono indicati alla
\nnota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
\nGli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue:
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri ricavi e proventi | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - proventi da remeasurement delle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n14 | \n17 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n14 | \n17 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Acquisti, prestazioni e costi diversi | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oneri da remeasurement delle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n3 | \n3 | \n1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - leasing di breve durata | \n81 | \n59 | \n113 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - leasing di modico valore | \n37 | \n37 | \n27 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - canoni di leasing variabili non inclusi nelle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n22 | \n20 | \n14 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(5) | \n(5) | \n(5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n138 | \n114 | \n150 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti, svalutazioni nette e radiazioni | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing | \n1.199 | \n973 | \n1.013 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - capitalizzazioni ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n(277) | \n(199) | \n(186) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - svalutazioni diritto di utilizzo beni in leasing | \n40 | \n41 | \n18 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - riprese di valore diritto di utilizzo beni in leasing | \n(4) | \n(5) | \n(14) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - radiazioni diritto di utilizzo beni in leasing | \n3 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n961 | \n810 | \n831 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - interessi passivi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(314) | \n(267) | \n(315) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oneri finanziari su passivit\u00e0 per beni in leasing imputati ad attivit\u00e0 materiali | \n17 | \n11 | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - differenze di cambio nette su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(36) | \n19 | \n(4) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(333) | \n(237) | \n(311) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n
\n
\n
\n
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nMezzi\u2002navali\u2002di produzione e stoccaggio (FPSO) | \nMezzi\u2002navali\u2002di\u2002perforazione\u2002(Drilling rig) | \nMezzi\u2002navali\u2002e\u2002relative\u2002basi\u2002logistiche per trasporto Oil & Gas | \nConcessioni autostradali e locazione stazioni di\u2002servizio | \nStrutture di logistica per la distribuzione Oil & Gas | \nImmobili per\u2002uffici | \nAutoveicoli | \nAltre tipologie | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n1.977 | \n449 | \n724 | \n492 | \n17 | \n580 | \n17 | \n578 | \n4.834 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n630 | \n294 | \n690 | \n59 | \n53 | \n52 | \n19 | \n317 | \n2.114 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(146) | \n(342) | \n(391) | \n(79) | \n(22) | \n(132) | \n(14) | \n(73) | \n(1.199) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n | \n | \n(4) | \n(21) | \n(10) | \n | \n | \n(5) | \n(40) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n145 | \n19 | \n5 | \n(1) | \n | \n7 | \n | \n18 | \n193 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n38 | \n | \n | \n | \n5 | \n1 | \n(2) | \n42 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n | \n(39) | \n(19) | \n2 | \n(2) | \n(25) | \n(2) | \n(37) | \n(122) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n2.606 | \n419 | \n1.005 | \n452 | \n36 | \n487 | \n21 | \n796 | \n5.822 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n3.217 | \n1.235 | \n2.095 | \n873 | \n97 | \n1.067 | \n57 | \n1.049 | \n9.690 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n611 | \n816 | \n1.090 | \n421 | \n61 | \n580 | \n36 | \n253 | \n3.868 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n2.142 | \n148 | \n682 | \n457 | \n19 | \n595 | \n42 | \n361 | \n4.446 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n14 | \n570 | \n402 | \n133 | \n19 | \n110 | \n14 | \n322 | \n1.584 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(145) | \n(219) | \n(315) | \n(74) | \n(18) | \n(125) | \n(12) | \n(65) | \n(973) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n | \n | \n(3) | \n | \n(2) | \n | \n | \n(36) | \n(41) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n | \n3 | \n | \n | \n | \n | \n2 | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(71) | \n(8) | \n(5) | \n4 | \n | \n(2) | \n | \n(7) | \n(89) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n3 | \n | \n10 | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n37 | \n(42) | \n(40) | \n(28) | \n(1) | \n(1) | \n(27) | \n(9) | \n(111) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.977 | \n449 | \n724 | \n492 | \n17 | \n580 | \n17 | \n578 | \n4.834 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n2.409 | \n985 | \n1.593 | \n822 | \n81 | \n1.039 | \n47 | \n826 | \n7.802 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n432 | \n536 | \n869 | \n330 | \n64 | \n459 | \n30 | \n248 | \n2.968 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su attivit\u00e0 materiali e immateriali.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag1169": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \nQuote\u2002a\u2002breve\u2002 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \ndi\u2002passivit\u00e0\u2002per\u2002beni\u2002 | \nPassivit\u00e0\u2002per\u2002beni | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nin leasing a lungo | \nin leasing a lungo | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ntermine | \ntermine | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n1.128 | \n4.208 | \n5.336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n | \n2.109 | \n2.109 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.194) | \n(11) | \n(1.205) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n36 | \n175 | \n211 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n35 | \n15 | \n50 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n1.274 | \n(1.322) | \n(48) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n1.279 | \n5.174 | \n6.453 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n884 | \n4.067 | \n4.951 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n | \n1.584 | \n1.584 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(949) | \n(14) | \n(963) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(16) | \n(81) | \n(97) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n1 | \n12 | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n1.208 | \n(1.360) | \n(152) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n1.128 | \n4.208 | \n5.336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag1170": {
"value": "Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue:\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri ricavi e proventi | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - proventi da remeasurement delle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n14 | \n17 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n14 | \n17 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Acquisti, prestazioni e costi diversi | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oneri da remeasurement delle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n3 | \n3 | \n1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - leasing di breve durata | \n81 | \n59 | \n113 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - leasing di modico valore | \n37 | \n37 | \n27 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - canoni di leasing variabili non inclusi nelle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n22 | \n20 | \n14 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(5) | \n(5) | \n(5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n138 | \n114 | \n150 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti, svalutazioni nette e radiazioni | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing | \n1.199 | \n973 | \n1.013 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - capitalizzazioni ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n(277) | \n(199) | \n(186) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - svalutazioni diritto di utilizzo beni in leasing | \n40 | \n41 | \n18 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - riprese di valore diritto di utilizzo beni in leasing | \n(4) | \n(5) | \n(14) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - radiazioni diritto di utilizzo beni in leasing | \n3 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n961 | \n810 | \n831 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - interessi passivi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(314) | \n(267) | \n(315) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oneri finanziari su passivit\u00e0 per beni in leasing imputati ad attivit\u00e0 materiali | \n17 | \n11 | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - differenze di cambio nette su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(36) | \n19 | \n(4) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(333) | \n(237) | \n(311) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag1145": {
"value": "\n
\n\n
\n14\u2002 \u2002Attivit\u00e0\u2002immateriali
\n\n\n
\n\n\n | \n | \nDiritti di | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nbrevetto\u2002 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nindustriale | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne diritti di | \n | \nAttivit\u00e0\u2002 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nDiritti | \nutilizzazione | \nAltre | \nimmateriali | \n | \nAltre | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \ne potenziale | \ndelle opere | \nattivit\u00e0\u2002 | \na\u2002vita\u2002utile\u2002 | \n | \nattivit\u00e0\u2002a\u2002vita\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nesplorativo | \ndell'ingegno | \nimmateriali | \ndefinita | \nGoodwill | \nutile\u2002indefinita | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n663 | \n450 | \n2.107 | \n3.220 | \n3.133 | \n26 | \n6.379 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n14 | \n31 | \n441 | \n486 | \n | \n | \n486 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n4 | \n4 | \n | \n | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(6) | \n(98) | \n(289) | \n(393) | \n | \n | \n(393) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(10) | \n | \n(12) | \n(22) | \n(9) | \n | \n(31) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(153) | \n | \n(2) | \n(155) | \n | \n | \n(155) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n | \n73 | \n73 | \n36 | \n | \n109 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n31 | \n | \n12 | \n43 | \n | \n | \n43 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(5) | \n14 | \n(24) | \n(15) | \n7 | \n | \n(8) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n534 | \n397 | \n2.310 | \n3.241 | \n3.167 | \n26 | \n6.434 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n1.197 | \n2.166 | \n5.190 | \n8.553 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n663 | \n1.769 | \n2.880 | \n5.312 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n793 | \n176 | \n1.394 | \n2.363 | \n3.138 | \n24 | \n5.525 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n20 | \n41 | \n415 | \n476 | \n | \n | \n476 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(8) | \n(92) | \n(255) | \n(355) | \n | \n | \n(355) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(22) | \n | \n(17) | \n(39) | \n(6) | \n | \n(45) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n11 | \n | \n | \n11 | \n | \n | \n11 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(85) | \n | \n(3) | \n(88) | \n | \n | \n(88) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n291 | \n461 | \n752 | \n25 | \n2 | \n779 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(19) | \n | \n(1) | \n(20) | \n | \n | \n(20) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(27) | \n34 | \n113 | \n120 | \n(24) | \n | \n96 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n663 | \n450 | \n2.107 | \n3.220 | \n3.133 | \n26 | \n6.379 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n1.295 | \n2.119 | \n4.674 | \n8.088 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n632 | \n1.669 | \n2.567 | \n4.868 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI diritti e potenziale esplorativo riguardano il valore di libro residuo
\ndei bonus di firma e dei costi di acquisizione di licenze esplorative
\nrelativi ad aree con riserve proved, oggetto di ammortamento in
\nbase al criterio UOP e di impairment test, e aree con riserve unpro-
\nved i cui costi sono sospesi in attesa dell\u2019esito dell\u2019attivit\u00e0 esplora-
\ntiva o fintantoch\u00e9 \u00e8 confermato il committment del management
\nnell\u2019iniziativa. Gli investimenti dell\u2019anno riguardano bonus di firma
\nrelativi a nuovi acreage esplorativi principalmente in Costa d\u2019Avorio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n
\n
\n
\nL\u2019analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attivit\u00e0 \u00e8 la seguente:
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti esplorativi proved | \n79 | \n91 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti esplorativi unproved | \n455 | \n572 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n534 | \n663 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere
\ndell\u2019ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di
\nsviluppo interno di software, diritti di utilizzazione di processi pro-
\nduttivi e diritti di utilizzazione di software.
\nLe radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di \u20ac153 milioni sono
\nriferite all\u2019abbandono delle iniziative sottostanti.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento relativa alle attivit\u00e0 imma-
\nteriali a vita utile definita riguarda: (i) per \u20ac50 milioni le acquisizioni di
\nattivit\u00e0 rinnovabili effettuate in Spagna da Plenitude; (ii) per \u20ac23 mi-
\nlioni l\u2019acquisizione del 100% delle societ\u00e0 Atenoil con sede in Spagna,
\nche operano nel settore delle stazioni di servizio con 21 punti vendita
\nnelle regioni di Madrid, Andalusia e Castiglia-La Mancia.
\nLe altre attivit\u00e0 immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze e
\nmarchi e diritti simili per \u20ac1.154 milioni (\u20ac1.148 milioni al 31 dicem-
\nbre 2023) di cui \u20ac898 milioni relativi alla linea di business Plenitude
\nessenzialmente per attivit\u00e0 connesse a fonti di energia rinnovabili
\n(\u20ac879 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attivit\u00e0 per acquisizione di
\nclientela della linea di business Plenitude di \u20ac412 milioni (\u20ac393 mi-
\nlioni al 31 dicembre 2023); (iii) customer relationship per \u20ac84 mi-
\nlioni rilevati a seguito dell\u2019acquisizione del gruppo Finproject (\u20ac92
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nI principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi
\nnei seguenti intervalli e sono rimasti invariati rispetto all\u2019esercizio
\n2023:
\n\n\n
\n\n\n| (%) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti e potenziale esplorativo | \nUOP | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Concessioni, licenze, marchi e diritti simili | \n3 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | \n20 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per acquisizione della clientela | \n17 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre immobilizzazioni immateriali | \n3 - 20 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl saldo finale della voce goodwill \u00e8 al netto di svalutazioni cumulate per un totale di \u20ac2.692 milioni. I
\n\nl goodwill per settore di attivit\u00e0 e linea
\ndi business si analizza come segue:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plenitude | \n2.916 | \n2.909 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Enilive | \n121 | \n100 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Chimica | \n117 | \n112 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n13 | \n12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.167 | \n3.133 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento relativa al goodwill \u00e8 rife-
\nrita: (i) per \u20ac28 milioni all\u2019acquisizione delle societ\u00e0 Atenoil; (ii) per
\n\u20ac5 milioni all\u2019acquisizione effettuate nell\u2019ambito delle attivit\u00e0 retail
\ndi Plenitude.
\nI contributi portati a decremento delle attivit\u00e0 immateriali ammon-
\ntano a \u20ac37 milioni (\u20ac28 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe informazioni sulle allocazioni del goodwill derivanti dalle opera-
\nzioni di business combination sono fornite alla nota n. 5 - Business
\ncombination e altre transazioni significative.
\nIl goodwill rilevato a seguito di business combination \u00e8 attribuito
\nalle cash generating unit (\u201cCGU\u201d) che beneficiano delle sinergie de-
\nrivanti dall\u2019acquisizione.
\nLa linea di business Plenitude \u00e8 attiva nella commercializzazione
\nretail di gas naturale ed energia elettrica, nella generazione di ener-
\ngia elettrica da fonti rinnovabili e nella gestione di una rete di punti
\ndi ricarica per veicoli elettrici. Plenitude ha fatto diverse acquisizio-
\nni in ciascuna delle suddette attivit\u00e0 che hanno portato alla rileva-
\nzione di valori significativi di goodwill.
\nIl goodwill allocato al business retail di gas naturale ed energia elet-
\ntrica \u00e8 pari a \u20ac1.220 milioni ed \u00e8 stato sottoposto a test di recupera-
\nbilit\u00e0 creando un\u2019unica CGU che copre tutti i mercati europei in cui
\nPlenitude svolge le proprie attivit\u00e0 retail, considerando l\u2019esistenza
\ndi sinergie cross-market e da integrazione geografica. In sede di
\nimpairment test la CGU Retail conferma la tenuta del valore di libro
\ndel goodwill.
\nLa recuperabilit\u00e0 del valore di libro della CGU Retail, compreso l\u2019am-
\nmontare del goodwill allocato, \u00e8 stata verificata mediante confron-
\nto con il valore d\u2019uso stimato sulla base dei flussi di cassa del piano
\nquadriennale approvato dal management e di un valore terminale
\ncalcolato con il metodo della perpetuity dell\u2019ultimo anno del piano
\nassumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a
\nzero, invariato rispetto al 2023. I flussi di cassa sono stati attualiz-
\nzati al WACC post-tax dell\u2019attivit\u00e0 retail rettificato per il rischio dei
\nPaesi di operativit\u00e0, compresi in un intorno del 4,4-4,7%, corrispon-
\ndenti ad un range tra il 5,6% e il 6,4% pre-tax. Non vi sono ipotesi ra-
\nzionali di variazione del tasso di sconto, del tasso di crescita, della
\nredditivit\u00e0 o dei volumi che comportino l\u2019azzeramento dell\u2019headro-
\nom di circa \u20ac6 miliardi del valore d\u2019uso della CGU Retail rispetto al
\nvalore di libro, compreso il goodwill ad essa allocato.
\nLa linea di business Plenitude relativa alle energie rinnovabili com-
\nprende un goodwill di \u20ac978 milioni relativo alle operazioni di business
\ncombination eseguite in Italia e nei principali mercati europei di ope-
\nrativit\u00e0 (Spagna, Francia e Grecia). Ai fini del test di recuperabilit\u00e0 le
\nattivit\u00e0 sono state raggruppate per CGU omogenee, corrispondenti
\nad aree geografiche, avuto riguardo ad aspetti tecnici, economici e
\ncontrattuali. La recuperabilit\u00e0 del goodwill \u00e8 stata valutata con rife-
\nrimento al complesso delle CGU. L\u2019impairment test per la verifica di
\nrecuperabilit\u00e0 dei valori di libro compreso il goodwill allocato \u00e8 stato
\neseguito sulla base del metodo dei flussi di cassa scontati che com-
\nprendono per i primi quattro anni di proiezione il piano aziendale ap-
\nprovato dal management; per gli anni successivi la proiezione coin-
\ncide con la vita economico tecnica degli impianti utilizzando flussi
\ndi cassa normalizzati. I flussi di cassa sono stati determinati sulla
\nbase di previsioni di prezzi all\u2019ingrosso dell\u2019energia elettrica stimate
\ndal management, differenziate per area geografica; per l\u2019Italia \u00e8 stato
\nassunto un prezzo medio di circa 120 \u20ac/Kwh nel quadriennio e di cir-
\nca \u20ac100-110 nel lungo termine. I flussi di cassa sono stati attualizzati
\na WACC compresi tra il 5,2% e l\u20198,8%, corrispondenti ad un range tra il
\n6,7% e l\u201911% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilit\u00e0 dei valori di
\nlibro compreso il goodwill allocato. L\u2019headroom di circa \u20ac352 milioni
\nsi azzera in caso di incremento medio di 0,8% del WACC o di una
\nriduzione dei prezzi dell\u2019energia elettrica di circa l\u20198%.
\nIl goodwill della linea di business Plenitude relativo all\u2019attivit\u00e0 mobili-
\nt\u00e0 elettrica pari a \u20ac718 milioni \u00e8 riferito all\u2019acquisizione avvenuta nel
\n2021 del 100% di Be Power SpA che tramite la controllata Be Char-
\nge \u00e8 il secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture
\ndi ricarica per la mobilit\u00e0 elettrica ed \u00e8 stato valutato aggiornando il
\nmodello di valutazione dell\u2019operazione. Tale goodwill \u00e8 stato testato
\nai fini della recuperabilit\u00e0 sulla base delle proiezioni dei flussi di cassa
\nespliciti per 10 anni e, successivamente, proiezioni basate sul metodo
\ndella perpetuity dell\u2019ultimo anno normalizzato, utilizzando un tasso
\ndi crescita in termini nominali rischiato rispetto alle proiezioni sullo
\nsviluppo del mercato dei veicoli elettrici fornite da primari provider
\ndi mercato. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC del 12%,
\ncorrispondenti al 14,2% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilit\u00e0
\ndei valori di libro compreso il goodwill allocato. L\u2019headroom di circa
\n\u20ac384 milioni si azzera in caso di incremento di 1,7% del WACC o di un
\nsostanziale azzeramento del tasso di crescita.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n14\u2002 \u2002Attivit\u00e0\u2002immateriali
\n\n\n
\n\n\n | \n | \nDiritti di | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nbrevetto\u2002 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nindustriale | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne diritti di | \n | \nAttivit\u00e0\u2002 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nDiritti | \nutilizzazione | \nAltre | \nimmateriali | \n | \nAltre | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \ne potenziale | \ndelle opere | \nattivit\u00e0\u2002 | \na\u2002vita\u2002utile\u2002 | \n | \nattivit\u00e0\u2002a\u2002vita\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nesplorativo | \ndell'ingegno | \nimmateriali | \ndefinita | \nGoodwill | \nutile\u2002indefinita | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n663 | \n450 | \n2.107 | \n3.220 | \n3.133 | \n26 | \n6.379 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n14 | \n31 | \n441 | \n486 | \n | \n | \n486 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n4 | \n4 | \n | \n | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(6) | \n(98) | \n(289) | \n(393) | \n | \n | \n(393) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(10) | \n | \n(12) | \n(22) | \n(9) | \n | \n(31) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(153) | \n | \n(2) | \n(155) | \n | \n | \n(155) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n | \n73 | \n73 | \n36 | \n | \n109 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n31 | \n | \n12 | \n43 | \n | \n | \n43 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(5) | \n14 | \n(24) | \n(15) | \n7 | \n | \n(8) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n534 | \n397 | \n2.310 | \n3.241 | \n3.167 | \n26 | \n6.434 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n1.197 | \n2.166 | \n5.190 | \n8.553 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n663 | \n1.769 | \n2.880 | \n5.312 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n793 | \n176 | \n1.394 | \n2.363 | \n3.138 | \n24 | \n5.525 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n20 | \n41 | \n415 | \n476 | \n | \n | \n476 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(8) | \n(92) | \n(255) | \n(355) | \n | \n | \n(355) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(22) | \n | \n(17) | \n(39) | \n(6) | \n | \n(45) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n11 | \n | \n | \n11 | \n | \n | \n11 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(85) | \n | \n(3) | \n(88) | \n | \n | \n(88) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n291 | \n461 | \n752 | \n25 | \n2 | \n779 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(19) | \n | \n(1) | \n(20) | \n | \n | \n(20) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(27) | \n34 | \n113 | \n120 | \n(24) | \n | \n96 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n663 | \n450 | \n2.107 | \n3.220 | \n3.133 | \n26 | \n6.379 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n1.295 | \n2.119 | \n4.674 | \n8.088 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n632 | \n1.669 | \n2.567 | \n4.868 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI diritti e potenziale esplorativo riguardano il valore di libro residuo
\ndei bonus di firma e dei costi di acquisizione di licenze esplorative
\nrelativi ad aree con riserve proved, oggetto di ammortamento in
\nbase al criterio UOP e di impairment test, e aree con riserve unpro-
\nved i cui costi sono sospesi in attesa dell\u2019esito dell\u2019attivit\u00e0 esplora-
\ntiva o fintantoch\u00e9 \u00e8 confermato il committment del management
\nnell\u2019iniziativa. Gli investimenti dell\u2019anno riguardano bonus di firma
\nrelativi a nuovi acreage esplorativi principalmente in Costa d\u2019Avorio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\nL\u2019analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attivit\u00e0 \u00e8 la seguente:
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti esplorativi proved | \n79 | \n91 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti esplorativi unproved | \n455 | \n572 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n534 | \n663 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere
\ndell\u2019ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di
\nsviluppo interno di software, diritti di utilizzazione di processi pro-
\nduttivi e diritti di utilizzazione di software.
\nLe radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di \u20ac153 milioni sono
\nriferite all\u2019abbandono delle iniziative sottostanti.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento relativa alle attivit\u00e0 imma-
\nteriali a vita utile definita riguarda: (i) per \u20ac50 milioni le acquisizioni di
\nattivit\u00e0 rinnovabili effettuate in Spagna da Plenitude; (ii) per \u20ac23 mi-
\nlioni l\u2019acquisizione del 100% delle societ\u00e0 Atenoil con sede in Spagna,
\nche operano nel settore delle stazioni di servizio con 21 punti vendita
\nnelle regioni di Madrid, Andalusia e Castiglia-La Mancia.
\nLe altre attivit\u00e0 immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze e
\nmarchi e diritti simili per \u20ac1.154 milioni (\u20ac1.148 milioni al 31 dicem-
\nbre 2023) di cui \u20ac898 milioni relativi alla linea di business Plenitude
\nessenzialmente per attivit\u00e0 connesse a fonti di energia rinnovabili
\n(\u20ac879 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attivit\u00e0 per acquisizione di
\nclientela della linea di business Plenitude di \u20ac412 milioni (\u20ac393 mi-
\nlioni al 31 dicembre 2023); (iii) customer relationship per \u20ac84 mi-
\nlioni rilevati a seguito dell\u2019acquisizione del gruppo Finproject (\u20ac92
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nI principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi
\nnei seguenti intervalli e sono rimasti invariati rispetto all\u2019esercizio
\n2023:
\n\n\n
\n\n\n| (%) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti e potenziale esplorativo | \nUOP | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Concessioni, licenze, marchi e diritti simili | \n3 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | \n20 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per acquisizione della clientela | \n17 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre immobilizzazioni immateriali | \n3 - 20 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl saldo finale della voce goodwill \u00e8 al netto di svalutazioni cumulate per un totale di \u20ac2.692 milioni. I
\n\nl goodwill per settore di attivit\u00e0 e linea
\ndi business si analizza come segue:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plenitude | \n2.916 | \n2.909 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Enilive | \n121 | \n100 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Chimica | \n117 | \n112 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n13 | \n12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.167 | \n3.133 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento relativa al goodwill \u00e8 rife-
\nrita: (i) per \u20ac28 milioni all\u2019acquisizione delle societ\u00e0 Atenoil; (ii) per
\n\u20ac5 milioni all\u2019acquisizione effettuate nell\u2019ambito delle attivit\u00e0 retail
\ndi Plenitude.
\nI contributi portati a decremento delle attivit\u00e0 immateriali ammon-
\ntano a \u20ac37 milioni (\u20ac28 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe informazioni sulle allocazioni del goodwill derivanti dalle opera-
\nzioni di business combination sono fornite alla nota n. 5 - Business
\ncombination e altre transazioni significative.
\nIl goodwill rilevato a seguito di business combination \u00e8 attribuito
\nalle cash generating unit (\u201cCGU\u201d) che beneficiano delle sinergie de-
\nrivanti dall\u2019acquisizione.
\nLa linea di business Plenitude \u00e8 attiva nella commercializzazione
\nretail di gas naturale ed energia elettrica, nella generazione di ener-
\ngia elettrica da fonti rinnovabili e nella gestione di una rete di punti
\ndi ricarica per veicoli elettrici. Plenitude ha fatto diverse acquisizio-
\nni in ciascuna delle suddette attivit\u00e0 che hanno portato alla rileva-
\nzione di valori significativi di goodwill.
\nIl goodwill allocato al business retail di gas naturale ed energia elet-
\ntrica \u00e8 pari a \u20ac1.220 milioni ed \u00e8 stato sottoposto a test di recupera-
\nbilit\u00e0 creando un\u2019unica CGU che copre tutti i mercati europei in cui
\nPlenitude svolge le proprie attivit\u00e0 retail, considerando l\u2019esistenza
\ndi sinergie cross-market e da integrazione geografica. In sede di
\nimpairment test la CGU Retail conferma la tenuta del valore di libro
\ndel goodwill.
\nLa recuperabilit\u00e0 del valore di libro della CGU Retail, compreso l\u2019am-
\nmontare del goodwill allocato, \u00e8 stata verificata mediante confron-
\nto con il valore d\u2019uso stimato sulla base dei flussi di cassa del piano
\nquadriennale approvato dal management e di un valore terminale
\ncalcolato con il metodo della perpetuity dell\u2019ultimo anno del piano
\nassumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a
\nzero, invariato rispetto al 2023. I flussi di cassa sono stati attualiz-
\nzati al WACC post-tax dell\u2019attivit\u00e0 retail rettificato per il rischio dei
\nPaesi di operativit\u00e0, compresi in un intorno del 4,4-4,7%, corrispon-
\ndenti ad un range tra il 5,6% e il 6,4% pre-tax. Non vi sono ipotesi ra-
\nzionali di variazione del tasso di sconto, del tasso di crescita, della
\nredditivit\u00e0 o dei volumi che comportino l\u2019azzeramento dell\u2019headro-
\nom di circa \u20ac6 miliardi del valore d\u2019uso della CGU Retail rispetto al
\nvalore di libro, compreso il goodwill ad essa allocato.
\nLa linea di business Plenitude relativa alle energie rinnovabili com-
\nprende un goodwill di \u20ac978 milioni relativo alle operazioni di business
\ncombination eseguite in Italia e nei principali mercati europei di ope-
\nrativit\u00e0 (Spagna, Francia e Grecia). Ai fini del test di recuperabilit\u00e0 le
\nattivit\u00e0 sono state raggruppate per CGU omogenee, corrispondenti
\nad aree geografiche, avuto riguardo ad aspetti tecnici, economici e
\ncontrattuali. La recuperabilit\u00e0 del goodwill \u00e8 stata valutata con rife-
\nrimento al complesso delle CGU. L\u2019impairment test per la verifica di
\nrecuperabilit\u00e0 dei valori di libro compreso il goodwill allocato \u00e8 stato
\neseguito sulla base del metodo dei flussi di cassa scontati che com-
\nprendono per i primi quattro anni di proiezione il piano aziendale ap-
\nprovato dal management; per gli anni successivi la proiezione coin-
\ncide con la vita economico tecnica degli impianti utilizzando flussi
\ndi cassa normalizzati. I flussi di cassa sono stati determinati sulla
\nbase di previsioni di prezzi all\u2019ingrosso dell\u2019energia elettrica stimate
\ndal management, differenziate per area geografica; per l\u2019Italia \u00e8 stato
\nassunto un prezzo medio di circa 120 \u20ac/Kwh nel quadriennio e di cir-
\nca \u20ac100-110 nel lungo termine. I flussi di cassa sono stati attualizzati
\na WACC compresi tra il 5,2% e l\u20198,8%, corrispondenti ad un range tra il
\n6,7% e l\u201911% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilit\u00e0 dei valori di
\nlibro compreso il goodwill allocato. L\u2019headroom di circa \u20ac352 milioni
\nsi azzera in caso di incremento medio di 0,8% del WACC o di una
\nriduzione dei prezzi dell\u2019energia elettrica di circa l\u20198%.
\nIl goodwill della linea di business Plenitude relativo all\u2019attivit\u00e0 mobili-
\nt\u00e0 elettrica pari a \u20ac718 milioni \u00e8 riferito all\u2019acquisizione avvenuta nel
\n2021 del 100% di Be Power SpA che tramite la controllata Be Char-
\nge \u00e8 il secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture
\ndi ricarica per la mobilit\u00e0 elettrica ed \u00e8 stato valutato aggiornando il
\nmodello di valutazione dell\u2019operazione. Tale goodwill \u00e8 stato testato
\nai fini della recuperabilit\u00e0 sulla base delle proiezioni dei flussi di cassa
\nespliciti per 10 anni e, successivamente, proiezioni basate sul metodo
\ndella perpetuity dell\u2019ultimo anno normalizzato, utilizzando un tasso
\ndi crescita in termini nominali rischiato rispetto alle proiezioni sullo
\nsviluppo del mercato dei veicoli elettrici fornite da primari provider
\ndi mercato. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC del 12%,
\ncorrispondenti al 14,2% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilit\u00e0
\ndei valori di libro compreso il goodwill allocato. L\u2019headroom di circa
\n\u20ac384 milioni si azzera in caso di incremento di 1,7% del WACC o di un
\nsostanziale azzeramento del tasso di crescita.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfIntangibleAssetsExplanatory",
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}
},
"Tag1149": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n | \nDiritti di | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nbrevetto\u2002 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nindustriale | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne diritti di | \n | \nAttivit\u00e0\u2002 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nDiritti | \nutilizzazione | \nAltre | \nimmateriali | \n | \nAltre | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \ne potenziale | \ndelle opere | \nattivit\u00e0\u2002 | \na\u2002vita\u2002utile\u2002 | \n | \nattivit\u00e0\u2002a\u2002vita\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nesplorativo | \ndell'ingegno | \nimmateriali | \ndefinita | \nGoodwill | \nutile\u2002indefinita | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n663 | \n450 | \n2.107 | \n3.220 | \n3.133 | \n26 | \n6.379 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n14 | \n31 | \n441 | \n486 | \n | \n | \n486 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n4 | \n4 | \n | \n | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(6) | \n(98) | \n(289) | \n(393) | \n | \n | \n(393) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(10) | \n | \n(12) | \n(22) | \n(9) | \n | \n(31) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(153) | \n | \n(2) | \n(155) | \n | \n | \n(155) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n | \n73 | \n73 | \n36 | \n | \n109 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n31 | \n | \n12 | \n43 | \n | \n | \n43 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(5) | \n14 | \n(24) | \n(15) | \n7 | \n | \n(8) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n534 | \n397 | \n2.310 | \n3.241 | \n3.167 | \n26 | \n6.434 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n1.197 | \n2.166 | \n5.190 | \n8.553 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n663 | \n1.769 | \n2.880 | \n5.312 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale netto | \n793 | \n176 | \n1.394 | \n2.363 | \n3.138 | \n24 | \n5.525 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n20 | \n41 | \n415 | \n476 | \n | \n | \n476 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(8) | \n(92) | \n(255) | \n(355) | \n | \n | \n(355) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(22) | \n | \n(17) | \n(39) | \n(6) | \n | \n(45) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n11 | \n | \n | \n11 | \n | \n | \n11 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(85) | \n | \n(3) | \n(88) | \n | \n | \n(88) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n291 | \n461 | \n752 | \n25 | \n2 | \n779 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(19) | \n | \n(1) | \n(20) | \n | \n | \n(20) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(27) | \n34 | \n113 | \n120 | \n(24) | \n | \n96 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n663 | \n450 | \n2.107 | \n3.220 | \n3.133 | \n26 | \n6.379 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n1.295 | \n2.119 | \n4.674 | \n8.088 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo ammortamento e svalutazione | \n632 | \n1.669 | \n2.567 | \n4.868 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti esplorativi proved | \n79 | \n91 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti esplorativi unproved | \n455 | \n572 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n534 | \n663 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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},
"Tag1168": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (%) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti e potenziale esplorativo | \nUOP | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Concessioni, licenze, marchi e diritti simili | \n3 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | \n20 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per acquisizione della clientela | \n17 - 33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre immobilizzazioni immateriali | \n3 - 20 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
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"Tag1152": {
"value": "\nl goodwill per settore di attivit\u00e0 e linea
\ndi business si analizza come segue:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plenitude | \n2.916 | \n2.909 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Enilive | \n121 | \n100 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Chimica | \n117 | \n112 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n13 | \n12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.167 | \n3.133 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfGoodwillExplanatory",
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}
},
"Tag1161": {
"value": "\n15\u2002 \u2002Riprese\u2002di\u2002valore\u2002(svalutazioni)\u2002nette\u2002di\u2002attivit\u00e0\u2002materiali,\u2002immateriali\u2002e\u2002diritto\u2002di\u2002
\nutilizzo\u2002beni\u2002in\u2002leasing.\u2002Variabilit\u00e0\u2002dei\u2002risultati\u2002agli\u2002scenari\u2002di\u2002decarbonizzazione
\nLa recuperabilit\u00e0 dei valori d\u2019iscrizione delle cash generating unit
\n(CGU) Oil & Gas \u00e8 la pi\u00f9 importante delle stime contabili critiche del
\nbilancio Eni in ragione del peso del capitale investito del settore sul
\ntotale dell\u2019attivo consolidato. La determinazione dei flussi di cassa
\nattesi associati all\u2019uso delle CGU Oil & Gas \u00e8 funzione del giudizio e
\ndelle valutazioni soggettive del management in relazione al futuro
\nandamento di variabili caratterizzate da un\u2019elevata alea d\u2019incertezza
\nquali i prezzi degli idrocarburi, le vite utili degli asset, le proiezioni di
\ncosti operativi e di sviluppo, i volumi di riserve che saranno effettiva-
\nmente recuperati, il timing e i costi di decommissioning. Inoltre, la
\nrecuperabilit\u00e0 dei valori iscritti dipende dal continuo committment
\ndella Direzione nella prosecuzione delle attivit\u00e0 di sviluppo e dalle
\ndecisioni di capital allocation. La previsione dei prezzi degli idrocar-
\nburi incorpora le aspettative della Direzione sull\u2019andamento della do-
\nmanda e dell\u2019offerta petrolifera nel medio-lungo termine, basata su
\nassunzioni in merito a numerose variabili quali: la crescita macroe-
\nconomica, l\u2019evoluzione delle preferenze dei consumatori e del quadro
\nnormativo/politico degli Stati in materia di tutela dell\u2019ambiente e con-
\ntrasto al cambiamento climatico, il ritmo della transizione energeti-
\nca, il ruolo delle tecnologie, nonch\u00e9 i piani produttivi delle compagnie
\npetrolifere indipendenti e il ruolo dell\u2019alleanza dei produttori dell\u2019O-
\nPEC+. Le previsioni di prezzo dell\u2019Eni sono oggetto di benchmark con
\nle view di banche d\u2019affari e dei consulenti energetici.
\nDi seguito le principali assunzioni di prezzo Eni per la valutazione
\ndi recuperabilit\u00e0 degli asset Oil & Gas, espressi in moneta reale
\n2023 per comparabilit\u00e0 con lo scenario IEA:
\n\n
\n\n\n | \nValori | \nValori in moneta reale 2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nnominali | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2025 | \n2025 | \n2028 | \n2030 | \n2040 | \n2050 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrolio Brent $/bbl | \n75 | \n65 | \n68 | \n69 | \n59 | \n49 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Prezzo del gas naturale TTF $/mmBtu | \n13 | \n10 | \n9 | \n7 | \n6,6 | \n6,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Tale scenario non si discosta in misura significativa rispetto a quello
\nadottato nel bilancio precedente. I prezzi effettivi utilizzati nella de-
\nterminazione dei ricavi futuri delle propriet\u00e0 Oil & Gas nella verifica
\ndi recuperabilit\u00e0 sono derivati dai principali benchmark applicando
\nappropriati differenziali di prezzo stimati dal management per consi-
\nderare fattori quali le differenti qualit\u00e0 dei greggi, gli specifici mecca-
\nnismi di indicizzazione e andamenti regionali dei prezzi.
\nIl tasso di attualizzazione dei flussi di cassa futuri delle CGU \u00e8 stato
\nstimato come media ponderata del costo del capitale proprio (Ke)
\ne del capitale di debito, in base alla metodologia del Capital Asset
\nPricing Model. Nello specifico, il Ke considera sia il premio per il
\nrischio mercato non diversificabile misurato sulla base dei rendi-
\nmenti di lungo termine dello S&P500, sia un premio addizionale che
\nconsidera l\u2019esposizione ai rischi operativi dei Paesi di attivit\u00e0 e i ri-
\nschi della transizione energetica. Per le valutazioni del 2024, \u00e8 stato
\nstimato un costo del capitale di Gruppo di circa il 6%, in leggera
\nriduzione rispetto al 2023 per effetto della riduzione dei parametri
\ndi mercato (premio per il rischio equity e rendimenti attivi risk-free).
\nTale tasso \u00e8 declinato nei diversi paesi di conduzione delle attivit\u00e0
\nOil & Gas aggiungendo un premio differenziale rispetto al medio
\ndi portafoglio che sconta gli specifici rischi operativi di ciascuna
\ngeografia (WACC adjusted).
\nSulla base dello scenario prezzi descritto e dei WACC paese cos\u00ec
\ndeterminati, si registra la sostanziale tenuta dei valori d\u2019iscrizione
\ndelle propriet\u00e0, ad eccezione di propriet\u00e0 petrolifere in Congo e
\nAlaska i cui valori contabili sono stati allineati ai prezzi di vendi-
\nta (rispettivamente \u20ac1.077 milioni e \u20ac803 milioni) nell\u2019ambito di un
\nribilanciamento del portafoglio E&P con revisione delle priorit\u00e0 di
\nspesa diminuendo l\u2019impegno nelle future fasi di sviluppo di asset
\nmarginali e maggiore focus sui progetti \u201ccore\u201d in coerenza con la
\nstrategia. Inoltre, sono state registrate minori svalutazioni per re-
\nvisione riserve di giacimenti in Italia e in Turkmenistan (rispettiva-
\nmente \u20ac213 milioni e \u20ac88 milioni).
\nNel complesso il valore d\u2019uso delle propriet\u00e0 Oil & Gas stimato allo
\nscenario e ai tassi di attualizzazione Eni esprime un headroom (diffe-
\nrenza tra il valore d\u2019uso e i valori di libro) pari a circa il 68% del valore
\ndi libro degli asset. L\u2019headroom del portafoglio complessivo sconta i
\ncosti attesi che il Gruppo ha pianificato per l\u2019acquisto di crediti di car-
\nbonio nell\u2019ambito della strategia di compensazione delle emissioni
\ndelle attivit\u00e0 Oil & Gas, attraverso crediti di carbonio generati da \u201cna-
\ntural and technological based solutions\u201d. Nel calcolo sono inclusi gli
\nasset di tutte le societ\u00e0 consolidate, delle joint ventures e collegate.
\nSono esclusi le attivit\u00e0 di V\u00e5r Energi ASA, Azule Energy Holdings Ltd
\ne Ithaca Energy Plc.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nConsiderata la soggettivit\u00e0 delle assunzioni sottostanti la stima
\ndel valore d\u2019uso, il management ha elaborato le seguenti analisi
\ndi sensitivit\u00e0 dei valori degli asset Oil & Gas a differenti scenari
\nrispetto al caso base: (i) il primo scenario prevede un taglio lineare
\ndel 10% dei prezzi degli idrocarburi in tutti gli anni delle proiezioni
\ndi flussi di cassa; (ii) il secondo scenario prevede l\u2019incremento di
\nun punto percentuale del WACC adjusted in ciascun Paese di atti-
\nvit\u00e0; (iii) il terzo scenario assume le proiezioni di prezzi degli idro-
\ncarburi e di costi della CO
\n2
\n dello scenario di decarbonizzazione
\nNet Zero Emission 2050 (NZE 2050) elaborato dalla IEA dal 2030
\nin poi, integrate per gli anni antecedenti non coperti dalle proiezio-
\nni IEA, dalle previsioni di prezzo dello scenario Eni del piano qua-
\ndriennale approvato dalla Direzione e successiva interpolazione
\nlineare fino al 2030.
\nIl valore d\u2019uso complessivo delle propriet\u00e0 Oil & Gas calcolato utiliz-
\nzando i vari scenari di stress test evidenzia un margine \u201cheadroom\u201d
\nrispetto ai valori di libro; sono comunque possibili delle svalutazioni
\ncome riportato nella tabella successiva.
\nDi seguito i risultati in termini di variazione dell\u2019headroom e di poten-
\nziali impatti di conto economico pre-tax:
\n\n
\n\n\n | \nHeadroom valore d\u2019uso | \nPossibili | \nAssunzioni al 2050 | \n\n\n\n\n
\n\n | \ndelle CGU O&G vs. Valori di libro | \nsvalutazioni | \nin termini reali USD 2023 | \n\n\n\n\n
\n\n | \nCosti CO deducibili | \n\u20ac miliardi | \nPrezzo | \nPrezzo | \nCosto CO | \n\n\n\n\n
\n\n | \n2 | \n | \nBrent | \ngas europeo | \n2 | \n\n\n\n\n
\n\n| Scenario Eni | \n68% | \n | \n49 $/bbl | \n6,3 $/mmBTU | \nProiezioni costi CO2 EU/ETS + | \n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nprevisione costi di forestry | \n\n\n\n\n
\n\n| Haircut del 10% prezzi scenario Eni | \n51% | \n(0,8) | \n | \n | \nProiezioni costi CO2 EU/ETS + | \n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nprevisione costi di forestry | \n\n\n\n\n
\n\n| Scenario Eni con incremento WACC +1% | \n60% | \n(0,1) | \n | \n | \nProiezioni costi CO2 EU/ETS + | \n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nprevisione costi di forestry | \n\n\n\n\n
\n\n| Scenario IEA NZE 2050 | \n10% | \n(6,2) | \n25 $/bbl | \n4 $/mmBTU | \n250-180$ per tonnellata di CO(a) | \n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n2 | \n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Range di valori a seconda di economie avanzate, emergenti con e senza impegni net zero. Per le economie minori previsto un costo inferiore.
\nQueste sensitivity non considerano possibili azioni di recupero di va-
\nlore, quali riprogrammazione e/o cancellazione di attivit\u00e0 di sviluppo
\npianificate, rinegoziazioni contrattuali, effetto sui costi o azioni volte
\nad accelerare il pay-back period.
\nLa sensitivity non \u00e8 stata applicata alle linee di business Chimica e
\nGenerazione elettrica da gas a motivo dei valori contabili poco signi-
\nficatvi delle immobilizzazioni materiali (rispettivamente \u20ac547 milioni
\ne \u20ac862 milioni) e della vita economico-tecnica residua, mentre nes-
\nsun impatto pu\u00f2 essere associato alle raffinerie considerando che i
\nloro valori contabili sono pari a zero. Anche le bioraffineria (iscritte
\ncon un valore di \u20ac876 milioni) non sono comprese nell\u2019ambito dello
\nstress test poich\u00e9 non esposte al rischio di transizione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
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"language": "it",
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"Tag973": {
"value": "\n
\n16 Partecipazioni
\nPARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO
\n\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nPartecipazioni in imprese controllate | \nPartecipazioni in joint venture | \nPartecipazioni in imprese collegate | \nTotale | \nPartecipazioni in imprese controllate | \nPartecipazioni in\u2002joint\u2002venture | \nPartecipazioni in imprese collegate | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n53 | \n8.250 | \n4.327 | \n12.630 | \n50 | \n7.065 | \n4.977 | \n12.092 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Acquisizioni e sottoscrizioni | \n35 | \n450 | \n242 | \n727 | \n3 | \n1.024 | \n186 | \n1.213 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni e rimborsi | \n(2) | \n(291) | \n(33) | \n(326) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incremento per effetto del risultato | \n5 | \n795 | \n402 | \n1.202 | \n4 | \n818 | \n800 | \n1.622 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decremento per effetto del risultato | \n(12) | \n(123) | \n(181) | \n(316) | \n(3) | \n(149) | \n(129) | \n(281) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decremento per dividendi | \n(3) | \n(655) | \n(1.094) | \n(1.752) | \n(1) | \n(939) | \n(1.060) | \n(2.000) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n8 | \n635 | \n7 | \n650 | \n3 | \n13 | \n(227) | \n(211) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n | \n461 | \n206 | \n667 | \n(2) | \n(244) | \n(166) | \n(412) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(2) | \n(73) | \n743 | \n668 | \n(1) | \n662 | \n(54) | \n607 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n82 | \n9.449 | \n4.619 | \n14.150 | \n53 | \n8.250 | \n4.327 | \n12.630 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe acquisizioni e sottoscrizioni riguardano: (i) per \u20ac212 milioni
\nl\u2019acquisizione nella linea di business Plenitude di partecipazioni
\nnelle societ\u00e0 2023 Sol IX Llc (Eni 73,59%) e 2022 Sol VII Llc (Eni
\n75,26%) titolari di impianti fotovoltaici operativi negli Stati Uniti,
\ndella capacit\u00e0 complessiva installata di 0,38 GW in quota Plenitu-
\nde; (ii) per \u20ac160 milioni la sottoscrizione dell\u2019aumento di capitale
\ndi QatarEnergy LNG NFE (5) (Eni 25%) che partecipa con una quo-
\nta del 12,5% nel progetto North Field East (NFE) assicurando a Eni
\nuna quota del 3,125% nel megaprogetto del Qatar per lo sviluppo
\ndell\u2019LNG; (iii) per \u20ac90 milioni la sottoscrizione dell\u2019aumento di ca-
\npitale di V\u00e5rgr\u00f8nn AS, la joint venture (Eni 65%) che possiede la
\nquota del 20% nei progetti eolici offshore Doggerbank A, B e C nel
\nRegno Unito; (iv) per \u20ac69 milioni la sottoscrizione per costituzione
\ndi Mangistau Power BV (Eni 51%) e di Mangistau Renewables BV
\n(Eni 51%); (v) per \u20ac64 milioni la sottoscrizione per costituzione da
\nparte di Enilive SpA di partecipazioni in impianti di bioraffinazio-
\nne in fase di costruzione in Corea del Sud (LG-Eni BioRefining Co
\nLtd \u2013 Eni 49%) e in Malesia (Pengerang Biorefinery Sdn Bhd - Eni
\n47,5%) in joint venture con operatori locali; (vi) per \u20ac34 milioni la
\nsottoscrizione dell\u2019aumento di capitale di Lotte Versalis Elasto-
\nmers Co Ltd (Eni 50%).
\nLe cessioni e rimborsi riguardano: (i) per \u20ac227 milioni la cessione
\ndi circa il 10% del capitale sociale di Saipem SpA avvenuta attra-
\nverso un processo di accelerated bookbuilding rivolto ad investi-
\ntori istituzionali; (ii) per \u20ac64 milioni il rimborso di capitale da parte
\ndi E&E Algeria Touat BV.
\nGli incrementi per effetto del risultato sono riferiti essenzialmente
\na: (i) Azule Energy Holdings Ltd per \u20ac602 milioni; (ii) V\u00e5r Energi
\nASA per \u20ac259 milioni; (iii) ADNOC Global Trading Ltd per \u20ac113 mi-
\nlioni; (iv) Saipem SpA per \u20ac75 milioni; (v) SeaCorridor Srl per \u20ac45
\nmilioni; (vi) E&E Algeria Touat BV per \u20ac40 milioni.
\nI decrementi per effetto del risultato sono riferiti a: (i) St. Bernard
\nRenewables Llc per \u20ac45 milioni; (ii) V\u00e5rgr\u00f8nn AS per \u20ac37 milioni;
\n(iii) Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) per \u20ac32 milioni.
\nIl decremento per dividendi \u00e8 riferito a: (i) V\u00e5r Energi ASA per
\n\u20ac627 milioni; (ii) Azule Energy Holdings Ltd per \u20ac427 milioni; (iii)
\nAbu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) per \u20ac269 milioni; (iv)
\nCard\u00f3n IV SA per \u20ac106 milioni; (v) ADNOC Global Trading Ltd per
\n\u20ac102 milioni; (vi) SeaCorridor Srl per \u20ac95 milioni; (vii) Ithaca Ener-
\ngy Plc per \u20ac69 milioni.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento \u00e8 riferita per \u20ac632 mi-
\nlioni alla joint venture E&E Algeria Touat BV (Eni 54%) a seguito
\ndell\u2019entrata nell\u2019area di consolidamento per acquisizione del grup-
\npo Neptune Energy.
\nLe altre variazioni comprendono la rilevazione iniziale al fair value
\ndella collegata Ithaca Energy Plc (quota Eni 37,17%) per \u20ac788 mi-
\nlioni a seguito della business combination descritta nella nota n.
\n5 - Business combination e altre transazioni significative.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese:
\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nValore | \n% | \nValore | \n% | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ncontabile | \ndi partecipazione | \ncontabile | \ndi partecipazione | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate: | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altre | \n82 | \n | \n53 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n82 | \n | \n53 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese in joint venture: | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Azule Energy Holdings Ltd | \n5.211 | \n50,00 | \n4.750 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - St. Bernard Renewables Llc | \n806 | \n50,00 | \n829 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - E&E Algeria Touat BV | \n646 | \n54,00 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Saipem SpA | \n528 | \n21,61 | \n722 | \n31,20 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - SeaCorridor Srl | \n485 | \n50,10 | \n530 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - V\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n406 | \n65,00 | \n336 | \n65,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Mozambique Rovuma Venture SpA | \n382 | \n35,71 | \n343 | \n35,71 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Card\u00f3n IV SA | \n351 | \n50,00 | \n443 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - 2023 Sol IX Llc | \n149 | \n73,59 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - GreenIT SpA | \n111 | \n51,00 | \n92 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n61 | \n50,00 | \n43 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - 2022 Sol VII Llc | \n61 | \n75,26 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Mangistau Power BV | \n51 | \n51,00 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Hergo Renewables SpA | \n33 | \n65,00 | \n32 | \n65,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - LabAnalysis Environmental Scienze Srl | \n26 | \n30,00 | \n25 | \n30,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Mangistau Renewables BV | \n21 | \n51,00 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali - SOM SpA | \n18 | \n70,00 | \n21 | \n70,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altre | \n103 | \n | \n84 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n9.449 | \n | \n8.250 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese collegate: | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | \n2.275 | \n20,00 | \n2.434 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Ithaca Energy Plc | \n725 | \n37,17 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - QatarEnergy LNG NFE (5) | \n633 | \n25,00 | \n439 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Coral FLNG SA | \n231 | \n25,00 | \n239 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - ADNOC Global Trading Ltd | \n165 | \n20,00 | \n145 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - United Gas Derivatives Co | \n79 | \n33,33 | \n81 | \n33,33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Novis Renewables Holdings Llc | \n74 | \n49,00 | \n70 | \n49,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Bluebell Solar Class A Holdings II Llc | \n72 | \n99,00 | \n70 | \n99,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - LG-Eni BioRefining Co Ltd | \n56 | \n49,00 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - V\u00e5r Energi ASA | \n | \n63,04 | \n447 | \n63,04 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altre | \n309 | \n | \n402 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.619 | \n | \n4.327 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n14.150 | \n | \n12.630 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\nIl valore di carico della partecipazione V\u00e5r Energi ASA \u00e8 pari a zero in re-
\nlazione all\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto che comprende,
\ntra l\u2019altro, la rilevazione dei dividendi distribuiti.
\nLe partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono analiz-
\nzate per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attivi-
\nt\u00e0 e per area geografica.
\n\nAl 31 dicembre 2024 i valori di libro e di mercato
\ndella Saipem SpA, della V\u00e5r Energi ASA e della Ithaca Energy Plc, societ\u00e0
\nquotate in borsa partecipate da Eni e valutate ad equity, sono i seguenti:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \nSaipem SpA | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero di azioni ordinarie | \n422.920.192 | \n1.573.713.749 | \n614.678.516 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| % di partecipazione | \n21,61 | \n63,04 | \n37,17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Prezzo delle azioni (\u20ac) | \n2,509 | \n2,994 | \n1,331 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di mercato (\u20ac milioni) | \n1.061 | \n4.712 | \n818 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di libro (\u20ac milioni) | \n528 | \n | \n725 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenza valore di mercato e valore di libro (\u20ac milioni) | \n533 | \n4.712 | \n93 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nAl 31 dicembre 2024 la capitalizzazione di borsa del titolo Saipem
\n\u00e8 superiore al valore di libro della partecipazione, pertanto non \u00e8
\nstato eseguito un impairment test. Il valore di carico \u00e8 allineato
\nalla corrispondente frazione del patrimonio netto contabile della
\npartecipata, al netto della quota ascrivibile all\u2019emissione di obbli-
\ngazioni convertibili.
\nIl valore di libro della St. Bernard Renewables Llc comprende la
\nrilevazione di un goodwill di \u20ac19 milioni confermato dall\u2019alloca-
\nzione definitiva del prezzo d\u2019acquisto completata al 30 giugno
\n2024.
\nLe ulteriori informazioni richieste sulle partecipazioni sono indica-
\nte alla nota n. 37 - Altre informazioni sulle partecipazioni.
\n\nAltre partecipazioni
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n1.256 | \n1.202 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Acquisizioni e sottoscrizioni | \n71 | \n102 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valutazione al fair value con effetto a OCI | \n62 | \n45 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n56 | \n(28) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(50) | \n(65) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n1.395 | \n1.256 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
La valutazione del fair value delle principali partecipazioni mino-
\nritarie non quotate, rientrante nel livello 3 della gerarchia del fair
\nvalue, \u00e8 stata determinata adottando principalmente, quale tecnica
\ndi valutazione, un approccio che tiene conto del patrimonio netto
\ncontabile e del valore attuale degli extra redditi attesi (cd. residual
\nincome approach). Tale tecnica di valutazione considera, tra l\u2019altro,
\ni seguenti input: (i) gli utili netti attesi, considerati rappresentativi
\ndella futura profittabilit\u00e0 delle partecipate, determinati sulla base
\ndei piani aziendali e rettificati, ove opportuno, per tener conto delle
\nipotesi che sarebbero considerate da operatori di mercato; (ii) il co-
\nsto del capitale (pari al 7,4%), rettificato per tener conto del rischio
\nPaese specifico in cui si svolgono le attivit\u00e0 intraprese dalle parte-
\ncipate. Variazioni dell\u20191% del costo del capitale considerato nella
\nvalutazione non producono significative modifiche alla valutazione
\ndel fair value.
\nI dividendi distribuiti dalle altre partecipazioni minoritarie sono
\ncommentati alla nota n. 32 - Proventi (oneri) su partecipazioni.
\nIl valore di libro delle partecipazioni al 31 dicembre 2024 include:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n(i) la Nigeria LNG Ltd per \u20ac690 milioni (\u20ac642 milioni al 31 dicembre
\n2023); (ii) la Saudi European Petrochemical Co \u2018IBN ZAHR\u2019 per \u20ac127
\nmilioni (\u20ac121 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) la Darwin LNG Pty
\nLtd per \u20ac96 milioni (\u20ac78 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, col-
\nlegate e rilevanti al 31 dicembre 2024 sono indicate nell\u2019allegato
\n\u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024\u201d che costituisce
\nparte integrante delle presenti note.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag997": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nPartecipazioni in imprese controllate | \nPartecipazioni in joint venture | \nPartecipazioni in imprese collegate | \nTotale | \nPartecipazioni in imprese controllate | \nPartecipazioni in\u2002joint\u2002venture | \nPartecipazioni in imprese collegate | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n53 | \n8.250 | \n4.327 | \n12.630 | \n50 | \n7.065 | \n4.977 | \n12.092 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Acquisizioni e sottoscrizioni | \n35 | \n450 | \n242 | \n727 | \n3 | \n1.024 | \n186 | \n1.213 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni e rimborsi | \n(2) | \n(291) | \n(33) | \n(326) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incremento per effetto del risultato | \n5 | \n795 | \n402 | \n1.202 | \n4 | \n818 | \n800 | \n1.622 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decremento per effetto del risultato | \n(12) | \n(123) | \n(181) | \n(316) | \n(3) | \n(149) | \n(129) | \n(281) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decremento per dividendi | \n(3) | \n(655) | \n(1.094) | \n(1.752) | \n(1) | \n(939) | \n(1.060) | \n(2.000) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n8 | \n635 | \n7 | \n650 | \n3 | \n13 | \n(227) | \n(211) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n | \n461 | \n206 | \n667 | \n(2) | \n(244) | \n(166) | \n(412) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(2) | \n(73) | \n743 | \n668 | \n(1) | \n662 | \n(54) | \n607 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n82 | \n9.449 | \n4.619 | \n14.150 | \n53 | \n8.250 | \n4.327 | \n12.630 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese:
\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nValore | \n% | \nValore | \n% | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ncontabile | \ndi partecipazione | \ncontabile | \ndi partecipazione | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate: | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altre | \n82 | \n | \n53 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n82 | \n | \n53 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese in joint venture: | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Azule Energy Holdings Ltd | \n5.211 | \n50,00 | \n4.750 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - St. Bernard Renewables Llc | \n806 | \n50,00 | \n829 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - E&E Algeria Touat BV | \n646 | \n54,00 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Saipem SpA | \n528 | \n21,61 | \n722 | \n31,20 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - SeaCorridor Srl | \n485 | \n50,10 | \n530 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - V\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n406 | \n65,00 | \n336 | \n65,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Mozambique Rovuma Venture SpA | \n382 | \n35,71 | \n343 | \n35,71 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Card\u00f3n IV SA | \n351 | \n50,00 | \n443 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - 2023 Sol IX Llc | \n149 | \n73,59 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - GreenIT SpA | \n111 | \n51,00 | \n92 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n61 | \n50,00 | \n43 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - 2022 Sol VII Llc | \n61 | \n75,26 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Mangistau Power BV | \n51 | \n51,00 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Hergo Renewables SpA | \n33 | \n65,00 | \n32 | \n65,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - LabAnalysis Environmental Scienze Srl | \n26 | \n30,00 | \n25 | \n30,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Mangistau Renewables BV | \n21 | \n51,00 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali - SOM SpA | \n18 | \n70,00 | \n21 | \n70,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altre | \n103 | \n | \n84 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n9.449 | \n | \n8.250 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese collegate: | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | \n2.275 | \n20,00 | \n2.434 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Ithaca Energy Plc | \n725 | \n37,17 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - QatarEnergy LNG NFE (5) | \n633 | \n25,00 | \n439 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Coral FLNG SA | \n231 | \n25,00 | \n239 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - ADNOC Global Trading Ltd | \n165 | \n20,00 | \n145 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - United Gas Derivatives Co | \n79 | \n33,33 | \n81 | \n33,33 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Novis Renewables Holdings Llc | \n74 | \n49,00 | \n70 | \n49,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Bluebell Solar Class A Holdings II Llc | \n72 | \n99,00 | \n70 | \n99,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - LG-Eni BioRefining Co Ltd | \n56 | \n49,00 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - V\u00e5r Energi ASA | \n | \n63,04 | \n447 | \n63,04 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altre | \n309 | \n | \n402 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.619 | \n | \n4.327 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n14.150 | \n | \n12.630 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1000": {
"value": "\nAl 31 dicembre 2024 i valori di libro e di mercato
\ndella Saipem SpA, della V\u00e5r Energi ASA e della Ithaca Energy Plc, societ\u00e0
\nquotate in borsa partecipate da Eni e valutate ad equity, sono i seguenti:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \nSaipem SpA | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero di azioni ordinarie | \n422.920.192 | \n1.573.713.749 | \n614.678.516 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| % di partecipazione | \n21,61 | \n63,04 | \n37,17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Prezzo delle azioni (\u20ac) | \n2,509 | \n2,994 | \n1,331 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di mercato (\u20ac milioni) | \n1.061 | \n4.712 | \n818 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di libro (\u20ac milioni) | \n528 | \n | \n725 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenza valore di mercato e valore di libro (\u20ac milioni) | \n533 | \n4.712 | \n93 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutMarketValueOfInvestmentsListedInStockMarketsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag977": {
"value": "\nAltre partecipazioni
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n1.256 | \n1.202 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Acquisizioni e sottoscrizioni | \n71 | \n102 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valutazione al fair value con effetto a OCI | \n62 | \n45 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n56 | \n(28) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(50) | \n(65) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n1.395 | \n1.256 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
La valutazione del fair value delle principali partecipazioni mino-
\nritarie non quotate, rientrante nel livello 3 della gerarchia del fair
\nvalue, \u00e8 stata determinata adottando principalmente, quale tecnica
\ndi valutazione, un approccio che tiene conto del patrimonio netto
\ncontabile e del valore attuale degli extra redditi attesi (cd. residual
\nincome approach). Tale tecnica di valutazione considera, tra l\u2019altro,
\ni seguenti input: (i) gli utili netti attesi, considerati rappresentativi
\ndella futura profittabilit\u00e0 delle partecipate, determinati sulla base
\ndei piani aziendali e rettificati, ove opportuno, per tener conto delle
\nipotesi che sarebbero considerate da operatori di mercato; (ii) il co-
\nsto del capitale (pari al 7,4%), rettificato per tener conto del rischio
\nPaese specifico in cui si svolgono le attivit\u00e0 intraprese dalle parte-
\ncipate. Variazioni dell\u20191% del costo del capitale considerato nella
\nvalutazione non producono significative modifiche alla valutazione
\ndel fair value.
\nI dividendi distribuiti dalle altre partecipazioni minoritarie sono
\ncommentati alla nota n. 32 - Proventi (oneri) su partecipazioni.
\nIl valore di libro delle partecipazioni al 31 dicembre 2024 include:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n(i) la Nigeria LNG Ltd per \u20ac690 milioni (\u20ac642 milioni al 31 dicembre
\n2023); (ii) la Saudi European Petrochemical Co \u2018IBN ZAHR\u2019 per \u20ac127
\nmilioni (\u20ac121 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) la Darwin LNG Pty
\nLtd per \u20ac96 milioni (\u20ac78 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLe partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, col-
\nlegate e rilevanti al 31 dicembre 2024 sono indicate nell\u2019allegato
\n\u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024\u201d che costituisce
\nparte integrante delle presenti note.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag979": {
"value": "\n
\n
\n17\u2002 \u2002Altre\u2002attivit\u00e0\u2002finanziarie
\n\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa a lungo termine | \n1 | \n1.044 | \n34 | \n2.240 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa a breve termine | \n | \n | \n7 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1 | \n1.044 | \n41 | \n2.240 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari a lungo termine | \n44 | \n2.109 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari a breve termine | \n1.040 | \n | \n855 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.084 | \n2.109 | \n855 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.085 | \n3.153 | \n896 | \n2.240 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa | \n | \n62 | \n | \n61 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale al netto del fondo svalutazione | \n1.085 | \n3.215 | \n896 | \n2.301 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n383 | \n391 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti | \n26 | \n15 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci | \n(3) | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n24 | \n(13) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(3) | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n427 | \n383 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa riguardano finan-
\nziamenti concessi principalmente dal settore Exploration & Pro-
\nduction (\u20ac994 milioni) a societ\u00e0 collegate e joint agreement per
\nl\u2019esecuzione di progetti industriali di interesse Eni. Tali crediti sono
\nespressione di interessenze di lungo termine nelle iniziative finanzia-
\nte. L\u2019esposizione maggiore \u00e8 nei confronti della Coral FLNG SA (Eni
\n25%) per \u20ac522 milioni (\u20ac453 milioni al 31 dicembre 2023), che ha re-
\nalizzato l\u2019impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso
\ndell\u2019Area 4 in Mozambico.
\nI crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa con scadenza ol-
\ntre i 5 anni ammontano a \u20ac214 milioni (\u20ac149 milioni al 31 dicembre
\n2023).
\nIl fair value dei crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa non
\ncorrenti ammonta a \u20ac1.044 milioni ed \u00e8 stimato sulla base del valore
\nattuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,7%
\ne 4,8% (1,9% e 5,2% al 31 dicembre 2023).
\nPer la valutazione delle altre attivit\u00e0 finanziarie a lungo termine \u00e8 sta-
\nta considerata la probabilit\u00e0 di default nei successivi 12 mesi non
\nessendosi ravvisati significativi deterioramenti dei meriti di credito.
\nI crediti finanziari riguardano: (i) per \u20ac1.769 milioni il credito verso la
\nMozambique Rovuma Venture SpA (Eni 35,71%) impegnata nello svi-
\nluppo delle riserve di gas naturale del giacimento Coral South e nelle
\nattivit\u00e0 di pre-sviluppo della scoperta Mamba nell\u2019Area 4 dell\u2019offshore
\ndel Mozambico che dal 1\u00b0 gennaio 2024 \u00e8 stato riclassificato da cre-
\ndito finanziario strumentale all\u2019attivit\u00e0 operativa a credito finanziario
\nin considerazione dell\u2019esposizione al solo rischio finanziario di con-
\ntroparte (\u20ac1.339 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) per \u20ac937 milioni
\n(\u20ac712 milioni al 31 dicembre 2023) depositi vincolati a garanzia di
\noperazioni su contratti derivati riferiti alla linea di business Global Gas
\n& LNG Portfolio per \u20ac907 milioni (\u20ac677 milioni al 31 dicembre 2023).
\nI crediti finanziari sono denominati in dollari USA per \u20ac3.351 milioni
\ne in euro per \u20ac855 milioni (rispettivamente, \u20ac2.503 milioni e \u20ac630
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nTitoli per \u20ac11 milioni (\u20ac19 milioni al 31 dicembre 2023) sono vincolati
\na garanzia del cauzionamento bombole del gas sulla base di norme
\ndi legge italiane.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nL\u2019analisi dei titoli per emittente \u00e8 la seguente:
\n\n
\n\n\n | \nCosto | \nValore | \n | \nTasso di | \n | \nClasse | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAmmortizzato | \nNominale | \nFair Value | \nrendimento | \nAnno di | \ndi rating | \nClasse di | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(\u20ac milioni) | \n(\u20ac milioni) | \n(\u20ac milioni) | \nnominale % | \nscadenza | \nMoody's | \nrating S&P | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Stati Sovrani | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso fisso | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Italia | \n11 | \n12 | \n11 | \nda 0 a 2,65 | \ndal 2025 al 2031 | \nBaa3 | \nBBB | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri(a) | \n33 | \n33 | \n33 | \nda 0,01 a 5,0 | \ndal 2025 al 2029 | \nda Aa1 a Baa2 | \nda AA+ a BBB- | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso variabile | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Italia | \n15 | \n15 | \n15 | \nda 3,56 a 4,01 | \ndal 2025 al 2029 | \nBaa3 | \nBBB | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale Stati Sovrani | \n59 | \n60 | \n59 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri istituti finanziari | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Banca Europea per gli investimenti | \n3 | \n3 | \n3 | \n3,75 | \ndal 2025 al 2026 | \nAaa | \nAAA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n62 | \n63 | \n62 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Di importo unitario inferiore a \u20ac10 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI titoli in portafoglio che scadono entro cinque anni ammontano a \u20ac57 milioni.
\nIl fair value dei titoli \u00e8 determinato sulla base delle quotazioni di mercato.
\nI crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfOtherFinancialAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag994": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa a lungo termine | \n1 | \n1.044 | \n34 | \n2.240 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa a breve termine | \n | \n | \n7 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1 | \n1.044 | \n41 | \n2.240 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari a lungo termine | \n44 | \n2.109 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari a breve termine | \n1.040 | \n | \n855 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.084 | \n2.109 | \n855 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.085 | \n3.153 | \n896 | \n2.240 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa | \n | \n62 | \n | \n61 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale al netto del fondo svalutazione | \n1.085 | \n3.215 | \n896 | \n2.301 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutOtherFinancialAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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}
},
"Tag995": {
"value": "\nI crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n383 | \n391 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti | \n26 | \n15 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci | \n(3) | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n24 | \n(13) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(3) | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n427 | \n383 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfAllowanceForCreditLossesOtherFinancialAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag996": {
"value": "\nL\u2019analisi dei titoli per emittente \u00e8 la seguente:
\n\n
\n\n\n | \nCosto | \nValore | \n | \nTasso di | \n | \nClasse | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAmmortizzato | \nNominale | \nFair Value | \nrendimento | \nAnno di | \ndi rating | \nClasse di | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(\u20ac milioni) | \n(\u20ac milioni) | \n(\u20ac milioni) | \nnominale % | \nscadenza | \nMoody's | \nrating S&P | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Stati Sovrani | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso fisso | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Italia | \n11 | \n12 | \n11 | \nda 0 a 2,65 | \ndal 2025 al 2031 | \nBaa3 | \nBBB | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri(a) | \n33 | \n33 | \n33 | \nda 0,01 a 5,0 | \ndal 2025 al 2029 | \nda Aa1 a Baa2 | \nda AA+ a BBB- | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso variabile | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Italia | \n15 | \n15 | \n15 | \nda 3,56 a 4,01 | \ndal 2025 al 2029 | \nBaa3 | \nBBB | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale Stati Sovrani | \n59 | \n60 | \n59 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri istituti finanziari | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Banca Europea per gli investimenti | \n3 | \n3 | \n3 | \n3,75 | \ndal 2025 al 2026 | \nAaa | \nAAA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n62 | \n63 | \n62 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Di importo unitario inferiore a \u20ac10 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutAnalysesSecuritiesPerIssuingEntityExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag981": {
"value": "\n
\n18 Debiti commerciali e altri debiti
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n15.170 | \n14.231 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Acconti e anticipi da partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n767 | \n717 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti verso fornitori per attivit\u00e0 di investimento | \n1.939 | \n2.335 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti verso partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n1.377 | \n1.215 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti verso altri | \n2.839 | \n2.156 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n22.092 | \n20.654 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nL\u2019incremento dei debiti commerciali di \u20ac939 milioni \u00e8 riferito al settore
\nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power per \u20ac830 milioni.
\nI debiti verso altri comprendono: (i) debiti verso societ\u00e0 di factoring con-
\nnessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in base ai provvedi-
\nmenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac1.129 milioni (\u20ac728 milioni al 31 di-
\ncembre 2023); (ii) debiti verso il personale per \u20ac268 milioni (\u20ac287 milioni
\nal 31 dicembre 2023); (iii) gli importi ancora dovuti per l\u2019attivazione della
\nclausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term di \u20ac199 milioni
\n(\u20ac187 milioni al 31 dicembre 2023); (iv) debiti verso istituti di previdenza
\ne sicurezza sociale per \u20ac120 milioni (\u20ac110 milioni al 31 dicembre 2023).
\nI debiti commerciali e altri debiti sono denominati in euro per \u20ac11.487
\nmilioni e in dollari USA per \u20ac10.047 milioni (rispettivamente, \u20ac10.200
\nmilioni e \u20ac10.421 milioni al 31 dicembre 2023).
\nLa valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non pro-
\nduce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercor-
\nrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.
\nI debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con
\nparti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfTradeAndOtherPayablesExplanatory",
"language": "it",
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}
},
"Tag1001": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n15.170 | \n14.231 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Acconti e anticipi da partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n767 | \n717 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti verso fornitori per attivit\u00e0 di investimento | \n1.939 | \n2.335 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti verso partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n1.377 | \n1.215 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti verso altri | \n2.839 | \n2.156 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n22.092 | \n20.654 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutTradeAndOtherPayablesExplanatory",
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}
},
"Tag982": {
"value": "\n
\n19\u2002 \u2002Passivit\u00e0\u2002finanziarie\u2002
\n\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nQuote a | \n | \n | \n | \nQuote a | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nbreve di | \n | \n | \n | \nbreve di | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nPassivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n | \nPassivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \n | \nfinanziarie\u2002 | \nfinanziarie\u2002 | \nfinanziarie\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \na breve | \na lungo | \na lungo | \n | \na breve | \na\u2002lungo\u2002 | \na\u2002lungo\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ntermine | \ntermine | \ntermine | \nTotale | \ntermine | \ntermine | \ntermine | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Banche | \n2.941 | \n269 | \n921 | \n4.131 | \n2.810 | \n600 | \n1.116 | \n4.526 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni ordinarie | \n | \n2.695 | \n19.641 | \n22.336 | \n | \n1.956 | \n19.535 | \n21.491 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni convertibili sustainability-linked | \n | \n9 | \n928 | \n937 | \n | \n9 | \n917 | \n926 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri finanziatori | \n1.297 | \n1.609 | \n80 | \n2.986 | \n1.282 | \n356 | \n148 | \n1.786 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.238 | \n4.582 | \n21.570 | \n30.390 | \n4.092 | \n2.921 | \n21.716 | \n28.729 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nL\u2019incremento delle passivit\u00e0 finanziarie di \u20ac1.661 milioni \u00e8 dettagliato
\nnella tabella \u201cVariazioni delle passivit\u00e0 finanziarie derivanti da attivit\u00e0
\ndi finanziamento\u201d riportata alla fine della presente nota.
\nAl 31 dicembre 2024 le passivit\u00e0 finanziarie con banche comprendono
\n\u20ac300 milioni (\u20ac701 milioni al 31 dicembre 2023) di contratti di finanzia-
\nmento sustainability-linked, che prevedono un meccanismo di aggiu-
\nstamento del costo del finanziamento collegato al conseguimento di
\ndeterminati obiettivi di sostenibilit\u00e0, che sono indicati nel commento
\ndei prestiti obbligazionari.
\nGli altri finanziatori comprendono Supplier Finance Arrangement
\n(SFA) come segue:
\n\n
\n\n\n | \nSupplier finance | \nQuote a breve termine | \nSupplier finance | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \narrangement | \ndi Supplier finance | \narrangement | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n a lungo termine | \narrangement | \na breve termine | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n92 | \n355 | \n538 | \n985 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni monetarie | \n | \n(412) | \n(432) | \n(844) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi non monetari | \n451 | \n1.013 | \n775 | \n2.239 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e da allineamento | \n2 | \n67 | \n25 | \n94 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni non monetarie | \n(519) | \n581 | \n32 | \n94 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2024 | \n26 | \n1.604 | \n938 | \n2.568 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\nIl range dei termini di pagamento per le passivit\u00e0 finanziarie che ri-
\nentrano nel perimetro dei SFA sono compresi tra 145 e 410 giorni
\nconfrontato con i termini di altri debiti commerciali comparabili non
\nrientranti nell\u2019accordo che sono compresi tra 30 e 60 giorni. Eni for-
\nmalmente non ha informazioni sul timing di regolamento operato
\ndalla banca ai fornitori. Le principali operazioni rientranti negli accor-
\ndi di SFA riguardano principalmente: (i) la costruzione nell\u2019ambito del
\nprogetto Congo della nave di produzione di GNL galleggiante \u201cFLNG\u201d
\nNguya, che consentir\u00e0 di incrementare la capacit\u00e0 di liquefazione del
\nprogetto fino a 3 MTPA dagli attuali 0,6 MTPA, (ii) l\u2019avanzamento del
\nprogetto Baleine Fase II nell\u2019offshore della Costa d\u2019Avorio; (iii) instal-
\nlazioni produttive nell\u2019offshore del Messico (Area 1).
\nEni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di
\nfinanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di un
\nrating minimo. Nel caso di perdita del rating minimo, gli accordi preve-
\ndono la facolt\u00e0 per la Banca Europea per gli Investimenti di richiedere
\ngaranzie alternative accettabili per la stessa Banca. Al 31 dicembre
\n2024 e al 31 dicembre 2023 i debiti finanziari soggetti a queste clau-
\nsole restrittive ammontavano rispettivamente a \u20ac613 milioni e a \u20ac732
\nmilioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate.
\nEni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, gra-
\nzie al quale il Gruppo pu\u00f2 reperire sul mercato dei capitali fino a
\n\u20ac20 miliardi; al 31 dicembre 2024 il programma risulta utilizzato
\nper \u20ac15,3 miliardi.
\n
\n\n
\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \nDisaggio\u2002di\u2002emissione | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \ne\u2002rateo\u2002di\u2002interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \nTasso (%) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 emittente | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Euro Medium Term Notes | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.250 | \n23 | \n1.273 | \nEUR | \n2033 | \n4,250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.200 | \n14 | \n1.214 | \nEUR | \n2025 | \n3,750 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n60 | \n1.060 | \nEUR | \n2029 | \n3,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n26 | \n1.026 | \nEUR | \n2034 | \n3,875 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n13 | \n1.013 | \nEUR | \n2026 | \n1,500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n11 | \n1.011 | \nEUR | \n2031 | \n2,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n5 | \n1.005 | \nEUR | \n2026 | \n1,250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n4 | \n1.004 | \nEUR | \n2030 | \n0,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n800 | \n4 | \n804 | \nEUR | \n2028 | \n1,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n9 | \n759 | \nEUR | \n2027 | \n1,500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n(3) | \n747 | \nEUR | \n2034 | \n1,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n722 | \n9 | \n731 | \nUSD | \n2027 | \nvariabile | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n650 | \n5 | \n655 | \nEUR | \n2025 | \n1,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n600 | \n(1) | \n599 | \nEUR | \n2028 | \n1,125 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n500 | \n4 | \n504 | \nEUR | \n2025 | \n1,275 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n100 | \n4 | \n104 | \nEUR | \n2028 | \n5,441 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n75 | \n1 | \n76 | \nEUR | \n2043 | \n3,875 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n70 | \n1 | \n71 | \nEUR | \n2032 | \n4,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n50 | \n1 | \n51 | \nEUR | \n2031 | \n4,800 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked | \n1.000 | \n | \n1.000 | \nEUR | \n2028 | \n0,375 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked | \n750 | \n15 | \n765 | \nEUR | \n2027 | \n3,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n15.267 | \n205 | \n15.472 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri prestiti obbligazionari | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.202 | \n(20) | \n1.182 | \nUSD | \n2054 | \n5,950 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n962 | \n8 | \n970 | \nUSD | \n2028 | \n4,750 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n962 | \n2 | \n964 | \nUSD | \n2029 | \n4,250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n962 | \n(3) | \n959 | \nUSD | \n2034 | \n5,500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n337 | \n1 | \n338 | \nUSD | \n2040 | \n5,700 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni USA Inc | \n385 | \n2 | \n387 | \nUSD | \n2027 | \n7,300 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked - Retail | \n2.000 | \n64 | \n2.064 | \nEUR | \n2028 | \n4,300 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.810 | \n54 | \n6.864 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n22.077 | \n259 | \n22.336 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n\n
\nNell\u2019anno sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie in euro da
\nparte di Eni SpA per un valore nominale di \u20ac3.164 milioni.
\nEni SpA ha in essere sustainability-linked bond per un valore nominale
\ncomplessivo di \u20ac3.750 milioni. Nel caso di mancato raggiungimento de-
\ngli obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse.
\nLe obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi am-
\nmontano a \u20ac4.350 milioni di valore nominale.
\n
\n\nLe informazioni relative alle obbligazioni convertibili senior unsecu-
\nred sustainability-linked sono le seguenti:
\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \nDisaggio\u2002 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \ndi\u2002emissione | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \ne rateo | \n | \n | \n | \nTasso | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \ndi\u2002interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \n(%) | \n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 emittente | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Eni SpA - Obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked | \n1.000 | \n16 | \n1.016 | \nEUR | \n2030 | \n2,950 | \n\n\n
\n\n| di cui: componente passivit\u00e0 finanziaria | \n920 | \n17 | \n937 | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| di cui: componente di patrimonio netto | \n80 | \n (1) | \n79 | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\nEni SpA ha in essere un prestito obbligazionario convertibile senior
\nunsecured sustainability-linked per un valore nominale complessi-
\nvo di \u20ac1.000 milioni.
\nLe obbligazioni saranno convertibili in azioni ordinarie Eni acqui-
\nstate nell\u2019ambito del piano di acquisto di azioni proprie approvato
\ndalla Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023 e avranno una
\ndurata di 7 anni. Il prezzo di conversione \u00e8 di \u20ac17,5513.
\nLe sustainability-linked bond e le obbligazioni convertibili sono col-
\nlegate al conseguimento dei target di sostenibilit\u00e0 relativi a emissio-
\nni nette di gas serra (Scope 1 e Scope 2) associate alle operazioni
\nUpstream e alla capacit\u00e0 installata per la produzione di energia elet-
\ntrica da fonti rinnovabili, secondo le modalit\u00e0 previste nei termini e
\ncondizioni delle obbligazioni.
\n
\n
\n\n\n\n\nLe passivit\u00e0 finanziarie sono di seguito analizzate nella valuta in
\ncui sono denominate e con l\u2019indicazione del tasso medio ponde-
\nrato di riferimento.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \n | \nPassivit\u00e0 | \n | \n | \n | \nPassivit\u00e0 | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \n | \nfinanziarie a | \n | \n | \n | \nfinanziarie a | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \n | \nlungo termine | \n | \n | \n | \nlungo\u2002termine\u2002 | \n | \n\n\n
\n\n | \nPassivit\u00e0 | \n | \ne quote a breve | \n | \nPassivit\u00e0 | \n | \ne quote a breve | \n | \n\n\n
\n\n | \nfinanziarie | \nTasso | \ndi passivit\u00e0 | \nTasso | \nfinanziarie | \nTasso | \ndi passivit\u00e0 | \nTasso | \n\n\n
\n\n | \na breve | \nmedio | \nfinanziarie a | \nmedio | \na breve | \nmedio | \nfinanziarie\u2002a | \nmedio | \n\n\n
\n\n | \ntermine | \nponderato | \nlungo termine | \nponderato | \ntermine\u2002 | \nponderato | \nlungo\u2002termine\u2002 | \nponderato\u2002 | \n\n\n
\n\n | \n(\u20ac\u2002milioni) | \n(%) | \n(\u20ac\u2002milioni) | \n(%) | \n(\u20ac\u2002milioni) | \n(%) | \n(\u20ac\u2002milioni) | \n(%) | \n\n\n
\n\n| Euro | \n3.518 | \n3,0 | \n19.547 | \n2,5 | \n3.469 | \n3,3 | \n20.293 | \n2,4 | \n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n707 | \n4,8 | \n6.603 | \n5,3 | \n614 | \n5,5 | \n4.342 | \n5,9 | \n\n\n
\n\n| Altre valute | \n13 | \n2,2 | \n2 | \n2,7 | \n9 | \n2,5 | \n2 | \n5,9 | \n\n\n
\n\n| Totale | \n4.238 | \n | \n26.152 | \n | \n4.092 | \n | \n24.637 | \n | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\nAl 31 dicembre 2024 Eni dispone di linee di credito committed non utiliz-
\nzate di \u20ac9.001 milioni (\u20ac9.120 milioni al 31 dicembre 2023, di cui \u20ac9.050
\nmilioni non utilizzate). Questi contratti prevedono interessi e commis-
\nsioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato.
\nAl 31 dicembre 2024 non risultano inadempimenti di clausole contrat-
\ntuali connesse a contratti di finanziamento.
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n\nIl fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, si analizza come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni ordinarie e Obbligazioni Sustainability\u2010Linked | \n21.026 | \n21.025 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni convertibili Sustainability\u2010Linked | \n973 | \n1.061 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Banche | \n1.143 | \n1.652 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri finanziatori | \n1.689 | \n505 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n24.831 | \n24.243 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fair value dei debiti finanziari \u00e8 stimato sulla base del valore attuale
\ndei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,7% e 4,8%
\n(1,9% e 5,2% al 31 dicembre 2023).
\nLa valutazione al fair value delle passivit\u00e0 finanziarie a breve termine
\nnon produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo
\nintercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le condizio-
\nni di remunerazione.
\n\nVARIAZIONI DELLE PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE DERIVANTI DA ATTIVIT\u00c0 DI FINANZIAMENTO
\n\n
\n\n\n | \nDebiti\u2002finanziari\u2002 | \nDebiti | \nPassivit\u00e0\u2002per\u2002beni\u2002in\u2002leasing\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \na\u2002lungo\u2002termine\u2002e\u2002quote\u2002 | \nfinanziari\u2002 | \na\u2002lungo\u2002termine\u2002e\u2002quote\u2002a\u2002breve\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \na\u2002breve\u2002di\u2002debiti\u2002finanziari\u2002 | \na breve | \ndi\u2002passivit\u00e0\u2002per\u2002leasing\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \na\u2002lungo\u2002termine | \ntermine\u2002 | \na\u2002lungo\u2002termine | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n24.637 | \n4.092 | \n5.336 | \n34.065 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni monetarie | \n(1.232) | \n(61) | \n(1.205) | \n(2.498) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e da allineamento | \n232 | \n(303) | \n247 | \n176 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n855 | \n12 | \n50 | \n917 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni non monetarie | \n1.660 | \n498 | \n2.025 | \n4.183 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2024 | \n26.152 | \n4.238 | \n6.453 | \n36.843 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2022 | \n22.471 | \n4.446 | \n4.951 | \n31.868 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni monetarie | \n1.810 | \n(1.495) | \n(963) | \n(648) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e da allineamento | \n(144) | \n182 | \n(116) | \n(78) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n38 | \n352 | \n13 | \n403 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni non monetarie | \n462 | \n607 | \n1.451 | \n2.520 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n24.637 | \n4.092 | \n5.336 | \n34.065 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento \u00e8 riferita essenzialmen-
\nte all\u2019acquisizione del 100% del gruppo Neptune Energy da parte
\ndel settore Exploration & Production per \u20ac895 milioni, alle acqui-
\nsizioni effettuate nell\u2019ambito delle attivit\u00e0 rinnovabili di Plenitude
\nper \u20ac61 milioni e all\u2019acquisizione delle societ\u00e0 Atenoil da parte
\ndella linea di business Enilive per \u20ac10 milioni.
\nLe altre variazioni non monetarie comprendono \u20ac2.109 milioni di
\nassunzioni di passivit\u00e0 per beni in leasing e \u20ac2.239 milioni di debiti
\nverso fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini
\ndi pagamento che hanno comportato la classificazione del debito
\ncome finanziario.
\nLe passivit\u00e0 per beni in leasing sono commentate alla nota n. 13 - Di-
\nritto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\nI debiti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 -
\nRapporti con parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag985": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nQuote a | \n | \n | \n | \nQuote a | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nbreve di | \n | \n | \n | \nbreve di | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nPassivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n | \nPassivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \n | \nfinanziarie\u2002 | \nfinanziarie\u2002 | \nfinanziarie\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \na breve | \na lungo | \na lungo | \n | \na breve | \na\u2002lungo\u2002 | \na\u2002lungo\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ntermine | \ntermine | \ntermine | \nTotale | \ntermine | \ntermine | \ntermine | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Banche | \n2.941 | \n269 | \n921 | \n4.131 | \n2.810 | \n600 | \n1.116 | \n4.526 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni ordinarie | \n | \n2.695 | \n19.641 | \n22.336 | \n | \n1.956 | \n19.535 | \n21.491 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni convertibili sustainability-linked | \n | \n9 | \n928 | \n937 | \n | \n9 | \n917 | \n926 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri finanziatori | \n1.297 | \n1.609 | \n80 | \n2.986 | \n1.282 | \n356 | \n148 | \n1.786 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.238 | \n4.582 | \n21.570 | \n30.390 | \n4.092 | \n2.921 | \n21.716 | \n28.729 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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},
"Tag1002": {
"value": "\n\nL\u2019analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con
\nl\u2019indicazione della scadenza e del tasso di interesse \u00e8 la seguente:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n | \nDisaggio\u2002di\u2002emissione | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \ne\u2002rateo\u2002di\u2002interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \nTasso (%) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 emittente | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Euro Medium Term Notes | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.250 | \n23 | \n1.273 | \nEUR | \n2033 | \n4,250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.200 | \n14 | \n1.214 | \nEUR | \n2025 | \n3,750 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n60 | \n1.060 | \nEUR | \n2029 | \n3,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n26 | \n1.026 | \nEUR | \n2034 | \n3,875 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n13 | \n1.013 | \nEUR | \n2026 | \n1,500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n11 | \n1.011 | \nEUR | \n2031 | \n2,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n5 | \n1.005 | \nEUR | \n2026 | \n1,250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n4 | \n1.004 | \nEUR | \n2030 | \n0,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n800 | \n4 | \n804 | \nEUR | \n2028 | \n1,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n9 | \n759 | \nEUR | \n2027 | \n1,500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n(3) | \n747 | \nEUR | \n2034 | \n1,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n722 | \n9 | \n731 | \nUSD | \n2027 | \nvariabile | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n650 | \n5 | \n655 | \nEUR | \n2025 | \n1,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n600 | \n(1) | \n599 | \nEUR | \n2028 | \n1,125 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n500 | \n4 | \n504 | \nEUR | \n2025 | \n1,275 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n100 | \n4 | \n104 | \nEUR | \n2028 | \n5,441 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n75 | \n1 | \n76 | \nEUR | \n2043 | \n3,875 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n70 | \n1 | \n71 | \nEUR | \n2032 | \n4,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n50 | \n1 | \n51 | \nEUR | \n2031 | \n4,800 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked | \n1.000 | \n | \n1.000 | \nEUR | \n2028 | \n0,375 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked | \n750 | \n15 | \n765 | \nEUR | \n2027 | \n3,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n15.267 | \n205 | \n15.472 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri prestiti obbligazionari | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.202 | \n(20) | \n1.182 | \nUSD | \n2054 | \n5,950 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n962 | \n8 | \n970 | \nUSD | \n2028 | \n4,750 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n962 | \n2 | \n964 | \nUSD | \n2029 | \n4,250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n962 | \n(3) | \n959 | \nUSD | \n2034 | \n5,500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n337 | \n1 | \n338 | \nUSD | \n2040 | \n5,700 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni USA Inc | \n385 | \n2 | \n387 | \nUSD | \n2027 | \n7,300 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked - Retail | \n2.000 | \n64 | \n2.064 | \nEUR | \n2028 | \n4,300 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.810 | \n54 | \n6.864 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n22.077 | \n259 | \n22.336 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag986": {
"value": "\nL\u2019analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con
\nl\u2019indicazione della scadenza e del tasso di interesse \u00e8 la seguente:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \nDisaggio\u2002di\u2002emissione | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \ne\u2002rateo\u2002di\u2002interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \nTasso (%) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 emittente | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Euro Medium Term Notes | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.250 | \n23 | \n1.273 | \nEUR | \n2033 | \n4,250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.200 | \n14 | \n1.214 | \nEUR | \n2025 | \n3,750 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n60 | \n1.060 | \nEUR | \n2029 | \n3,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n26 | \n1.026 | \nEUR | \n2034 | \n3,875 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n13 | \n1.013 | \nEUR | \n2026 | \n1,500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n11 | \n1.011 | \nEUR | \n2031 | \n2,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n5 | \n1.005 | \nEUR | \n2026 | \n1,250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n4 | \n1.004 | \nEUR | \n2030 | \n0,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n800 | \n4 | \n804 | \nEUR | \n2028 | \n1,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n9 | \n759 | \nEUR | \n2027 | \n1,500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n(3) | \n747 | \nEUR | \n2034 | \n1,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n722 | \n9 | \n731 | \nUSD | \n2027 | \nvariabile | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n650 | \n5 | \n655 | \nEUR | \n2025 | \n1,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n600 | \n(1) | \n599 | \nEUR | \n2028 | \n1,125 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n500 | \n4 | \n504 | \nEUR | \n2025 | \n1,275 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n100 | \n4 | \n104 | \nEUR | \n2028 | \n5,441 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n75 | \n1 | \n76 | \nEUR | \n2043 | \n3,875 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n70 | \n1 | \n71 | \nEUR | \n2032 | \n4,000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n50 | \n1 | \n51 | \nEUR | \n2031 | \n4,800 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked | \n1.000 | \n | \n1.000 | \nEUR | \n2028 | \n0,375 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked | \n750 | \n15 | \n765 | \nEUR | \n2027 | \n3,625 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n15.267 | \n205 | \n15.472 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri prestiti obbligazionari | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.202 | \n(20) | \n1.182 | \nUSD | \n2054 | \n5,950 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n962 | \n8 | \n970 | \nUSD | \n2028 | \n4,750 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n962 | \n2 | \n964 | \nUSD | \n2029 | \n4,250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n962 | \n(3) | \n959 | \nUSD | \n2034 | \n5,500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n337 | \n1 | \n338 | \nUSD | \n2040 | \n5,700 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni USA Inc | \n385 | \n2 | \n387 | \nUSD | \n2027 | \n7,300 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked - Retail | \n2.000 | \n64 | \n2.064 | \nEUR | \n2028 | \n4,300 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.810 | \n54 | \n6.864 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n22.077 | \n259 | \n22.336 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\nNell\u2019anno sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie in euro da
\nparte di Eni SpA per un valore nominale di \u20ac3.164 milioni.
\nEni SpA ha in essere sustainability-linked bond per un valore nominale
\ncomplessivo di \u20ac3.750 milioni. Nel caso di mancato raggiungimento de-
\ngli obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse.
\nLe obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi am-
\nmontano a \u20ac4.350 milioni di valore nominale.
\n
\n\nLe informazioni relative alle obbligazioni convertibili senior unsecu-
\nred sustainability-linked sono le seguenti:
\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \nDisaggio\u2002 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \ndi\u2002emissione | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \ne rateo | \n | \n | \n | \nTasso | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \ndi\u2002interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \n(%) | \n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 emittente | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Eni SpA - Obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked | \n1.000 | \n16 | \n1.016 | \nEUR | \n2030 | \n2,950 | \n\n\n
\n\n| di cui: componente passivit\u00e0 finanziaria | \n920 | \n17 | \n937 | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| di cui: componente di patrimonio netto | \n80 | \n (1) | \n79 | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\nEni SpA ha in essere un prestito obbligazionario convertibile senior
\nunsecured sustainability-linked per un valore nominale complessi-
\nvo di \u20ac1.000 milioni.
\nLe obbligazioni saranno convertibili in azioni ordinarie Eni acqui-
\nstate nell\u2019ambito del piano di acquisto di azioni proprie approvato
\ndalla Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023 e avranno una
\ndurata di 7 anni. Il prezzo di conversione \u00e8 di \u20ac17,5513.
\nLe sustainability-linked bond e le obbligazioni convertibili sono col-
\nlegate al conseguimento dei target di sostenibilit\u00e0 relativi a emissio-
\nni nette di gas serra (Scope 1 e Scope 2) associate alle operazioni
\nUpstream e alla capacit\u00e0 installata per la produzione di energia elet-
\ntrica da fonti rinnovabili, secondo le modalit\u00e0 previste nei termini e
\ncondizioni delle obbligazioni.
\n
\n
\n\n\n\n",
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"Tag1009": {
"value": "\nLe informazioni relative alle obbligazioni convertibili senior unsecu-
\nred sustainability-linked sono le seguenti:
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n | \nDisaggio\u2002 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \ndi\u2002emissione | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \ne rateo | \n | \n | \n | \nTasso | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \ndi\u2002interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \n(%) | \n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 emittente | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Eni SpA - Obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked | \n1.000 | \n16 | \n1.016 | \nEUR | \n2030 | \n2,950 | \n\n\n
\n\n| di cui: componente passivit\u00e0 finanziaria | \n920 | \n17 | \n937 | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| di cui: componente di patrimonio netto | \n80 | \n (1) | \n79 | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutSustainabilityLinkedBondExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1011": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \n | \nPassivit\u00e0 | \n | \n | \n | \nPassivit\u00e0 | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \n | \nfinanziarie a | \n | \n | \n | \nfinanziarie a | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \n | \nlungo termine | \n | \n | \n | \nlungo\u2002termine\u2002 | \n | \n\n\n
\n\n | \nPassivit\u00e0 | \n | \ne quote a breve | \n | \nPassivit\u00e0 | \n | \ne quote a breve | \n | \n\n\n
\n\n | \nfinanziarie | \nTasso | \ndi passivit\u00e0 | \nTasso | \nfinanziarie | \nTasso | \ndi passivit\u00e0 | \nTasso | \n\n\n
\n\n | \na breve | \nmedio | \nfinanziarie a | \nmedio | \na breve | \nmedio | \nfinanziarie\u2002a | \nmedio | \n\n\n
\n\n | \ntermine | \nponderato | \nlungo termine | \nponderato | \ntermine\u2002 | \nponderato | \nlungo\u2002termine\u2002 | \nponderato\u2002 | \n\n\n
\n\n | \n(\u20ac\u2002milioni) | \n(%) | \n(\u20ac\u2002milioni) | \n(%) | \n(\u20ac\u2002milioni) | \n(%) | \n(\u20ac\u2002milioni) | \n(%) | \n\n\n
\n\n| Euro | \n3.518 | \n3,0 | \n19.547 | \n2,5 | \n3.469 | \n3,3 | \n20.293 | \n2,4 | \n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n707 | \n4,8 | \n6.603 | \n5,3 | \n614 | \n5,5 | \n4.342 | \n5,9 | \n\n\n
\n\n| Altre valute | \n13 | \n2,2 | \n2 | \n2,7 | \n9 | \n2,5 | \n2 | \n5,9 | \n\n\n
\n\n| Totale | \n4.238 | \n | \n26.152 | \n | \n4.092 | \n | \n24.637 | \n | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutCurrencyRiskOnBorrowingsExplanatory",
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}
},
"Tag1004": {
"value": "\nIl fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, si analizza come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni ordinarie e Obbligazioni Sustainability\u2010Linked | \n21.026 | \n21.025 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni convertibili Sustainability\u2010Linked | \n973 | \n1.061 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Banche | \n1.143 | \n1.652 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri finanziatori | \n1.689 | \n505 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n24.831 | \n24.243 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfFairValueOfLongTermDebtExplanatory",
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}
},
"Tag987": {
"value": "\nVARIAZIONI DELLE PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE DERIVANTI DA ATTIVIT\u00c0 DI FINANZIAMENTO
\n\n
\n\n\n | \nDebiti\u2002finanziari\u2002 | \nDebiti | \nPassivit\u00e0\u2002per\u2002beni\u2002in\u2002leasing\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \na\u2002lungo\u2002termine\u2002e\u2002quote\u2002 | \nfinanziari\u2002 | \na\u2002lungo\u2002termine\u2002e\u2002quote\u2002a\u2002breve\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \na\u2002breve\u2002di\u2002debiti\u2002finanziari\u2002 | \na breve | \ndi\u2002passivit\u00e0\u2002per\u2002leasing\u2002 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \na\u2002lungo\u2002termine | \ntermine\u2002 | \na\u2002lungo\u2002termine | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n24.637 | \n4.092 | \n5.336 | \n34.065 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni monetarie | \n(1.232) | \n(61) | \n(1.205) | \n(2.498) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e da allineamento | \n232 | \n(303) | \n247 | \n176 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n855 | \n12 | \n50 | \n917 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni non monetarie | \n1.660 | \n498 | \n2.025 | \n4.183 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2024 | \n26.152 | \n4.238 | \n6.453 | \n36.843 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2022 | \n22.471 | \n4.446 | \n4.951 | \n31.868 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni monetarie | \n1.810 | \n(1.495) | \n(963) | \n(648) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e da allineamento | \n(144) | \n182 | \n(116) | \n(78) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n38 | \n352 | \n13 | \n403 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni non monetarie | \n462 | \n607 | \n1.451 | \n2.520 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n24.637 | \n4.092 | \n5.336 | \n34.065 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfReconciliationOfLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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}
},
"Tag989": {
"value": "\n
\n\n
\n\n
\n21\u2002 \u2002Fondi\u2002per\u2002rischi\u2002e\u2002oneri\u2002
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nFondo\u2002abbandono\u2002e\u2002ripristino\u2002siti\u2002e social project | \nFondo\u2002rischi\u2002ambientali | \nFondo\u2002rischi\u2002per\u2002contenziosi\u2002 | \nFondo\u2002per\u2002imposte\u2002non\u2002sul\u2002reddito | \nFondo\u2002riserva\u2002sinistri\u2002e\u2002premi\u2002compagnie\u2002di\u2002assicurazione | \nFondo\u2002copertura\u2002perdite di imprese partecipate | \nFondo\u2002mutua\u2002assicurazione\u2002Everen\u2002(ex\u2002OIL) | \nAltri\u2002fondi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n9.470 | \n3.613 | \n681 | \n183 | \n245 | \n208 | \n105 | \n1.028 | \n15.533 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti | \n481 | \n929 | \n100 | \n27 | \n87 | \n24 | \n2 | \n264 | \n1.914 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n97 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n97 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | \n312 | \n(51) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n261 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utilizzi a fronte oneri | \n(814) | \n(636) | \n(18) | \n(46) | \n(114) | \n | \n | \n(138) | \n(1.766) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esuberanza | \n(181) | \n(81) | \n(60) | \n(27) | \n | \n(4) | \n(22) | \n(100) | \n(475) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n312 | \n2 | \n19 | \n6 | \n | \n3 | \n1 | \n9 | \n352 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n249 | \n | \n1 | \n4 | \n | \n | \n | \n8 | \n262 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(214) | \n(76) | \n(129) | \n11 | \n11 | \n3 | \n | \n(10) | \n(404) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2024 | \n9.712 | \n3.700 | \n594 | \n158 | \n229 | \n234 | \n86 | \n1.061 | \n15.774 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nIl fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie: (i) per
\n\u20ac8.376 milioni la stima dei costi che saranno sostenuti al termine
\ndell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria
\ndei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti; (ii) per
\n\u20ac673 milioni la stima degli oneri per social project del settore Explo-
\nration & Production riferiti per \u20ac358 milioni agli oneri da sostenere
\na fronte degli impegni assunti tra Eni SpA e la Regione Basilica-
\nta in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell\u2019area della
\nconcessione Val d\u2019Agri; (iii) per \u20ac596 milioni la stima dei costi di
\nabbandono/smantellamento di impianti di raffinazione per i quali
\nnon esistono prospettive di utilizzo economico o di riconversione
\nin processi di decarbonizzazione nell\u2019attuale contesto di mercato,
\nnonch\u00e9 di distribuzione carburanti.
\nGli accantonamenti al fondo abbandono e ripristino siti riguardano:
\n(i) per \u20ac431 milioni la revisione stima dei costi di abbandono di as-
\nset Oil & Gas completamente ammortizzati o esausti; (ii) per \u20ac45
\nmilioni i costi stimati di abbandono/smantellamento di impianti di
\nraffinazione e di distribuzione carburanti per i quali il management
\nha valutato l\u2019assenza di prospettive economiche nell\u2019attuale conte-
\nsto di mercato.
\nLa rilevazione iniziale e variazione stima comprende l\u2019aggiornamen-
\nto delle stime dei costi di smantellamento e ripristino siti (principal-
\nmente in UK, Italia, Costa d\u2019Avorio e Libia) e l\u2019effetto incrementativo
\ndell\u2019attualizzazione in relazione al ridimensionamento della curva dei
\ntassi d\u2019interesse e alla riduzione del periodo di sconto (accretion of
\ndiscount). L\u2019effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al tra-
\nscorrere del tempo rilevati a conto economico sono stati determinati
\ncon tassi di attualizzazione compresi tra il 1,8% e il 5,3% (2,2% e il
\n5,4% al 31 dicembre 2023). Gli utilizzi a fronte oneri riguardano prin-
\ncipalmente attivit\u00e0 di ripristino siti e social project in UK per \u20ac310
\nmilioni, in Italia per \u20ac247 milioni e in Libia per \u20ac94 milioni. La varia-
\nzione dell\u2019area di consolidamento \u00e8 riferita al settore Exploration &
\nProduction e riguarda l\u2019acquisizione del gruppo Neptune Energy per
\n\u20ac815 milioni e l\u2019operazione di business combination con Ithaca Ener-
\ngy Plc per \u20ac566 milioni. Le altre variazioni includono per \u20ac51 milioni
\nla riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 desti-
\nnate alla vendita del settore Exploration & Production. Gli esborsi
\nconnessi agli interventi di smantellamento e di ripristino saranno so-
\nstenuti in un arco temporale che copre i prossimi 50 anni, con inizio
\ndegli utilizzi essenzialmente oltre i 12 mesi.
\nIl fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi a in-
\nterventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei suoli e
\ndelle falde delle aree di propriet\u00e0 o in concessione di siti prevalen-
\ntemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione
\nper i quali sussiste, alla data di bilancio, un\u2019obbligazione legale o
\n\u201cconstructive\u201d dell\u2019Eni all\u2019esecuzione degli interventi, compresi gli
\noneri da \u201cstrict liability\u201d cio\u00e8 connessi agli obblighi di ripristino di siti
\ncontaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui
\nsi verificarono gli episodi di inquinamento o a causa della respon-
\nsabilit\u00e0 di terzi operatori ai quali Eni \u00e8 subentrato nella gestione
\ndel sito. Il presupposto per la rilevazione di tali costi ambientali \u00e8
\nla valutazione della probabilit\u00e0 di sostenimento e la possibilit\u00e0 di
\nstimarli in modo attendibile. Gli accantonamenti riguardano: (i) per
\n\u20ac352 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso i siti industriali dismessi in
\nItalia e i costi relativi al trattamento delle acque di falda; (ii) per circa
\n\u20ac271 milioni impianti di raffinazione, depositi, distribuzione carbu-
\nranti e oleodotti; (iii) per \u20ac152 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso
\ngli impianti petrolchimici. Alla data di bilancio, la consistenza del
\nfondo \u00e8 riferita alla Eni Rewind SpA per \u20ac2.423 milioni e al settore
\nRefining e Chimica per \u20ac687 milioni.
\nIl fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte di
\ncontenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contesta-
\nzioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in
\nsede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura.
\nIl fondo \u00e8 stato stanziato sulla base della miglior stima della passi-
\nvit\u00e0 esistente alla data di bilancio ed \u00e8 riferito al settore Exploration
\n& Production per \u20ac305 milioni.
\nIl fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si pre-
\nvede di sostenere per contenziosi e contestazioni pendenti con le
\nAutorit\u00e0 fiscali in relazione alle incertezze applicative delle norme
\nin vigore ed \u00e8 riferito al settore Exploration & Production per \u20ac128
\nmilioni. In particolare, gli oneri sono relativi principalmente al con-
\ntenzioso in materia di potere impositivo delle amministrazioni lo-
\ncali italiane sulle piattaforme offshore Eni localizzate nelle acque
\nterritoriali comunali.
\nIl fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione acco-
\nglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla
\ncompagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance DAC. A fron-
\nte di tale passivit\u00e0 sono iscritti all\u2019attivo di bilancio \u20ac25 milioni di
\ncrediti verso compagnie di assicurazione presso le quali sono stati
\nriassicurati parte dei suddetti rischi.
\nIl fondo copertura perdite di imprese partecipate accoglie gli stan-
\nziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a
\nfronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese parte-
\ncipate e riguarda in particolare Industria Siciliana Acido Fosforico
\n- ISAF - SpA (in liquidazione) per \u20ac176 milioni.
\nIl fondo mutua assicurazione Everen accoglie gli oneri relativi ai
\npremi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mu-
\ntua Assicurazione a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie
\npetrolifere.
\nGli altri fondi sono relativi a rinegoziazioni commerciali e altre pre-
\ntese di terzi nell\u2019ambito dell\u2019ordinaria gestione. Tali fondi riguardano
\nprincipalmente le linee di business Global Gas & LNG Portfolio ed
\nEnilive.
\nSulla base delle previsioni di esborso in relazione all\u2019avanzamento
\ndelle attivit\u00e0 di bonifica e di decommissioning di asset petroliferi
\nesauriti, la quota a breve termine dei fondi rischi ammonta a circa
\n\u20ac1,7 miliardi.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfProvisionsExplanatory",
"language": "it",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag990": {
"value": "\n
\n\n
\n21\u2002 \u2002Fondi\u2002per\u2002rischi\u2002e\u2002oneri\u2002
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nFondo\u2002abbandono\u2002e\u2002ripristino\u2002siti\u2002e social project | \nFondo\u2002rischi\u2002ambientali | \nFondo\u2002rischi\u2002per\u2002contenziosi\u2002 | \nFondo\u2002per\u2002imposte\u2002non\u2002sul\u2002reddito | \nFondo\u2002riserva\u2002sinistri\u2002e\u2002premi\u2002compagnie\u2002di\u2002assicurazione | \nFondo\u2002copertura\u2002perdite di imprese partecipate | \nFondo\u2002mutua\u2002assicurazione\u2002Everen\u2002(ex\u2002OIL) | \nAltri\u2002fondi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n9.470 | \n3.613 | \n681 | \n183 | \n245 | \n208 | \n105 | \n1.028 | \n15.533 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti | \n481 | \n929 | \n100 | \n27 | \n87 | \n24 | \n2 | \n264 | \n1.914 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n97 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n97 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | \n312 | \n(51) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n261 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utilizzi a fronte oneri | \n(814) | \n(636) | \n(18) | \n(46) | \n(114) | \n | \n | \n(138) | \n(1.766) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esuberanza | \n(181) | \n(81) | \n(60) | \n(27) | \n | \n(4) | \n(22) | \n(100) | \n(475) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n312 | \n2 | \n19 | \n6 | \n | \n3 | \n1 | \n9 | \n352 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n249 | \n | \n1 | \n4 | \n | \n | \n | \n8 | \n262 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(214) | \n(76) | \n(129) | \n11 | \n11 | \n3 | \n | \n(10) | \n(404) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2024 | \n9.712 | \n3.700 | \n594 | \n158 | \n229 | \n234 | \n86 | \n1.061 | \n15.774 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nIl fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie: (i) per
\n\u20ac8.376 milioni la stima dei costi che saranno sostenuti al termine
\ndell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria
\ndei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti; (ii) per
\n\u20ac673 milioni la stima degli oneri per social project del settore Explo-
\nration & Production riferiti per \u20ac358 milioni agli oneri da sostenere
\na fronte degli impegni assunti tra Eni SpA e la Regione Basilica-
\nta in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell\u2019area della
\nconcessione Val d\u2019Agri; (iii) per \u20ac596 milioni la stima dei costi di
\nabbandono/smantellamento di impianti di raffinazione per i quali
\nnon esistono prospettive di utilizzo economico o di riconversione
\nin processi di decarbonizzazione nell\u2019attuale contesto di mercato,
\nnonch\u00e9 di distribuzione carburanti.
\nGli accantonamenti al fondo abbandono e ripristino siti riguardano:
\n(i) per \u20ac431 milioni la revisione stima dei costi di abbandono di as-
\nset Oil & Gas completamente ammortizzati o esausti; (ii) per \u20ac45
\nmilioni i costi stimati di abbandono/smantellamento di impianti di
\nraffinazione e di distribuzione carburanti per i quali il management
\nha valutato l\u2019assenza di prospettive economiche nell\u2019attuale conte-
\nsto di mercato.
\nLa rilevazione iniziale e variazione stima comprende l\u2019aggiornamen-
\nto delle stime dei costi di smantellamento e ripristino siti (principal-
\nmente in UK, Italia, Costa d\u2019Avorio e Libia) e l\u2019effetto incrementativo
\ndell\u2019attualizzazione in relazione al ridimensionamento della curva dei
\ntassi d\u2019interesse e alla riduzione del periodo di sconto (accretion of
\ndiscount). L\u2019effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al tra-
\nscorrere del tempo rilevati a conto economico sono stati determinati
\ncon tassi di attualizzazione compresi tra il 1,8% e il 5,3% (2,2% e il
\n5,4% al 31 dicembre 2023). Gli utilizzi a fronte oneri riguardano prin-
\ncipalmente attivit\u00e0 di ripristino siti e social project in UK per \u20ac310
\nmilioni, in Italia per \u20ac247 milioni e in Libia per \u20ac94 milioni. La varia-
\nzione dell\u2019area di consolidamento \u00e8 riferita al settore Exploration &
\nProduction e riguarda l\u2019acquisizione del gruppo Neptune Energy per
\n\u20ac815 milioni e l\u2019operazione di business combination con Ithaca Ener-
\ngy Plc per \u20ac566 milioni. Le altre variazioni includono per \u20ac51 milioni
\nla riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 desti-
\nnate alla vendita del settore Exploration & Production. Gli esborsi
\nconnessi agli interventi di smantellamento e di ripristino saranno so-
\nstenuti in un arco temporale che copre i prossimi 50 anni, con inizio
\ndegli utilizzi essenzialmente oltre i 12 mesi.
\nIl fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi a in-
\nterventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei suoli e
\ndelle falde delle aree di propriet\u00e0 o in concessione di siti prevalen-
\ntemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione
\nper i quali sussiste, alla data di bilancio, un\u2019obbligazione legale o
\n\u201cconstructive\u201d dell\u2019Eni all\u2019esecuzione degli interventi, compresi gli
\noneri da \u201cstrict liability\u201d cio\u00e8 connessi agli obblighi di ripristino di siti
\ncontaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui
\nsi verificarono gli episodi di inquinamento o a causa della respon-
\nsabilit\u00e0 di terzi operatori ai quali Eni \u00e8 subentrato nella gestione
\ndel sito. Il presupposto per la rilevazione di tali costi ambientali \u00e8
\nla valutazione della probabilit\u00e0 di sostenimento e la possibilit\u00e0 di
\nstimarli in modo attendibile. Gli accantonamenti riguardano: (i) per
\n\u20ac352 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso i siti industriali dismessi in
\nItalia e i costi relativi al trattamento delle acque di falda; (ii) per circa
\n\u20ac271 milioni impianti di raffinazione, depositi, distribuzione carbu-
\nranti e oleodotti; (iii) per \u20ac152 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso
\ngli impianti petrolchimici. Alla data di bilancio, la consistenza del
\nfondo \u00e8 riferita alla Eni Rewind SpA per \u20ac2.423 milioni e al settore
\nRefining e Chimica per \u20ac687 milioni.
\nIl fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte di
\ncontenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contesta-
\nzioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in
\nsede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura.
\nIl fondo \u00e8 stato stanziato sulla base della miglior stima della passi-
\nvit\u00e0 esistente alla data di bilancio ed \u00e8 riferito al settore Exploration
\n& Production per \u20ac305 milioni.
\nIl fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si pre-
\nvede di sostenere per contenziosi e contestazioni pendenti con le
\nAutorit\u00e0 fiscali in relazione alle incertezze applicative delle norme
\nin vigore ed \u00e8 riferito al settore Exploration & Production per \u20ac128
\nmilioni. In particolare, gli oneri sono relativi principalmente al con-
\ntenzioso in materia di potere impositivo delle amministrazioni lo-
\ncali italiane sulle piattaforme offshore Eni localizzate nelle acque
\nterritoriali comunali.
\nIl fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione acco-
\nglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla
\ncompagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance DAC. A fron-
\nte di tale passivit\u00e0 sono iscritti all\u2019attivo di bilancio \u20ac25 milioni di
\ncrediti verso compagnie di assicurazione presso le quali sono stati
\nriassicurati parte dei suddetti rischi.
\nIl fondo copertura perdite di imprese partecipate accoglie gli stan-
\nziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a
\nfronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese parte-
\ncipate e riguarda in particolare Industria Siciliana Acido Fosforico
\n- ISAF - SpA (in liquidazione) per \u20ac176 milioni.
\nIl fondo mutua assicurazione Everen accoglie gli oneri relativi ai
\npremi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mu-
\ntua Assicurazione a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie
\npetrolifere.
\nGli altri fondi sono relativi a rinegoziazioni commerciali e altre pre-
\ntese di terzi nell\u2019ambito dell\u2019ordinaria gestione. Tali fondi riguardano
\nprincipalmente le linee di business Global Gas & LNG Portfolio ed
\nEnilive.
\nSulla base delle previsioni di esborso in relazione all\u2019avanzamento
\ndelle attivit\u00e0 di bonifica e di decommissioning di asset petroliferi
\nesauriti, la quota a breve termine dei fondi rischi ammonta a circa
\n\u20ac1,7 miliardi.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
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\n21\u2002 \u2002Fondi\u2002per\u2002rischi\u2002e\u2002oneri\u2002
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nFondo\u2002abbandono\u2002e\u2002ripristino\u2002siti\u2002e social project | \nFondo\u2002rischi\u2002ambientali | \nFondo\u2002rischi\u2002per\u2002contenziosi\u2002 | \nFondo\u2002per\u2002imposte\u2002non\u2002sul\u2002reddito | \nFondo\u2002riserva\u2002sinistri\u2002e\u2002premi\u2002compagnie\u2002di\u2002assicurazione | \nFondo\u2002copertura\u2002perdite di imprese partecipate | \nFondo\u2002mutua\u2002assicurazione\u2002Everen\u2002(ex\u2002OIL) | \nAltri\u2002fondi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n9.470 | \n3.613 | \n681 | \n183 | \n245 | \n208 | \n105 | \n1.028 | \n15.533 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti | \n481 | \n929 | \n100 | \n27 | \n87 | \n24 | \n2 | \n264 | \n1.914 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n97 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n97 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | \n312 | \n(51) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n261 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utilizzi a fronte oneri | \n(814) | \n(636) | \n(18) | \n(46) | \n(114) | \n | \n | \n(138) | \n(1.766) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esuberanza | \n(181) | \n(81) | \n(60) | \n(27) | \n | \n(4) | \n(22) | \n(100) | \n(475) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n312 | \n2 | \n19 | \n6 | \n | \n3 | \n1 | \n9 | \n352 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n249 | \n | \n1 | \n4 | \n | \n | \n | \n8 | \n262 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(214) | \n(76) | \n(129) | \n11 | \n11 | \n3 | \n | \n(10) | \n(404) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2024 | \n9.712 | \n3.700 | \n594 | \n158 | \n229 | \n234 | \n86 | \n1.061 | \n15.774 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie: (i) per
\n\u20ac8.376 milioni la stima dei costi che saranno sostenuti al termine
\ndell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria
\ndei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti; (ii) per
\n\u20ac673 milioni la stima degli oneri per social project del settore Explo-
\nration & Production riferiti per \u20ac358 milioni agli oneri da sostenere
\na fronte degli impegni assunti tra Eni SpA e la Regione Basilica-
\nta in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell\u2019area della
\nconcessione Val d\u2019Agri; (iii) per \u20ac596 milioni la stima dei costi di
\nabbandono/smantellamento di impianti di raffinazione per i quali
\nnon esistono prospettive di utilizzo economico o di riconversione
\nin processi di decarbonizzazione nell\u2019attuale contesto di mercato,
\nnonch\u00e9 di distribuzione carburanti.
\nGli accantonamenti al fondo abbandono e ripristino siti riguardano:
\n(i) per \u20ac431 milioni la revisione stima dei costi di abbandono di as-
\nset Oil & Gas completamente ammortizzati o esausti; (ii) per \u20ac45
\nmilioni i costi stimati di abbandono/smantellamento di impianti di
\nraffinazione e di distribuzione carburanti per i quali il management
\nha valutato l\u2019assenza di prospettive economiche nell\u2019attuale conte-
\nsto di mercato.
\nLa rilevazione iniziale e variazione stima comprende l\u2019aggiornamen-
\nto delle stime dei costi di smantellamento e ripristino siti (principal-
\nmente in UK, Italia, Costa d\u2019Avorio e Libia) e l\u2019effetto incrementativo
\ndell\u2019attualizzazione in relazione al ridimensionamento della curva dei
\ntassi d\u2019interesse e alla riduzione del periodo di sconto (accretion of
\ndiscount). L\u2019effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al tra-
\nscorrere del tempo rilevati a conto economico sono stati determinati
\ncon tassi di attualizzazione compresi tra il 1,8% e il 5,3% (2,2% e il
\n5,4% al 31 dicembre 2023). Gli utilizzi a fronte oneri riguardano prin-
\ncipalmente attivit\u00e0 di ripristino siti e social project in UK per \u20ac310
\nmilioni, in Italia per \u20ac247 milioni e in Libia per \u20ac94 milioni. La varia-
\nzione dell\u2019area di consolidamento \u00e8 riferita al settore Exploration &
\nProduction e riguarda l\u2019acquisizione del gruppo Neptune Energy per
\n\u20ac815 milioni e l\u2019operazione di business combination con Ithaca Ener-
\ngy Plc per \u20ac566 milioni. Le altre variazioni includono per \u20ac51 milioni
\nla riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 desti-
\nnate alla vendita del settore Exploration & Production. Gli esborsi
\nconnessi agli interventi di smantellamento e di ripristino saranno so-
\nstenuti in un arco temporale che copre i prossimi 50 anni, con inizio
\ndegli utilizzi essenzialmente oltre i 12 mesi.
\nIl fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi a in-
\nterventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei suoli e
\ndelle falde delle aree di propriet\u00e0 o in concessione di siti prevalen-
\ntemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione
\nper i quali sussiste, alla data di bilancio, un\u2019obbligazione legale o
\n\u201cconstructive\u201d dell\u2019Eni all\u2019esecuzione degli interventi, compresi gli
\noneri da \u201cstrict liability\u201d cio\u00e8 connessi agli obblighi di ripristino di siti
\ncontaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui
\nsi verificarono gli episodi di inquinamento o a causa della respon-
\nsabilit\u00e0 di terzi operatori ai quali Eni \u00e8 subentrato nella gestione
\ndel sito. Il presupposto per la rilevazione di tali costi ambientali \u00e8
\nla valutazione della probabilit\u00e0 di sostenimento e la possibilit\u00e0 di
\nstimarli in modo attendibile. Gli accantonamenti riguardano: (i) per
\n\u20ac352 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso i siti industriali dismessi in
\nItalia e i costi relativi al trattamento delle acque di falda; (ii) per circa
\n\u20ac271 milioni impianti di raffinazione, depositi, distribuzione carbu-
\nranti e oleodotti; (iii) per \u20ac152 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso
\ngli impianti petrolchimici. Alla data di bilancio, la consistenza del
\nfondo \u00e8 riferita alla Eni Rewind SpA per \u20ac2.423 milioni e al settore
\nRefining e Chimica per \u20ac687 milioni.
\nIl fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte di
\ncontenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contesta-
\nzioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in
\nsede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura.
\nIl fondo \u00e8 stato stanziato sulla base della miglior stima della passi-
\nvit\u00e0 esistente alla data di bilancio ed \u00e8 riferito al settore Exploration
\n& Production per \u20ac305 milioni.
\nIl fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si pre-
\nvede di sostenere per contenziosi e contestazioni pendenti con le
\nAutorit\u00e0 fiscali in relazione alle incertezze applicative delle norme
\nin vigore ed \u00e8 riferito al settore Exploration & Production per \u20ac128
\nmilioni. In particolare, gli oneri sono relativi principalmente al con-
\ntenzioso in materia di potere impositivo delle amministrazioni lo-
\ncali italiane sulle piattaforme offshore Eni localizzate nelle acque
\nterritoriali comunali.
\nIl fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione acco-
\nglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla
\ncompagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance DAC. A fron-
\nte di tale passivit\u00e0 sono iscritti all\u2019attivo di bilancio \u20ac25 milioni di
\ncrediti verso compagnie di assicurazione presso le quali sono stati
\nriassicurati parte dei suddetti rischi.
\nIl fondo copertura perdite di imprese partecipate accoglie gli stan-
\nziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a
\nfronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese parte-
\ncipate e riguarda in particolare Industria Siciliana Acido Fosforico
\n- ISAF - SpA (in liquidazione) per \u20ac176 milioni.
\nIl fondo mutua assicurazione Everen accoglie gli oneri relativi ai
\npremi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mu-
\ntua Assicurazione a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie
\npetrolifere.
\nGli altri fondi sono relativi a rinegoziazioni commerciali e altre pre-
\ntese di terzi nell\u2019ambito dell\u2019ordinaria gestione. Tali fondi riguardano
\nprincipalmente le linee di business Global Gas & LNG Portfolio ed
\nEnilive.
\nSulla base delle previsioni di esborso in relazione all\u2019avanzamento
\ndelle attivit\u00e0 di bonifica e di decommissioning di asset petroliferi
\nesauriti, la quota a breve termine dei fondi rischi ammonta a circa
\n\u20ac1,7 miliardi.
\n
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\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n9.470 | \n3.613 | \n681 | \n183 | \n245 | \n208 | \n105 | \n1.028 | \n15.533 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti | \n481 | \n929 | \n100 | \n27 | \n87 | \n24 | \n2 | \n264 | \n1.914 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n97 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n97 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | \n312 | \n(51) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n261 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utilizzi a fronte oneri | \n(814) | \n(636) | \n(18) | \n(46) | \n(114) | \n | \n | \n(138) | \n(1.766) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esuberanza | \n(181) | \n(81) | \n(60) | \n(27) | \n | \n(4) | \n(22) | \n(100) | \n(475) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n312 | \n2 | \n19 | \n6 | \n | \n3 | \n1 | \n9 | \n352 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n249 | \n | \n1 | \n4 | \n | \n | \n | \n8 | \n262 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(214) | \n(76) | \n(129) | \n11 | \n11 | \n3 | \n | \n(10) | \n(404) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2024 | \n9.712 | \n3.700 | \n594 | \n158 | \n229 | \n234 | \n86 | \n1.061 | \n15.774 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n20\u2002 \u2002Analisi\u2002dell\u2019indebitamento\u2002finanziario\u2002netto\u2002
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| A. Disponibilit\u00e0 liquide | \n3.367 | \n3.731 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| B. Mezzi equivalenti a disponibilit\u00e0 liquide | \n4.816 | \n6.462 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| C. Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n7.881 | \n7.637 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| D. Liquidit\u00e0 (A+B+C) | \n16.064 | \n17.830 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| E. Debito finanziario corrente | \n6.942 | \n6.057 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| F. Quota corrente del debito finanziario non corrente | \n3.157 | \n2.084 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) | \n10.099 | \n8.141 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) | \n(5.965) | \n(9.689) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| I. Debito finanziario non corrente | \n6.175 | \n5.472 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| J. Strumenti di debito | \n20.527 | \n20.452 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti | \n- | \n- | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) | \n26.702 | \n25.924 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| M. Totale indebitamento finanziario Consob (H+L) | \n20.737 | \n16.235 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nL\u2019indebitamento finanziario netto non comprende \u20ac2.109 milioni di
\ncrediti finanziari non correnti.
\nLe disponibilit\u00e0 liquide e mezzi equivalenti comprendono \u20ac54 milioni
\n(\u20ac205 milioni al 31 dicembre 2023) soggetti a misure di pignoramen-
\nto da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.
\nLe altre attivit\u00e0 finanziarie correnti comprendono: (i) le attivit\u00e0 finan-
\nziarie valutate al fair value con effetto a conto economico che sono
\ncommentate alla nota n. 7 - Attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value
\ncon effetto a conto economico; (ii) crediti finanziari che sono com-
\nmentati alla nota n. 17 - Altre attivit\u00e0 finanziarie.
\nLa composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non
\ncorrenti \u00e8 indicata alla nota n. 19 - Passivit\u00e0 finanziarie.
\nGli strumenti di debito comprendono \u20ac42 milioni di contratti derivati at-
\ntivi fair value hedge a copertura di prestiti obbligazionari a tasso fisso.
\nLa quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito fi-
\nnanziario non corrente comprendono passivit\u00e0 per beni in leasing
\nrispettivamente per \u20ac1.279 milioni e \u20ac5.174 milioni (rispettivamente
\n\u20ac1.128 milioni e \u20ac4.208 milioni al 31 dicembre 2023). Maggiori infor-
\nmazioni sulle passivit\u00e0 per beni in leasing sono riportate alla nota n.
\n13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| A. Disponibilit\u00e0 liquide | \n3.367 | \n3.731 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| B. Mezzi equivalenti a disponibilit\u00e0 liquide | \n4.816 | \n6.462 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| C. Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n7.881 | \n7.637 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| D. Liquidit\u00e0 (A+B+C) | \n16.064 | \n17.830 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| E. Debito finanziario corrente | \n6.942 | \n6.057 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| F. Quota corrente del debito finanziario non corrente | \n3.157 | \n2.084 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) | \n10.099 | \n8.141 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) | \n(5.965) | \n(9.689) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| I. Debito finanziario non corrente | \n6.175 | \n5.472 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| J. Strumenti di debito | \n20.527 | \n20.452 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti | \n- | \n- | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) | \n26.702 | \n25.924 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| M. Totale indebitamento finanziario Consob (H+L) | \n20.737 | \n16.235 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n
\n
\n22\u2002 \u2002Fondi\u2002per\u2002benefici\u2002ai\u2002dipendenti\u2002
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Piani a benefici definiti: | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - TFR | \n151 | \n156 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Piani esteri a benefici definiti | \n108 | \n121 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Fisde, altri piani medici esteri e altri | \n112 | \n118 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n371 | \n395 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri fondi per benefici ai dipendenti | \n310 | \n353 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n681 | \n748 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLa passivit\u00e0 relativa agli impegni Eni di copertura delle spese sanita-
\nrie del personale \u00e8 determinata considerando, tra l\u2019altro, i contributi
\nversati dall\u2019azienda.
\nGli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano gli incentivi mo-
\nnetari differiti per \u20ac134 milioni (\u20ac120 milioni al 31 dicembre 2023), il
\ncontratto di espansione per \u20ac86 milioni (\u20ac118 milioni al 31 dicembre
\n2023), i piani isopensione di Eni Plenitude SpA per \u20ac47 milioni (\u20ac77
\nmilioni al 31 dicembre 2023), i premi di anzianit\u00e0 per \u20ac25 milioni (\u20ac26
\nmilioni al 31 dicembre 2023) e gli altri piani a lungo termine per \u20ac18
\nmilioni (\u20ac12 milioni al 31 dicembre 2023).
\n\nI fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attua-
\nriali, si analizzano come di seguito indicato:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTFR | \nPiani esteri a benefici definiti | \nFisde, altri piani medici esteri e altri | \nTotale piani a benefici definiti | \nAltri fondi per benefici ai dipendenti | \nTotale | \nTFR | \nPiani\u2002esteri\u2002a\u2002benefici\u2002definiti | \nFisde,\u2002altri\u2002piani\u2002medici esteri e altri | \nTotale\u2002piani\u2002a\u2002benefici\u2002definiti | \nAltri\u2002fondi\u2002per\u2002benefici\u2002ai\u2002dipendenti | \nTotale | \n\n\n
\n\n| Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio | \n156 | \n380 | \n118 | \n654 | \n353 | \n1.007 | \n177 | \n644 | \n126 | \n947 | \n341 | \n1.288 | \n\n\n
\n\n| Costo corrente | \n1 | \n12 | \n2 | \n15 | \n56 | \n71 | \n1 | \n10 | \n2 | \n13 | \n51 | \n64 | \n\n\n
\n\n| Interessi passivi | \n5 | \n18 | \n4 | \n27 | \n11 | \n38 | \n6 | \n29 | \n4 | \n39 | \n10 | \n49 | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni: | \n(1) | \n(22) | \n(2) | \n(25) | \n1 | \n(24) | \n5 | \n24 | \n1 | \n30 | \n(2) | \n28 | \n\n\n
\n\n| - (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n1 | \n1 | \n | \n2 | \n(1) | \n1 | \n\n\n
\n\n| - (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | \n | \n(22) | \n | \n(22) | \n5 | \n(17) | \n4 | \n8 | \n2 | \n14 | \n1 | \n15 | \n\n\n
\n\n| - Effetto dell'esperienza passata | \n(1) | \n1 | \n(2) | \n(2) | \n(4) | \n(6) | \n | \n15 | \n(1) | \n14 | \n(2) | \n12 | \n\n\n
\n\n| Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | \n | \n9 | \n | \n9 | \n3 | \n12 | \n2 | \n(13) | \n4 | \n(7) | \n91 | \n84 | \n\n\n
\n\n| Contributi al piano: | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| - Contributi dei dipendenti | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| Benefici pagati | \n(10) | \n(85) | \n(8) | \n(103) | \n(113) | \n(216) | \n(37) | \n(39) | \n(9) | \n(85) | \n(97) | \n(182) | \n\n\n
\n\n| Riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n(147) | \n(6) | \n(153) | \n(2) | \n(155) | \n\n\n
\n\n| vendita | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n | \n55 | \n(2) | \n53 | \n(1) | \n52 | \n2 | \n(129) | \n(4) | \n(131) | \n(39) | \n(170) | \n\n\n
\n\n| Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) | \n151 | \n369 | \n112 | \n632 | \n310 | \n942 | \n156 | \n380 | \n118 | \n654 | \n353 | \n1.007 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano all'inizio dell'esercizio | \n | \n261 | \n | \n261 | \n | \n261 | \n | \n503 | \n | \n503 | \n | \n503 | \n\n\n
\n\n| Interessi attivi | \n | \n14 | \n | \n14 | \n | \n14 | \n | \n19 | \n | \n19 | \n | \n19 | \n\n\n
\n\n| Rendimento delle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n(17) | \n | \n(17) | \n | \n(17) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Spese amministrative pagate | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Contributi al piano: | \n | \n25 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n\n\n
\n\n| - Contributi dei dipendenti | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| - Contributi del datore di lavoro | \n | \n23 | \n | \n23 | \n | \n23 | \n | \n24 | \n | \n24 | \n | \n24 | \n\n\n
\n\n| Benefici pagati | \n | \n(25) | \n | \n(25) | \n | \n(25) | \n | \n(31) | \n | \n(31) | \n | \n(31) | \n\n\n
\n\n| Riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n(123) | \n | \n(123) | \n | \n(123) | \n\n\n
\n\n| vendita | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n | \n6 | \n | \n6 | \n | \n6 | \n | \n(132) | \n | \n(132) | \n | \n(132) | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) | \n | \n263 | \n | \n263 | \n | \n263 | \n | \n261 | \n | \n261 | \n | \n261 | \n\n\n
\n\n| Massimale di attivit\u00e0 all'inizio dell'esercizio | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| Modifiche nel massimale di attivit\u00e0 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| Massimale di attivit\u00e0 alla fine dell'esercizio (c) | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 netta rilevata in bilancio (a-b+c) | \n151 | \n108 | \n112 | \n371 | \n310 | \n681 | \n156 | \n121 | \n118 | \n395 | \n353 | \n748 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nI costi relativi alle passivit\u00e0 per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTFR | \nPiani\u2002esteri\u2002a\u2002benefici\u2002definiti | \nFisde, altri piani\u2002mediciesteri e altri | \nTotale\u2002piani\u2002a\u2002benefici\u2002definiti | \nAltri\u2002fondi\u2002per\u2002benefici\u2002ai\u2002dipendenti | \nTotale | \n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Costo corrente | \n1 | \n12 | \n2 | \n15 | \n56 | \n71 | \n\n\n
\n\n| Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | \n | \n9 | \n | \n9 | \n3 | \n12 | \n\n\n
\n\n| Interessi passivi (attivi) netti: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| - Interessi passivi sull'obbligazione | \n5 | \n18 | \n4 | \n27 | \n11 | \n38 | \n\n\n
\n\n| - Interessi attivi sulle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n(14) | \n | \n(14) | \n | \n(14) | \n\n\n
\n\n| Totale interessi passivi (attivi) netti | \n5 | \n4 | \n4 | \n13 | \n11 | \n24 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel \"Costo lavoro\" | \n | \n | \n | \n | \n11 | \n11 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nei \"Proventi (oneri) finanziari\" | \n5 | \n4 | \n4 | \n13 | \n | \n13 | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni dei piani a lungo termine | \n | \n | \n | \n | \n1 | \n1 | \n\n\n
\n\n| Spese amministrative pagate | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| Totale | \n6 | \n26 | \n6 | \n38 | \n71 | \n109 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel \"Costo lavoro\" | \n1 | \n22 | \n2 | \n25 | \n71 | \n96 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nei \"Proventi (oneri) finanziari\" | \n5 | \n4 | \n4 | \n13 | \n | \n13 | \n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Costo corrente | \n1 | \n10 | \n2 | \n13 | \n51 | \n64 | \n\n\n
\n\n| Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | \n2 | \n(13) | \n4 | \n(7) | \n91 | \n84 | \n\n\n
\n\n| Interessi passivi (attivi) netti: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| - Interessi passivi sull'obbligazione | \n6 | \n29 | \n4 | \n39 | \n10 | \n49 | \n\n\n
\n\n| - Interessi attivi sulle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n(19) | \n | \n(19) | \n | \n(19) | \n\n\n
\n\n| Totale interessi passivi (attivi) netti | \n6 | \n10 | \n4 | \n20 | \n10 | \n30 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel \"Costo lavoro\" | \n | \n | \n | \n | \n10 | \n10 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nei \"Proventi (oneri) finanziari\" | \n6 | \n10 | \n4 | \n20 | \n | \n20 | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni dei piani a lungo termine | \n | \n | \n | \n | \n(2) | \n(2) | \n\n\n
\n\n| Totale | \n9 | \n7 | \n10 | \n26 | \n150 | \n176 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel \"Costo lavoro\" | \n3 | \n(3) | \n6 | \n6 | \n150 | \n156 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nei \"Proventi (oneri) finanziari\" | \n6 | \n10 | \n4 | \n20 | \n | \n20 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
I costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell\u2019utile complessivo si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTFR | \nPiani esteri a benefici definiti | \nFisde, altri piani medici esteri e altri | \nTotale piani a benefici definiti | \nTFR | \nPiani\u2002esteri\u2002a\u2002beneficidefiniti | \nFisde, altri piani\u2002medici\u2002esteri e altri | \nTotale\u2002piani\u2002a\u2002benefici\u2002definiti | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| - (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n1 | \n1 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| - (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | \n | \n(22) | \n | \n(22) | \n4 | \n8 | \n2 | \n14 | \n\n\n
\n\n| - Effetto dell'esperienza passata | \n(1) | \n1 | \n(2) | \n(2) | \n | \n15 | \n(1) | \n14 | \n\n\n
\n\n| - Rendimento delle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n17 | \n | \n17 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| - Modifiche nel massimale di attivi\u00e0 | \n | \n | \n | \n | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n | \n(1) | \n(5) | \n(2) | \n(8) | \n5 | \n25 | \n1 | \n31 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\nLe attivit\u00e0 al servizio del piano si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nDisponibilit\u00e0\u2002liquide ed equivalenti | \nStrumenti\u2002rappresentativi\u2002di capitale | \nStrumenti\u2002rappresentativi\u2002di debito | \nImmobili | \nDerivati | \nFondi\u2002comunidi\u2002investimento | \nAttivit\u00e0 detenute\u2002da\u2002compagnie\u2002diassicurazione | \nAltre attivit\u00e0 | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - con prezzi quotati in mercati attivi | \n4 | \n25 | \n125 | \n11 | \n43 | \n1 | \n32 | \n19 | \n260 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - con prezzi non quotati in mercati attivi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n3 | \n | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4 | \n25 | \n125 | \n11 | \n43 | \n1 | \n35 | \n19 | \n263 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - con prezzi quotati in mercati attivi | \n4 | \n24 | \n121 | \n11 | \n55 | \n | \n5 | \n15 | \n235 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - con prezzi non quotati in mercati attivi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n26 | \n | \n26 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4 | \n24 | \n121 | \n11 | \n55 | \n | \n31 | \n15 | \n261 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe principali ipotesi attuariali adottate per valutare le passivit\u00e0 alla fine dell\u2019esercizio e per determinare il costo dell\u2019esercizio successivo sono
\ndi seguito indicate:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nPiani\u2002esteri\u2002a\u2002 | \n | \nAltri\u2002fondi\u2002per\u2002benefici | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nTFR | \nbenefici\u2002definiti | \nFisde | \nai\u2002dipendenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,1 | \n1,1-26,1 | \n3,1 | \n2,8-3,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n3,0 | \n2,0-15,0 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso d\u2019inflazione | \n(%) | \n2,0 | \n1,0-14,0 | \n2,0 | \n2,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n | \n14-24 | \n24 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,1 | \n1,4-25,9 | \n3,1 | \n3,1-3,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n3,0 | \n1,9-20,0 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso d\u2019inflazione | \n(%) | \n2,0 | \n1,2-15,5 | \n2,0 | \n2,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n | \n14-23 | \n24 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n\nLe principali ipotesi attuariali adottate per i piani esteri a benefici definiti pi\u00f9 rilevanti si analizzano per area geografica come segue:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nResto | \n | \nResto | \nPiani\u2002esteri\u2002 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEurozona | \nEuropa | \nAfrica | \ndel\u2002Mondo | \na\u2002benefici\u2002definiti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,2-3,6 | \n1,1-5,5 | \n3,3-26,1 | \n7,1 | \n1,1-26,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n2,0-3,4 | \n2,8 | \n5,0-15,0 | \n5,0 | \n2,0-15,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso d\u2019inflazione | \n(%) | \n2,0 | \n1,0-3,5 | \n3,0-14,0 | \n3,5 | \n1,0-14,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n21-23 | \n23-24 | \n14-18 | \n | \n14-24 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,2-3,3 | \n1,4-4,5 | \n3,2-25,9 | \n6,9 | \n1,4-25,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n1,9-3,0 | \n3,0 | \n5,0-20,0 | \n5,0 | \n1,9-20,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso d\u2019inflazione | \n(%) | \n1,9-2,1 | \n1,2-3,4 | \n3,1-15,5 | \n3,5 | \n1,2-15,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n21-23 | \n23 | \n14-18 | \n | \n14-23 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli effetti derivanti da modifiche ragionevolmente possibili delle principali ipotesi attuariali alla fine dell\u2019esercizio sono irrilevanti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nL\u2019ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell\u2019esercizio successivo ammonta a \u20ac153 milioni, di
\ncui \u20ac45 milioni relativi ai piani a benefici definiti.
\n\nIl profilo di scadenza e la durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici ai dipendenti sono di seguito indicate:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n | \nFisde, | \nAltri\u2002fondi | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \nPiani\u2002esteri\u2002 | \naltri\u2002piani\u2002medici\u2002 | \nper\u2002benefici | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n | \nTFR | \na\u2002benefici\u2002definiti | \nesteri e altri | \nai\u2002dipendenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 | \n | \n19 | \n24 | \n8 | \n108 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n | \n16 | \n26 | \n7 | \n92 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2027 | \n | \n16 | \n21 | \n7 | \n80 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2028 | \n | \n17 | \n16 | \n7 | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2029 | \n | \n18 | \n19 | \n7 | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oltre | \n | \n65 | \n263 | \n76 | \n12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Durata media ponderata | \n(anni) | \n6,1 | \n13,1 | \n11,3 | \n2,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n14 | \n24 | \n9 | \n107 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 | \n | \n13 | \n22 | \n9 | \n103 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n | \n14 | \n23 | \n7 | \n86 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2027 | \n | \n16 | \n22 | \n7 | \n30 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2028 | \n | \n18 | \n23 | \n7 | \n14 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oltre | \n | \n81 | \n7 | \n79 | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Durata media ponderata | \n(anni) | \n6,8 | \n13,6 | \n10,8 | \n2,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag669": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Piani a benefici definiti: | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - TFR | \n151 | \n156 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Piani esteri a benefici definiti | \n108 | \n121 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Fisde, altri piani medici esteri e altri | \n112 | \n118 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n371 | \n395 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri fondi per benefici ai dipendenti | \n310 | \n353 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n681 | \n748 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag671": {
"value": "\nI fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attua-
\nriali, si analizzano come di seguito indicato:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTFR | \nPiani esteri a benefici definiti | \nFisde, altri piani medici esteri e altri | \nTotale piani a benefici definiti | \nAltri fondi per benefici ai dipendenti | \nTotale | \nTFR | \nPiani\u2002esteri\u2002a\u2002benefici\u2002definiti | \nFisde,\u2002altri\u2002piani\u2002medici esteri e altri | \nTotale\u2002piani\u2002a\u2002benefici\u2002definiti | \nAltri\u2002fondi\u2002per\u2002benefici\u2002ai\u2002dipendenti | \nTotale | \n\n\n
\n\n| Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio | \n156 | \n380 | \n118 | \n654 | \n353 | \n1.007 | \n177 | \n644 | \n126 | \n947 | \n341 | \n1.288 | \n\n\n
\n\n| Costo corrente | \n1 | \n12 | \n2 | \n15 | \n56 | \n71 | \n1 | \n10 | \n2 | \n13 | \n51 | \n64 | \n\n\n
\n\n| Interessi passivi | \n5 | \n18 | \n4 | \n27 | \n11 | \n38 | \n6 | \n29 | \n4 | \n39 | \n10 | \n49 | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni: | \n(1) | \n(22) | \n(2) | \n(25) | \n1 | \n(24) | \n5 | \n24 | \n1 | \n30 | \n(2) | \n28 | \n\n\n
\n\n| - (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n1 | \n1 | \n | \n2 | \n(1) | \n1 | \n\n\n
\n\n| - (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | \n | \n(22) | \n | \n(22) | \n5 | \n(17) | \n4 | \n8 | \n2 | \n14 | \n1 | \n15 | \n\n\n
\n\n| - Effetto dell'esperienza passata | \n(1) | \n1 | \n(2) | \n(2) | \n(4) | \n(6) | \n | \n15 | \n(1) | \n14 | \n(2) | \n12 | \n\n\n
\n\n| Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | \n | \n9 | \n | \n9 | \n3 | \n12 | \n2 | \n(13) | \n4 | \n(7) | \n91 | \n84 | \n\n\n
\n\n| Contributi al piano: | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| - Contributi dei dipendenti | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| Benefici pagati | \n(10) | \n(85) | \n(8) | \n(103) | \n(113) | \n(216) | \n(37) | \n(39) | \n(9) | \n(85) | \n(97) | \n(182) | \n\n\n
\n\n| Riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n(147) | \n(6) | \n(153) | \n(2) | \n(155) | \n\n\n
\n\n| vendita | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n | \n55 | \n(2) | \n53 | \n(1) | \n52 | \n2 | \n(129) | \n(4) | \n(131) | \n(39) | \n(170) | \n\n\n
\n\n| Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) | \n151 | \n369 | \n112 | \n632 | \n310 | \n942 | \n156 | \n380 | \n118 | \n654 | \n353 | \n1.007 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano all'inizio dell'esercizio | \n | \n261 | \n | \n261 | \n | \n261 | \n | \n503 | \n | \n503 | \n | \n503 | \n\n\n
\n\n| Interessi attivi | \n | \n14 | \n | \n14 | \n | \n14 | \n | \n19 | \n | \n19 | \n | \n19 | \n\n\n
\n\n| Rendimento delle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n(17) | \n | \n(17) | \n | \n(17) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Spese amministrative pagate | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Contributi al piano: | \n | \n25 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n\n\n
\n\n| - Contributi dei dipendenti | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| - Contributi del datore di lavoro | \n | \n23 | \n | \n23 | \n | \n23 | \n | \n24 | \n | \n24 | \n | \n24 | \n\n\n
\n\n| Benefici pagati | \n | \n(25) | \n | \n(25) | \n | \n(25) | \n | \n(31) | \n | \n(31) | \n | \n(31) | \n\n\n
\n\n| Riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n(123) | \n | \n(123) | \n | \n(123) | \n\n\n
\n\n| vendita | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n | \n6 | \n | \n6 | \n | \n6 | \n | \n(132) | \n | \n(132) | \n | \n(132) | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) | \n | \n263 | \n | \n263 | \n | \n263 | \n | \n261 | \n | \n261 | \n | \n261 | \n\n\n
\n\n| Massimale di attivit\u00e0 all'inizio dell'esercizio | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| Modifiche nel massimale di attivit\u00e0 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| Massimale di attivit\u00e0 alla fine dell'esercizio (c) | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 netta rilevata in bilancio (a-b+c) | \n151 | \n108 | \n112 | \n371 | \n310 | \n681 | \n156 | \n121 | \n118 | \n395 | \n353 | \n748 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfNetBenefitLiabilityAssetExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag672": {
"value": "\nI costi relativi alle passivit\u00e0 per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTFR | \nPiani\u2002esteri\u2002a\u2002benefici\u2002definiti | \nFisde, altri piani\u2002mediciesteri e altri | \nTotale\u2002piani\u2002a\u2002benefici\u2002definiti | \nAltri\u2002fondi\u2002per\u2002benefici\u2002ai\u2002dipendenti | \nTotale | \n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Costo corrente | \n1 | \n12 | \n2 | \n15 | \n56 | \n71 | \n\n\n
\n\n| Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | \n | \n9 | \n | \n9 | \n3 | \n12 | \n\n\n
\n\n| Interessi passivi (attivi) netti: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| - Interessi passivi sull'obbligazione | \n5 | \n18 | \n4 | \n27 | \n11 | \n38 | \n\n\n
\n\n| - Interessi attivi sulle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n(14) | \n | \n(14) | \n | \n(14) | \n\n\n
\n\n| Totale interessi passivi (attivi) netti | \n5 | \n4 | \n4 | \n13 | \n11 | \n24 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel \"Costo lavoro\" | \n | \n | \n | \n | \n11 | \n11 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nei \"Proventi (oneri) finanziari\" | \n5 | \n4 | \n4 | \n13 | \n | \n13 | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni dei piani a lungo termine | \n | \n | \n | \n | \n1 | \n1 | \n\n\n
\n\n| Spese amministrative pagate | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| Totale | \n6 | \n26 | \n6 | \n38 | \n71 | \n109 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel \"Costo lavoro\" | \n1 | \n22 | \n2 | \n25 | \n71 | \n96 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nei \"Proventi (oneri) finanziari\" | \n5 | \n4 | \n4 | \n13 | \n | \n13 | \n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Costo corrente | \n1 | \n10 | \n2 | \n13 | \n51 | \n64 | \n\n\n
\n\n| Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | \n2 | \n(13) | \n4 | \n(7) | \n91 | \n84 | \n\n\n
\n\n| Interessi passivi (attivi) netti: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| - Interessi passivi sull'obbligazione | \n6 | \n29 | \n4 | \n39 | \n10 | \n49 | \n\n\n
\n\n| - Interessi attivi sulle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n(19) | \n | \n(19) | \n | \n(19) | \n\n\n
\n\n| Totale interessi passivi (attivi) netti | \n6 | \n10 | \n4 | \n20 | \n10 | \n30 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel \"Costo lavoro\" | \n | \n | \n | \n | \n10 | \n10 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nei \"Proventi (oneri) finanziari\" | \n6 | \n10 | \n4 | \n20 | \n | \n20 | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni dei piani a lungo termine | \n | \n | \n | \n | \n(2) | \n(2) | \n\n\n
\n\n| Totale | \n9 | \n7 | \n10 | \n26 | \n150 | \n176 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel \"Costo lavoro\" | \n3 | \n(3) | \n6 | \n6 | \n150 | \n156 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nei \"Proventi (oneri) finanziari\" | \n6 | \n10 | \n4 | \n20 | \n | \n20 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
I costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell\u2019utile complessivo si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTFR | \nPiani esteri a benefici definiti | \nFisde, altri piani medici esteri e altri | \nTotale piani a benefici definiti | \nTFR | \nPiani\u2002esteri\u2002a\u2002beneficidefiniti | \nFisde, altri piani\u2002medici\u2002esteri e altri | \nTotale\u2002piani\u2002a\u2002benefici\u2002definiti | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| - (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n1 | \n1 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| - (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | \n | \n(22) | \n | \n(22) | \n4 | \n8 | \n2 | \n14 | \n\n\n
\n\n| - Effetto dell'esperienza passata | \n(1) | \n1 | \n(2) | \n(2) | \n | \n15 | \n(1) | \n14 | \n\n\n
\n\n| - Rendimento delle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n17 | \n | \n17 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| - Modifiche nel massimale di attivi\u00e0 | \n | \n | \n | \n | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n | \n(1) | \n(5) | \n(2) | \n(8) | \n5 | \n25 | \n1 | \n31 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutEmployeeBenefitsCostsChargedToProfitAndLossAccountAndOtherComprehensiveIncomeExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag653": {
"value": "\nLe attivit\u00e0 al servizio del piano si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nDisponibilit\u00e0\u2002liquide ed equivalenti | \nStrumenti\u2002rappresentativi\u2002di capitale | \nStrumenti\u2002rappresentativi\u2002di debito | \nImmobili | \nDerivati | \nFondi\u2002comunidi\u2002investimento | \nAttivit\u00e0 detenute\u2002da\u2002compagnie\u2002diassicurazione | \nAltre attivit\u00e0 | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - con prezzi quotati in mercati attivi | \n4 | \n25 | \n125 | \n11 | \n43 | \n1 | \n32 | \n19 | \n260 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - con prezzi non quotati in mercati attivi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n3 | \n | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4 | \n25 | \n125 | \n11 | \n43 | \n1 | \n35 | \n19 | \n263 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - con prezzi quotati in mercati attivi | \n4 | \n24 | \n121 | \n11 | \n55 | \n | \n5 | \n15 | \n235 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - con prezzi non quotati in mercati attivi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n26 | \n | \n26 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4 | \n24 | \n121 | \n11 | \n55 | \n | \n31 | \n15 | \n261 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfFairValueOfPlanAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag673": {
"value": "\nLe principali ipotesi attuariali adottate per valutare le passivit\u00e0 alla fine dell\u2019esercizio e per determinare il costo dell\u2019esercizio successivo sono
\ndi seguito indicate:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nPiani\u2002esteri\u2002a\u2002 | \n | \nAltri\u2002fondi\u2002per\u2002benefici | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nTFR | \nbenefici\u2002definiti | \nFisde | \nai\u2002dipendenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,1 | \n1,1-26,1 | \n3,1 | \n2,8-3,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n3,0 | \n2,0-15,0 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso d\u2019inflazione | \n(%) | \n2,0 | \n1,0-14,0 | \n2,0 | \n2,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n | \n14-24 | \n24 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,1 | \n1,4-25,9 | \n3,1 | \n3,1-3,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n3,0 | \n1,9-20,0 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso d\u2019inflazione | \n(%) | \n2,0 | \n1,2-15,5 | \n2,0 | \n2,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n | \n14-23 | \n24 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:ScheduleOfActuarialAssumptionsInMeasurementOfBenefitLiabilitiesAndEstimateOfCostsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag674": {
"value": "\nLe principali ipotesi attuariali adottate per i piani esteri a benefici definiti pi\u00f9 rilevanti si analizzano per area geografica come segue:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nResto | \n | \nResto | \nPiani\u2002esteri\u2002 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEurozona | \nEuropa | \nAfrica | \ndel\u2002Mondo | \na\u2002benefici\u2002definiti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,2-3,6 | \n1,1-5,5 | \n3,3-26,1 | \n7,1 | \n1,1-26,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n2,0-3,4 | \n2,8 | \n5,0-15,0 | \n5,0 | \n2,0-15,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso d\u2019inflazione | \n(%) | \n2,0 | \n1,0-3,5 | \n3,0-14,0 | \n3,5 | \n1,0-14,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n21-23 | \n23-24 | \n14-18 | \n | \n14-24 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,2-3,3 | \n1,4-4,5 | \n3,2-25,9 | \n6,9 | \n1,4-25,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n1,9-3,0 | \n3,0 | \n5,0-20,0 | \n5,0 | \n1,9-20,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso d\u2019inflazione | \n(%) | \n1,9-2,1 | \n1,2-3,4 | \n3,1-15,5 | \n3,5 | \n1,2-15,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n21-23 | \n23 | \n14-18 | \n | \n14-23 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutGeographicalAreaRelatedToMainActuarialAssumptionsUsedInValuationOfPrincipalForeignDefinedBenefitPlansExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag654": {
"value": "\nGli effetti derivanti da modifiche ragionevolmente possibili delle principali ipotesi attuariali alla fine dell\u2019esercizio sono irrilevanti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n | \nFisde, | \nAltri\u2002fondi | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \nPiani\u2002esteri\u2002 | \naltri\u2002piani\u2002medici\u2002 | \nper\u2002benefici | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n | \nTFR | \na\u2002benefici\u2002definiti | \nesteri e altri | \nai\u2002dipendenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 | \n | \n19 | \n24 | \n8 | \n108 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n | \n16 | \n26 | \n7 | \n92 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2027 | \n | \n16 | \n21 | \n7 | \n80 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2028 | \n | \n17 | \n16 | \n7 | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2029 | \n | \n18 | \n19 | \n7 | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oltre | \n | \n65 | \n263 | \n76 | \n12 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Durata media ponderata | \n(anni) | \n6,1 | \n13,1 | \n11,3 | \n2,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n14 | \n24 | \n9 | \n107 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 | \n | \n13 | \n22 | \n9 | \n103 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n | \n14 | \n23 | \n7 | \n86 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2027 | \n | \n16 | \n22 | \n7 | \n30 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2028 | \n | \n18 | \n23 | \n7 | \n14 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oltre | \n | \n81 | \n7 | \n79 | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Durata media ponderata | \n(anni) | \n6,8 | \n13,6 | \n10,8 | \n2,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfSensitivityAnalysisForActuarialAssumptionsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag675": {
"value": "\nIl profilo di scadenza e la durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici ai dipendenti sono di seguito indicate:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfInformationAboutMaturityProfileOfBenefitObligationExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag656": {
"value": "\n
\n
\n23\u2002 \u2002Passivit\u00e0\u2002per\u2002imposte\u2002differite\u2002e\u2002attivit\u00e0\u2002per\u2002imposte\u2002anticipate\u2002
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite lorde | \n8.724 | \n8.461 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate compensabili | \n(3.143) | \n(3.759) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite | \n5.581 | \n4.702 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | \n9.465 | \n8.241 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite compensabili | \n(3.143) | \n(3.759) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n6.322 | \n4.482 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLa natura delle differenze temporanee pi\u00f9 significative che hanno determinato le passivit\u00e0 per imposte differite e attivit\u00e0 per imposte antici-
\npate \u00e8 la seguente:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite lorde | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - ammortamenti eccedenti | \n5.755 | \n6.028 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti | \n858 | \n305 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - abbandono e ripristino siti (attivit\u00e0 materiali) | \n368 | \n265 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - contratti di leasing IFRS 16 | \n354 | \n150 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - contratti derivati | \n44 | \n451 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze | \n20 | \n47 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - altre | \n1.325 | \n1.215 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n8.724 | \n8.461 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate lorde | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - perdite fiscali portate a nuovo | \n(5.018) | \n(5.677) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri) | \n(2.148) | \n(1.802) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - ammortamenti deducibili in futuri esercizi | \n(1.847) | \n(1.567) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - accantonamenti per svalutazione crediti e fondi rischi e oneri non deducibili | \n(1.432) | \n(1.279) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili | \n(1.320) | \n(1.517) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - contratti derivati | \n(352) | \n(236) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - contratti di leasing IFRS 16 | \n(338) | \n(198) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - benefici ai dipendenti | \n(151) | \n(168) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - over/under lifting | \n(120) | \n(124) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - utili infragruppo | \n(77) | \n(57) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - altre | \n(1.313) | \n(1.284) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(14.116) | \n(13.909) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n4.651 | \n5.668 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | \n(9.465) | \n(8.241) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nLa movimentazione delle passivit\u00e0 per imposte differite e delle attivit\u00e0 per imposte anticipate si analizza come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nPassivit\u00e0 per imposte differite lorde | \nAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u2002lorde\u2002 | \nFondo\u2002svalutazione\u2002attivit\u00e0 per imposte anticipate\u2002 | \nAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u2002al\u2002netto\u2002del\u2002fondo\u2002svalutazione | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n8.461 | \n(13.909) | \n5.668 | \n(8.241) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n946 | \n(1.862) | \n457 | \n(1.405) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.042) | \n2.176 | \n(1.663) | \n513 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni con effetto ad OCI | \n(351) | \n92 | \n | \n92 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n484 | \n(384) | \n121 | \n(263) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n193 | \n156 | \n(168) | \n(12) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n33 | \n(385) | \n236 | \n(149) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2024 | \n8.724 | \n(14.116) | \n4.651 | \n(9.465) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2022 | \n9.315 | \n(14.960) | \n6.170 | \n(8.790) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n654 | \n(2.161) | \n639 | \n(1.522) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.099) | \n2.565 | \n(861) | \n1.704 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni con effetto ad OCI | \n(69) | \n223 | \n | \n223 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(247) | \n213 | \n(68) | \n145 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n348 | \n(183) | \n13 | \n(170) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(441) | \n394 | \n(225) | \n169 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n8.461 | \n(13.909) | \n5.668 | \n(8.241) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento \u00e8 riferita all\u2019acquisizione
\ndel gruppo Neptune Energy per \u20ac914 milioni di passivit\u00e0 per impo-
\nste differite e per \u20ac732 milioni di attivit\u00e0 per imposte anticipate e,
\nin diminuzione, all\u2019operazione di business combination con Ithaca
\nEnergy Plc per \u20ac726 milioni di passivit\u00e0 per imposte differite e per
\n\u20ac723 milioni di attivit\u00e0 per imposte anticipate.
\nLe perdite fiscali ammontano a \u20ac19.668 milioni e sono utilizzabili
\nillimitatamente per \u20ac15.759 milioni. Le perdite fiscali sono riferite
\na societ\u00e0 italiane per \u20ac10.362 milioni e a societ\u00e0 estere per \u20ac9.306
\nmilioni; le relative attivit\u00e0 per imposte anticipate al lordo del fon-
\ndo svalutazione ammontano rispettivamente a \u20ac2.487 milioni e
\n\u20ac2.531 milioni.
\nSecondo la normativa fiscale italiana le perdite fiscali possono es-
\nsere portate a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali delle impre-
\nse estere sono riportabili a nuovo in un periodo mediamente supe-
\nriore a cinque esercizi con una parte rilevante riportabile a nuovo
\nillimitatamente. Le perdite fiscali sono recuperabili con l\u2019aliquota
\ndel 24% per le imprese italiane e con un\u2019aliquota media del 27,2%
\nper le imprese estere.
\nIl fondo svalutazione attivit\u00e0 per imposte anticipate \u00e8 riferito a so-
\nciet\u00e0 italiane per \u20ac2.407 milioni e a societ\u00e0 estere per \u20ac2.244 milioni.
\nSono state ripristinate attivit\u00e0 per imposte anticipate delle societ\u00e0
\nitaliane per \u20ac1.518 milioni in relazione ai maggiori imponibili attesi.
\nLe imposte sono indicate alla nota n. 33 - Imposte sul reddito.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite lorde | \n8.724 | \n8.461 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate compensabili | \n(3.143) | \n(3.759) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite | \n5.581 | \n4.702 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | \n9.465 | \n8.241 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite compensabili | \n(3.143) | \n(3.759) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n6.322 | \n4.482 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\npate \u00e8 la seguente:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite lorde | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - ammortamenti eccedenti | \n5.755 | \n6.028 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti | \n858 | \n305 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - abbandono e ripristino siti (attivit\u00e0 materiali) | \n368 | \n265 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - contratti di leasing IFRS 16 | \n354 | \n150 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - contratti derivati | \n44 | \n451 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze | \n20 | \n47 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - altre | \n1.325 | \n1.215 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n8.724 | \n8.461 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate lorde | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - perdite fiscali portate a nuovo | \n(5.018) | \n(5.677) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri) | \n(2.148) | \n(1.802) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - ammortamenti deducibili in futuri esercizi | \n(1.847) | \n(1.567) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - accantonamenti per svalutazione crediti e fondi rischi e oneri non deducibili | \n(1.432) | \n(1.279) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili | \n(1.320) | \n(1.517) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - contratti derivati | \n(352) | \n(236) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - contratti di leasing IFRS 16 | \n(338) | \n(198) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - benefici ai dipendenti | \n(151) | \n(168) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - over/under lifting | \n(120) | \n(124) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - utili infragruppo | \n(77) | \n(57) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - altre | \n(1.313) | \n(1.284) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(14.116) | \n(13.909) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n4.651 | \n5.668 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | \n(9.465) | \n(8.241) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nPassivit\u00e0 per imposte differite lorde | \nAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u2002lorde\u2002 | \nFondo\u2002svalutazione\u2002attivit\u00e0 per imposte anticipate\u2002 | \nAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u2002al\u2002netto\u2002del\u2002fondo\u2002svalutazione | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n8.461 | \n(13.909) | \n5.668 | \n(8.241) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n946 | \n(1.862) | \n457 | \n(1.405) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.042) | \n2.176 | \n(1.663) | \n513 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni con effetto ad OCI | \n(351) | \n92 | \n | \n92 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n484 | \n(384) | \n121 | \n(263) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n193 | \n156 | \n(168) | \n(12) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n33 | \n(385) | \n236 | \n(149) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2024 | \n8.724 | \n(14.116) | \n4.651 | \n(9.465) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2022 | \n9.315 | \n(14.960) | \n6.170 | \n(8.790) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incrementi | \n654 | \n(2.161) | \n639 | \n(1.522) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.099) | \n2.565 | \n(861) | \n1.704 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni con effetto ad OCI | \n(69) | \n223 | \n | \n223 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(247) | \n213 | \n(68) | \n145 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n348 | \n(183) | \n13 | \n(170) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(441) | \n394 | \n(225) | \n169 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31.12.2023 | \n8.461 | \n(13.909) | \n5.668 | \n(8.241) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nFair value | \nFair value | \nGerarchia del | \nFair value | \nFair value | \nGerarchia\u2002del\u2002 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nattivo | \npassivo | \nfair value - Livello | \nattivo | \npassivo | \nfair value - Livello | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti derivati non di copertura | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su valute | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Currency swap | \n233 | \n33 | \n2 | \n70 | \n168 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest currency swap | \n | \n125 | \n2 | \n | \n84 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Outright | \n3 | \n24 | \n2 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n236 | \n182 | \n | \n70 | \n252 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest rate swap | \n20 | \n27 | \n2 | \n62 | \n34 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n20 | \n27 | \n | \n62 | \n34 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su merci | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Over the counter | \n632 | \n923 | \n2 | \n2.902 | \n2.103 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Future | \n1.429 | \n1.538 | \n1 | \n3.027 | \n2.905 | \n1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Opzioni | \n61 | \n111 | \n2 | \n106 | \n114 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altro | \n | \n8 | \n2 | \n11 | \n | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.122 | \n2.580 | \n | \n6.046 | \n5.122 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.378 | \n2.789 | \n | \n6.178 | \n5.408 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti derivati fair value hedge | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest rate swap | \n42 | \n | \n2 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n42 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su valute | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Outright | \n2 | \n | \n1 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n44 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti derivati cash flow hedge | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su merci | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Over the counter | \n20 | \n335 | \n2 | \n80 | \n13 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Future | \n28 | \n421 | \n1 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n48 | \n756 | \n | \n80 | \n13 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest rate swap | \n | \n | \n | \n6 | \n | \n1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n6 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n48 | \n756 | \n | \n86 | \n13 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Opzioni | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altre opzioni | \n | \n37 | \n2 | \n | \n41 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n37 | \n | \n | \n41 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale contratti derivati lordi | \n2.470 | \n3.582 | \n | \n6.264 | \n5.462 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Compensazione | \n(1.508) | \n(1.508) | \n | \n(2.895) | \n(2.895) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale contratti derivati netti | \n962 | \n2.074 | \n | \n3.369 | \n2.567 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Di cui: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - correnti | \n874 | \n1.921 | \n | \n3.323 | \n2.414 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - non correnti | \n88 | \n153 | \n | \n46 | \n153 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\nEni \u00e8 esposta al rischio mercato, cio\u00e8 al rischio che variazioni dei
\nprezzi delle commodity energetiche, dei tassi di cambio e dei tassi
\nd\u2019interesse possano ridurre i cash flow attesi o il fair value degli as-
\nset. Eni stipula contratti derivati finanziari e fisici in mercati organiz-
\nzati, MTF, OTF o negoziati nei circuiti Over the Counter (in particolare
\ncontratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su com-
\nmodity) per ridurre o gestire tali rischi con sottostante commodity,
\nvalute o tassi, nonch\u00e9 in misura limitata e nel rispetto di soglie au-
\ntorizzative interne, con finalit\u00e0 speculative cio\u00e8 per trarre profitto da
\nandamenti attesi di mercato.
\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 calcolato sulla base
\ndi quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli stru-
\nmenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmen-
\nte adottate in ambito finanziario.
\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguar-
\nda essenzialmente vendite a termine di gas naturale per le quali \u00e8
\nprevista la consegna fisica, non oggetto di applicazione della own
\nuse exemption, nonch\u00e9 operazioni di trading proprietario.
\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow
\nhedge riguarda essenzialmente operazioni in derivati su commodity
\nposte in essere nella linea di business Global Gas & LNG Portfolio
\ncon l\u2019obiettivo di minimizzare il rischio di variabilit\u00e0 dei cash flow
\nfuturi associati a operazioni commerciali con elevata probabilit\u00e0 o
\na operazioni commerciali gi\u00e0 contrattate derivanti dalla differente
\nindicizzazione dei contratti di somministrazione rispetto ai contratti
\ndi approvvigionamento. La medesima logica \u00e8 utilizzata nell\u2019ambito
\ndelle strategie di riduzione del rischio di cambio. Ai fini della qualifi-
\ncazione di tali strumenti come di copertura \u00e8 verificata l\u2019esistenza di
\nuna relazione economica con l\u2019oggetto coperto in modo da compen-
\nsare le relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensa-
\nzione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte.
\nIl rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento di co-
\npertura, cd. hedge ratio, \u00e8 definito in modo coerente con le strategie
\ne gli obiettivi specifici di risk management definiti. Le relazioni di co-
\npertura sono discontinuate in presenza di modifiche delle condizioni
\ndi riferimento tali da rendere le operazioni poste in essere non pi\u00f9
\ncoerenti con la strategia di copertura.
\nGli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari deri-
\nvati cash flow hedge sono indicati alla nota n. 26 - Patrimonio netto.
\nLe informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche
\ndi hedging sono indicate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi -
\nGestione dei rischi finanziari.
\nEni ha in essere interest rate swap sustainability-linked con primari isti-
\ntuti bancari che prevedono un meccanismo di aggiustamento del co-
\nsto collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilit\u00e0.
\nAl 31 dicembre 2024 il fair value di tali contratti \u00e8 attivo per \u20ac1 milione.
\nL\u2019esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati
\nin dollari USA (\u20ac2.077 milioni) compresi nel portafoglio di liquidit\u00e0
\nstrategica \u00e8 gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una
\nrelazione fair value hedge, le differenze di cambio (negative di \u20ac133
\nmilioni nel corso del 2024) che maturano su una porzione dei prestiti
\nobbligazionari in dollari USA (\u20ac2.273 milioni).
\nLa compensazione degli strumenti finanziari derivati \u00e8 riferita princi-
\npalmente a Eni Global Energy Markets SpA.
\nNel corso dell\u2019esercizio 2024 non vi sono stati trasferimenti tra i di-
\nversi livelli della gerarchia del fair value.
\n\nGli strumenti finanziari di copertura cash flow hedge e fair value he-
\ndge si analizzano come segue:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nValore nominale | \nVariazione | \nVariazione | \nValore\u2002nominale | \nVariazione\u2002 | \nVariazione\u2002 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \ndello strumento | \nfair value | \nfair value | \n\u2002dello\u2002strumento | \nfair value | \nfair value | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n di copertura | \nefficace | \ninefficace | \n di copertura | \nefficace | \ninefficace | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti derivati cash flow hedge | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su commodity | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Over the counter | \n1.753 | \n(524) | \n13 | \n310 | \n147 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Future | \n3.375 | \n(499) | \n13 | \n | \n(23) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n5.128 | \n(1.023) | \n26 | \n310 | \n124 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri strumenti di copertura | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri | \n348 | \n(12) | \n | \n128 | \n(19) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n348 | \n(12) | \n | \n128 | \n(19) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n5.476 | \n(1.035) | \n26 | \n438 | \n105 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti derivati fair value hedge | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su valute | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Outright | \n43 | \n2 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n43 | \n2 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest rate swap | \n1.981 | \n42 | \n1 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.981 | \n42 | \n1 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.024 | \n44 | \n1 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\nDi seguito \u00e8 fornita l\u2019analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell\u2019ambito di coperture cash flow hedge e fair
\nvalue hedge:
\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nVariazione di valore cumulata dell\u2019oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell\u2019inefficacia delle coperture | \nRiserva cash flow hedge | \nRigiro a conto economico | \nVariazione\u2002di\u2002valore cumulata dell\u2019oggetto\u2002coperto\u2002utilizzata\u2002per il calcolo dell\u2019inefficacia\u2002delle coperture | \nRiserva\u2002cash\u2002flow\u2002hedge | \nRigiro\u2002a\u2002conto\u2002economico | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cash flow hedge | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rischio prezzo commodity | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendite programmate | \n1.023 | \n(850) | \n(123) | \n(169) | \n56 | \n(436) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri strumenti di copertura | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Flussi su ammontari coperti | \n12 | \n(12) | \n | \n(19) | \n(6) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nValore contabile dell\u2019oggetto coperto | \nVariazione fair value cumulato dell\u2019oggetto coperto | \nVariazione fair value dell\u2019esercizio dell\u2019oggetto coperto | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value hedge | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su valute | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Partecipazioni | \n43 | \n(2) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Passivit\u00e0 finanziarie | \n2.066 | \n44 | \n44 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nMaggiori informazioni sono fornite alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari.
\nEFFETTI\u2002RILEVATI\u2002TRA\u2002GLI\u2002ALTRI\u2002PROVENTI\u2002(ONERI)\u2002OPERATIVI
\n\nGli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | \n26 | \n6 | \n275 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati | \n(378) | \n472 | \n(2.011) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(352) | \n478 | \n(1.736) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura
\ncash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli
\nstrumenti finanziari derivati su commodity.
\nI proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati riguardano
\ngli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti
\nfinanziari derivati su merci privi dei requisiti formali per essere trattati
\nin base all\u2019hedge accounting secondo gli IFRS, di trading sui prezzi
\ndelle commodity e per attivit\u00e0 di trading proprietario.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nEFFETTI\u2002RILEVATI\u2002TRA\u2002I\u2002PROVENTI\u2002(ONERI)\u2002FINANZIARI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Strumenti finanziari derivati su valute | \n310 | \n(63) | \n(70) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | \n(32) | \n2 | \n81 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Opzioni | \n | \n | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n278 | \n(61) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI proventi finanziari netti su strumenti finanziari derivati comprendono
\nla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi dei re-
\nquisiti formali per essere trattati in base all\u2019hedge accounting secondo
\ngli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all\u2019esposizione
\nnetta dei rischi su cambi e su tassi d\u2019interesse e, pertanto, non sono
\nriferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. Gli stru-
\nmenti finanziari derivati su cambi comprendono la gestione del rischio
\ndi cambio economico implicito nelle formule prezzo delle commodity.
\nI rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti
\ncon parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"value": "\nGli strumenti finanziari di copertura cash flow hedge e fair value he-
\ndge si analizzano come segue:
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nValore nominale | \nVariazione | \nVariazione | \nValore\u2002nominale | \nVariazione\u2002 | \nVariazione\u2002 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \ndello strumento | \nfair value | \nfair value | \n\u2002dello\u2002strumento | \nfair value | \nfair value | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n di copertura | \nefficace | \ninefficace | \n di copertura | \nefficace | \ninefficace | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti derivati cash flow hedge | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su commodity | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Over the counter | \n1.753 | \n(524) | \n13 | \n310 | \n147 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Future | \n3.375 | \n(499) | \n13 | \n | \n(23) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n5.128 | \n(1.023) | \n26 | \n310 | \n124 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri strumenti di copertura | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri | \n348 | \n(12) | \n | \n128 | \n(19) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n348 | \n(12) | \n | \n128 | \n(19) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n5.476 | \n(1.035) | \n26 | \n438 | \n105 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti derivati fair value hedge | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su valute | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Outright | \n43 | \n2 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n43 | \n2 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest rate swap | \n1.981 | \n42 | \n1 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.981 | \n42 | \n1 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.024 | \n44 | \n1 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag664": {
"value": "\nDi seguito \u00e8 fornita l\u2019analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell\u2019ambito di coperture cash flow hedge e fair
\nvalue hedge:
\n\n
\n\n\n | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nVariazione di valore cumulata dell\u2019oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell\u2019inefficacia delle coperture | \nRiserva cash flow hedge | \nRigiro a conto economico | \nVariazione\u2002di\u2002valore cumulata dell\u2019oggetto\u2002coperto\u2002utilizzata\u2002per il calcolo dell\u2019inefficacia\u2002delle coperture | \nRiserva\u2002cash\u2002flow\u2002hedge | \nRigiro\u2002a\u2002conto\u2002economico | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cash flow hedge | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rischio prezzo commodity | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendite programmate | \n1.023 | \n(850) | \n(123) | \n(169) | \n56 | \n(436) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri strumenti di copertura | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Flussi su ammontari coperti | \n12 | \n(12) | \n | \n(19) | \n(6) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nValore contabile dell\u2019oggetto coperto | \nVariazione fair value cumulato dell\u2019oggetto coperto | \nVariazione fair value dell\u2019esercizio dell\u2019oggetto coperto | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value hedge | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su valute | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Partecipazioni | \n43 | \n(2) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Passivit\u00e0 finanziarie | \n2.066 | \n44 | \n44 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"language": "it",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag668": {
"value": "\nGli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | \n26 | \n6 | \n275 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati | \n(378) | \n472 | \n(2.011) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(352) | \n478 | \n(1.736) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag922": {
"value": "\n
\n26\u2002 \u2002Patrimonio\u2002netto\u2002
\n\nINTERESSENZE DI TERZI
\n\n
\n\n\n | \nRisultato\u2002netto | \nPatrimonio\u2002netto | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni Marine Services SpA | \n | \n | \n1.924 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Eni Plenitude | \n54 | \n3 | \n491 | \n54 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo EniPower | \n85 | \n86 | \n446 | \n406 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n1 | \n | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n140 | \n89 | \n2.863 | \n460 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nNel marzo 2024 \u00e8 stato finalizzato l\u2019accordo tra Eni Plenitude SpA So-
\nciet\u00e0 Benefit (Plenitude) ed Energy Infrastructure Partners (EIP) che ha
\nconsentito a EIP di entrare nel capitale sociale di Plenitude attraverso
\nun aumento di capitale di \u20ac588 milioni, pari al 7,6% del capitale sociale
\ndella Societ\u00e0, e acquisizione di patrimonio netto di \u20ac392 milioni.
\nLe interessenze di terzi relative a Eni Marine Services SpA sono ri-
\nferite alle obbligazioni subordinate perpetue emesse in dollari USA
\nnel terzo trimestre 2024 per finanziare un progetto d\u2019investimento
\ndi interesse Eni. Le obbligazioni subordinate perpetue sono state ri-
\nlevate nelle interessenze di terzi in considerazione del diritto incon-
\ndizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di liquidit\u00e0 o altre
\nattivit\u00e0 finanziarie agli obbligazionisti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n\nPATRIMONIO NETTO DI ENI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitale sociale | \n4.005 | \n4.005 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utili relativi a esercizi precedenti | \n32.552 | \n32.988 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva per differenze cambio da conversione | \n8.081 | \n5.238 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale: | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Obbligazioni subordinate perpetue | \n5.000 | \n5.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva legale | \n959 | \n959 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva per acquisto di azioni proprie | \n2.883 | \n2.333 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | \n(612) | \n36 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | \n(91) | \n(88) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto | \n28 | \n98 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value | \n160 | \n98 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva emissione prestito obbligazionario convertibile | \n79 | \n79 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Azioni proprie | \n(2.883) | \n(2.333) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) dell'esercizio | \n2.624 | \n4.771 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n52.785 | \n53.184 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nCAPITALE SOCIALE
\n\nAl 31 dicembre 2024, il capitale sociale di Eni SpA, interamente ver-
\nsato, ammonta a \u20ac4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicem-
\nbre 2023) ed \u00e8 rappresentato da n. 3.284.490.525 azioni ordinarie
\nprive di indicazione del valore nominale (3.375.937.893 azioni ordi-
\nnarie al 31 dicembre 2023).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl 15 maggio 2024, l\u2019Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azio-
\nnisti di Eni SpA ha deliberato:
\n\n
\n(i) la possibilit\u00e0 di utilizzare le riserve
\ndisponibili di Eni SpA a titolo e in luogo del pagamento del dividendo
\ndell\u2019esercizio 2024, stabilito in \u20ac1 per azione da regolarsi in 4 tranche di
\npari importo (\u20ac0,25 per azione), nei mesi di settembre 2024, novembre
\n2024, marzo 2025 e maggio 2025;
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n (ii) l\u2019autorizzazione al Consiglio di
\nAmministrazione \u2013 ai sensi e per gli effetti dell\u2019art. 2357 del Codice Ci-
\nvile \u2013 a procedere all\u2019acquisto di azioni della Societ\u00e0, in pi\u00f9 volte, per un
\nperiodo fino alla fine di aprile 2025, all\u2019acquisto massimo di un numero
\ndi 328.000.000 di azioni ordinarie per un esborso complessivo fino a
\n\u20ac3,5 miliardi, di cui: a) fino a massimo n. 321.600.000 azioni per finalit\u00e0
\ndi remunerazione degli Azionisti; b) fino a massimo n. 6.400.000 azioni
\nper costituire la provvista azionaria a servizio del Piano di Azionariato
\nDiffuso 2024-2026 (\u201cPAD\u201d); (iii) l\u2019autorizzazione al Consiglio di Ammi-
\nnistrazione ad annullare fino ad un massimo di n. 321.600.000 azioni
\nproprie che verranno eventualmente acquisite in base all\u2019autorizzazio-
\nne assembleare del punto precedente. In esecuzione di detta delibera
\nal 31 dicembre 2024 sono state acquistate n. 117.927.640 azioni pro-
\nprie per un controvalore complessivo di \u20ac1.639 milioni.
\n\n
\nRISERVA PER DIFFERENZE CAMBIO
\nLa riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da
\nconversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valute diverse
\ndall\u2019euro.
\n\nOBBLIGAZIONI SUBORDINATE PERPETUE
\nLe obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono
\nnegoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessi-
\nvamente a \u20ac5 miliardi (stesso ammontare al 31 dicembre 2023).
\nLe caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione
\nperpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1,5 miliardi con
\nperiodo di \u201cnon-call\u201d di 5,25 anni, con un prezzo di re-offer del
\n99,403% e una cedola annua del 2,625% fino alla prima data di
\nreset prevista il 13 gennaio 2026. A partire da tale data, qualora
\nnon sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di re-
\nset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale
\nobbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a
\ncinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di
\n316,7 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti
\nbase a partire dal 13 gennaio 2031 e di un successivo aumento di
\nulteriori 75 punti base a partire dal 13 gennaio 2046; (ii) emissione
\nperpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1,5 miliardi con
\nperiodo di \u201cnon-call\u201d di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e
\nuna cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista
\nil 13 ottobre 2029. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto
\nil rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide
\ncon l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga
\ninteressi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di rife-
\nrimento incrementato di un margine iniziale di 364,1 punti base,
\nincrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal
\n13 ottobre 2034 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti
\nbase a partire dal 13 ottobre 2049; (iii) emissione perpetua subor-
\ndinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-
\ncall\u201d di 6 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola
\nannua del 2,000% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n2027. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso
\nanticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo
\ngiorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi
\nannui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento
\nincrementato di un margine iniziale di 220,4 punti base, incremen-
\ntato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall\u201911 mag-
\ngio 2032 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a
\npartire dall\u201911 maggio 2047; (iv) emissione perpetua subordinata
\nibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-call\u201d di 9
\nanni, con un prezzo di re-offer del 99,607% e una cedola annua del
\n2,750% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio 2030. A
\npartire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipa-
\nto entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di
\nrimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al
\ntasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di
\nun margine iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulte-
\nriore margine di 25 punti base a partire dall\u201911 maggio 2035 e di
\nun successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall\u201911
\nmaggio 2050.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRISERVA LEGALE
\nLa riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, se-
\ncondo quanto disposto dall\u2019art. 2430 del Codice Civile, non pu\u00f2
\nessere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto
\nl\u2019ammontare massimo richiesto dalla legge.
\nRISERVA PER ACQUISTO DI AZIONI PROPRIE
\nLa riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costi-
\ntuita per l\u2019acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni
\ndell\u2019Assemblea degli azionisti.
\nRISERVE\u2002PER\u2002UTILE\u2002(PERDITA)\u2002COMPLESSIVO
\n\n
\n\n\n | \nRiserva\u2002OCI\u2002strumenti\u2002 | \nRiserva OCI | \nRiserva OCI | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nfinanziari\u2002derivati\u2002cash\u2002flow\u2002 | \npiani\u2002a\u2002benefici\u2002definiti\u2002 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nhedge | \n | \nper\u2002i\u2002dipendenti | \npartecipazioni\u2002 | \nRiserva OCI | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nRiserva | \nEffetto | \n | \n | \n | \n | \nvalutate | \npartecipazioni\u2002 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \nRiserva | \nRiserva | \nEffetto | \nRiserva | \nal\u2002patrimonio\u2002 | \nvalutate | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nlorda | \nfiscale | \nnetta | \nlorda | \nfiscale | \nnetta | \nnetto(a) | \nal fair value | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31.12.2023 | \n50 | \n(14) | \n36 | \n(94) | \n6 | \n(88) | \n98 | \n98 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'esercizio | \n(1.034) | \n299 | \n(735) | \n8 | \n(4) | \n4 | \n(70) | \n62 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio | \n | \n | \n | \n(5) | \n3 | \n(2) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n(30) | \n25 | \n(5) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rigiro a conto economico | \n123 | \n(36) | \n87 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31.12.2024 | \n(861) | \n249 | \n(612) | \n(121) | \n30 | \n(91) | \n28 | \n160 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31.12.2022 | \n(483) | \n141 | \n(342) | \n(20) | \n(38) | \n(58) | \n46 | \n53 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'esercizio | \n105 | \n(32) | \n73 | \n(31) | \n10 | \n(21) | \n52 | \n45 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio | \n | \n | \n | \n(43) | \n34 | \n(9) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rigiro a rettifica Rimanenze | \n(8) | \n3 | \n(5) | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rigiro a conto economico | \n436 | \n(126) | \n310 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31.12.2023 | \n50 | \n(14) | \n36 | \n(94) | \n6 | \n(88) | \n98 | \n98 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) La riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto al 31 dicembre 2024 comprende riserve pari a \u20ac1 milione relative ai piani a benefici definiti per i dipendenti (negativa per \u20ac1 milione al 31 dicembre 2023).
\n\nAZIONI PROPRIE
\nLe azioni proprie ammontano a \u20ac2.883 milioni (\u20ac2.333 milioni al 31
\ndicembre 2023) e sono rappresentate da n. 203.137.967 azioni or-
\ndinarie Eni (157.115.336 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2023)
\npossedute da Eni SpA.
\nNell\u2019esercizio 2024, sono state acquistate n. 142.480.744 azioni
\nproprie per un controvalore complessivo di \u20ac2.003 milioni, nell\u2019am-
\nbito del completamento del piano di buy-back 2023 e dell\u2019esecuzio-
\nne del programma 2024 da \u20ac2 miliardi completato all\u201980% alla data
\ndi bilancio, nel rispetto delle autorizzazioni assembleari. Sono state
\ncancellate n. 91.447.368 azioni proprie per un controvalore com-
\nplessivo di \u20ac1.375 milioni, sono state assegnate a titolo gratuito ai
\ndirigenti Eni n. 1.908.045 azioni proprie, a seguito della conclusione
\ndel Periodo di Vesting come previsto dal \u201cPiano di incentivazione di
\nlungo termine 2020-2022\u201d approvato dall\u2019Assemblea di Eni del 13
\nmaggio 2020 e sono state assegnate a titolo gratuito ai dipendenti
\nEni n. 3.102.700 azioni proprie come previsto dal \u201cPiano di Aziona-
\nriato Diffuso 2024-2026 (\u201cPAD\u201d)\u201d approvato dall\u2019Assemblea di Eni
\ndel 15 maggio 2024.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRISERVE DISTRIBUIBILI
\nIl patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2024 comprende riserve
\ndistribuibili per circa \u20ac43 miliardi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nPROSPETTO\u2002DI\u2002RACCORDO\u2002DEL\u2002RISULTATO\u2002DELL\u2019ESERCIZIO\u2002E\u2002DEL\u2002PATRIMONIO\u2002NETTO\u2002DI\u2002ENI\u2002SPA\u2002
\nCON QUELLI CONSOLIDATI
\n\n
\n\n\n | \nRisultato\u2002dell\u2019esercizio | \nPatrimonio\u2002netto | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Come da bilancio di esercizio di Eni SpA | \n6.419 | \n3.272 | \n50.735 | \n51.019 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio, rispetto ai valori di carico | \n(2.029) | \n3.202 | \n4.338 | \n(814) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| delle partecipazioni in imprese consolidate | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per: | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile | \n | \n | \n153 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - rettifiche per uniformit\u00e0 dei principi contabili | \n(1.722) | \n(2.266) | \n1.240 | \n3.774 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - eliminazione di utili infragruppo | \n(80) | \n86 | \n(537) | \n(437) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - imposte sul reddito differite e anticipate | \n176 | \n566 | \n(281) | \n(51) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.764 | \n4.860 | \n55.648 | \n53.644 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenze di terzi | \n(140) | \n(89) | \n(2.863) | \n(460) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Come da bilancio consolidato | \n2.624 | \n4.771 | \n52.785 | \n53.184 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfShareCapitalReservesAndOtherEquityInterestExplanatory",
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}
},
"Tag932": {
"value": "\nINTERESSENZE DI TERZI
\n\n
\n\n\n | \nRisultato\u2002netto | \nPatrimonio\u2002netto | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni Marine Services SpA | \n | \n | \n1.924 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Eni Plenitude | \n54 | \n3 | \n491 | \n54 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo EniPower | \n85 | \n86 | \n446 | \n406 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n1 | \n | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n140 | \n89 | \n2.863 | \n460 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\nINFORMAZIONI SULLE SOCIET\u00c0 CONTROLLATE CONSOLIDATE CON SIGNIFICATIVE INTERESSENZE
\nDI TERZI
\nDi seguito sono riportati i dati economici, patrimoniali e finanziari, al lordo delle elisioni infragruppo, relativi al gruppo Plenitude posseduto da Eni
\nal 92,42% e al gruppo EniPower posseduto da Eni al 51%. La percentuale di possesso del non controlling interest corrisponde ai diritti di voto
\nassembleare.
\n\n
\n\n\n | \nGruppo Plenitude | \nGruppo EniPower | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Non controlling interest (%) | \n7,58 | \n49,00 | \n49,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n4.571 | \n695 | \n374 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n11.185 | \n934 | \n868 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n4.626 | \n709 | \n389 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n5.156 | \n31 | \n46 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi | \n10.179 | \n962 | \n1.251 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile netto dell'esercizio | \n803 | \n167 | \n169 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile complessivo dell'esercizio | \n821 | \n167 | \n169 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n916 | \n178 | \n198 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(1.389) | \n(92) | \n(126) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(85) | \n(18) | \n(3) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto dell'esercizio | \n(23) | \n(9) | \n(31) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) netto dell'esercizio di pertinenza delle interessenze di terzi azionisti | \n54 | \n85 | \n86 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi pagati alle interessenze di terzi azionisti | \n5 | \n41 | \n36 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2024 \u00e8 di \u20ac2.863 milioni (\u20ac460 milioni al 31
\ndicembre 2023) e comprende l\u2019obbligazione subordinata perpetua di Eni Marine Services SpA di \u20ac1.924 milioni. Maggiori informazioni
\nsono riportate alla nota n. 26 - Patrimonio netto - Interessenze di terzi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n(26) L\u2019elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2024 \u00e8 indicato nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024\u201d
\nche costituisce parte integrante delle presenti note.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutNoncontrollingInterestsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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}
},
"Tag921": {
"value": "\n25\u2002 \u2002Attivit\u00e0\u2002destinate\u2002alla\u2002vendita\u2002e\u2002passivit\u00e0\u2002direttamente\u2002associabili\u2002
\nLe attivit\u00e0 destinate alla vendita di \u20ac420 milioni (\u20ac2.609 milioni
\nal 31 dicembre 2023) e passivit\u00e0 direttamente associabili \u20ac195
\nmilioni (\u20ac1.862 milioni al 31 dicembre 2023) riguardano princi-
\npalmente asset oil&gas in Congo, i cui valori di iscrizione am-
\nmontano rispettivamente a \u20ac417 milioni (di cui attivit\u00e0 correnti
\n\u20ac28 milioni) e a \u20ac195 milioni (di cui passivit\u00e0 correnti \u20ac3 milioni).
\nNel corso dell\u2019esercizio sono state cedute le attivit\u00e0 destinate alla
\nvendita indicate nel bilancio 2023 relative ad alcuni permessi petro-
\nliferi in Congo e agli asset onshore in Nigeria. Maggiori informazioni
\nalla nota n. 5 - Business combination e altre transazioni significative.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory",
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}
},
"Tag931": {
"value": "\nEFFETTI\u2002RILEVATI\u2002TRA\u2002I\u2002PROVENTI\u2002(ONERI)\u2002FINANZIARI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Strumenti finanziari derivati su valute | \n310 | \n(63) | \n(70) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | \n(32) | \n2 | \n81 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Opzioni | \n | \n | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n278 | \n(61) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag933": {
"value": "\nPATRIMONIO NETTO DI ENI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitale sociale | \n4.005 | \n4.005 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utili relativi a esercizi precedenti | \n32.552 | \n32.988 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva per differenze cambio da conversione | \n8.081 | \n5.238 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale: | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Obbligazioni subordinate perpetue | \n5.000 | \n5.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva legale | \n959 | \n959 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva per acquisto di azioni proprie | \n2.883 | \n2.333 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | \n(612) | \n36 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | \n(91) | \n(88) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto | \n28 | \n98 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value | \n160 | \n98 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva emissione prestito obbligazionario convertibile | \n79 | \n79 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Azioni proprie | \n(2.883) | \n(2.333) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) dell'esercizio | \n2.624 | \n4.771 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n52.785 | \n53.184 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutShareCapitalReservesAndEquityInterestExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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}
},
"Tag897": {
"value": "\nAl 31 dicembre 2024, il capitale sociale di Eni SpA, interamente ver-
\nsato, ammonta a \u20ac4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicem-
\nbre 2023) ed \u00e8 rappresentato da n. 3.284.490.525 azioni ordinarie
\nprive di indicazione del valore nominale (3.375.937.893 azioni ordi-
\nnarie al 31 dicembre 2023).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag899": {
"value": "\n
\n(i) la possibilit\u00e0 di utilizzare le riserve
\ndisponibili di Eni SpA a titolo e in luogo del pagamento del dividendo
\ndell\u2019esercizio 2024, stabilito in \u20ac1 per azione da regolarsi in 4 tranche di
\npari importo (\u20ac0,25 per azione), nei mesi di settembre 2024, novembre
\n2024, marzo 2025 e maggio 2025;
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag898": {
"value": "1.0",
"decimals": 0,
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"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToOwnersPerShare",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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"unit": "iso4217:EUR/xbrli:shares"
}
},
"Tag900": {
"value": "\n
\nRISERVA PER DIFFERENZE CAMBIO
\nLa riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da
\nconversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valute diverse
\ndall\u2019euro.
\n\nOBBLIGAZIONI SUBORDINATE PERPETUE
\nLe obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono
\nnegoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessi-
\nvamente a \u20ac5 miliardi (stesso ammontare al 31 dicembre 2023).
\nLe caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione
\nperpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1,5 miliardi con
\nperiodo di \u201cnon-call\u201d di 5,25 anni, con un prezzo di re-offer del
\n99,403% e una cedola annua del 2,625% fino alla prima data di
\nreset prevista il 13 gennaio 2026. A partire da tale data, qualora
\nnon sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di re-
\nset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale
\nobbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a
\ncinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di
\n316,7 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti
\nbase a partire dal 13 gennaio 2031 e di un successivo aumento di
\nulteriori 75 punti base a partire dal 13 gennaio 2046; (ii) emissione
\nperpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1,5 miliardi con
\nperiodo di \u201cnon-call\u201d di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e
\nuna cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista
\nil 13 ottobre 2029. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto
\nil rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide
\ncon l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga
\ninteressi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di rife-
\nrimento incrementato di un margine iniziale di 364,1 punti base,
\nincrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal
\n13 ottobre 2034 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti
\nbase a partire dal 13 ottobre 2049; (iii) emissione perpetua subor-
\ndinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-
\ncall\u201d di 6 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola
\nannua del 2,000% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n2027. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso
\nanticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo
\ngiorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi
\nannui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento
\nincrementato di un margine iniziale di 220,4 punti base, incremen-
\ntato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall\u201911 mag-
\ngio 2032 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a
\npartire dall\u201911 maggio 2047; (iv) emissione perpetua subordinata
\nibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-call\u201d di 9
\nanni, con un prezzo di re-offer del 99,607% e una cedola annua del
\n2,750% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio 2030. A
\npartire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipa-
\nto entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di
\nrimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al
\ntasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di
\nun margine iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulte-
\nriore margine di 25 punti base a partire dall\u201911 maggio 2035 e di
\nun successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall\u201911
\nmaggio 2050.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRISERVA LEGALE
\nLa riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, se-
\ncondo quanto disposto dall\u2019art. 2430 del Codice Civile, non pu\u00f2
\nessere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto
\nl\u2019ammontare massimo richiesto dalla legge.
\nRISERVA PER ACQUISTO DI AZIONI PROPRIE
\nLa riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costi-
\ntuita per l\u2019acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni
\ndell\u2019Assemblea degli azionisti.
\nRISERVE\u2002PER\u2002UTILE\u2002(PERDITA)\u2002COMPLESSIVO
\n\n
\n\n\n | \nRiserva\u2002OCI\u2002strumenti\u2002 | \nRiserva OCI | \nRiserva OCI | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nfinanziari\u2002derivati\u2002cash\u2002flow\u2002 | \npiani\u2002a\u2002benefici\u2002definiti\u2002 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nhedge | \n | \nper\u2002i\u2002dipendenti | \npartecipazioni\u2002 | \nRiserva OCI | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nRiserva | \nEffetto | \n | \n | \n | \n | \nvalutate | \npartecipazioni\u2002 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \nRiserva | \nRiserva | \nEffetto | \nRiserva | \nal\u2002patrimonio\u2002 | \nvalutate | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nlorda | \nfiscale | \nnetta | \nlorda | \nfiscale | \nnetta | \nnetto(a) | \nal fair value | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31.12.2023 | \n50 | \n(14) | \n36 | \n(94) | \n6 | \n(88) | \n98 | \n98 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'esercizio | \n(1.034) | \n299 | \n(735) | \n8 | \n(4) | \n4 | \n(70) | \n62 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio | \n | \n | \n | \n(5) | \n3 | \n(2) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n(30) | \n25 | \n(5) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rigiro a conto economico | \n123 | \n(36) | \n87 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31.12.2024 | \n(861) | \n249 | \n(612) | \n(121) | \n30 | \n(91) | \n28 | \n160 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31.12.2022 | \n(483) | \n141 | \n(342) | \n(20) | \n(38) | \n(58) | \n46 | \n53 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'esercizio | \n105 | \n(32) | \n73 | \n(31) | \n10 | \n(21) | \n52 | \n45 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio | \n | \n | \n | \n(43) | \n34 | \n(9) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rigiro a rettifica Rimanenze | \n(8) | \n3 | \n(5) | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rigiro a conto economico | \n436 | \n(126) | \n310 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31.12.2023 | \n50 | \n(14) | \n36 | \n(94) | \n6 | \n(88) | \n98 | \n98 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) La riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto al 31 dicembre 2024 comprende riserve pari a \u20ac1 milione relative ai piani a benefici definiti per i dipendenti (negativa per \u20ac1 milione al 31 dicembre 2023).
\n\nAZIONI PROPRIE
\nLe azioni proprie ammontano a \u20ac2.883 milioni (\u20ac2.333 milioni al 31
\ndicembre 2023) e sono rappresentate da n. 203.137.967 azioni or-
\ndinarie Eni (157.115.336 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2023)
\npossedute da Eni SpA.
\nNell\u2019esercizio 2024, sono state acquistate n. 142.480.744 azioni
\nproprie per un controvalore complessivo di \u20ac2.003 milioni, nell\u2019am-
\nbito del completamento del piano di buy-back 2023 e dell\u2019esecuzio-
\nne del programma 2024 da \u20ac2 miliardi completato all\u201980% alla data
\ndi bilancio, nel rispetto delle autorizzazioni assembleari. Sono state
\ncancellate n. 91.447.368 azioni proprie per un controvalore com-
\nplessivo di \u20ac1.375 milioni, sono state assegnate a titolo gratuito ai
\ndirigenti Eni n. 1.908.045 azioni proprie, a seguito della conclusione
\ndel Periodo di Vesting come previsto dal \u201cPiano di incentivazione di
\nlungo termine 2020-2022\u201d approvato dall\u2019Assemblea di Eni del 13
\nmaggio 2020 e sono state assegnate a titolo gratuito ai dipendenti
\nEni n. 3.102.700 azioni proprie come previsto dal \u201cPiano di Aziona-
\nriato Diffuso 2024-2026 (\u201cPAD\u201d)\u201d approvato dall\u2019Assemblea di Eni
\ndel 15 maggio 2024.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRISERVE DISTRIBUIBILI
\nIl patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2024 comprende riserve
\ndistribuibili per circa \u20ac43 miliardi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfReservesAndOtherEquityInterestExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag902": {
"value": "\nOBBLIGAZIONI SUBORDINATE PERPETUE
\nLe obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono
\nnegoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessi-
\nvamente a \u20ac5 miliardi (stesso ammontare al 31 dicembre 2023).
\nLe caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione
\nperpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1,5 miliardi con
\nperiodo di \u201cnon-call\u201d di 5,25 anni, con un prezzo di re-offer del
\n99,403% e una cedola annua del 2,625% fino alla prima data di
\nreset prevista il 13 gennaio 2026. A partire da tale data, qualora
\nnon sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di re-
\nset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale
\nobbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a
\ncinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di
\n316,7 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti
\nbase a partire dal 13 gennaio 2031 e di un successivo aumento di
\nulteriori 75 punti base a partire dal 13 gennaio 2046; (ii) emissione
\nperpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1,5 miliardi con
\nperiodo di \u201cnon-call\u201d di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e
\nuna cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista
\nil 13 ottobre 2029. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto
\nil rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide
\ncon l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga
\ninteressi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di rife-
\nrimento incrementato di un margine iniziale di 364,1 punti base,
\nincrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal
\n13 ottobre 2034 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti
\nbase a partire dal 13 ottobre 2049; (iii) emissione perpetua subor-
\ndinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-
\ncall\u201d di 6 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola
\nannua del 2,000% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n2027. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso
\nanticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo
\ngiorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi
\nannui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento
\nincrementato di un margine iniziale di 220,4 punti base, incremen-
\ntato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall\u201911 mag-
\ngio 2032 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a
\npartire dall\u201911 maggio 2047; (iv) emissione perpetua subordinata
\nibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-call\u201d di 9
\nanni, con un prezzo di re-offer del 99,607% e una cedola annua del
\n2,750% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio 2030. A
\npartire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipa-
\nto entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di
\nrimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al
\ntasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di
\nun margine iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulte-
\nriore margine di 25 punti base a partire dall\u201911 maggio 2035 e di
\nun successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall\u201911
\nmaggio 2050.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfSubordinatedLiabilitiesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag904": {
"value": "\nAZIONI PROPRIE
\nLe azioni proprie ammontano a \u20ac2.883 milioni (\u20ac2.333 milioni al 31
\ndicembre 2023) e sono rappresentate da n. 203.137.967 azioni or-
\ndinarie Eni (157.115.336 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2023)
\npossedute da Eni SpA.
\nNell\u2019esercizio 2024, sono state acquistate n. 142.480.744 azioni
\nproprie per un controvalore complessivo di \u20ac2.003 milioni, nell\u2019am-
\nbito del completamento del piano di buy-back 2023 e dell\u2019esecuzio-
\nne del programma 2024 da \u20ac2 miliardi completato all\u201980% alla data
\ndi bilancio, nel rispetto delle autorizzazioni assembleari. Sono state
\ncancellate n. 91.447.368 azioni proprie per un controvalore com-
\nplessivo di \u20ac1.375 milioni, sono state assegnate a titolo gratuito ai
\ndirigenti Eni n. 1.908.045 azioni proprie, a seguito della conclusione
\ndel Periodo di Vesting come previsto dal \u201cPiano di incentivazione di
\nlungo termine 2020-2022\u201d approvato dall\u2019Assemblea di Eni del 13
\nmaggio 2020 e sono state assegnate a titolo gratuito ai dipendenti
\nEni n. 3.102.700 azioni proprie come previsto dal \u201cPiano di Aziona-
\nriato Diffuso 2024-2026 (\u201cPAD\u201d)\u201d approvato dall\u2019Assemblea di Eni
\ndel 15 maggio 2024.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfTreasurySharesExplanatory",
"language": "it",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag905": {
"value": "\nPROSPETTO\u2002DI\u2002RACCORDO\u2002DEL\u2002RISULTATO\u2002DELL\u2019ESERCIZIO\u2002E\u2002DEL\u2002PATRIMONIO\u2002NETTO\u2002DI\u2002ENI\u2002SPA\u2002
\nCON QUELLI CONSOLIDATI
\n\n
\n\n\n | \nRisultato\u2002dell\u2019esercizio | \nPatrimonio\u2002netto | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Come da bilancio di esercizio di Eni SpA | \n6.419 | \n3.272 | \n50.735 | \n51.019 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio, rispetto ai valori di carico | \n(2.029) | \n3.202 | \n4.338 | \n(814) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| delle partecipazioni in imprese consolidate | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per: | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile | \n | \n | \n153 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - rettifiche per uniformit\u00e0 dei principi contabili | \n(1.722) | \n(2.266) | \n1.240 | \n3.774 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - eliminazione di utili infragruppo | \n(80) | \n86 | \n(537) | \n(437) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - imposte sul reddito differite e anticipate | \n176 | \n566 | \n(281) | \n(51) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.764 | \n4.860 | \n55.648 | \n53.644 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenze di terzi | \n(140) | \n(89) | \n(2.863) | \n(460) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Come da bilancio consolidato | \n2.624 | \n4.771 | \n52.785 | \n53.184 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutReconciliationOfNetProfitAndShareholdersEquityOfParentCompanyToConsolidatedNetProfitAndShareholdersEquityExplanatory",
"language": "it",
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}
},
"Tag906": {
"value": "\n
\n27\u2002 \u2002Altre\u2002informazioni\u2002
\n\nINFORMAZIONI SUPPLEMENTARI DEL RENDICONTO FINANZIARIO
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Analisi degli investimenti in imprese consolidate e in rami d\u2019azienda acquisiti | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n486 | \n408 | \n147 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n3.863 | \n1.985 | \n1.981 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | \n(468) | \n(91) | \n(541) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(1.825) | \n(622) | \n(366) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto netto degli investimenti | \n2.056 | \n1.680 | \n1.221 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill | \n33 | \n25 | \n482 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo | \n(28) | \n(271) | \n(21) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenze di terzi | \n(1) | \n(2) | \n(15) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di acquisto | \n2.060 | \n1.432 | \n1.667 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n(265) | \n(155) | \n(31) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti acquisite | \n1.795 | \n1.277 | \n1.636 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Analisi dei disinvestimenti di imprese consolidate e di rami d\u2019azienda ceduti | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n802 | \n130 | \n1.377 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n2.695 | \n153 | \n8.618 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | \n101 | \n180 | \n(2.085) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(2.267) | \n(124) | \n(2.351) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto netto dei disinvestimenti | \n1.331 | \n339 | \n5.559 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute per business combination | \n(788) | \n(580) | \n(5.726) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a conto economico delle altre componenti dell'utile complessivo | \n | \n(7) | \n(918) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plusvalenza per business combination e disinvestimenti | \n379 | \n427 | \n2.704 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value della quota di partecipazione mantenuta dopo la cessione del controllo | \n118 | \n414 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti per disinvestimenti | \n | \n(173) | \n(1.609) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di vendita | \n1.040 | \n420 | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n(153) | \n(25) | \n(70) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti cedute | \n887 | \n395 | \n(60) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli investimenti e i disinvestimenti del 2024 sono commentati alla nota n. 5 - Business Combination e altre transazioni significative.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nBUSINESS COMBINATION
\nL\u2019allocazione provvisoria e definitiva del prezzo delle attivit\u00e0 nette acquisite nel 2023 \u00e8 di seguito rappresentata:
\n\n
\n\n\n | \nHLS\u2002Bonete\u2002PV\u2002SLU\u2002e\u2002HLS\u2002 | \nHLS\u2002Bonete\u2002PV\u2002SLU\u2002e\u2002 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nBonete\u2002Topco\u2002SLU\u2002 | \nHLS\u2002Bonete\u2002Topco\u2002SLU\u2002 | \nNovamont\u2002SpA | \nNovamont\u2002SpA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n(Allocazione\u2002provvisoria) | \n(Allocazione\u2002definitiva) | \n(Allocazione\u2002provvisoria) | \n(Allocazione\u2002definitiva) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n2 | \n2 | \n195 | \n195 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Immobili, impianti e macchinari | \n70 | \n70 | \n255 | \n255 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill | \n6 | \n8 | \n19 | \n24 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n37 | \n35 | \n557 | \n552 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette | \n18 | \n18 | \n(207) | \n(207) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (indebitamento finanziario netto) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(15) | \n(15) | \n(188) | \n(188) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di acquisto | \n118 | \n118 | \n631 | \n631 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nA seguito dell\u2019allocazione definitiva delle Business Combination 2023 gli schemi di bilancio non sono stati rideterminati tenuto conto della
\nirrilevanza delle variazioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag908": {
"value": "\nINFORMAZIONI SUPPLEMENTARI DEL RENDICONTO FINANZIARIO
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Analisi degli investimenti in imprese consolidate e in rami d\u2019azienda acquisiti | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n486 | \n408 | \n147 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n3.863 | \n1.985 | \n1.981 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | \n(468) | \n(91) | \n(541) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(1.825) | \n(622) | \n(366) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto netto degli investimenti | \n2.056 | \n1.680 | \n1.221 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill | \n33 | \n25 | \n482 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo | \n(28) | \n(271) | \n(21) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenze di terzi | \n(1) | \n(2) | \n(15) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di acquisto | \n2.060 | \n1.432 | \n1.667 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n(265) | \n(155) | \n(31) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti acquisite | \n1.795 | \n1.277 | \n1.636 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Analisi dei disinvestimenti di imprese consolidate e di rami d\u2019azienda ceduti | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n802 | \n130 | \n1.377 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n2.695 | \n153 | \n8.618 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | \n101 | \n180 | \n(2.085) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(2.267) | \n(124) | \n(2.351) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto netto dei disinvestimenti | \n1.331 | \n339 | \n5.559 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute per business combination | \n(788) | \n(580) | \n(5.726) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a conto economico delle altre componenti dell'utile complessivo | \n | \n(7) | \n(918) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plusvalenza per business combination e disinvestimenti | \n379 | \n427 | \n2.704 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value della quota di partecipazione mantenuta dopo la cessione del controllo | \n118 | \n414 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti per disinvestimenti | \n | \n(173) | \n(1.609) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di vendita | \n1.040 | \n420 | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n(153) | \n(25) | \n(70) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti cedute | \n887 | \n395 | \n(60) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag910": {
"value": "\n
\n\n
\n
\n28 Garanzie, impegni e rischi
\n\nGARANZIE
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese in joint venture | \n9.063 | \n9.226 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese collegate | \n165 | \n68 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n424 | \n398 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n9.652 | \n9.692 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nNel normale svolgimento del business Eni emette garanzie a favo-
\nre di societ\u00e0 non consolidate (joint venture o collegate) in relazione
\nall\u2019adempimento di obbligazioni contrattuali, principalmente contrat-
\nti autonomi a garanzia di buona esecuzione dei lavori, partecipazioni
\na gare d\u2019appalto e altri impegni delle societ\u00e0 partecipate nel setto-
\nre Exploration & Production, nonch\u00e9 parent company guarantees a
\nbeneficio di banche e istituti finanziari che hanno erogato fondi a
\npartecipate Eni per l\u2019esecuzione di progetti d\u2019interesse del Gruppo
\n(ad esempio i progetti di sviluppo delle riserve nell\u2019offshore del Mo-
\nzambico). Alcune garanzie sono state rilasciate a governi ed enti di
\nStato con la finalit\u00e0 di assicurare la controparte da eventuali danni
\nambientali o in relazione a negligenti condotte nello sviluppo di pro-
\ngetti petroliferi o al mancato rispetto di norme contrattuali. Nei casi
\nin cui le garanzie per danni ambientali e simili violazioni contrattuali
\nnon prevedano un tetto, i dati riportati includono la migliore stima
\ndella Direzione della potenziale massima esposizione. Nei casi in cui
\nla Direzione non sia in grado di stimare tale ammontare massimo
\ndi potenziali futuri pagamenti, si ritiene che l\u2019evento avverso abbia
\nsolo una remota possibilit\u00e0 di accadimento o abbia un impatto tra-
\nscurabile, come nel caso della parent company guarantee rilasciata
\nalla societ\u00e0 a controllo congiunto Card\u00f3n IV in caso di default sulle
\nforniture di gas equity all\u2019ente di stato del Venezuela.
\nL\u2019impegno effettivo rispetto al valore nominale delle garanzie am-
\nmonta a \u20ac5.790 milioni e tiene conto dell\u2019avanzamento delle attivit\u00e0
\ne dei finanziamenti rimborsati (\u20ac6.373 milioni al 31 dicembre 2023).
\nAnche sulla base dell\u2019esperienza storica, si ritiene ragionevolmente
\nprobabile che tali garanzie non avranno effetti significativi sui risulta-
\nti economici e sui flussi di cassa del bilancio consolidato.
\n\nIMPEGNI E RISCHI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni | \n84.129 | \n79.513 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rischi | \n1.046 | \n1.140 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n85.175 | \n80.653 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli impegni riguardano principalmente: (i) le parent company guaran-
\ntees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore
\nExploration & Production per l\u2019attivit\u00e0 di esplorazione e produzione
\ndi idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da
\neseguire, in \u20ac79.858 milioni (\u20ac73.615 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(ii) la parent company guarantee per un ammontare complessivo di
\n\u20ac3.849 milioni (\u20ac3.619 milioni al 31 dicembre 2023) rilasciata nell\u2019in-
\nteresse di Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV a seguito dell\u2019accor-
\ndo con la societ\u00e0 Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), che ha
\nportato all\u2019acquisizione del 20% della societ\u00e0 ADNOC Refining e alla
\ncostituzione della joint venture ADNOC Global Trading Ltd dedicata
\nalla commercializzazione di prodotti petroliferi. La parent company
\nguarantee rimarr\u00e0 in essere fino a quando sar\u00e0 mantenuta la parte-
\ncipazione azionaria; (iii) gli impegni della linea di business Plenitude
\nper l\u2019acquisto di progetti nel campo delle energie rinnovabili negli
\nStati Uniti, in Italia, in Norvegia e in Spagna per \u20ac246 milioni (\u20ac107
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nI rischi riguardano: (i) rischi di custodia di beni di terzi per \u20ac772 milio-
\nni (\u20ac879 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) indennizzi relativi a impegni
\nassunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per \u20ac264
\nmilioni (\u20ac250 milioni al 31 dicembre 2023).
\nALTRI IMPEGNI E RISCHI
\nGli altri impegni includono gli accordi assunti per le iniziative di fo-
\nrestry, poste in essere nell\u2019ambito della strategia low carbon definita
\ndall\u2019impresa e riguardano in particolare gli impegni per l\u2019acquisto, fino
\nal 2038, di crediti di carbonio prodotti e certificati secondo standard
\ninternazionali da soggetti specializzati nei programmi di conservazio
\n-
\nne delle foreste.
\nInoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali o
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\ndi operazioni di perdita del controllo, Eni ha assunto rischi non quantifica-
\nbili per eventuali indennizzi a fronte di sopravvenienze passive di carattere
\ngenerale, fiscale, contributivo e ambientale correlabili al periodo durante il
\nquale tali attivit\u00e0 erano operate da Eni o anche a seguito del deconsolida
\n-
\nmento di controllate. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno effetti
\nnegativi rilevanti sul bilancio consolidato.
\nNell\u2019ambito dei rapporti di fornitura di gas naturale di lungo termine con
\nla societ\u00e0 russa Gazprom, nel corso dell\u2019esercizio 2024 le forniture a Eni,
\nche ha regolarmente nominato le quantit\u00e0 minime contrattuali, si sono di
\nfatto azzerate nell\u2019ambito di varie controversie commerciali tra le parti. Eni,
\navendo adempiuto ai propri impegni contrattuali, prevede che tale situazio
\n-
\nne si protrarr\u00e0 anche nel 2025 data anche l\u2019invarianza del contesto ester-
\nno. Nell\u2019ambito delle cessioni di asset oil&gas, gli obblighi di abbandono e
\nripristino siti potrebbero ritornare in capo al venditore qualora l\u2019acquirente
\nnon adempia agli obblighi dovuti. Questa eventualit\u00e0 si applica alla ces
\n-
\nsione delle propriet\u00e0 petrolifere in Alaska alla Hilcorp. Nel caso della bu-
\nsiness combination con Ithaca, questa eventualit\u00e0 \u00e8 considerata remota
\nconsiderando la solidit\u00e0 patrimoniale dell\u2019acquisita. Nella cessione della
\ncontrollata NAOC, Eni \u00e8 stata sollevata da qualsiasi obbligo di abbandono
\ne ripristino siti o di passivit\u00e0 ambientali anche in relazione agli accordi presi
\nprima della cessione.
\nGestione dei rischi finanziari
\nDi seguito \u00e8 fornita la descrizione dei rischi finanziari e della relativa ge-
\nstione. Con riferimento al rischio di credito i parametri adottati per la deter-
\nminazione dell\u2019Expected Credit Loss sono stati aggiornati per tener conto
\ndella crisi energetica in atto e degli impatti connessi al conflitto tra Russia
\ne Ucraina e alla guerra in Medio Oriente.
\nAl 31 dicembre 2024 la Societ\u00e0 dispone di riserve di liquidit\u00e0 che il mana-
\ngement reputa sufficienti a far fronte alle obbligazioni finanziarie in sca-
\ndenza nei prossimi diciotto mesi.
\n\nRischi finanziari
\nLa gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal
\nConsiglio di Amministrazione di Eni SpA nell\u2019esercizio del suo ruolo di indi-
\nrizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l\u2019obiettivo di uniformare e coor-
\ndinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari (\u201cLinee di
\nindirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari\u201d). Le \u201cLinee
\ndi indirizzo\u201d definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le componenti
\nfondamentali del processo di gestione e controllo, quali l\u2019obiettivo di risk
\nmanagement, la metodologia di misurazione, la struttura dei limiti, il mo-
\ndello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRischio di mercato
\nIl rischio di mercato consiste nella possibilit\u00e0 che variazioni dei tassi di
\ncambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire
\nnegativamente sul valore delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0 o dei flussi di cassa
\nattesi. La gestione del rischio di mercato \u00e8 disciplinata dalle sopraindica-
\nte \u201cLinee di indirizzo\u201d e da procedure che fanno riferimento a un modello
\ncentralizzato di gestione delle attivit\u00e0 finanziarie, basato sulle Strutture di
\nFinanza Operativa (Finanza Eni Corporate e Banque Eni SA, quest\u2019ultima
\nnei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di \u201cConcentration Risk\u201d)
\nnonch\u00e9 su Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA per
\nquanto attiene alle attivit\u00e0 in derivati su commodity. In particolare, Finan-
\nza Eni Corporate garantisce, per le societ\u00e0 Eni la copertura dei fabbisogni
\ne l\u2019assorbimento dei surplus finanziari, le operazioni in cambi e in derivati
\nfinanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Glo-
\nbal Energy Markets SpA assicurano la negoziazione sui mercati dei relativi
\nderivati di copertura sulle commodity attraverso l\u2019attivit\u00e0 di execution. Eni
\nSpA, Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA (anche
\nper tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la ne-
\ngoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali
\nmercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility
\n(MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di intermediazione
\nin genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le con-
\ntroparti esterne. Le altre entit\u00e0 legali di Eni che hanno necessit\u00e0 di deri-
\nvati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels
\nSpA e Eni Global Energy Markets SpA ed Eni SpA sulla base delle asset
\nclass di competenza. I contratti derivati sono stipulati con l\u2019obiettivo di mi-
\nnimizzare l\u2019esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso
\ndi interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso
\nrischio di cambio economico in un\u2019ottica di ottimizzazione. Eni monitora
\nche ogni attivit\u00e0 in derivati classificata come risk reducing sia direttamente
\no indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed effettivamente
\nottimizzi il profilo di rischio a cui Eni \u00e8 esposta o potrebbe essere espo-
\nsta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati non sono
\nrisk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L\u2019attivi-
\nt\u00e0 di trading proprietario \u00e8 segregata ex ante dalle altre attivit\u00e0 in appositi
\nportafogli di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA
\ne la relativa esposizione \u00e8 soggetta a specifici controlli, sia in termini di
\nVaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo del-
\nle attivit\u00e0 di trading proprietario, a livello di Eni, \u00e8 confrontato con i limiti
\nimposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento
\ndefinito attraverso le \u201cLinee di indirizzo\u201d prevede che la misurazione e il
\ncontrollo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di
\nlimiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Stop Loss, ossia
\ndella massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un
\ndeterminato orizzonte temporale, e di Soglie di revisione strategia, ossia
\ndel livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione
\ndella strategia utilizzata, e in termini di Value at Risk (VaR), che misura la
\nmassima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un de-
\nterminato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni
\navverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esisten-
\nte tra le posizioni detenute in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso
\ndi interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono
\ndefiniti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che centralizzano le po-
\nsizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile
\ni benefici del netting. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misura-
\nzione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Ba-
\nsilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base a un
\napproccio prudenziale nella gestione degli stessi nell\u2019ambito di un gruppo
\nindustriale. Alle societ\u00e0 operative \u00e8 indicato di adottare politiche finalizzate
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nalla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle
\nStrutture di Finanza Eni Corporate. Per quanto riguarda il rischio di
\nprezzo delle commodity, le \u201cLinee di indirizzo\u201d definiscono le regole
\nper una gestione finalizzata all\u2019ottimizzazione dell\u2019attivit\u00e0 \u201ccore\u201d e
\nal perseguimento degli obiettivi di stabilit\u00e0 relativi ai margini com-
\nmerciali/industriali.
\nIn questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in ter-
\nmini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi
\ncon riferimento all\u2019esposizione di natura commerciale e di trading
\nproprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trade & Biofuels SpA e
\nEni Global Energy Markets SpA. La delega a gestire il rischio di prez-
\nzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-al-
\nlocazione dei limiti di rischio alle singole unit\u00e0 di business esposte.
\nEni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA, oltre a ge-
\nstire il rischio riveniente dalla propria attivit\u00e0 (di natura commerciale
\ne di trading), accentrano le richieste di copertura in strumenti derivati
\ndelle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution
\nnell\u2019ambito dei mercati di riferimento.
\nNell\u2019ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Pia-
\nno Finanziario approvato dal Consiglio di Amministrazione, Eni ha
\ndefinito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidi-
\nt\u00e0 all\u2019interno della quale si individua l\u2019ammontare di liquidit\u00e0 stra-
\ntegica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straor-
\ndinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l\u2019obiettivo di
\nottimizzazione del rendimento pur garantendo la massima tutela
\ndel capitale e la sua immediata liquidabilit\u00e0 nell\u2019ambito dei limiti
\nassegnati. L\u2019attivit\u00e0 di gestione della liquidit\u00e0 strategica comporta
\nper Eni l\u2019assunzione di rischio mercato riconducibile all\u2019attivit\u00e0 di
\nasset management realizzata tramite operazioni in conto proprio in
\nottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto
\ndi specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del
\ncapitale e disponibilit\u00e0 immediata della liquidit\u00e0. Le quattro tipolo-
\ngie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo
\nsono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di se-
\nguito specificate.
\nRischio di mercato - tasso di cambio
\nL\u2019esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall\u2019o-
\nperativit\u00e0 dell\u2019impresa in valute diverse dall\u2019euro (principalmente il
\ndollaro USA) e determina i seguenti impatti: sul risultato economico
\nper effetto della differente significativit\u00e0 di costi e ricavi denominati
\nin valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizio-
\nni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di
\ncrediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio
\ntransattivo); sul bilancio il risultato economico e patrimonio netto per
\neffetto della conversione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di aziende che redigo-
\nno il bilancio con moneta funzionale diversa dall\u2019euro. In generale, un
\napprezzamento del dollaro USA rispetto all\u2019euro ha un effetto posi-
\ntivo sull\u2019utile operativo di Eni e viceversa. L\u2019obiettivo di risk manage-
\nment Eni \u00e8 la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transat-
\ntivo e l\u2019ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al
\nrischio prezzo commodity; il rischio derivante dalla maturazione del
\nreddito d\u2019esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attivit\u00e0 e
\npassivit\u00e0 di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale
\ndiversa dall\u2019euro non \u00e8 di norma oggetto di copertura, salvo diversa
\nvalutazione specifica.
\nEni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compen-
\nsando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attivit\u00e0
\ndi business coinvolte e coprendo con il mercato l\u2019esposizione resi-
\ndua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire
\nl\u2019esposizione residua, le \u201cLinee di indirizzo\u201d ammettono l\u2019utilizzo di dif-
\nferenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swap e forward,
\nnonch\u00e9 opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair
\nvalue degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calco-
\nlata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su
\nquotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider
\npubblici. Il VaR derivante dall\u2019accentramento sulle Strutture di Finan-
\nza Eni Corporate di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene
\ncalcolato con frequenza giornaliera secondo l\u2019approccio parametrico
\n(varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99%
\ne un holding period di un giorno.
\nRischio di mercato - tasso d\u2019interesse
\nLe oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato
\ndelle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie dell\u2019impresa valutate al fair value
\ne sul livello degli oneri e proventi finanziari.
\nL\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 la minimizzazione del rischio
\ndi tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttu-
\nra finanziaria definiti e approvati nel \u201cPiano Finanziario\u201d. Le Strut-
\nture di Finanza Eni Corporate, in funzione del modello di finanza
\naccentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le
\nposizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale,
\nin coerenza con gli obiettivi del \u201cPiano Finanziario\u201d e garantendo il
\nmantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza
\ncontratti derivati su tasso di interesse per gestire il bilanciamento
\ntra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile.
\nPer quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti
\nderivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di al-
\ngoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contri-
\nbuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR
\nderivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato
\ncon frequenza giornaliera secondo l\u2019approccio parametrico (varian-
\nza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un
\nholding period di un giorno.
\nRischio di mercato - commodity
\nIl rischio di prezzo delle commodity \u00e8 identificato come la possi-
\nbilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti
\ndi base producano significative variazioni dei margini operati-
\nvi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale
\nda compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e
\nnel budget. Il rischio di prezzo delle commodity \u00e8 riconducibile
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nalle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione strategica:
\nesposizioni identificate direttamente dal Consiglio di Amministra-
\nzione in quanto frutto di scelte strategiche di investimento o al
\ndi fuori dell\u2019orizzonte di pianificazione del rischio. Includono, ad
\nesempio, le esposizioni associate al programma di produzione
\ndelle riserve, i contratti a lungo termine di approvvigionamento
\ngas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (gi\u00e0 stipulati
\no previsti), il margine derivante dal processo di trasformazione
\ndella chimica, il margine di raffinazione e gli stoccaggi di lungo
\nperiodo funzionali alle connesse attivit\u00e0 logistico-industriali; (ii)
\nesposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni \u00e8 costi-
\ntuita dalle componenti contrattualizzate collegate alle attivit\u00e0
\ncommerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma affe-
\nrenti l\u2019orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget, le
\ncomponenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con
\nragionevole certezza (esposizione committed) e le relative even-
\ntuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commer-
\nciali sono connotate dalla presenza di attivit\u00e0 di gestione siste-
\nmatica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento
\ntramite l\u2019implementazione di una o pi\u00f9 strategie e sono soggette
\na limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop
\nLoss). All\u2019interno delle esposizioni commerciali sono ricomprese,
\nin particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, de-
\nrivanti dalla flessibilit\u00e0/opzionalit\u00e0 degli asset; (iii) esposizione di
\ntrading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica
\nopportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate
\nalla delivery con l\u2019intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di
\nprezzi, spread e/o volatilit\u00e0 attuate in conto proprio ed effettuate
\na prescindere dalle esposizioni del portafoglio commerciale, dagli
\nasset fisici e contrattuali, nel rispetto di specifici limiti di rischio
\nautorizzati (VaR, Stop Loss). Il rischio strategico non \u00e8 oggetto di
\nsistematica attivit\u00e0 di gestione/copertura, che \u00e8 eventualmente
\neffettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo
\nsvolgimento di attivit\u00e0 di hedging del rischio strategico, dato il ca-
\nrattere di straordinariet\u00e0, \u00e8 demandato al top management previa
\nautorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione. Sempre
\nprevia autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione,
\nle esposizioni collegate al rischio strategico possono essere im-
\npiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commer-
\nciale al fine di sfruttare opportunit\u00e0 di naturale compensazione
\ntra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso
\nagli strumenti derivati (attivando pertanto logiche di mercato in-
\nterno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale,
\nl\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 l\u2019ottimizzazione delle attivit\u00e0
\n\u201ccore\u201d e preservare i risultati economici/finanziari. Per la gestio-
\nne del rischio prezzo delle commodity derivante dall\u2019esposizione
\ncommerciale, Eni, per mezzo delle unit\u00e0 di Trading (Eni Trade &
\nBiofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA) per la gestione
\ndel rischio commodity e delle competenti funzioni di Finanza Eni
\nCorporate per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza
\nstrumenti derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e stru-
\nmenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in partico-
\nlare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni
\nsu commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi,
\nenergia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla
\nvalorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity,
\nessa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione stan-
\ndard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato forni-
\nte da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del
\nsettore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di Business
\nesposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza gior-
\nnaliera secondo l\u2019approccio della simulazione storica ponderata,
\nadottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period
\ndi un giorno.
\nRischio di mercato - liquidit\u00e0 strategica
\nIl rischio di mercato riveniente dall\u2019attivit\u00e0 di gestione della porzione
\ndi riserva di liquidit\u00e0 denominata \u201cliquidit\u00e0 strategica\u201d \u00e8 identificato
\ncome la possibilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo degli strumenti inve-
\nstiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di in-
\nvestimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione
\no quando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il
\nmantenimento della riserva di liquidit\u00e0 si propongono principalmen-
\nte di garantire la flessibilit\u00e0 finanziaria necessaria per far fronte a
\neventuali fabbisogni straordinari (es. difficolt\u00e0 di accesso al credito,
\nshock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie)
\ned \u00e8 dimensionata in modo da assicurare la copertura del debito a
\nbreve termine e del debito a medio-lungo termine in scadenza in un
\norizzonte temporale di 24 mesi. Al fine di regolare l\u2019attivit\u00e0 di investi-
\nmento della liquidit\u00e0 strategica, Eni ha definito una politica di investi-
\nmento con specifici obiettivi e vincoli, articolati in termini di tipologia
\ndi strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento,
\nnonch\u00e9 limiti operativi, quantitativi e di durata; ha individuato altres\u00ec
\nun insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un ap-
\npropriato sistema di controllo. Pi\u00f9 in particolare, l\u2019attivit\u00e0 di gestio-
\nne della liquidit\u00e0 strategica \u00e8 sottoposta a una struttura di limiti in
\ntermini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con holding
\nperiod 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), Stop
\nLoss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emit-
\ntente, comparto di attivit\u00e0 e Paese di emissione, duration, classe
\ndi rating e tipologia degli strumenti di investimento da inserire nel
\nportafoglio, volti a minimizzare sia il rischio di mercato che quello
\ndi liquidit\u00e0. In nessun caso \u00e8 permesso il ricorso alla leva finanziaria
\nn\u00e9 la vendita allo scoperto. Al 31 dicembre 2024 il rating medio del
\nportafoglio complessivo di Liquidit\u00e0 Strategica \u00e8 pari a A/A-, in linea
\nrispetto a quello di fine 2023.
\nLe seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2024 in termini di
\nVaR (raffrontati con quelli dell\u2019esercizio 2023) per quanto attiene ai
\nrischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonch\u00e9 al
\nrischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di espo-
\nsizione); relativamente alla liquidit\u00e0 strategica \u00e8 riportata la sensiti-
\nvity a variazioni dei tassi di interesse.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n
\n\n(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di interesse(a) | \n13,03 | \n3,92 | \n5,95 | \n7,50 | \n7,26 | \n0,90 | \n2,30 | \n1,32 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di cambio(a) | \n5,47 | \n0,07 | \n1,65 | \n0,69 | \n0,62 | \n0,04 | \n0,21 | \n0,33 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le strutture di Finanza Operativa Eni Corporate e Banque Eni SA. I valori del 2023 sono calcolati con: holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%.
\n(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Portfolio Management Esposizioni Commerciali(a) | \n69,66 | \n6,20 | \n24,10 | \n6,32 | \n257,89 | \n6,38 | \n55,35 | \n6,71 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trading(b) | \n1,74 | \n0,21 | \n0,53 | \n0,31 | \n1,53 | \n0,05 | \n0,43 | \n0,21 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Il perimetro consiste nell\u2019area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR \u00e8 calcolato sulla cosiddetta
\nvista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l\u2019anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell\u2019anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l\u2019andamento del VaR di GGP, Power
\nG&M, REVT e di Plenitude nel corso dell\u2019anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all\u2019interno dell\u2019orizzonte annuo fissato.
\n(b) L\u2019attivit\u00e0 di trading proprietario cross\u2010commodity, mediante strumenti finanziari, fa capo a Eni Trading & Biofuels SpA, Eni Global Energy Markets SpA e a Eni Trading & Shipping Inc.
\n(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio euro | \n0,60 | \n0,20 | \n0,40 | \n0,60 | \n0,22 | \n0,13 | \n0,18 | \n0,19 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ($ milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio dollaro USA | \n0,20 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,12 | \n0,04 | \n0,08 | \n0,11 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n\nRischio di credito
\nIl rischio di credito rappresenta l\u2019esposizione dell\u2019impresa a poten-
\nziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni
\nassunte dalla controparte. Eni ha definito policy di gestione del ri-
\nschio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle
\ncontroparti delle transazioni commerciali e finanziarie nell\u2019ambito del
\nmodello di finanza accentrata prescelto. Eni ha adottato un modello
\nper la quantificazione e il controllo del rischio di credito basato sulla
\nvalutazione dell\u2019Expected Credit Loss. L\u2019Expected Credit Loss costi-
\ntuisce il valore della perdita attesa a fronte di un credito vantato nei
\nconfronti di una controparte, per la quale si stima una Probabilit\u00e0
\ndi Default e una capacit\u00e0 di recupero sul credito passato in default
\nattraverso la cosiddetta Loss Given Default. All\u2019interno del modello
\ndi gestione e controllo del rischio di credito, le esposizioni creditizie
\nsono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura com-
\nmerciale, sostanzialmente relative ai contratti di vendita delle com-
\nmodity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finan-
\nziaria relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali depositi,
\nderivati e investimenti in titoli mobiliari.
\nRischio di credito per esposizioni di natura
\ncommerciale
\nRelativamente al rischio di credito in transazioni di natura commer-
\nciale, la gestione del credito \u00e8 affidata alle unit\u00e0 di business e alle
\nfunzioni specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedi-
\ncate, ed \u00e8 operata sulla base di procedure formalizzate per la valu-
\ntazione e l\u2019affidamento delle controparti commerciali, per il monito-
\nraggio delle esposizioni creditizie, per le attivit\u00e0 di recupero crediti e
\nper l\u2019eventuale gestione del contenzioso. A livello corporate vengono
\ndefiniti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il
\ncontrollo della rischiosit\u00e0 del cliente, in particolare la rischiosit\u00e0 delle
\ncontroparti commerciali \u00e8 valutata attraverso un modello di rating in-
\nterno che combina i diversi fattori predittivi del default derivanti dalle
\nvariabili di contesto economico, dagli indicatori finanziari, dalle espe-
\nrienze di pagamento e dalle informazioni dei principali info provider
\nspecialistici. Per le controparti rappresentate da Entit\u00e0 Statali o ad
\nesse strettamente correlate (es. National Oil Company) la Probabilit\u00e0
\ndi Default, essenzialmente la probabilit\u00e0 di un ritardato pagamento, \u00e8
\ndeterminata utilizzando, quale dato di input, i Country Risk Premium
\nadottati ai fini della determinazione dei WACC per l\u2019impairment degli
\nasset non finanziari. Infine, per le posizioni retail, in assenza di rating
\nspecifici, la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata differenziando la clientela per
\ncluster omogenei di rischio sulla base delle serie storiche dei dati
\nrelativi agli incassi, periodicamente aggiornate.
\nRischio di credito per esposizioni di natura
\nfinanziaria
\nRelativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanzia-
\nria derivante essenzialmente dall\u2019impiego della liquidit\u00e0 corrente e
\nstrategica e dalle posizioni in contratti derivati, le policy interne pre-
\nvedono il controllo dell\u2019esposizione e della concentrazione attraverso
\nlimiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento e
\ncorrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie basate sul
\nrating fornito dalle principali agenzie. Il rischio \u00e8 gestito dalle fun-
\nzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA, da Eni
\nTrade & Biofuels SpA e da Eni Trading & Shipping Inc per l\u2019attivit\u00e0 in
\nderivati su commodity in coerenza con il modello di finanza accen-
\ntrata. Nell\u2019ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono in-
\ndividuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle
\ncontroparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di
\naffidamento per la singola entit\u00e0 legale e complessivamente per il
\ngruppo di appartenenza, che viene monitorato e controllato attraver-
\nso la valutazione giornaliera dell\u2019utilizzo degli affidamenti e l\u2019analisi
\nperiodica di Expected Credit Loss e concentrazione.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRischio di liquidit\u00e0
\nIl rischio liquidit\u00e0 \u00e8 il rischio che l\u2019impresa non sia in grado di rispet-
\ntare gli impegni di pagamento a causa della difficolt\u00e0 di reperire fondi
\n(funding liquidity risk) o di liquidare attivit\u00e0 sul mercato (asset liqui-
\ndity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento \u00e8 un impatto
\nnegativo sul risultato economico nel caso in cui l\u2019impresa sia costret-
\nta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o,
\ncome estrema conseguenza, una situazione di insolvibilit\u00e0 che pone
\na rischio la continuit\u00e0 aziendale. Tra gli obiettivi di risk management
\ndi Eni vi \u00e8 il mantenimento di un ammontare adeguato di risorse
\nfinanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni
\n(drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell\u2019accesso al mercato
\ndei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticit\u00e0
\noperativa ai progetti di sviluppo dell\u2019azienda. A tal fine Eni mantiene
\nuna riserva di liquidit\u00e0 strategica costituita prevalentemente da stru-
\nmenti finanziari a breve termine e ad alta liquidabilit\u00e0, privilegiando
\nun profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Societ\u00e0
\nritiene di disporre di fonti di finanziamento pi\u00f9 che adeguate a soddi-
\nsfare le prevedibili necessit\u00e0 finanziarie, attraverso la disponibilit\u00e0 di
\nattivi finanziari e di linee di credito nonch\u00e9 l\u2019accesso, tramite il siste-
\nma creditizio e i mercati dei capitali, a un\u2019ampia gamma di tipologie
\ndi finanziamento. A fronte del perdurare della volatilit\u00e0 dei mercati
\ndelle commodity e del connesso impegno finanziario legato alla mar-
\nginazione dei derivati in commodity, Eni ha consolidato la flessibilit\u00e0
\nfinanziaria raggiunta nei precedenti esercizi, tramite l\u2019attivazione di
\nliquidity swap in aggiunta alle nuove linee di credito acquisite. Eni ha
\nin essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale
\nil Gruppo pu\u00f2 reperire sul mercato dei capitali fino a \u20ac20 miliardi; al
\n31 dicembre 2024 il programma risulta utilizzato per \u20ac15,3 miliardi.
\nStandard & Poor\u2019s assegna ad Eni il rating A- con outlook Negativo
\nper il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody\u2019s as-
\nsegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stabile per il debito a lungo e
\nP-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook
\nStabile per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating
\nEni \u00e8 legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al
\nrating sovrano dell\u2019Italia. A tale proposito, sulla base delle metodolo-
\ngie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\nitaliano pu\u00f2 ripercuotersi sul rating delle societ\u00e0 emittenti italiane, tra
\ncui Eni. Nel corso del 2024 S&P ha rivisto l\u2019outlook di Eni da Stabile a
\nNegativo. Nel corso del 2024 Eni ha ampliato il proprio programma
\ndi Euro Commercial Paper da \u20ac4 a \u20ac6 miliardi. Al 31 dicembre 2024
\nil valore complessivo delle linee di credito committed disponibili \u00e8
\npari a \u20ac9 miliardi.
\nPAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE, DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI
\nNella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari e alle passivit\u00e0 per
\nbeni in leasing compresi i pagamenti per interessi, alle passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n8.370 | \n2.410 | \n2.815 | \n5.568 | \n2.018 | \n8.916 | \n30.097 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.261 | \n781 | \n663 | \n572 | \n468 | \n2.688 | \n6.433 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n1.921 | \n31 | \n6 | \n48 | \n4 | \n64 | \n2.074 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n11.552 | \n3.222 | \n3.484 | \n6.188 | \n2.490 | \n11.668 | \n38.604 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n880 | \n705 | \n661 | \n552 | \n369 | \n2.786 | \n5.953 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n336 | \n284 | \n248 | \n212 | \n184 | \n708 | \n1.972 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.216 | \n989 | \n909 | \n764 | \n553 | \n3.494 | \n7.925 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n1.106 | \n | \n | \n | \n | \n | \n1.106 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2024 | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n7.432 | \n2.689 | \n3.219 | \n2.611 | \n5.520 | \n7.780 | \n29.251 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.120 | \n691 | \n476 | \n399 | \n364 | \n2.270 | \n5.320 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n2.414 | \n21 | \n40 | \n5 | \n37 | \n50 | \n2.567 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n10.966 | \n3.401 | \n3.735 | \n3.015 | \n5.921 | \n10.100 | \n37.138 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n738 | \n676 | \n572 | \n496 | \n389 | \n804 | \n3.675 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n269 | \n221 | \n188 | \n167 | \n148 | \n668 | \n1.661 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.007 | \n897 | \n760 | \n663 | \n537 | \n1.472 | \n5.336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n1.114 | \n | \n | \n | \n | \n | \n1.114 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe passivit\u00e0 per beni in leasing comprensive della quota interessi sono riferibili per \u20ac925 milioni (\u20ac741 milioni al 31 dicembre 2023) alla quota
\ndi competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni che sar\u00e0 recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito
\ndelle cash call.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\nNella tabella che segue \u00e8 rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026-2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n15.170 | \n | \n | \n15.170 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.922 | \n59 | \n121 | \n7.102 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n22.092 | \n59 | \n121 | \n22.272 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2024 | \n2025-2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n14.231 | \n | \n | \n14.231 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.423 | \n50 | \n104 | \n6.577 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n20.654 | \n50 | \n104 | \n20.808 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nPAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI
\n25
\nIn aggiunta ai debiti finanziari, alle passivit\u00e0 per beni in leasing e ai
\ndebiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patrimonia-
\nle, Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui
\nannullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adem-
\npimento comporter\u00e0 esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni
\nsono valorizzate in base al costo netto per l\u2019impresa di terminazione
\ndel contratto, costituito dall\u2019importo minimo tra i costi di adempi-
\nmento dell\u2019obbligazione contrattuale e l\u2019ammontare dei risarcimen-
\nti/penalit\u00e0 contrattuali connesse al mancato adempimento.
\nLe principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-
\nor-pay in base ai quali Eni ha l\u2019obbligo di ritirare volumi minimi di
\ngas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la pos-
\nsibilit\u00e0 di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli
\nammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni
\ndi prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano indu-
\nstriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli
\nesercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del
\nmanagement.
\nNella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attua-
\nlizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali ob-
\nbligazioni contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere
\npagati nel 2025 per lo smantellamento degli asset Oil & Gas e per il
\nrisanamento ambientale si basano sulle stime della direzione e non
\nrappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi di abbandono e ripristino siti(a) | \n918 | \n614 | \n577 | \n572 | \n779 | \n11.009 | \n14.469 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi relativi a fondi ambientali | \n743 | \n603 | \n457 | \n361 | \n354 | \n1.220 | \n3.738 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni di acquisto(b) | \n22.828 | \n20.864 | \n16.216 | \n14.503 | \n12.108 | \n58.558 | \n145.077 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Gas | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Take-or-pay | \n20.015 | \n19.672 | \n15.800 | \n14.170 | \n11.970 | \n58.247 | \n139.874 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ship or pay | \n683 | \n514 | \n331 | \n329 | \n135 | \n286 | \n2.278 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri impegni di acquisto | \n2.130 | \n678 | \n85 | \n4 | \n3 | \n25 | \n2.925 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri Impegni | \n11 | \n7 | \n | \n | \n | \n | \n18 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Memorandum di intenti Val d'Agri | \n11 | \n7 | \n | \n | \n | \n | \n18 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale(c) | \n24.500 | \n22.088 | \n17.250 | \n15.436 | \n13.241 | \n70.787 | \n163.302 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
\n(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l\u2019impresa \u00e8 obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto. Per i contratti take-or-pay con Gazprom si rinvia alla sezione \u201cAltri impegni e rischi\u201d.
\n(c) Il totale dei pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali comprende le obbligazioni relative ai costi di abbandono e ripristino siti direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita per \u20ac155 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n(25) I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n\n
\nIMPEGNI PER INVESTIMENTI
\nNel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma
\nd\u2019investimenti tecnici e in partecipazioni di circa \u20ac33 miliardi. Nella
\ntabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bi-
\nlancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un
\nprogetto \u00e8 considerato committed quando ha ottenuto le necessarie
\napprovazioni da parte del management e per il quale normalmente
\nsono stati gi\u00e0 collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di
\nprocurement.
\nGli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investi-
\nmenti ambientali.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni per investimenti committed | \n7.674 | \n5.896 | \n3.579 | \n2.280 | \n174 | \n19.603 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nProventi (oneri) rilevati a | \n | \nProventi (oneri) rilevati a | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \nAltre | \n | \n | \nAltre | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \ncomponenti | \nValore | \n | \ncomponenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nValore di | \nConto | \ndell\u2019utile | \ndi | \nConto | \ndell\u2019utile | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \niscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \niscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari valutati al fair value con effetti a conto economico: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico(a) | \n6.797 | \n388 | \n | \n6.782 | \n284 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Strumenti derivati non di copertura e di trading(b) | \n(1.119) | \n(73) | \n | \n837 | \n417 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni minoritarie valutate al fair value(c) | \n1.395 | \n227 | \n62 | \n1.256 | \n255 | \n45 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti e debiti e altre attivit\u00e0/passivit\u00e0 valutate al costo ammortizzato: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Crediti commerciali e altri crediti(d) | \n17.753 | \n(106) | \n | \n17.054 | \n(285) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Crediti finanziari(e) | \n4.238 | \n233 | \n | \n3.136 | \n141 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Titoli(a) | \n62 | \n1 | \n | \n61 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Debiti commerciali e altri debiti(a) | \n22.273 | \n(153) | \n | \n20.808 | \n69 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Debiti finanziari(f) | \n30.390 | \n(1.176) | \n | \n28.729 | \n(734) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 (passivit\u00e0) nette per contratti derivati di copertura(g) | \n7 | \n(95) | \n(912) | \n(35) | \n(442) | \n541 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n(b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli \u201cAltri proventi (oneri) operativi\u201d per \u20ac352 milioni di oneri (proventi per \u20ac478 milioni nel 2023) e nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) su partecipazioni - Dividendi\u201d.
\n(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nelle \u201cRiprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti\u201d per \u20ac168 milioni di svalutazioni nette (\u20ac249 milioni di svalutazioni nette nel 2023) e nei \u201cProventi
\n(oneri) finanziari\u201d per \u20ac62 milioni di proventi (oneri per \u20ac36 milioni nel 2023), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d\u2019interesse effettivo per \u20ac27 milioni (\u20ac15 milioni di interessi attivi nel 2023).
\n(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac175 milioni (\u20ac144 milioni di interessi attivi nel 2023) e svalu-
\ntazioni nette per \u20ac22 milioni (\u20ac6 milioni di svalutazioni nette nel 2023).
\n(f) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, comprensivi di interessi passivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac897 milioni (\u20ac743 milioni di interessi passivi nel 2023).
\n(g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cRicavi della gestione caratteristica\u201d, negli \u201cAcquisti, prestazioni di servizi e costi diversi\u201d e \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nINFORMAZIONI SULLA COMPENSAZIONE DI STRUMENTI FINANZIARI
\n\n
\n\n\n | \nAmmontare lordo | \nAmmontare lordo | \nAmmontare netto delle attivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \ndelle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 | \ndelle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 | \ne passivit\u00e0 finanziarie rilevate | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nfinanziarie | \nfinanziarie compensate | \nnello schema di stato patrimoniale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti | \n21.330 | \n4.429 | \n16.901 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n5.182 | \n1.520 | \n3.662 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n4.012 | \n1 | \n4.011 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti | \n26.521 | \n4.429 | \n22.092 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n6.569 | \n1.520 | \n5.049 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n4.450 | \n1 | \n4.449 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti | \n19.936 | \n3.385 | \n16.551 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n8.525 | \n2.888 | \n5.637 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n3.400 | \n7 | \n3.393 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti | \n24.039 | \n3.385 | \n20.654 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n8.467 | \n2.888 | \n5.579 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n4.103 | \n7 | \n4.096 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLa compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie riguarda: (i) cre-
\nditi e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production
\nper \u20ac4.429 milioni (\u20ac3.385 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) altre atti-
\nvit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti e non correnti relative a strumenti finanziari
\nderivati per \u20ac1.508 milioni (\u20ac2.895 milioni al 31 dicembre 2023) e
\naltre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per \u20ac13 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nContenziosi
\nEni SpA \u00e8 parte in procedimenti civili e amministrativi e in azio-
\nni legali collegati al normale svolgimento delle sue attivit\u00e0. Sulla
\nbase delle informazioni attualmente disponibili, tenuto conto dei
\nfondi stanziati e rappresentando che in alcuni casi non \u00e8 possibile
\nuna stima attendibile dell\u2019onere eventuale, Eni ritiene che verosi-
\nmilmente da tali procedimenti ed azioni non deriveranno effetti
\nnegativi rilevanti. Oltre a quanto indicato nella nota n. 21 - Fondi
\nper rischi e oneri, di seguito sono sintetizzati i procedimenti pi\u00f9
\nsignificativi per i quali, generalmente e salvo diversa indicazione,
\nnon \u00e8 stato effettuato uno stanziamento al fondo rischi in quanto
\nun esito sfavorevole \u00e8 giudicato improbabile o l\u2019entit\u00e0 dello stan-
\nziamento non \u00e8 stimabile in modo attendibile.
\n1. PROCEDIMENTI IN MATERIA DI SALUTE,
\nSICUREZZA E AMBIENTE
\n1.1 Procedimenti in materia di salute, sicurezza e
\nambiente di natura penale
\ni)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aCrotone\u2009\u200aOmessa\u2009\u200aBonifica. Nell\u2019aprile del
\n2017 la Procura di Crotone ha avviato un procedimento pe-
\nnale sulle attivit\u00e0 di bonifica del sito di Crotone nel suo com-
\nplesso. Nel frattempo il nuovo progetto di bonifica presentato
\ndalla Societ\u00e0 POB fase 2 \u00e8 stato approvato da parte del Mini-
\nstero dell\u2019Ambiente. Con ordinanza del 10 gennaio 2022 il GIP
\ndi Crotone ha disposto l\u2019esecuzione da parte della Procura
\ndi una CTU integrativa all\u2019esito della quale \u00e8 stato accertato
\ncome Eni Rewind abbia eseguito le attivit\u00e0 ambientali nelle
\naree di sua propriet\u00e0 in coerenza con i decreti autorizzativi
\ndelle medesime. Si rimane in attesa della determinazione del
\nPubblico Ministero conseguente al deposito di questa consu-
\nlenza integrativa.
\nii)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aDiscarica\u2009\u200adi\u2009\u200aMinciaredda,\u2009\u200asito\u2009\u200adi\u2009\u200aPorto\u2009\u200a
\nTorres. Nel 2015 la Procura di Sassari ha avviato un procedi-
\nmento penale per presunti reati di gestione di discarica non
\nautorizzata e disastro ambientale, avente a oggetto l\u2019area
\ndi discarica interna allo stabilimento di Porto Torres deno-
\nminata \u201cMinciaredda\u201d, gestita da Eni Rewind SpA, alla quale
\n\u00e8 stato contestato il corrispondente illecito amministrativo
\nai sensi del D.lgs. 231/01. Con riferimento all\u2019iter di bonifi-
\nca dell\u2019area Minciaredda, nel luglio 2018 \u00e8 stato decretato
\nil progetto di bonifica dei suoli e delle falde c.d. Nuraghe
\nFase 1. All\u2019esito delle indagini preliminari \u00e8 stata presentata
\nrichiesta di rinvio a giudizio. In udienza preliminare gli enti
\nterritoriali e alcune associazioni ambientaliste si sono costi-
\ntuite parte civile. Sono state ammesse la Regione Sardegna,
\nil Comune di Sassari, il Comune di Porto Torres, il WWF e
\nl\u2019Ente Parco Asinara. Il Giudice ha autorizzato la citazione
\ndel responsabile civile Eni Rewind SpA. All\u2019esito dell\u2019udienza
\npreliminare il GUP ha disposto il rinvio a giudizio degli im-
\nputati e della Societ\u00e0 davanti al Tribunale di Sassari ammet-
\ntendo la costituzione di parte civile del MITE, della Regione
\nSardegna e di altri enti e soggetti privati. Successivamente
\nEni Rewind \u00e8 stata prosciolta per improcedibilit\u00e0 dell\u2019azione
\nai sensi del D.lgs. 231/01 nei suoi confronti e definitivamen-
\nte estromessa dal processo penale. Nell\u2019ambito del proce-
\ndimento penale a carico dei dirigenti di Eni Rewind, invece,
\nin data 13 novembre 2022, il Tribunale di Sassari ha pronun-
\nciato sentenza di assoluzione per insussistenza del fatto. Il
\nPM e le parti civili hanno depositato atto di appello avverso
\nla sentenza di primo grado; si resta in attesa di fissazione
\ndel giudizio di appello.
\niii)\u2009\u200a Raffineria\u2009\u200adi\u2009\u200aGela\u2009\u200aSpA\u2009\u200ae\u2009\u200aEni\u2009\u200aMediterranea\u2009\u200aIdrocarburi\u2009\u200a(Eni-
\nMed)\u2009\u200a SpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Disastro\u2009\u200a innominato. Procedimento penale
\npendente a carico di dirigenti della Raffineria di Gela e della
\nEniMed per i reati di disastro innominato, gestione illecita di
\nrifiuti e scarico di acque reflue industriali senza autorizzazio-
\nne. Alla Raffineria di Gela \u00e8 contestato l\u2019illecito amministrati-
\nvo da reato ai sensi del D.lgs. 231/01. Questo procedimen-
\nto penale aveva inizialmente ad oggetto l\u2019accertamento del
\npresunto inquinamento del sottosuolo derivante da perdite
\ndi prodotto da 14 serbatoi di stoccaggio della Raffineria di
\nGela non ancora dotati di doppio fondo, nonch\u00e9 fenomeni
\ndi contaminazione nelle aree marine costiere adiacenti lo
\nstabilimento in ragione della mancata tenuta del sistema di
\nbarrieramento realizzato nell\u2019ambito del procedimento di bo-
\nnifica del sito. Il Giudice ha poi riunito in questo procedimento
\naltre indagini aventi ad oggetto episodi inquinanti collegati
\nall\u2019esercizio di altri impianti della Raffineria di Gela e perdi-
\nte di idrocarburi dalle condotte della societ\u00e0 EniMed. \u00c8 stata
\nemessa sentenza di assoluzione di primo grado nei confronti
\ndegli imputati e dell\u2019ente.
\niv)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aIndagine\u2009\u200aVal\u200a\u200ad\u2019Agri.\u2009\u200aA valle delle indagini con-
\ndotte per accertare la sussistenza di un traffico illecito di
\nrifiuti prodotti dal Centro Olio Val d\u2019Agri (COVA) di Viggia-
\nno e smaltiti in impianti di depurazione su territorio nazio-
\nnale, nel marzo 2016 la Procura di Potenza ha disposto
\ngli arresti domiciliari per cinque dipendenti Eni e posto
\nsotto sequestro alcuni impianti funzionali all\u2019attivit\u00e0 pro-
\nduttiva in Val d\u2019Agri, che conseguentemente \u00e8 stata inter-
\nrotta. La difesa ha condotto degli accertamenti tecnici
\nindipendenti avvalendosi di esperti di livello internazio-
\nnale, i quali hanno accertato la rispondenza dell\u2019impian-
\nto alle Best Available Technologies e alle Best Practice
\ninternazionali. Parallelamente, la Societ\u00e0 ha individuato
\nuna soluzione tecnica consistente in modifiche non so-
\nstanziali all\u2019impianto, per il convogliamento delle acque
\nrisultanti dal processo di trattamento delle linee gas,
\n\n\n\n\n\n\ncon la finalit\u00e0 di eliminare l\u2019azione di \u201cmiscelazione\u201d nei
\ntermini contestati. Tale soluzione \u00e8 stata approvata dalla
\nProcura, consentendo a Eni di riavviare la produzione e la
\nreiniezione in giacimento nel pozzo Costa Molina 2 nell\u2019a-
\ngosto 2016. Su richiesta della Regione \u00e8 stato aperto l\u2019iter
\namministrativo di riesame dell\u2019AIA. Nell\u2019ambito del proce-
\ndimento penale, la Procura ha richiesto il rinvio a giudizio
\nper tutti gli imputati per le ipotesi di traffico illecito di rifiuti,
\nviolazione del divieto di miscelazione di rifiuti, gestione non
\nautorizzata di rifiuti e falso ideologico in atto pubblico, e la
\npersona giuridica Eni ai sensi del D.lgs. 231/2001. A seguito
\ndell\u2019udienza preliminare, il processo si \u00e8 aperto nel novem-
\nbre 2017. All\u2019esito dell\u2019istruttoria dibattimentale, il Tribunale
\ndi Potenza, in data 10 marzo 2021, ha emesso il dispositivo
\ndi sentenza con cui, in relazione alla contestazione di falso
\nideologico in atto pubblico, ha assolto tutti gli imputati; in re-
\nlazione alle contravvenzioni in contestazione, ha dichiarato
\nnon doversi procedere per intervenuta prescrizione; infine,
\nin relazione all\u2019ipotesi di traffico illecito di rifiuti, ha assolto
\ndue ex dipendenti del Distretto Meridionale per non avere
\ncommesso il fatto, ha condannato sei ex funzionari del me-
\ndesimo Distretto con sospensione della pena ed ha corre-
\nlativamente condannato Eni ai sensi del D.lgs. 231/01 alla
\nsanzione di \u20ac700.000, disponendo la confisca di una som-
\nma quantificata in \u20ac44.248.071 ritenuta costituire l\u2019ingiusto
\nprofitto conseguito dal reato, da cui detrarre l\u2019ammontare
\ndei costi sostenuti da Eni per le modifiche all\u2019impianto ese-
\nguite nel 2016. A seguito del deposito delle motivazioni da
\nparte del Tribunale, \u00e8 stato prontamente formulato ricorso
\nin Appello avverso tutti i profili di condanna. Il giudizio di
\nappello \u00e8 in corso di svolgimento.
\nv)\u2009\u200a Eni\u2009\u200a SpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Procedimento\u2009\u200a penale\u2009\u200a Val\u2009\u200a d\u2019Agri\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Spill\u2009\u200a Serba-
\ntoio. Nel febbraio 2017, a seguito dell\u2019individuazione di una
\nperdita di petrolio da parte di uno dei serbatoi del Centro
\nOlio Val d\u2019Agri (COVA), era stata aperta un\u2019indagine penale
\nper i presunti reati di disastro ambientale nei confronti dei
\nprecedenti Responsabili del COVA, degli Operation Mana-
\nger in carica dal 2011 e del Responsabile HSE in carica al
\nmomento del fatto nonch\u00e9 nei confronti di Eni ai sensi del
\nD.lgs. 231/01. Nell\u2019aprile 2017 Eni ha, di propria iniziativa, so-
\nspeso l\u2019attivit\u00e0 industriale presso il COVA, anticipando quan-
\nto disposto dalla Delibera della Giunta Regionale. Nel luglio
\n2017 Eni ha riavviato l\u2019attivit\u00e0 petrolifera avendo ricevuto le
\nnecessarie autorizzazioni da parte della Regione una volta
\ncompletati gli accertamenti e le verifiche, che hanno confer-
\nmato l\u2019integrit\u00e0 dell\u2019impianto e la presenza delle condizioni
\ndi sicurezza. Nello stesso anno, Eni ha proceduto in manie-
\nra tempestiva a dotare tutti i serbatoi del COVA del doppio
\nfondo, ha dato esecuzione a tutte le prescrizioni degli enti
\neseguendo tutte le attivit\u00e0 di bonifica e messa in sicurezza
\nnecessarie per il regolare svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 petrolifera
\ne ha provveduto a risarcire i danni ai privati proprietari delle
\naree limitrofe al COVA e impattate dall\u2019evento. A conclusio-
\nne delle indagini preliminari, la Procura della Repubblica ha
\nchiesto il rinvio a giudizio nei confronti dei dipendenti e di Eni
\nquale ente responsabile ai sensi del D.lgs. 231/2001. All\u2019esito
\ndella conseguente udienza preliminare il GUP, con riferimen-
\nto all\u2019imputazione ad Eni ex D.lgs. 231/01 per i fatti sino al
\n2015, ha emesso sentenza di non luogo a procedere perch\u00e9
\nil fatto non \u00e8 previsto dalla legge come reato presupposto
\ndalla responsabilit\u00e0 amministrativa, mentre con riferimento
\nall\u2019imputazione ad Eni per i fatti successivi al 2015, ha accol-
\nto l\u2019eccezione difensiva di nullit\u00e0 assoluta della richiesta di
\nrinvio a giudizio, con restituzione degli atti alla Procura della
\nRepubblica. Infine, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dei
\ndue dipendenti Eni davanti al Tribunale di Potenza, qualifican-
\ndo l\u2019imputazione nei loro confronti nella fattispecie di reato
\ndi disastro innominato. Numerose parti hanno presentato
\nistanza di costituzione di parte civile e, nelle more, di valutare
\nle richieste di esclusione presentate dalle difese rispetto a
\nquest\u2019ultime, il Tribunale ha emesso Decreto di citazione di
\nEni, quale responsabile civile ed Eni si \u00e8 ritualmente ricostitu-
\nita. I due procedimenti a carico delle persone fisiche \u2013 ovvero
\nil rito ordinario ed il rito immediato \u2013 sono stati poi riuniti dal
\nTribunale in un unico processo, attualmente pendente in fase
\ndi dibattimento. Per quanto concerne Eni SpA quale ente ex
\nD.lgs. 231/01, il Pubblico Ministero ha emesso nuova richie-
\nsta di rinvio a giudizio. All\u2019esito dell\u2019udienza preliminare il GUP
\nha emesso il decreto che dispone il giudizio nei confronti di
\nEni SpA. Il collegio ha annullato tale decreto per indetermina-
\ntezza dell\u2019imputazione nei confronti dell\u2019ente, restituendo gli
\natti al GUP.
\nvi)\u2009\u200a Raffineria\u2009\u200a di\u2009\u200a Gela\u2009\u200a SpA\u2009\u200a e\u2009\u200a Eni\u2009\u200a Mediterranea\u2009\u200aIdrocarburi\u2009\u200a(Eni-
\nMed)\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aGestione\u2009\u200arifiuti\u2009\u200adiscarica\u2009\u200aCamastra. Nel giugno
\n2018 la Procura di Palermo ha avviato nei confronti delle so-
\nciet\u00e0 Eni Raffineria di Gela e EniMed un procedimento pena-
\nle che riguarda un presunto traffico illecito di rifiuti industriali
\nprovenienti da operazioni di bonifica di terreni, smaltiti presso
\nuna discarica di propriet\u00e0 di una societ\u00e0 terza. La Procura ha
\ncontestato tale reato agli Amministratori Delegati pro tempore
\ndelle due societ\u00e0 Eni; alle societ\u00e0 \u00e8 contestato l\u2019illecito ammi-
\nnistrativo da reato di cui al D.lgs. 231/01. La condotta illecita
\nderiverebbe dalla fraudolenta certificazione dei rifiuti ai fini del-
\nla ricezione in discarica. A seguito delle attivit\u00e0 difensive esple-
\ntate, la posizione dell\u2019AD della Raffineria di Gela SpA e della
\nmedesima societ\u00e0 sono state oggetto di richiesta e decreto di
\narchiviazione, mentre per la posizione dell\u2019AD di EniMed e della
\nsociet\u00e0 \u00e8 stato chiesto e ottenuto il rinvio a giudizio. Il proce-
\ndimento \u00e8 in corso dinanzi al Tribunale di Agrigento al quale \u00e8
\nstato trasferito per competenza territoriale.
\n\n\n\n\n\n\nvii)\u2009\u200a Versalis\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aSequestro\u2009\u200aPreventivo\u2009\u200apresso\u2009\u200alo\u2009\u200astabilimento\u2009\u200a
\ndi\u2009\u200aPriolo\u2009\u200aGargallo. Nel febbraio 2019 il Tribunale di Siracusa,
\nsu richiesta della Procura, nell\u2019ambito di un\u2019indagine riguar-
\ndante i reati di getto pericoloso di cose e di inquinamento
\nambientale, a carico dell\u2019ex direttore dello stabilimento di
\nPriolo, nonch\u00e9 di Versalis ai sensi del D.lgs. 231/2001 e del-
\nle altre industrie del Polo Industriale, relativa alle emissioni
\nprodotte dal complesso industriale di Priolo Gargallo ha di-
\nsposto il sequestro preventivo, consentendo la facolt\u00e0 d\u2019uso,
\ndegli impianti di Versalis che, sulla base dei rilievi tecnici for-
\nmulati dai consulenti tecnici nominati dalla Procura, presen-
\ntano punti di emissioni convogliate e diffuse non conformi
\nalle Best Available Techniques (BAT). Il Tribunale del Riesa-
\nme, valutati i miglioramenti impiantistici realizzati da Versalis
\nprima ancora del sequestro nel marzo 2019 ha disposto l\u2019an-
\nnullamento del provvedimento. Nel marzo 2021 quindi \u00e8 sta-
\nto notificato avviso di conclusione delle indagini preliminari,
\ncon la formulazione da parte della Procura delle ipotesi di
\nreato gi\u00e0 ipotizzate in precedenza. Allo stato non si ha notizia
\ndi ulteriori sviluppi processuali.
\nviii)\u2009\u200a Versalis\u2009\u200a SpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Sequestro\u2009\u200a dell\u2019impianto\u2009\u200a di\u2009\u200a depurazione\u2009\u200a
\ngestito\u2009\u200ada\u2009\u200a IAS\u2009\u200a SpA\u2009\u200a Priolo\u2009\u200a Gargallo. Nel febbraio 2022 la
\nProcura della Repubblica di Siracusa ha avviato un procedi-
\nmento per presunti reati di disastro ambientale (452 quater
\nc.p.) e di violazione della normativa in materia di scarichi
\nreflui industriali dell\u2019impianto Versalis nel depuratore di
\nPriolo gestito da IAS SpA a carico di due ex direttori dello
\nstabilimento Versalis di Priolo, nonch\u00e9 di un dipendente di
\nVersalis, avente allora un ruolo dirigenziale in Priolo Servizi.
\nLe persone giuridiche Versalis, Priolo Servizi e le altre so-
\nciet\u00e0 coinsediate risultavano Enti indagati ai sensi del D.l-
\ngs. 231/01. In data 15 giugno 2022 il GIP del Tribunale di
\nSiracusa disponeva il sequestro dell\u2019impianto di depurazio-
\nne e delle quote societarie di IAS SpA, con la nomina di un
\namministratore giudiziario dei beni sottoposti a sequestro.
\nSuccessivamente, le indagini sono state estese anche all\u2019at-
\ntuale Direttore dello Stabilimento Versalis e all\u2019AD di Priolo
\nServizi, dipendente di Versalis SpA. Parallelamente, Versalis
\nSpA ha impugnato dinanzi al TAR di Catania l\u2019AIA rilasciata a
\nIAS solo per la parte in cui il provvedimento venga interpre-
\ntato nel senso di imporre nuovi e diversi limiti allo scarico
\nrispetto a quelli contenuti nelle autorizzazioni in capo alla
\nsociet\u00e0. Nel frattempo, \u00e8 stata sospesa dalla Regione Sicilia
\nl\u2019AIA rilasciata per la gestione, da parte di IAS, del depurato-
\nre. Versalis ha, quindi, impugnato davanti al TAR il provve-
\ndimento di avvio di riesame della sua AIA e, con separato
\nricorso, il provvedimento di sospensione dell\u2019AIA di IAS da
\nparte della Regione Sicilia. Al contempo, il GIP di Siracusa
\nha sollevato questione di legittimit\u00e0 alla Corte costituziona-
\nle dell\u2019art. 104 bis Disp. att. c.p.p. con riferimento al decreto
\ninterministeriale del 12 settembre 2023 \u2013 ovverosia al c.d.
\ndecreto \u201cSalva ISAB\u201d, volto alla salvaguardia della continu-
\nit\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 produttiva dei soci industriali del petrolchi-
\nmico. Versalis si \u00e8, quindi, costituita in giudizio davanti alla
\nCorte costituzionale che all\u2019esito dell\u2019udienza del 7 maggio
\n2024, ha dichiarato l\u2019illegittimit\u00e0 costituzionale della norma
\nin esame nella parte in cui non prevede che le misure ivi
\nindicate si applichino per un periodo di tempo non superiore
\na trentasei mesi. \u00c8 pendente un procedimento innanzi al Tri-
\nbunale di Roma relativo all\u2019autorizzazione alla prosecuzione
\ndell\u2019attivit\u00e0 produttiva. Il Tribunale ha trasferito tale proce-
\ndimento alla Corte Costituzionale e Versalis si \u00e8 costituita
\nin giudizio. Nel frattempo, il procedimento penale rimane
\ntuttora pendente in fase di indagini.
\nix)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aIncidente\u2009\u200amortale\u2009\u200aPiattaforma\u2009\u200aoffshore\u2009\u200aAncona.
\nIl 5 marzo 2019 sulla piattaforma Barbara F al largo di Anco-
\nna si \u00e8 verificato un incidente mortale che ha provocato il de-
\ncesso di un dipendente Eni e il ferimento di due contrattisti.
\nQuesti ultimi e la famiglia del dipendente Eni sono stati tutti
\ninteramente risarciti. Nell\u2019evoluzione delle indagini, il Pubbli-
\nco Ministero di Ancona ha disposto accertamenti tecnici ir-
\nripetibili, nell\u2019ambito dei quali \u00e8 emerso che il procedimento
\nha visto l\u2019iscrizione quali soggetti indagati di due dipendenti
\nEni nonch\u00e9 di Eni stessa quale persona giuridica ai sensi del
\nD.lgs. 231/2001 e di due dipendenti della societ\u00e0 contrattista
\nimpegnata nei lavori. All\u2019esito dell\u2019udienza preliminare, il Giu-
\ndice, su richiesta del PM, ha disposto il rinvio a giudizio per
\ntutti gli imputati ed Eni. Attualmente il procedimento pende in
\nfase di istruttoria dibattimentale.
\nx)\u2009\u200a Raffineria\u2009\u200a di\u2009\u200a Gela\u2009\u200a SpA\u2009\u200a e\u2009\u200aEni\u2009\u200a Rewind\u2009\u200a SpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Indagine\u2009\u200a inqui-
\nnamento\u2009\u200afalda\u2009\u200a e\u2009\u200a iter\u2009\u200a di\u2009\u200a bonifica\u2009\u200a del\u2009\u200a sito\u2009\u200adi\u2009\u200a Gela. A seguito
\ndi denunce effettuate da ex lavoratori dell\u2019indotto, la Procura
\ndella Repubblica di Gela ha avviato un procedimento penale
\nper presunti reati di inquinamento ambientale, omessa bonifi-
\nca, lesioni personali colpose e gestione illecita di rifiuti nell\u2019a-
\nrea della raffineria di Gela. I reati sono contestati in relazione
\nalla gestione delle attivit\u00e0 di bonifica dell\u2019area oggi in capo a
\nEni Rewind SpA, anche per conto delle societ\u00e0 Raffineria di
\nGela, Isaf e Versalis, ove sono ubicate le vecchie discariche,
\nalle attivit\u00e0 di decommissioning dell\u2019impianto acido fosforico
\ndi propriet\u00e0 della Isaf gestite sulla base di un contratto di man-
\ndato da Eni Rewind SpA, nonch\u00e9 alla gestione delle attivit\u00e0 in
\ncorso di bonifica della falda (efficacia ed efficienza del siste-
\nma di barrieramento). L\u2019Autorit\u00e0 giudiziaria ha eseguito vari
\naccertamenti ed ispezioni e ha successivamente proceduto al
\nsequestro preventivo degli impianti asserviti alla bonifica della
\nfalda del sito gestiti oggi da Eni Rewind, nonch\u00e9 alle aree di
\nstabilimento destinate alla attuazione del progetto di bonifica
\ndelle acque di falda, nominando un Amministratore Giudiziario
\n\n\n\n\n\n\nincaricato della relativa gestione. L\u2019Amministratore Giudizia-
\nrio ha depositato una prima relazione tecnica nella quale
\nconferma che le attivit\u00e0 di bonifica stanno proseguendo nel
\nrispetto della normativa di riferimento e con una serie di
\nmiglioramenti di implementazione da parte della Societ\u00e0 di
\nconcerto con gli enti pubblici preposti. Da ultimo, la Procura
\ndella Repubblica di Gela ha emesso il decreto di citazione a
\ngiudizio. Il 29 gennaio 2025, in esito al dibattimento di primo
\ngrado, il Tribunale di Gela ha emesso la sentenza di assolu-
\nzione \u201cperch\u00e9 il fatto non sussiste\u201d nei confronti di tutti gli
\nimputati, disponendo contestualmente la revoca del seque-
\nstro e della nomina dell\u2019amministratore giudiziario.
\nxi)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA\u2009\u200ae\u2009\u200aVersalis\u2009\u200aSpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200aMantova.\u2009\u200aProcedimen-
\nto\u2009\u200a penale\u2009\u200a in\u2009\u200a materia\u2009\u200a di\u2009\u200a reati\u2009\u200a ambientali. Con riguardo al
\nsito di Mantova, ove la Societ\u00e0 sta procedendo con tutte
\nle opportune attivit\u00e0 ambientali la Procura della Repubbli-
\nca di Mantova ha notificato in agosto e in settembre 2020
\navviso di conclusione delle indagini preliminari relativo al
\nprocedimento penale 778/18 RGNR in cui sono stati riuniti
\ndiversi fascicoli di indagine. Nell\u2019atto di chiusura delle inda-
\ngini preliminari emerge l\u2019iscrizione nel registro degli indaga-
\nti di dipendenti di Versalis SpA, Eni Rewind SpA ed Edison
\nSpA nonch\u00e9 delle predette societ\u00e0 (Versalis, Eni Rewind ed
\nEdison) ai sensi del D.lgs. 231/2001. La Procura della Re-
\npubblica ipotizza, con riferimento ad alcune specifiche aree
\ndel SIN di Mantova, i reati di gestione di rifiuti non autoriz-
\nzata, danneggiamento/inquinamento ambientale, omessa
\ncomunicazione agli Enti di contaminazione ambientale ed
\nomessa bonifica. A seguito del deposito di memorie difen-
\nsive indirizzate all\u2019autorit\u00e0 inquirente, alcune posizioni sog-
\ngettive sono state stralciate dal procedimento ed archiviate.
\nPer le restanti posizioni, la Procura della Repubblica ha in
\nseguito formulato richiesta di rinvio a giudizio, in cui sono
\nstate sostanzialmente confermate le ipotesi di reato di cui
\nall\u2019atto di chiusura delle indagini. In fase di instaurazione
\ndell\u2019udienza preliminare si sono costituiti quali parti civili il
\nMITE, la Provincia di Mantova, il Comune di Mantova e il
\nParco Regionale del Mincio e le societ\u00e0 Eni Rewind, Versalis
\ned Edison sono invece state citate in giudizio quali respon-
\nsabili civili e si sono perci\u00f2 costituite in giudizio. La fase
\ndell\u2019udienza preliminare si \u00e8 chiusa con il provvedimento del
\nGUP di Mantova che ha disposto il rinvio a giudizio di tutti
\ngli imputati e delle societ\u00e0 Versalis, Eni Rewind ed Edison,
\nad eccezione di un ex dipendente di Versalis e di due dipen-
\ndenti di Edison. Il procedimento \u00e8 attualmente pendente in
\nfase dibattimentale.
\nxii)\u2009\u200a Eni\u2009\u200a SpA\u2009\u200a R&M\u2009\u200a Deposito\u2009\u200a di\u2009\u200a Civitavecchia\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Procedimento\u2009\u200a
\npenale\u2009\u200ainquinamento\u2009\u200afalda. Nel periodo in cui ha gestito il
\nDeposito di Civitavecchia (2008-2018) Eni ha provveduto, in
\nattesa dell\u2019approvazione del piano di caratterizzazione, ad
\nadottare misure di messa in sicurezza delle acque sotter-
\nranee, in coordinamento con gli enti pubblici di controllo e
\na proseguire l\u2019iter di bonifica fino a quando ha avuto la di-
\nsponibilit\u00e0 del sito. La Procura di Civitavecchia contesta, tra
\ngli altri, all\u2019ex capo deposito carburanti Eni di Civitavecchia,
\nl\u2019ipotesi di reato di inquinamento ambientale. Eni risulta in-
\ndagata ai sensi del D.lgs. 231/2001. Il procedimento a cari-
\nco delle persone fisiche \u00e8 pendente in fase di instaurazione
\ndel giudizio di primo grado.
\nxiii)\u2009\u200a Eni\u2009\u200a SpA\u2009\u200a R&M\u2009\u200a Deposito\u2009\u200a di\u2009\u200a Genova\u2009\u200a Pegli\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Procedimento\u2009\u200a
\npenale\u2009\u200asversamento\u2009\u200agreggio\u2009\u200a\u2013\u2009\u200asettembre\u2009\u200a2022. A seguito
\ndi una fuoriuscita di greggio verificatasi presso il deposi-
\nto di Genova Pegli in data 27 settembre 2022, la Procura
\ndella Repubblica di Genova ha instaurato un procedimento
\npenale per presunto reato di disastro ambientale colposo,
\ncontestato a carico di quattro dipendenti Eni mentre alla So-
\nciet\u00e0 \u00e8 contestato l\u2019illecito amministrativo ex D.lgs. 231/01.
\nIl procedimento pende nella fase delle indagini preliminari.
\nxiv)\u2009\u200a Raffineria\u2009\u200adi\u2009\u200aSannazzaro\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aProcedimento\u2009\u200apenale\u2009\u200ascarichi\u2009\u200a
\ne\u2009\u200ainquinamento\u2009\u200aambientale\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aProcura\u2009\u200adi\u2009\u200aPavia. \u00c8 in corso
\nun procedimento penale che vede indagati alcuni direttori e
\nResponsabili HSE pro tempore della Raffineria di Sannazza-
\nro de\u2019 Burgondi per ipotesi di reati di inquinamento ambien-
\ntale ed omessa bonifica nonch\u00e9 Eni SpA quale ente indaga-
\nto ex D.lgs. n.231/2001, in relazione al reato presupposto di
\ninquinamento ambientale, con sequestro probatorio dell\u2019im-
\npianto di depurazione (TAE) della Raffineria e possibile al-
\nlargamento dell\u2019area interessata al possibile inquinamento
\noltre le barriere idrauliche del sito.
\n Il 28 novembre 2023 l\u2019impianto TAE \u00e8 stato dissequestrato.
\nLa Procura ha disposto tre accertamenti tecnici irripetibili,
\nnel corso dei quali si \u00e8 appreso di ulteriori contestazioni in
\nmateria ambientale. A conclusione delle indagini preliminari
\nsono state confermate le contestazioni formulate.
\nxv)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aDeposito\u2009\u200adi\u2009\u200aPomezia\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aInquinamento\u2009\u200aambientale\u2009\u200a
\ncolposo. \u00c8 in corso un procedimento penale avente ad ogget-
\nto un presunto reato di inquinamento colposo della falda idri-
\nca sottostante il deposito di carburanti di Pomezia, imputabile
\nsecondo l\u2019impianto accusatorio a perdite di prodotto dai serba-
\ntoi. La Procura della Repubblica procedente ha incaricato dei
\npropri consulenti di eseguire gli accertamenti tecnici in sito al
\nfine di verificare lo stato di contaminazione delle matrici am-
\nbientali in corrispondenza dei serbatoi. A esito di tali verifiche
\nsono stati iscritti nel registro degli indagati due dipendenti Eni
\nper il reato contestato, nonch\u00e9 Eni per l\u2019illecito amministrati-
\nvo ai sensi del D.lgs. n. 231/01. Successivamente, il Pubblico
\nMinistero ha emesso richiesta di rinvio a giudizio e, all\u2019esito
\n\n\n\n\n
\n\ndell\u2019udienza preliminare, \u00e8 stato emesso il decreto che dispone il
\ngiudizio. Il procedimento pende in fase di instaurazione del giudi-
\nzio di primo grado.
\nxvi)\u2009\u200a Eni\u2009\u200a SpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Deposito\u2009\u200a di\u2009\u200a Calenzano\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a esplosione. Il procedimento
\npenale ha ad oggetto l\u2019incidente mortale che ha coinvolto cinque
\ncontrattisti Eni a causa di un\u2019esplosione mentre erano impegnati
\nnello svolgimento di operazioni presso il deposito di carburanti di
\nCalenzano il 9 dicembre 2024 e nell\u2019ambito del quale \u00e8 stato dispo-
\nsto il sequestro probatorio del sito. Nell\u2019ambito del procedimento,
\ninizialmente rubricato contro ignoti per i reati di omicidio colpo-
\nso plurimo aggravato, rimozione od omissione dolosa di cautele
\ncontro infortuni sul lavoro e disastro innominato, la Procura della
\nRepubblica ha incaricato un pool di consulenti tecnici al fine di ri-
\ncostruire la dinamica dell\u2019evento e individuare eventuali profili di
\nresponsabilit\u00e0 e nel corso delle indagini sinora espletate sono stati
\neseguiti diversi decreti di perquisizione con l\u2019acquisizione di tutta la
\ndocumentazione richiesta, prodotta spontaneamente dalla societ\u00e0.
\nIn seguito, la Procura della Repubblica ha notificato informativa di
\ngaranzia in qualit\u00e0 di soggetti indagati nei confronti del soggetto
\nDatore di Lavoro e Gestore del Deposito di Calenzano e di altri Re-
\nsponsabili e operatori di aree tecniche operative legate alle attivit\u00e0
\ndel deposito nonch\u00e9 di due dipendenti di un fornitore, per le ipotesi
\ndi reato di concorso in omicidio colposo plurimo, concorso in lesioni
\npersonali colpose plurime e concorso in disastro innominato col-
\nposo, oltre che nei confronti di Eni SpA ai sensi del D. Lgs. 231/01.
\nContestualmente, la Procura della Repubblica ha richiesto al Giudice
\nper le indagini preliminari un incidente probatorio per l\u2019espletamento
\ndi una perizia. La societ\u00e0 sta raccogliendo tutte le richieste risarcito-
\nrie rispetto ad ogni danno materiale e non materiale verificatosi, ai fini
\ndi una loro liquidazione a prescindere da ogni profilo di merito della
\nvicenda. \u00c8 stato accantonato un fondo rischi che accoglie la stima
\npreliminare dei danni conseguenti all\u2019evento. Il procedimento pende
\ntuttora nella fase delle indagini preliminari.
\n1.2 Procedimenti in materia di salute, sicurezza, ambiente e
\nantitrust di natura civile o amministrativa
\ni)\u2009\u200a Repubblica\u2009\u200a del\u2009\u200a Kazakhstan/Eni\u2009\u200a SpA,\u2009\u200a Agip\u2009\u200a Karachaganak\u2009\u200a BV\u2009\u200a et\u2009\u200a
\nal. La Repubblica del Kazakhstan (\u201cRepubblica\u201d) ha promosso un
\narbitrato internazionale nei confronti del consorzio di compagnie
\npetrolifere internazionali che gestisce il campo di Karachaganak, ai
\nsensi del Final Production Sharing Agreement che governa le attivit\u00e0
\ndi progetto (quota Eni nella JV pari al 29,25%). La Repubblica avanza
\ncontestazioni relative al cost recovery delle compagnie nel periodo
\n2010-2020 e ha formalmente avviato i procedimenti nel marzo 2023
\ncon la nomina dell\u2019arbitro. Nell\u2019aprile 2024, la Repubblica ha presenta-
\nto il proprio statement of claim ed il procedimento \u00e8 ora in corso. Eni
\nsta continuando a valutare il merito dei claim arbitrali alla luce delle
\nevidenze istruttorie disponibili e pertanto, al momento, non \u00e8 possibi-
\nle stimare in modo affidabile l\u2019esito del procedimento.
\nii)\u2009\u200a Repubblica\u2009\u200adel\u2009\u200aKazakhstan/Agip\u2009\u200aCaspian\u2009\u200aSea\u2009\u200aBV\u2009\u200aet\u2009\u200aal. La Repub-
\nblica del Kazakhstan (\u201cRepubblica\u201d) ha promosso un ulteriore arbitra-
\nto internazionale, ai sensi del North Caspian Sea Production Sharing
\nAgreement \u201cNCSPSA\u201d nei confronti del Contractor (quota Eni nel con-
\nsorzio 16,67%). I Claim avanzati dalla Repubblica si riferiscono ad as-
\nserite violazioni del NCSPSA, incluse eccezioni di cost recovery ed il
\nmancato perseguimento delle opportunit\u00e0 di sviluppo. Il procedimen-
\nto \u00e8 in corso; Eni sta continuando a valutare il merito dei claim arbitrali
\nalla luce delle evidenze istruttorie disponibili e, pertanto, al momento
\nnon \u00e8 possibile stimare l\u2019esito del procedimento.
\niii) Procedimento\u2009\u200aamministrativo\u2009\u200aNovamont. Nel 2024 l\u2019Autorit\u00e0 Garan-
\nte della Concorrenza e del Mercato (ACGM) ha avviato un procedi-
\nmento nei confronti di Novamont SpA, dandone comunicazione alla
\ncontrollante Eni SpA, per asserito abuso di posizione dominante nel
\nmercato delle bioplastiche. Nel mese di febbraio 2025 AGCM ha invia-
\nto alla Societ\u00e0 la comunicazione delle risultanze istruttorie. Alla data
\ndi deposito del bilancio, \u00e8 in corso l\u2019analisi delle risultanze istruttorie ai
\nfini delle successive fasi procedimentali. La Societ\u00e0 ritiene di avere va-
\nlidi elementi di difesa a sostegno della correttezza del proprio operato.
\niv)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aVersalis\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aEni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a(R&M)\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aRada\u2009\u200adi\u2009\u200aAugu-
\nsta.\u2009\u200aIl vasto contenzioso amministrativo prende le mosse nel settem-
\nbre 2017 dall\u2019atto di diffida e messa in mora da parte del Ministero
\ndell\u2019ambiente rivolto alle societ\u00e0 facenti parte del polo petrolchimico
\ndi Priolo, comprese Eni Rewind, Polimeri Europa (ora Versalis) ed
\nEni (R&M), a presentare dei progetti per la rimozione dei sedimenti
\ndella Rada di Augusta, sulla base di un asserito accertamento della
\nresponsabilit\u00e0, sulla scorta della sentenza del TAR Catania del 2012.
\nIl Ministero in varie occasioni ha ribadito la tesi degli Enti sulla respon-
\nsabilit\u00e0 delle aziende coinsediate per la contaminazione della Rada e
\nha diffidato le stesse dall\u2019eseguire attivit\u00e0 di bonifica. Nel settembre
\n2020 Eni Rewind ha preso parte alla CdS Istruttoria con il MATTM
\ne gli enti competenti ed ha esposto approfondimenti sullo stato am-
\nbientale della Rada che confermano la storicit\u00e0 della contaminazione
\ne la sua non diffusione nell\u2019ambiente circostante. Il TAR di Catania tra
\nfine 2023 e inizio 2024 ha emesso sentenza su tutti i ricorsi presen-
\ntati dagli operatori giudicandoli inammissibili in ragione della natura
\nendoprocedimentale della diffida e, quindi, atto non idoneo a incidere
\nin via immediata e diretta nella sfera giuridica dei ricorrenti. Il TAR non
\nha preso posizione sull\u2019esistenza o meno di un giudicato della respon-
\nsabilit\u00e0 circa la contaminazione della Rada, limitandosi ad evidenziare
\nil fatto che l\u2019amministrazione procedente la ritiene, invece, sussisten-
\nte. Per tale ragione le societ\u00e0 del gruppo Eni il 27 giugno 2024 hanno
\nimpugnato le sentenze del TAR limitatamente ad una interpretazione
\ndelle stesse quali confermative della sussistenza di un giudicato sulla
\nresponsabilit\u00e0 della contaminazione.
\nv)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aEni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aRaffineria\u2009\u200adi\u2009\u200aGela\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aRicor-
\nso\u2009\u200aper\u2009\u200aaccertamento\u2009\u200atecnico\u2009\u200apreventivo\u2009\u200ae\u2009\u200agiudizi\u2009\u200adi\u2009\u200amerito.\u2009\u200a
\nNel febbraio 2012 \u00e8 stato notificato a Raffineria di Gela, Eni
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\nRewind SpA ed Eni un ricorso per accertamento tecnico pre-
\nventivo (\u201cATP\u201d) da parte di genitori di bambini nati malformati
\na Gela tra il 1992 e il 2007 per un totale di 30 casi, volto alla
\nverifica dell\u2019esistenza di un nesso di causalit\u00e0 tra le patologie
\nmalformative e lo stato di inquinamento delle matrici am-
\nbientali del sito di Gela (inquinamento che sarebbe derivato
\ndalla presenza e operativit\u00e0 degli impianti industriali della
\nRaffineria di Gela e di Eni Rewind SpA), nonch\u00e9 alla quanti-
\nficazione dei danni asseritamente subiti e all\u2019eventuale com-
\nposizione conciliativa della lite. Il medesimo tema, peraltro,
\nera stato oggetto di precedenti istruttorie, nell\u2019ambito di diffe-
\nrenti procedimenti penali, di cui una conclusasi senza accer-
\ntamento di responsabilit\u00e0 a carico di Eni o sue controllate e
\nuna seconda tuttora pendente in fase di indagini preliminari.
\nNel maggio 2018 \u00e8 stata emessa la prima sentenza di primo
\ngrado avente ad oggetto un solo caso. Il Giudice ha rigettato
\nla domanda risarcitoria, riconoscendo la bont\u00e0 e fondatezza
\ndelle argomentazioni difensive delle societ\u00e0 convenute in or-
\ndine alla insussistenza di un nesso di causa tra la patologia
\ne il presunto inquinamento di origine industriale. La sentenza
\n\u00e8 stata impugnata innanzi alla Corte d\u2019Appello di Caltanis-
\nsetta. Nel giugno 2021 il Tribunale civile di Gela ha emesso
\nuna seconda sentenza di merito con la quale ha rigettato la
\ndomanda risarcitoria, riconoscendo la bont\u00e0 e la fondatezza
\ndelle argomentazioni difensive delle societ\u00e0 convenute in or-
\ndine alla insussistenza di un nesso di causa tra la patologia
\ned il presunto inquinamento di origine industriale. Le contro-
\nparti soccombenti hanno presentato appello. In relazione al
\nprimo appello promosso contro la prima sentenza di merito
\ndel Tribunale civile di Gela, la Corte d\u2019appello di Caltanissetta
\nha rigettato l\u2019appello proposto e accolto l\u2019appello proposto in
\nvia incidentale dalle societ\u00e0 del Gruppo Eni, concernente la
\nregolamentazione delle spese di lite afferenti al giudizio di
\nprimo grado e la denunciata erroneit\u00e0 della compensazione
\nivi operata non ricorrendone i presupposti di legge. La contro-
\nparte ha proposto ricorso per Cassazione. Nel 2024 il Tribu-
\nnale civile di Gela ha emesso altre due sentenze con le quali
\nsono state rigettate integralmente le richieste risarcitorie
\ndegli attori. La Corte d\u2019Appello ha confermato il rigetto delle
\nrichieste risarcitorie e l\u2019insussistenza del nesso causale tra
\nle patologie e il presunto inquinamento di origine industriale.
\nvi)\u2009\u200a Val\u2009\u200ad\u2019Agri\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aEni/Vibac. A settembre 2019 \u00e8 stato notificato un
\natto di citazione dinanzi al Tribunale di Potenza. Gli attori sono
\n80 persone, residenti in diversi comuni della Val d\u2019Agri, i quali
\nlamentano danni patrimoniali, non patrimoniali, danni biologici
\ne morali, tutti derivanti dalla presenza di Eni sul territorio. Al
\nGiudice adito si chiede di dichiarare la responsabilit\u00e0 di Eni per
\naver causato emissioni in atmosfera di sostanze inquinanti; si
\nchiede altres\u00ec di ordinare l\u2019interruzione delle attivit\u00e0 inquinanti
\ne subordinare la ripresa delle medesime all\u2019avvenuta realizza-
\nzione di tutti gli interventi necessari ad eliminare le asserite
\nsituazioni di pericolo; infine, di condannare Eni al risarcimento
\ndei danni. A esito della fase dibattimentale, il Giudice ha tra-
\nsmesso alle parti proposta di definizione conciliativa ponendo
\nun termine alle parti per valutare la stessa e per presentare
\nulteriori proposte in merito. Le parti non hanno aderito alla pro-
\nposta conciliativa. Il Giudice ha ritenuto la causa matura per
\nla decisione e ha fissato l\u2019udienza di precisazione delle conclu-
\nsioni al 10 luglio 2026.
\nvii)\u2009\u200a Eni\u2009\u200a Rewind/Provincia\u2009\u200adi\u2009\u200a Vicenza\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Procedimento\u2009\u200abonifica\u2009\u200a
\nsito\u2009\u200aTrissino. Il 7 maggio 2019 la Provincia di Vicenza ha im-
\nposto (con diffida) ad alcune persone fisiche e societ\u00e0 (MITE-
\nNI in fallimento, Mitsubishi e ICI) di provvedere alla bonifica
\ndel sito di Trissino ove ha svolto la propria attivit\u00e0 industria-
\nle la societ\u00e0 MITENI attiva nel settore della Chimica. In tale
\nsito, l\u2019ARPA del Veneto ha rinvenuto, nel 2018, nelle acque
\nsotterranee interne e circostanti al sito, la presenza in con-
\ncentrazioni significative di sostanze chimiche, considerate al-
\ntamente tossico-nocive e cancerogene. Le analisi svolte dalla
\nProvincia di Vicenza con il diretto coinvolgimento dell\u2019Istituto
\nSuperiore di Sanit\u00e0 hanno rivelato la presenza di tali agenti
\nnel sangue di circa 53.000 persone dell\u2019area. Tra i responsa-
\nbili del potenziale inquinamento, la Provincia ha individuato
\nanche un ex dipendente di Enichem Synthesis che ha ricoper-
\nto l\u2019incarico di AD di MITENI tra il 1988 e il 1996, periodo in
\ncui Enichem Synthesis (poi divenuta Syndial/Eni Rewind) ha
\ndetenuto il 51% del capitale sociale di MITENI (il restante 49%
\nera detenuto da Mitsubishi che ha rilevato il resto delle quote
\nnel 1996, con l\u2019uscita di Enichem dalla societ\u00e0). Dall\u2019azione
\ndella Provincia sono scaturiti vari ricorsi al TAR nei quali Eni
\nRewind \u00e8 stata chiamata in causa quale \u201csuccessore\u201d di Eni-
\nchem per il periodo di gestione del sito quale socio di mag-
\ngioranza di MITENI, nonch\u00e9 quale ulteriore responsabile della
\npotenziale contaminazione dello stabilimento di Trissino (in-
\nsieme ad altri soggetti). Avverso tali atti della Provincia Eni
\nRewind ha infatti proposto ricorso al TAR Veneto. Eni Rewind
\nsta svolgendo gli interventi ambientali e si \u00e8 resa disponibile
\na eseguire \u2013 nell\u2019ambito del progetto di MISO approvato \u2013 ul-
\nteriori interventi antinquinamento su base volontaria e senza
\nprestare alcuna acquiescenza rispetto agli addebiti di respon-
\nsabilit\u00e0 per l\u2019inquinamento da agenti chimici. La Provincia di
\nVicenza ha esteso l\u2019individuazione del responsabile dell\u2019inqui-
\nnamento anche a Manifatture Lane Marzotto & Figli SpA che
\nha impugnato il relativo provvedimento avanti al TAR Veneto.
\nTale atto \u00e8 stato altres\u00ec impugnato da ICI3 e Eni Rewind nella
\nparte in cui, diversamente da quanto disposto dalla Provincia
\nnei confronti delle altre societ\u00e0 identificate come responsa-
\nbili dell\u2019inquinamento, non ordina a Manifatture Lane Marzot-
\nto & Figli di eseguire gli interventi ambientali. Con sentenze
\n\n\n\n\n\n\ndi maggio 2024 il TAR Veneto si \u00e8 pronunciato sui ricorsi
\npromossi da ICI3 e Mitsubishi riguardanti il provvedimento
\ndi individuazione del responsabile dell\u2019inquinamento. Il giu-
\ndice amministrativo ha rigettato i ricorsi ritenendo legittimi
\ngli atti della Provincia. Analogamente, con sentenza del 27
\ndicembre 2024, il TAR Veneto ha rigettato anche il ricorso di
\nEni Rewind confermando il provvedimento di identificazione
\nadottato dalla Provincia come responsabile dell\u2019inquinamen-
\nto. La societ\u00e0 sta valutando l\u2019impugnazione della sentenza in
\nappello. Sono in corso interlocuzioni tra le societ\u00e0 coinvolte
\nper verificare la possibilit\u00e0 di un accordo riguardante i costi
\ndella bonifica del sito.
\nviii)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA/Greenpeace\u2009\u200aOnlus,\u2009\u200aReCommon\u2009\u200aAPS\u2009\u200ae\u2009\u200aaltri\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aCon-
\ntenzioso\u2009\u200a climatico. Il 9 maggio 2023, le ONG Greenpeace
\nOnlus e ReCommon APS, insieme a 12 privati cittadini, hanno
\nnotificato un atto di citazione contro Eni, il Ministero dell\u2019Eco-
\nnomia e delle Finanze e Cassa Depositi e Prestiti innanzi al
\nTribunale Civile di Roma. Gli attori contestano la responsabi-
\nlit\u00e0 di Eni per il cambiamento climatico, lamentano danni pa-
\ntrimoniali e non patrimoniali e chiedono a Eni l\u2019adeguamento
\ndella strategia di decarbonizzazione (riduzione emissioni del
\n45% entro il 2030 rispetto al 2020, o altre misure adeguate
\nal rispetto dell\u2019Accordo di Parigi) nonch\u00e9 la cessazione del-
\nle condotte dannose. Le parti si sono costituite in giudizio,
\ndepositando tempestivamente atti e documenti. Il 10 giugno
\n2024 gli attori hanno promosso un separato giudizio di rego-
\nlamento di giurisdizione, rimettendo alla Corte di Cassazione
\nCivile la decisione definitiva in ordine alla giurisdizione del
\nTribunale di Roma, adito nel giudizio di merito. Il Tribunale
\ndi Roma in data 11 luglio 2024 ha disposto la sospensione
\ndel giudizio di merito fino alla definizione del regolamento
\ndi giurisdizione proposto dagli attori. Eni si \u00e8 costituita tem-
\npestivamente in giudizio davanti alla Corte di Cassazione. Il
\nprocedimento \u00e8 in corso.
\nix)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aNAOC/Associazione\u2009\u200aEgbema\u2009\u200aVoice\u2009\u200aof\u2009\u200aFreedom\u2009\u200a
\n\u2013\u2009\u200aRichiesta\u2009\u200arisarcimento\u2009\u200adanni. Il 30 novembre 2023 \u00e8 sta-
\nto notificato ad Eni SpA un atto di citazione relativo ad una
\npretesa avanzata dal Pastore Nicholas Evaristus Ukaonu,
\ndall\u2019associazione Advocates for Community Alternatives
\ne dall\u2019associazione Egbema Voice of Freedom, per asseriti
\ndanni derivanti da manufatti realizzati da NAOC in Nigeria
\nnel territorio dove le comunit\u00e0 rappresentate dalle associa-
\nzioni risiedono. Il Pastore e le associazioni chiedono un risar-
\ncimento in solido ad Eni e NAOC per circa \u20ac48 milioni oltre
\nall\u2019esecuzione di opere che, secondo parte attrice, sarebbero
\nnecessarie per evitare e contenere allagamenti causati da
\nmanufatti realizzati da NAOC. La domanda presentata ripro-
\npone lamentele avanzate negli anni passati, anche nel 2017
\ndi fronte al Punto di Contatto Nazionale previsto dalle Linee
\nGuida OCSE indirizzate alle Multinazionali, ove fu iniziato un
\nprocedimento di conciliazione ad hoc conclusosi con un ac-
\ncordo tra le parti. La prima udienza, si \u00e8 tenuta il 10 dicembre
\n2024. All\u2019udienza il giudice ha espletato senza successo il
\ntentativo di conciliazione e successivamente ciascuna parte
\nha richiamato quanto dedotto negli atti ed Eni ha chiesto che
\nla causa venga messa in decisione senza ulteriore attivit\u00e0
\nistruttoria. Il Giudice si \u00e8 riservato.
\nx)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA/Regione\u2009\u200aCalabria\u2009\u200a-\u2009\u200aProvincia\u2009\u200ae\u2009\u200aComune\u2009\u200adi\u2009\u200a
\nCrotone\u2009\u200a-\u2009\u200aWWF\u2009\u200aItalia\u2009\u200a-\u2009\u200aARCI\u2009\u200ae\u2009\u200aaltri\u2009\u200a(ricorso\u2009\u200aTAR\u2009\u200aCatanzaro).\u2009\u200a
\nIl decreto direttoriale del MASE del 1 agosto 2024 n. 27 ha
\ndisposto l\u2019avvio degli scavi per l\u2019esecuzione della bonifica del
\nSIN di Crotone al verificarsi di alcune condizioni e ha ordinato
\nalla Regione Calabria di avviare il procedimento di rimozio-
\nne del vincolo dal PAUR (che ha autorizzato la realizzazione
\ndegli impianti D15 - deposito preliminare e D9). La Regione
\nCalabria, la Provincia di Crotone e il Comune di Crotone non-
\nch\u00e9 le associazioni WWF e ARCI hanno impugnato il decreto
\ncon istanza cautelare avanti al TAR Catanzaro. Il vincolo im-
\nposto dalla Regione nel PAUR obbliga Eni Rewind a smaltire
\ni rifiuti fuori dal territorio regionale; varie verifiche svolte dalla
\nsociet\u00e0 e confermate dagli enti pubblici hanno confermato
\nche l\u2019unico impianto autorizzato in grado di accogliere i rifiuti
\npericolosi provenienti dalla bonifica \u00e8 a Crotone. Tale conclu-
\nsione \u00e8 stata sostanzialmente confermata anche dallo scou-
\nting presso operatori esteri (previsto dal decreto del MASE)
\nda cui \u00e8 emerso che solo 2 soggetti (sui quasi 30 contattati)
\nsono disponibili ad accogliere i rifiuti pericolosi provenienti
\ndalla bonifica del SIN di Crotone, in un quadro di incertezze
\nnormative, amministrative, temporali e logistiche non com-
\npatibile con il cronoprogramma della bonifica. La resistenza
\ndella Regione a rimuovere il vincolo ha finora impedito di av-
\nviare gli scavi per lo smaltimento dei rifiuti presenti nel sito.
\nIl WWF e ARCI hanno altres\u00ec impugnato la diffida con cui il
\nMinistero (del 24 settembre 2024) ha imposto a Eni Rewind
\n\u2013 in seguito a una serie di comunicazioni inviate dalla societ\u00e0
\ncon le quali si diffidava la Regione ad avviare il procedimento
\ndi rimozione del vincolo PAUR come previsto dal decreto \u2013
\ndi avviare le attivit\u00e0 utilizzando il deposito preliminare D15
\ncome deposito temporaneo. La societ\u00e0 ha eseguito tutte le
\nattivit\u00e0 prodromiche all\u2019avvio degli scavi dando attuazione
\nalle prescrizioni (i.e. condizioni) del Decreto. Gli enti hanno
\ndiffidato (a gennaio 2025) Eni Rewind e la societ\u00e0 che ge-
\nstisce la discarica di Crotone dal sottoscrivere il contratto di
\nconferimento dei rifiuti e, per l\u2019effetto, le attivit\u00e0 di scavo non
\nsono state avviate. Avverso tali diffide Eni Rewind (e Edison)
\nhanno proposto ricorso al TAR Calabria, che ha richiesto al
\nMinistero una relazione sul procedimento ambientale e ha
\nfissato la trattazione del merito al 18 giugno 2025 congiunta-
\nmente ai ricorsi contro le diffide proposti da Eni Rewind.
\n\n\n\n\n
\n\n2. PROCEDIMENTI CHIUSI
\ni)\u2008 Eni\u2008SpA\u2008R&M\u2008Raffineria\u2008di\u2008Livorno\u2008\u2013\u2008Procedimento\u2008penale\u2008
\ninfortunio\u2008 sul\u2008 lavoro.\u2008In data 20 ottobre 2020 \u00e8 stato noti-
\nficato presso la Raffineria di Livorno un avviso per Eni qua-
\nle ente sottoposto ad indagini preliminari nell\u2019ambito di un
\nprocedimento penale pendente innanzi alla Procura della
\nRepubblica presso il Tribunale di Livorno in relazione ad un
\ninfortunio sul lavoro occorso nell\u2019estate del 2019 presso una
\ncabina elettrica della Raffineria ed in seguito al quale due di-
\npendenti hanno riportato ustioni di secondo e terzo grado.
\nLa Societ\u00e0 ha provveduto al risarcimento. Il reato presuppo-
\nsto per cui \u00e8 stato aperto il procedimento \u00e8 quello di lesioni
\npersonali aggravate mentre alla Societ\u00e0 viene contestato l\u2019il-
\nlecito amministrativo da reato ai sensi del D.lgs. 231/2001.
\nNel settembre 2021 la Procura della Repubblica ha emesso
\navviso di conclusione delle indagini preliminari. In seguito, \u00e8
\nstato notificato il decreto di citazione a giudizio. All\u2019esito del
\nprimo grado di giudizio, in data 12 marzo 2024 il Tribunale ha
\nemesso sentenza di assoluzione delle persone fisiche impu-
\ntate e di Eni SpA ai sensi del D.lgs. 231/2001. La sentenza di
\nassoluzione non \u00e8 stata impugnata ed \u00e8 dunque passata in
\ngiudicato.
\nii)\u2008 Eni\u2008SpA\u2008Eni\u2008Oil\u2008&\u2008Gas\u2008Inc\u2008\u2013\u2008Climate\u2008change.\u2008Tra il 2017 e il
\n2018, presso le Corti dello Stato della California sono stati
\npromossi, da parte di autorit\u00e0 governative locali e un\u2019asso-
\nciazione di pescatori, sette contenziosi nei confronti di Eni
\nSpA, di una controllata (Eni Oil & Gas Inc) e diverse altre com-
\npagnie, finalizzati all\u2019ottenimento del risarcimento dei danni
\nriconducibili all\u2019incremento del livello e della temperatura del
\nmare nonch\u00e9 al dissesto del ciclo idrogeologico. In data 25
\naprile 2023, la Corte Suprema ha assegnato i sei contenziosi
\npromossi dalle autorit\u00e0 governative alle corti statali della Ca-
\nlifornia. In data 14 dicembre 2023, l\u2019associazione di pescato-
\nri, non essendo riuscita a ottenere il rinvio alla corte statale,
\nha rinunciato volontariamente alla causa. In data 27 agosto
\n2024, dopo la riunione dinnanzi alla Corte di San Franscisco
\ndei restanti contenziosi pendenti, nell\u2019ambito della fase di
\nvalutazione della personal jurisdiction (volta a verificare l\u2019ef-
\nfettiva sussistenza di giurisdizione della corte competente
\nrispetto ai i convenuti), entrambe Eni SpA ed EOG sono state
\nescluse definitivamente dai relativi procedimenti, avendo ac-
\ncettato la proposta delle parti attrici di concludere transatti-
\nvamente la causa, senza alcuna ammissione di responsabili-
\nt\u00e0 da parte di Eni e senza alcuna possibilit\u00e0 di ripensamento
\nin capo alle parti attrici, impegnandosi a pagare le sole spese
\nprocessuali di modeste entit\u00e0.
\niii)\u2008 OPL\u2008245\u2008Nigeria. In relazione alla stipula tra Eni, il Governo
\ndella Repubblica Federale della Nigeria \u201cFGN\u201d e un\u2019altra com-
\npagnia petrolifera internazionale del Resolution Agreement
\ndel 29 aprile 2011 relativo alla \u201cOil Prospecting Licence\u201d del
\ngiacimento offshore individuato nel blocco 245, erano stati
\naperti diversi filoni d\u2019indagine da parte delle autorit\u00e0 giudi-
\nziarie di Italia, UK e Nigeria aventi a oggetto presunti illeciti
\nnell\u2019assegnazione del blocco, compreso il reato di corruzione
\ninternazionale. Le indagini erano a carico di alcuni top ma-
\nnager di Eni e dell\u2019Ente medesimo ai sensi del D.lgs. 231/01.
\nEni, anche sulla base delle risultanze delle verifiche interne
\neffettuate da uno studio legale statunitense indipendente
\nincaricato da Collegio Sindacale e Organismo di Vigilanza,
\nriteneva infondate le accuse. Anche il Dipartimento di Giu-
\nstizia americano (DoJ) ha condotto proprie indagini ai sensi
\ndella normativa anti-corruzione USA (FCPA), disponendo la
\nchiusura del procedimento nel 2019 senza addebiti. La ma-
\ngistratura UK ha rinunciato all\u2019azione per mancanza di com-
\npetenza giurisdizionale. Il procedimento in Italia condotto
\ndalla Procura di Milano, che aveva chiesto il rinvio a giudizio
\ndei manager Eni coinvolti e dell\u2019Ente, si \u00e8 risolto in maniera
\ntotalmente favorevole per Eni, conclusosi con sentenza di
\nassoluzione perch\u00e9 il fatto non sussiste per tutti gli imputa-
\nti. Il giudizio di appello, promosso dai Pubblici Ministeri del
\nprimo grado e dal governo federale della Nigeria \u201cFGN\u201d in
\nqualit\u00e0 di parte civile, si \u00e8 concluso nel corso del 2022 con-
\nfermando la sentenza di assoluzione primo grado che per-
\ntanto \u00e8 diventata definitiva. Infine, \u201cFGN\u201d che nel 2023 aveva
\npromosso ricorso per Cassazione avverso la sentenza della
\nCorte d\u2019Appello di Milano, chiedendone l\u2019annullamento con
\nrinvio al giudice civile competente ai soli fini delle statuizio-
\nni civili, rinunciava all\u2019adire alla Cassazione, come si evince
\ndalla lettera a firma dell\u2019Attorney General trasmessa dopo
\ndue udienze a Londra dell\u2019arbitrato ICSID. Tale arbitrato era
\nstato promosso da Eni dopo la sentenza di assoluzione per
\ntutelare l\u2019investimento, chiedendo la conversione forzata in
\nlicenza estrattiva (OML) di quella esplorativa (OPL 245) ol-
\ntre a 700 milioni di dollari di danno per il mero ritardo (oltre
\nalla riserva per eventuali danni). Il 20 gennaio 2020 alla con-
\nsociata Eni in Nigeria (NAE) \u00e8 stato notificato l\u2019avvio di un
\nprocedimento penale avanti la Federal High Court di Abuja.
\nIl procedimento, prevalentemente incentrato sulle accuse a
\npersone fisiche nigeriane (tra le quali il Ministro della Giusti-
\nzia in carica nel 2011 all\u2019epoca dei fatti contestati), coinvolge
\nNAE e SNEPCO in quanto contitolari della licenza OPL 245,
\nalla cui attribuzione nel 2011, nell\u2019ipotesi accusatoria, sa-
\nrebbero stati associati atti illeciti anche di natura corruttiva
\ncompiuti da dette persone fisiche, che NAE e SNEPCO avreb-
\nbero illecitamente favorito agevolando lo schema crimino-
\nso. L\u2019inizio del processo, inizialmente previsto per fine marzo
\n2020, \u00e8 slittato per la chiusura degli uffici giudiziari in Nigeria
\na causa dell\u2019emergenza COVID-19 ed \u00e8 ripreso all\u2019inizio del
\n2021. Nel corso del procedimento sono stati ascoltati diversi
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\ntestimoni convocati principalmente sulla richiesta della \u201cEconomic
\nand Financial Crimes Commission\u201d (\u201cEFCC\u201d). Alla luce della debo-
\nlezza delle evidenze prodotte dall\u2019EFCC, le parti convenute hanno
\npresentato alla corte una richiesta di dichiarazione di non luogo a
\nprocedere alla quale l\u2019EFCC non si \u00e8 opposta per la parte relativa
\nalle accuse mosse verso NAE, SNEPCO e il Ministro della Giustizia.
\niv)\u2008 EniMed\u2008 SpA\u2008 \u2013\u2008 Procedimento\u2008 penale\u2008 per\u2008 ipotesi\u2008 di\u2008 sottrazione\u2008
\nal\u2008pagamento\u2008dell\u2019accisa\u2008di\u2008 prodotto\u2008flussante. Il procedimento
\npenale origina da un\u2019indagine della GdF di Ragusa che ha portato
\nall\u2019accertamento nel maggio 2020 di una serie di episodi di furto di
\nflussante \u2013 prodotto energetico utilizzato in sospensione di acci-
\nsa \u2013 sottratto direttamente dalle condotte di EniMed ad opera di
\nsoggetti terzi arrestati in flagranza di reato. A seguito di tali fatti,
\nla medesima GdF ha avviato una verifica sulle modalit\u00e0 di conta-
\nbilizzazione del flussante da parte della Societ\u00e0 nel periodo 2018-
\n2020 all\u2019esito della quale sono state contestate alla Societ\u00e0 ipotesi
\ndi irregolarit\u00e0 nella gestione del gasolio flussante con ipotizzate
\nsottrazioni di imposte indirette (accise ed IVA) pari a circa \u20ac50 mi-
\nlioni. La Procura competente (Gela) dal canto suo ha promosso
\na carico dell\u2019ex AD di EniMed (per gli anni 2018-2020) un procedi-
\nmento per ipotesi di reato di cui all\u2019art. 40 Testo Unico delle Accise.
\nIl procedimento penale \u00e8 stato esteso ad altri due dipendenti di Eni-
\nMed sempre per la stessa ipotesi di reato. Nell\u2019ambito dello stesso
\nprocedimento i soggetti terzi sono a giudizio per furto di flussante,
\nipotesi che invece vede EniMed identificata quale persona offesa.
\nNel corso delle indagini il PM ha chiesto il sequestro preventivo di
\n\u20ac34.135.328 (corrispondenti alla accisa asseritamente non paga-
\nta). Tale richiesta \u00e8 stata ritenuta infondata dal GIP escludendo che
\nil reato di sottrazione al pagamento delle accise fosse ascrivibile a
\ntitolo di dolo all\u2019AD della Societ\u00e0, che anzi \u00e8 stata vittima di furti ad
\nopera di soggetti terzi. L\u2019udienza preliminare \u00e8 iniziata il 28 maggio
\n2024, Enimed si \u00e8 costituita parte civile per i capi di imputazione
\nrelativi al danno conseguenza dei furti subiti e degli altri reati con-
\ntestati ai soggetti terzi. Alcune difese degli imputati terzi hanno sol-
\nlevato questione di competenza territoriale con riferimento ai capi
\ndi imputazione di ricettazione e favoreggiamento personale ed il
\nGiudice le ha accolte, disponendo la separazione delle posizioni e
\nla trasmissione degli atti ai Tribunali individuati come competenti.
\n All\u2019udienza del 1 ottobre 2024, il Giudice per l\u2019udienza preliminare
\nha pronunciato sentenza di non luogo a procedere perch\u00e9 il fatto
\nnon costituisce reato nei confronti delle persone Enimed. Il Pubbli-
\nco Ministero non ha proposto impugnazione, pertanto la sentenza
\n\u00e8 diventata irrevocabile.
\nv)\u2008 Eni\u2008 SpA\u2008 (R&M)\u2008 \u2013\u2008Raffineria\u2008 di\u2008 Taranto\u2008 \u2013\u2008 Procedimento\u2008 penale\u2008
\nper\u2008 violazione\u2008 accertamento\u2008 accise. Il procedimento \u00e8 relativo
\nalla presunta sottrazione all\u2019accertamento fiscale di prodotto ener-
\ngetico movimentato, in regime di sospensione di accisa, da un ser-
\nbatoio della raffineria di Taranto. All\u2019esito della fase delle indagini
\npreliminari, risultavano indagati, in concorso, l\u2019allora responsabile
\ndella raffineria e altri tre dipendenti per una presunta continuata
\nipotesi di sottrazione all\u2019accertamento delle accise, in ragione di
\nplurime movimentazioni avvenute nel periodo dal 30 giugno al 9
\nsettembre 2021, dal serbatoio oggetto di indagine, il cui misuratore
\ndal 13 ottobre 2021 \u00e8 posto sotto sequestro. In esito all\u2019udienza del
\n17 dicembre 2024, il GUP presso il Tribunale di Taranto ha pronun-
\nciato sentenza di proscioglimento nei confronti di tutti gli imputati
\nai sensi dell\u2019art. 425 c.p.p. comma 1 perch\u00e9 il fatto non sussiste.
\nvi)\u2008\u2008 Eni\u2008SpA\u2008\u2008-\u2008Eni\u2008Rewind\u2008SpA\u2008\u2008-\u2008Priolo\u2008\u2008-\u2008Cause\u2008civili\u2008malformazio-
\nni. A febbraio 2022 Eni Rewind \u00e8 stata citata innanzi al Tribunale
\ndi Siracusa per risarcimento danni (\u20ac800.000 per ciascuno degli
\nattori) da parte di due cittadini di Augusta (SR), i quali, espongono
\ndi essere nati con gravi malformazioni a causa di sversamenti di
\nmercurio dall\u2019impianto cloro-soda a celle di mercurio dello stabi-
\nlimento di Priolo. Eni Rewind si \u00e8 costituita in giudizio svolgendo
\ndomanda di chiamata in causa e manleva nei confronti di Edison,
\ntenuto conto che l\u2019impianto cloro-soda \u00e8 pervenuto al gruppo Eni
\nnell\u2019ambito dell\u2019operazione Enimont, dunque in epoca successiva
\nalla asserita esposizione al mercurio da parte degli attori, avvenu-
\nta necessariamente tra gli anni di nascita 1972 e 1975. A seguito
\ndella costituzione di Edison SpA e della celebrazione delle rispettive
\nudienze di comparizione, i due giudizi pendono attualmente in fase
\nistruttoria. Il procedimento non \u00e8 pi\u00f9 significativo.
\n\nAttivit\u00e0 in concessione
\nEni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Explora-
\ntion & Production e nella linea di business Enilive. Nel settore Exploration &
\nProduction le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie,
\nle licenze e i permessi esplorativi disciplinano l\u2019accesso di Eni alle riserve
\ndi idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie,
\nle licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di propriet\u00e0,
\ngeneralmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni con-
\ntesti giuridici, anche privati. In forza dell\u2019assegnazione della concessione
\nmineraria, Eni sostiene i rischi e i costi connessi all\u2019attivit\u00e0 di esplorazione,
\nsviluppo e i costi operativi e ha diritto alle produzioni realizzate. A fron-
\nte delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione della legislazione
\nfiscale vigente nel Paese, corrisponde delle royalties ed \u00e8 tenuta al pa-
\ngamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della con-
\ncessione. Nei Production Sharing Agreement e nei contratti di service il
\ndiritto sulle produzioni realizzate \u00e8 determinato dagli accordi contrattuali
\ncon le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le
\nmodalit\u00e0 di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi so-
\nstenuti per le attivit\u00e0 di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil)
\ne la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Nella linea di
\nbusiness Enilive alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio
\ndi vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara
\npubblica in subconcessione dalle societ\u00e0 concessionarie autostradali per
\nl\u2019erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgi-
\nmento delle attivit\u00e0 accessorie. A fronte dell\u2019affidamento dei servizi sopra
\nindicati, Eni corrisponde alle societ\u00e0 autostradali royalties fisse e variabili
\ncalcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessio-
\nni \u00e8 generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili non
\nrimovibili.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nRegolamentazione in materia ambientale
\nI rischi connessi all\u2019impatto delle attivit\u00e0 Eni sull\u2019ambiente, sul-
\nla salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fattori di rischio e
\ndi incertezza - Rischio operation e connessi rischi in materia di
\nHS&E della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterr\u00e0 costi
\ndi ammontare significativo per adempiere gli obblighi previsti dal-
\nle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonch\u00e9 per il
\nripristino ambientale, la bonifica e messa in sicurezza di aree in
\nprecedenza adibite a produzioni industriali e siti dismessi. In par-
\nticolare, per quanto riguarda il rischio ambientale, Eni attualmente
\nnon ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato
\nin aggiunta ai fondi stanziati e tenuto conto degli interventi gi\u00e0
\neffettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia, non pu\u00f2
\nessere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in
\nulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti per-
\nch\u00e9, allo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere
\ngli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti
\naspetti: (i) la possibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii)
\ni risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli al-
\ntri possibili effetti derivanti dall\u2019applicazione del D.lgs. 152/2006;
\n(iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tute-
\nla dell\u2019ambiente (es. Legge 68/2015 sugli Ecoreati e Direttiva UE
\n2015/2193 sugli impianti di combustione medi); (iv) gli effetti di
\neventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale;
\n(v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare le
\neventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di
\naltri soggetti e ai possibili indennizzi.
\nEmission trading
\nA partire dal 2021, in Europa ha preso il via la quarta fase del siste-
\nma di scambio di quote (EU ETS), durante la quale l\u2019assegnazione
\ngratuita dei permessi di emissione avviene utilizzando fattori di
\nemissione definiti a livello europeo e specifici per ogni settore in-
\ndustriale (c.d. benchmark), a eccezione della produzione di energia
\nelettrica, per la quale non sono previste assegnazioni gratuite. In
\nparallelo, \u00e8 stato avviato l\u2019Emissions Trading nel Regno Unito (UK
\nETS) con regole per lo pi\u00f9 analoghe a quelle del EU ETS. Tale conte-
\nsto regolatorio determina per gli impianti Eni soggetti ad Emissions
\nTrading l\u2019assegnazione di un quantitativo di permessi di emissione
\ngeneralmente inferiore rispetto alle emissioni registrate nell\u2019anno
\ndi riferimento, con la necessit\u00e0 di acquistare le quote necessarie ai
\nfini di compliance tramite l\u2019approvvigionamento sul mercato delle
\nemissioni. Nell\u2019esercizio 2024, le emissioni di anidride carbonica
\ndelle installazioni Eni sono risultate, complessivamente, superiori
\nrispetto ai permessi assegnati. A fronte di 17,1 milioni di tonnellate
\ndi anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 5,4
\nmilioni di permessi di emissione, facendo registrare un deficit di
\n11,7 milioni di tonnellate. L\u2019intero deficit \u00e8 stato compensato trami-
\nte l\u2019approvvigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle
\nemissioni, con consegna nel 2025.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n
\n28 Garanzie, impegni e rischi
\n\nGARANZIE
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese in joint venture | \n9.063 | \n9.226 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese collegate | \n165 | \n68 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n424 | \n398 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n9.652 | \n9.692 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nNel normale svolgimento del business Eni emette garanzie a favo-
\nre di societ\u00e0 non consolidate (joint venture o collegate) in relazione
\nall\u2019adempimento di obbligazioni contrattuali, principalmente contrat-
\nti autonomi a garanzia di buona esecuzione dei lavori, partecipazioni
\na gare d\u2019appalto e altri impegni delle societ\u00e0 partecipate nel setto-
\nre Exploration & Production, nonch\u00e9 parent company guarantees a
\nbeneficio di banche e istituti finanziari che hanno erogato fondi a
\npartecipate Eni per l\u2019esecuzione di progetti d\u2019interesse del Gruppo
\n(ad esempio i progetti di sviluppo delle riserve nell\u2019offshore del Mo-
\nzambico). Alcune garanzie sono state rilasciate a governi ed enti di
\nStato con la finalit\u00e0 di assicurare la controparte da eventuali danni
\nambientali o in relazione a negligenti condotte nello sviluppo di pro-
\ngetti petroliferi o al mancato rispetto di norme contrattuali. Nei casi
\nin cui le garanzie per danni ambientali e simili violazioni contrattuali
\nnon prevedano un tetto, i dati riportati includono la migliore stima
\ndella Direzione della potenziale massima esposizione. Nei casi in cui
\nla Direzione non sia in grado di stimare tale ammontare massimo
\ndi potenziali futuri pagamenti, si ritiene che l\u2019evento avverso abbia
\nsolo una remota possibilit\u00e0 di accadimento o abbia un impatto tra-
\nscurabile, come nel caso della parent company guarantee rilasciata
\nalla societ\u00e0 a controllo congiunto Card\u00f3n IV in caso di default sulle
\nforniture di gas equity all\u2019ente di stato del Venezuela.
\nL\u2019impegno effettivo rispetto al valore nominale delle garanzie am-
\nmonta a \u20ac5.790 milioni e tiene conto dell\u2019avanzamento delle attivit\u00e0
\ne dei finanziamenti rimborsati (\u20ac6.373 milioni al 31 dicembre 2023).
\nAnche sulla base dell\u2019esperienza storica, si ritiene ragionevolmente
\nprobabile che tali garanzie non avranno effetti significativi sui risulta-
\nti economici e sui flussi di cassa del bilancio consolidato.
\n\nIMPEGNI E RISCHI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni | \n84.129 | \n79.513 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rischi | \n1.046 | \n1.140 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n85.175 | \n80.653 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli impegni riguardano principalmente: (i) le parent company guaran-
\ntees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore
\nExploration & Production per l\u2019attivit\u00e0 di esplorazione e produzione
\ndi idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da
\neseguire, in \u20ac79.858 milioni (\u20ac73.615 milioni al 31 dicembre 2023);
\n(ii) la parent company guarantee per un ammontare complessivo di
\n\u20ac3.849 milioni (\u20ac3.619 milioni al 31 dicembre 2023) rilasciata nell\u2019in-
\nteresse di Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV a seguito dell\u2019accor-
\ndo con la societ\u00e0 Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), che ha
\nportato all\u2019acquisizione del 20% della societ\u00e0 ADNOC Refining e alla
\ncostituzione della joint venture ADNOC Global Trading Ltd dedicata
\nalla commercializzazione di prodotti petroliferi. La parent company
\nguarantee rimarr\u00e0 in essere fino a quando sar\u00e0 mantenuta la parte-
\ncipazione azionaria; (iii) gli impegni della linea di business Plenitude
\nper l\u2019acquisto di progetti nel campo delle energie rinnovabili negli
\nStati Uniti, in Italia, in Norvegia e in Spagna per \u20ac246 milioni (\u20ac107
\nmilioni al 31 dicembre 2023).
\nI rischi riguardano: (i) rischi di custodia di beni di terzi per \u20ac772 milio-
\nni (\u20ac879 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) indennizzi relativi a impegni
\nassunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per \u20ac264
\nmilioni (\u20ac250 milioni al 31 dicembre 2023).
\nALTRI IMPEGNI E RISCHI
\nGli altri impegni includono gli accordi assunti per le iniziative di fo-
\nrestry, poste in essere nell\u2019ambito della strategia low carbon definita
\ndall\u2019impresa e riguardano in particolare gli impegni per l\u2019acquisto, fino
\nal 2038, di crediti di carbonio prodotti e certificati secondo standard
\ninternazionali da soggetti specializzati nei programmi di conservazio
\n-
\nne delle foreste.
\nInoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali o
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\ndi operazioni di perdita del controllo, Eni ha assunto rischi non quantifica-
\nbili per eventuali indennizzi a fronte di sopravvenienze passive di carattere
\ngenerale, fiscale, contributivo e ambientale correlabili al periodo durante il
\nquale tali attivit\u00e0 erano operate da Eni o anche a seguito del deconsolida
\n-
\nmento di controllate. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno effetti
\nnegativi rilevanti sul bilancio consolidato.
\nNell\u2019ambito dei rapporti di fornitura di gas naturale di lungo termine con
\nla societ\u00e0 russa Gazprom, nel corso dell\u2019esercizio 2024 le forniture a Eni,
\nche ha regolarmente nominato le quantit\u00e0 minime contrattuali, si sono di
\nfatto azzerate nell\u2019ambito di varie controversie commerciali tra le parti. Eni,
\navendo adempiuto ai propri impegni contrattuali, prevede che tale situazio
\n-
\nne si protrarr\u00e0 anche nel 2025 data anche l\u2019invarianza del contesto ester-
\nno. Nell\u2019ambito delle cessioni di asset oil&gas, gli obblighi di abbandono e
\nripristino siti potrebbero ritornare in capo al venditore qualora l\u2019acquirente
\nnon adempia agli obblighi dovuti. Questa eventualit\u00e0 si applica alla ces
\n-
\nsione delle propriet\u00e0 petrolifere in Alaska alla Hilcorp. Nel caso della bu-
\nsiness combination con Ithaca, questa eventualit\u00e0 \u00e8 considerata remota
\nconsiderando la solidit\u00e0 patrimoniale dell\u2019acquisita. Nella cessione della
\ncontrollata NAOC, Eni \u00e8 stata sollevata da qualsiasi obbligo di abbandono
\ne ripristino siti o di passivit\u00e0 ambientali anche in relazione agli accordi presi
\nprima della cessione.
\nGestione dei rischi finanziari
\nDi seguito \u00e8 fornita la descrizione dei rischi finanziari e della relativa ge-
\nstione. Con riferimento al rischio di credito i parametri adottati per la deter-
\nminazione dell\u2019Expected Credit Loss sono stati aggiornati per tener conto
\ndella crisi energetica in atto e degli impatti connessi al conflitto tra Russia
\ne Ucraina e alla guerra in Medio Oriente.
\nAl 31 dicembre 2024 la Societ\u00e0 dispone di riserve di liquidit\u00e0 che il mana-
\ngement reputa sufficienti a far fronte alle obbligazioni finanziarie in sca-
\ndenza nei prossimi diciotto mesi.
\n\nRischi finanziari
\nLa gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal
\nConsiglio di Amministrazione di Eni SpA nell\u2019esercizio del suo ruolo di indi-
\nrizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l\u2019obiettivo di uniformare e coor-
\ndinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari (\u201cLinee di
\nindirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari\u201d). Le \u201cLinee
\ndi indirizzo\u201d definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le componenti
\nfondamentali del processo di gestione e controllo, quali l\u2019obiettivo di risk
\nmanagement, la metodologia di misurazione, la struttura dei limiti, il mo-
\ndello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRischio di mercato
\nIl rischio di mercato consiste nella possibilit\u00e0 che variazioni dei tassi di
\ncambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire
\nnegativamente sul valore delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0 o dei flussi di cassa
\nattesi. La gestione del rischio di mercato \u00e8 disciplinata dalle sopraindica-
\nte \u201cLinee di indirizzo\u201d e da procedure che fanno riferimento a un modello
\ncentralizzato di gestione delle attivit\u00e0 finanziarie, basato sulle Strutture di
\nFinanza Operativa (Finanza Eni Corporate e Banque Eni SA, quest\u2019ultima
\nnei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di \u201cConcentration Risk\u201d)
\nnonch\u00e9 su Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA per
\nquanto attiene alle attivit\u00e0 in derivati su commodity. In particolare, Finan-
\nza Eni Corporate garantisce, per le societ\u00e0 Eni la copertura dei fabbisogni
\ne l\u2019assorbimento dei surplus finanziari, le operazioni in cambi e in derivati
\nfinanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Glo-
\nbal Energy Markets SpA assicurano la negoziazione sui mercati dei relativi
\nderivati di copertura sulle commodity attraverso l\u2019attivit\u00e0 di execution. Eni
\nSpA, Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA (anche
\nper tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la ne-
\ngoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali
\nmercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility
\n(MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di intermediazione
\nin genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le con-
\ntroparti esterne. Le altre entit\u00e0 legali di Eni che hanno necessit\u00e0 di deri-
\nvati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels
\nSpA e Eni Global Energy Markets SpA ed Eni SpA sulla base delle asset
\nclass di competenza. I contratti derivati sono stipulati con l\u2019obiettivo di mi-
\nnimizzare l\u2019esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso
\ndi interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso
\nrischio di cambio economico in un\u2019ottica di ottimizzazione. Eni monitora
\nche ogni attivit\u00e0 in derivati classificata come risk reducing sia direttamente
\no indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed effettivamente
\nottimizzi il profilo di rischio a cui Eni \u00e8 esposta o potrebbe essere espo-
\nsta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati non sono
\nrisk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L\u2019attivi-
\nt\u00e0 di trading proprietario \u00e8 segregata ex ante dalle altre attivit\u00e0 in appositi
\nportafogli di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA
\ne la relativa esposizione \u00e8 soggetta a specifici controlli, sia in termini di
\nVaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo del-
\nle attivit\u00e0 di trading proprietario, a livello di Eni, \u00e8 confrontato con i limiti
\nimposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento
\ndefinito attraverso le \u201cLinee di indirizzo\u201d prevede che la misurazione e il
\ncontrollo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di
\nlimiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Stop Loss, ossia
\ndella massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un
\ndeterminato orizzonte temporale, e di Soglie di revisione strategia, ossia
\ndel livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione
\ndella strategia utilizzata, e in termini di Value at Risk (VaR), che misura la
\nmassima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un de-
\nterminato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni
\navverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esisten-
\nte tra le posizioni detenute in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso
\ndi interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono
\ndefiniti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che centralizzano le po-
\nsizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile
\ni benefici del netting. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misura-
\nzione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Ba-
\nsilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base a un
\napproccio prudenziale nella gestione degli stessi nell\u2019ambito di un gruppo
\nindustriale. Alle societ\u00e0 operative \u00e8 indicato di adottare politiche finalizzate
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nalla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle
\nStrutture di Finanza Eni Corporate. Per quanto riguarda il rischio di
\nprezzo delle commodity, le \u201cLinee di indirizzo\u201d definiscono le regole
\nper una gestione finalizzata all\u2019ottimizzazione dell\u2019attivit\u00e0 \u201ccore\u201d e
\nal perseguimento degli obiettivi di stabilit\u00e0 relativi ai margini com-
\nmerciali/industriali.
\nIn questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in ter-
\nmini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi
\ncon riferimento all\u2019esposizione di natura commerciale e di trading
\nproprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trade & Biofuels SpA e
\nEni Global Energy Markets SpA. La delega a gestire il rischio di prez-
\nzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-al-
\nlocazione dei limiti di rischio alle singole unit\u00e0 di business esposte.
\nEni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA, oltre a ge-
\nstire il rischio riveniente dalla propria attivit\u00e0 (di natura commerciale
\ne di trading), accentrano le richieste di copertura in strumenti derivati
\ndelle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution
\nnell\u2019ambito dei mercati di riferimento.
\nNell\u2019ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Pia-
\nno Finanziario approvato dal Consiglio di Amministrazione, Eni ha
\ndefinito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidi-
\nt\u00e0 all\u2019interno della quale si individua l\u2019ammontare di liquidit\u00e0 stra-
\ntegica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straor-
\ndinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l\u2019obiettivo di
\nottimizzazione del rendimento pur garantendo la massima tutela
\ndel capitale e la sua immediata liquidabilit\u00e0 nell\u2019ambito dei limiti
\nassegnati. L\u2019attivit\u00e0 di gestione della liquidit\u00e0 strategica comporta
\nper Eni l\u2019assunzione di rischio mercato riconducibile all\u2019attivit\u00e0 di
\nasset management realizzata tramite operazioni in conto proprio in
\nottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto
\ndi specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del
\ncapitale e disponibilit\u00e0 immediata della liquidit\u00e0. Le quattro tipolo-
\ngie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo
\nsono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di se-
\nguito specificate.
\nRischio di mercato - tasso di cambio
\nL\u2019esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall\u2019o-
\nperativit\u00e0 dell\u2019impresa in valute diverse dall\u2019euro (principalmente il
\ndollaro USA) e determina i seguenti impatti: sul risultato economico
\nper effetto della differente significativit\u00e0 di costi e ricavi denominati
\nin valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizio-
\nni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di
\ncrediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio
\ntransattivo); sul bilancio il risultato economico e patrimonio netto per
\neffetto della conversione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di aziende che redigo-
\nno il bilancio con moneta funzionale diversa dall\u2019euro. In generale, un
\napprezzamento del dollaro USA rispetto all\u2019euro ha un effetto posi-
\ntivo sull\u2019utile operativo di Eni e viceversa. L\u2019obiettivo di risk manage-
\nment Eni \u00e8 la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transat-
\ntivo e l\u2019ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al
\nrischio prezzo commodity; il rischio derivante dalla maturazione del
\nreddito d\u2019esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attivit\u00e0 e
\npassivit\u00e0 di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale
\ndiversa dall\u2019euro non \u00e8 di norma oggetto di copertura, salvo diversa
\nvalutazione specifica.
\nEni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compen-
\nsando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attivit\u00e0
\ndi business coinvolte e coprendo con il mercato l\u2019esposizione resi-
\ndua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire
\nl\u2019esposizione residua, le \u201cLinee di indirizzo\u201d ammettono l\u2019utilizzo di dif-
\nferenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swap e forward,
\nnonch\u00e9 opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair
\nvalue degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calco-
\nlata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su
\nquotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider
\npubblici. Il VaR derivante dall\u2019accentramento sulle Strutture di Finan-
\nza Eni Corporate di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene
\ncalcolato con frequenza giornaliera secondo l\u2019approccio parametrico
\n(varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99%
\ne un holding period di un giorno.
\nRischio di mercato - tasso d\u2019interesse
\nLe oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato
\ndelle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie dell\u2019impresa valutate al fair value
\ne sul livello degli oneri e proventi finanziari.
\nL\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 la minimizzazione del rischio
\ndi tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttu-
\nra finanziaria definiti e approvati nel \u201cPiano Finanziario\u201d. Le Strut-
\nture di Finanza Eni Corporate, in funzione del modello di finanza
\naccentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le
\nposizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale,
\nin coerenza con gli obiettivi del \u201cPiano Finanziario\u201d e garantendo il
\nmantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza
\ncontratti derivati su tasso di interesse per gestire il bilanciamento
\ntra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile.
\nPer quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti
\nderivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di al-
\ngoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contri-
\nbuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR
\nderivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato
\ncon frequenza giornaliera secondo l\u2019approccio parametrico (varian-
\nza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un
\nholding period di un giorno.
\nRischio di mercato - commodity
\nIl rischio di prezzo delle commodity \u00e8 identificato come la possi-
\nbilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti
\ndi base producano significative variazioni dei margini operati-
\nvi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale
\nda compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e
\nnel budget. Il rischio di prezzo delle commodity \u00e8 riconducibile
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nalle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione strategica:
\nesposizioni identificate direttamente dal Consiglio di Amministra-
\nzione in quanto frutto di scelte strategiche di investimento o al
\ndi fuori dell\u2019orizzonte di pianificazione del rischio. Includono, ad
\nesempio, le esposizioni associate al programma di produzione
\ndelle riserve, i contratti a lungo termine di approvvigionamento
\ngas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (gi\u00e0 stipulati
\no previsti), il margine derivante dal processo di trasformazione
\ndella chimica, il margine di raffinazione e gli stoccaggi di lungo
\nperiodo funzionali alle connesse attivit\u00e0 logistico-industriali; (ii)
\nesposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni \u00e8 costi-
\ntuita dalle componenti contrattualizzate collegate alle attivit\u00e0
\ncommerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma affe-
\nrenti l\u2019orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget, le
\ncomponenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con
\nragionevole certezza (esposizione committed) e le relative even-
\ntuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commer-
\nciali sono connotate dalla presenza di attivit\u00e0 di gestione siste-
\nmatica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento
\ntramite l\u2019implementazione di una o pi\u00f9 strategie e sono soggette
\na limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop
\nLoss). All\u2019interno delle esposizioni commerciali sono ricomprese,
\nin particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, de-
\nrivanti dalla flessibilit\u00e0/opzionalit\u00e0 degli asset; (iii) esposizione di
\ntrading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica
\nopportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate
\nalla delivery con l\u2019intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di
\nprezzi, spread e/o volatilit\u00e0 attuate in conto proprio ed effettuate
\na prescindere dalle esposizioni del portafoglio commerciale, dagli
\nasset fisici e contrattuali, nel rispetto di specifici limiti di rischio
\nautorizzati (VaR, Stop Loss). Il rischio strategico non \u00e8 oggetto di
\nsistematica attivit\u00e0 di gestione/copertura, che \u00e8 eventualmente
\neffettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo
\nsvolgimento di attivit\u00e0 di hedging del rischio strategico, dato il ca-
\nrattere di straordinariet\u00e0, \u00e8 demandato al top management previa
\nautorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione. Sempre
\nprevia autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione,
\nle esposizioni collegate al rischio strategico possono essere im-
\npiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commer-
\nciale al fine di sfruttare opportunit\u00e0 di naturale compensazione
\ntra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso
\nagli strumenti derivati (attivando pertanto logiche di mercato in-
\nterno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale,
\nl\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 l\u2019ottimizzazione delle attivit\u00e0
\n\u201ccore\u201d e preservare i risultati economici/finanziari. Per la gestio-
\nne del rischio prezzo delle commodity derivante dall\u2019esposizione
\ncommerciale, Eni, per mezzo delle unit\u00e0 di Trading (Eni Trade &
\nBiofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA) per la gestione
\ndel rischio commodity e delle competenti funzioni di Finanza Eni
\nCorporate per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza
\nstrumenti derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e stru-
\nmenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in partico-
\nlare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni
\nsu commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi,
\nenergia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla
\nvalorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity,
\nessa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione stan-
\ndard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato forni-
\nte da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del
\nsettore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di Business
\nesposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza gior-
\nnaliera secondo l\u2019approccio della simulazione storica ponderata,
\nadottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period
\ndi un giorno.
\nRischio di mercato - liquidit\u00e0 strategica
\nIl rischio di mercato riveniente dall\u2019attivit\u00e0 di gestione della porzione
\ndi riserva di liquidit\u00e0 denominata \u201cliquidit\u00e0 strategica\u201d \u00e8 identificato
\ncome la possibilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo degli strumenti inve-
\nstiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di in-
\nvestimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione
\no quando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il
\nmantenimento della riserva di liquidit\u00e0 si propongono principalmen-
\nte di garantire la flessibilit\u00e0 finanziaria necessaria per far fronte a
\neventuali fabbisogni straordinari (es. difficolt\u00e0 di accesso al credito,
\nshock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie)
\ned \u00e8 dimensionata in modo da assicurare la copertura del debito a
\nbreve termine e del debito a medio-lungo termine in scadenza in un
\norizzonte temporale di 24 mesi. Al fine di regolare l\u2019attivit\u00e0 di investi-
\nmento della liquidit\u00e0 strategica, Eni ha definito una politica di investi-
\nmento con specifici obiettivi e vincoli, articolati in termini di tipologia
\ndi strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento,
\nnonch\u00e9 limiti operativi, quantitativi e di durata; ha individuato altres\u00ec
\nun insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un ap-
\npropriato sistema di controllo. Pi\u00f9 in particolare, l\u2019attivit\u00e0 di gestio-
\nne della liquidit\u00e0 strategica \u00e8 sottoposta a una struttura di limiti in
\ntermini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con holding
\nperiod 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), Stop
\nLoss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emit-
\ntente, comparto di attivit\u00e0 e Paese di emissione, duration, classe
\ndi rating e tipologia degli strumenti di investimento da inserire nel
\nportafoglio, volti a minimizzare sia il rischio di mercato che quello
\ndi liquidit\u00e0. In nessun caso \u00e8 permesso il ricorso alla leva finanziaria
\nn\u00e9 la vendita allo scoperto. Al 31 dicembre 2024 il rating medio del
\nportafoglio complessivo di Liquidit\u00e0 Strategica \u00e8 pari a A/A-, in linea
\nrispetto a quello di fine 2023.
\nLe seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2024 in termini di
\nVaR (raffrontati con quelli dell\u2019esercizio 2023) per quanto attiene ai
\nrischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonch\u00e9 al
\nrischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di espo-
\nsizione); relativamente alla liquidit\u00e0 strategica \u00e8 riportata la sensiti-
\nvity a variazioni dei tassi di interesse.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di interesse(a) | \n13,03 | \n3,92 | \n5,95 | \n7,50 | \n7,26 | \n0,90 | \n2,30 | \n1,32 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di cambio(a) | \n5,47 | \n0,07 | \n1,65 | \n0,69 | \n0,62 | \n0,04 | \n0,21 | \n0,33 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le strutture di Finanza Operativa Eni Corporate e Banque Eni SA. I valori del 2023 sono calcolati con: holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%.
\n(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Portfolio Management Esposizioni Commerciali(a) | \n69,66 | \n6,20 | \n24,10 | \n6,32 | \n257,89 | \n6,38 | \n55,35 | \n6,71 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trading(b) | \n1,74 | \n0,21 | \n0,53 | \n0,31 | \n1,53 | \n0,05 | \n0,43 | \n0,21 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Il perimetro consiste nell\u2019area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR \u00e8 calcolato sulla cosiddetta
\nvista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l\u2019anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell\u2019anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l\u2019andamento del VaR di GGP, Power
\nG&M, REVT e di Plenitude nel corso dell\u2019anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all\u2019interno dell\u2019orizzonte annuo fissato.
\n(b) L\u2019attivit\u00e0 di trading proprietario cross\u2010commodity, mediante strumenti finanziari, fa capo a Eni Trading & Biofuels SpA, Eni Global Energy Markets SpA e a Eni Trading & Shipping Inc.
\n(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio euro | \n0,60 | \n0,20 | \n0,40 | \n0,60 | \n0,22 | \n0,13 | \n0,18 | \n0,19 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ($ milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio dollaro USA | \n0,20 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,12 | \n0,04 | \n0,08 | \n0,11 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\nRischio di credito
\nIl rischio di credito rappresenta l\u2019esposizione dell\u2019impresa a poten-
\nziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni
\nassunte dalla controparte. Eni ha definito policy di gestione del ri-
\nschio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle
\ncontroparti delle transazioni commerciali e finanziarie nell\u2019ambito del
\nmodello di finanza accentrata prescelto. Eni ha adottato un modello
\nper la quantificazione e il controllo del rischio di credito basato sulla
\nvalutazione dell\u2019Expected Credit Loss. L\u2019Expected Credit Loss costi-
\ntuisce il valore della perdita attesa a fronte di un credito vantato nei
\nconfronti di una controparte, per la quale si stima una Probabilit\u00e0
\ndi Default e una capacit\u00e0 di recupero sul credito passato in default
\nattraverso la cosiddetta Loss Given Default. All\u2019interno del modello
\ndi gestione e controllo del rischio di credito, le esposizioni creditizie
\nsono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura com-
\nmerciale, sostanzialmente relative ai contratti di vendita delle com-
\nmodity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finan-
\nziaria relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali depositi,
\nderivati e investimenti in titoli mobiliari.
\nRischio di credito per esposizioni di natura
\ncommerciale
\nRelativamente al rischio di credito in transazioni di natura commer-
\nciale, la gestione del credito \u00e8 affidata alle unit\u00e0 di business e alle
\nfunzioni specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedi-
\ncate, ed \u00e8 operata sulla base di procedure formalizzate per la valu-
\ntazione e l\u2019affidamento delle controparti commerciali, per il monito-
\nraggio delle esposizioni creditizie, per le attivit\u00e0 di recupero crediti e
\nper l\u2019eventuale gestione del contenzioso. A livello corporate vengono
\ndefiniti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il
\ncontrollo della rischiosit\u00e0 del cliente, in particolare la rischiosit\u00e0 delle
\ncontroparti commerciali \u00e8 valutata attraverso un modello di rating in-
\nterno che combina i diversi fattori predittivi del default derivanti dalle
\nvariabili di contesto economico, dagli indicatori finanziari, dalle espe-
\nrienze di pagamento e dalle informazioni dei principali info provider
\nspecialistici. Per le controparti rappresentate da Entit\u00e0 Statali o ad
\nesse strettamente correlate (es. National Oil Company) la Probabilit\u00e0
\ndi Default, essenzialmente la probabilit\u00e0 di un ritardato pagamento, \u00e8
\ndeterminata utilizzando, quale dato di input, i Country Risk Premium
\nadottati ai fini della determinazione dei WACC per l\u2019impairment degli
\nasset non finanziari. Infine, per le posizioni retail, in assenza di rating
\nspecifici, la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata differenziando la clientela per
\ncluster omogenei di rischio sulla base delle serie storiche dei dati
\nrelativi agli incassi, periodicamente aggiornate.
\nRischio di credito per esposizioni di natura
\nfinanziaria
\nRelativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanzia-
\nria derivante essenzialmente dall\u2019impiego della liquidit\u00e0 corrente e
\nstrategica e dalle posizioni in contratti derivati, le policy interne pre-
\nvedono il controllo dell\u2019esposizione e della concentrazione attraverso
\nlimiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento e
\ncorrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie basate sul
\nrating fornito dalle principali agenzie. Il rischio \u00e8 gestito dalle fun-
\nzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA, da Eni
\nTrade & Biofuels SpA e da Eni Trading & Shipping Inc per l\u2019attivit\u00e0 in
\nderivati su commodity in coerenza con il modello di finanza accen-
\ntrata. Nell\u2019ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono in-
\ndividuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle
\ncontroparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di
\naffidamento per la singola entit\u00e0 legale e complessivamente per il
\ngruppo di appartenenza, che viene monitorato e controllato attraver-
\nso la valutazione giornaliera dell\u2019utilizzo degli affidamenti e l\u2019analisi
\nperiodica di Expected Credit Loss e concentrazione.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRischio di liquidit\u00e0
\nIl rischio liquidit\u00e0 \u00e8 il rischio che l\u2019impresa non sia in grado di rispet-
\ntare gli impegni di pagamento a causa della difficolt\u00e0 di reperire fondi
\n(funding liquidity risk) o di liquidare attivit\u00e0 sul mercato (asset liqui-
\ndity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento \u00e8 un impatto
\nnegativo sul risultato economico nel caso in cui l\u2019impresa sia costret-
\nta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o,
\ncome estrema conseguenza, una situazione di insolvibilit\u00e0 che pone
\na rischio la continuit\u00e0 aziendale. Tra gli obiettivi di risk management
\ndi Eni vi \u00e8 il mantenimento di un ammontare adeguato di risorse
\nfinanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni
\n(drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell\u2019accesso al mercato
\ndei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticit\u00e0
\noperativa ai progetti di sviluppo dell\u2019azienda. A tal fine Eni mantiene
\nuna riserva di liquidit\u00e0 strategica costituita prevalentemente da stru-
\nmenti finanziari a breve termine e ad alta liquidabilit\u00e0, privilegiando
\nun profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Societ\u00e0
\nritiene di disporre di fonti di finanziamento pi\u00f9 che adeguate a soddi-
\nsfare le prevedibili necessit\u00e0 finanziarie, attraverso la disponibilit\u00e0 di
\nattivi finanziari e di linee di credito nonch\u00e9 l\u2019accesso, tramite il siste-
\nma creditizio e i mercati dei capitali, a un\u2019ampia gamma di tipologie
\ndi finanziamento. A fronte del perdurare della volatilit\u00e0 dei mercati
\ndelle commodity e del connesso impegno finanziario legato alla mar-
\nginazione dei derivati in commodity, Eni ha consolidato la flessibilit\u00e0
\nfinanziaria raggiunta nei precedenti esercizi, tramite l\u2019attivazione di
\nliquidity swap in aggiunta alle nuove linee di credito acquisite. Eni ha
\nin essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale
\nil Gruppo pu\u00f2 reperire sul mercato dei capitali fino a \u20ac20 miliardi; al
\n31 dicembre 2024 il programma risulta utilizzato per \u20ac15,3 miliardi.
\nStandard & Poor\u2019s assegna ad Eni il rating A- con outlook Negativo
\nper il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody\u2019s as-
\nsegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stabile per il debito a lungo e
\nP-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook
\nStabile per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating
\nEni \u00e8 legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al
\nrating sovrano dell\u2019Italia. A tale proposito, sulla base delle metodolo-
\ngie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\nitaliano pu\u00f2 ripercuotersi sul rating delle societ\u00e0 emittenti italiane, tra
\ncui Eni. Nel corso del 2024 S&P ha rivisto l\u2019outlook di Eni da Stabile a
\nNegativo. Nel corso del 2024 Eni ha ampliato il proprio programma
\ndi Euro Commercial Paper da \u20ac4 a \u20ac6 miliardi. Al 31 dicembre 2024
\nil valore complessivo delle linee di credito committed disponibili \u00e8
\npari a \u20ac9 miliardi.
\nPAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE, DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI
\nNella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari e alle passivit\u00e0 per
\nbeni in leasing compresi i pagamenti per interessi, alle passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n8.370 | \n2.410 | \n2.815 | \n5.568 | \n2.018 | \n8.916 | \n30.097 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.261 | \n781 | \n663 | \n572 | \n468 | \n2.688 | \n6.433 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n1.921 | \n31 | \n6 | \n48 | \n4 | \n64 | \n2.074 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n11.552 | \n3.222 | \n3.484 | \n6.188 | \n2.490 | \n11.668 | \n38.604 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n880 | \n705 | \n661 | \n552 | \n369 | \n2.786 | \n5.953 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n336 | \n284 | \n248 | \n212 | \n184 | \n708 | \n1.972 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.216 | \n989 | \n909 | \n764 | \n553 | \n3.494 | \n7.925 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n1.106 | \n | \n | \n | \n | \n | \n1.106 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2024 | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n7.432 | \n2.689 | \n3.219 | \n2.611 | \n5.520 | \n7.780 | \n29.251 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.120 | \n691 | \n476 | \n399 | \n364 | \n2.270 | \n5.320 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n2.414 | \n21 | \n40 | \n5 | \n37 | \n50 | \n2.567 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n10.966 | \n3.401 | \n3.735 | \n3.015 | \n5.921 | \n10.100 | \n37.138 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n738 | \n676 | \n572 | \n496 | \n389 | \n804 | \n3.675 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n269 | \n221 | \n188 | \n167 | \n148 | \n668 | \n1.661 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.007 | \n897 | \n760 | \n663 | \n537 | \n1.472 | \n5.336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n1.114 | \n | \n | \n | \n | \n | \n1.114 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe passivit\u00e0 per beni in leasing comprensive della quota interessi sono riferibili per \u20ac925 milioni (\u20ac741 milioni al 31 dicembre 2023) alla quota
\ndi competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni che sar\u00e0 recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito
\ndelle cash call.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\nNella tabella che segue \u00e8 rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026-2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n15.170 | \n | \n | \n15.170 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.922 | \n59 | \n121 | \n7.102 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n22.092 | \n59 | \n121 | \n22.272 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2024 | \n2025-2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n14.231 | \n | \n | \n14.231 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.423 | \n50 | \n104 | \n6.577 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n20.654 | \n50 | \n104 | \n20.808 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nPAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI
\n25
\nIn aggiunta ai debiti finanziari, alle passivit\u00e0 per beni in leasing e ai
\ndebiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patrimonia-
\nle, Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui
\nannullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adem-
\npimento comporter\u00e0 esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni
\nsono valorizzate in base al costo netto per l\u2019impresa di terminazione
\ndel contratto, costituito dall\u2019importo minimo tra i costi di adempi-
\nmento dell\u2019obbligazione contrattuale e l\u2019ammontare dei risarcimen-
\nti/penalit\u00e0 contrattuali connesse al mancato adempimento.
\nLe principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-
\nor-pay in base ai quali Eni ha l\u2019obbligo di ritirare volumi minimi di
\ngas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la pos-
\nsibilit\u00e0 di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli
\nammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni
\ndi prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano indu-
\nstriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli
\nesercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del
\nmanagement.
\nNella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attua-
\nlizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali ob-
\nbligazioni contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere
\npagati nel 2025 per lo smantellamento degli asset Oil & Gas e per il
\nrisanamento ambientale si basano sulle stime della direzione e non
\nrappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi di abbandono e ripristino siti(a) | \n918 | \n614 | \n577 | \n572 | \n779 | \n11.009 | \n14.469 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi relativi a fondi ambientali | \n743 | \n603 | \n457 | \n361 | \n354 | \n1.220 | \n3.738 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni di acquisto(b) | \n22.828 | \n20.864 | \n16.216 | \n14.503 | \n12.108 | \n58.558 | \n145.077 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Gas | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Take-or-pay | \n20.015 | \n19.672 | \n15.800 | \n14.170 | \n11.970 | \n58.247 | \n139.874 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ship or pay | \n683 | \n514 | \n331 | \n329 | \n135 | \n286 | \n2.278 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri impegni di acquisto | \n2.130 | \n678 | \n85 | \n4 | \n3 | \n25 | \n2.925 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri Impegni | \n11 | \n7 | \n | \n | \n | \n | \n18 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Memorandum di intenti Val d'Agri | \n11 | \n7 | \n | \n | \n | \n | \n18 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale(c) | \n24.500 | \n22.088 | \n17.250 | \n15.436 | \n13.241 | \n70.787 | \n163.302 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
\n(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l\u2019impresa \u00e8 obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto. Per i contratti take-or-pay con Gazprom si rinvia alla sezione \u201cAltri impegni e rischi\u201d.
\n(c) Il totale dei pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali comprende le obbligazioni relative ai costi di abbandono e ripristino siti direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita per \u20ac155 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n(25) I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n
\nIMPEGNI PER INVESTIMENTI
\nNel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma
\nd\u2019investimenti tecnici e in partecipazioni di circa \u20ac33 miliardi. Nella
\ntabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bi-
\nlancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un
\nprogetto \u00e8 considerato committed quando ha ottenuto le necessarie
\napprovazioni da parte del management e per il quale normalmente
\nsono stati gi\u00e0 collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di
\nprocurement.
\nGli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investi-
\nmenti ambientali.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni per investimenti committed | \n7.674 | \n5.896 | \n3.579 | \n2.280 | \n174 | \n19.603 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nProventi (oneri) rilevati a | \n | \nProventi (oneri) rilevati a | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \nAltre | \n | \n | \nAltre | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \ncomponenti | \nValore | \n | \ncomponenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nValore di | \nConto | \ndell\u2019utile | \ndi | \nConto | \ndell\u2019utile | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \niscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \niscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari valutati al fair value con effetti a conto economico: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico(a) | \n6.797 | \n388 | \n | \n6.782 | \n284 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Strumenti derivati non di copertura e di trading(b) | \n(1.119) | \n(73) | \n | \n837 | \n417 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni minoritarie valutate al fair value(c) | \n1.395 | \n227 | \n62 | \n1.256 | \n255 | \n45 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti e debiti e altre attivit\u00e0/passivit\u00e0 valutate al costo ammortizzato: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Crediti commerciali e altri crediti(d) | \n17.753 | \n(106) | \n | \n17.054 | \n(285) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Crediti finanziari(e) | \n4.238 | \n233 | \n | \n3.136 | \n141 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Titoli(a) | \n62 | \n1 | \n | \n61 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Debiti commerciali e altri debiti(a) | \n22.273 | \n(153) | \n | \n20.808 | \n69 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Debiti finanziari(f) | \n30.390 | \n(1.176) | \n | \n28.729 | \n(734) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 (passivit\u00e0) nette per contratti derivati di copertura(g) | \n7 | \n(95) | \n(912) | \n(35) | \n(442) | \n541 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n(b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli \u201cAltri proventi (oneri) operativi\u201d per \u20ac352 milioni di oneri (proventi per \u20ac478 milioni nel 2023) e nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) su partecipazioni - Dividendi\u201d.
\n(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nelle \u201cRiprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti\u201d per \u20ac168 milioni di svalutazioni nette (\u20ac249 milioni di svalutazioni nette nel 2023) e nei \u201cProventi
\n(oneri) finanziari\u201d per \u20ac62 milioni di proventi (oneri per \u20ac36 milioni nel 2023), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d\u2019interesse effettivo per \u20ac27 milioni (\u20ac15 milioni di interessi attivi nel 2023).
\n(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac175 milioni (\u20ac144 milioni di interessi attivi nel 2023) e svalu-
\ntazioni nette per \u20ac22 milioni (\u20ac6 milioni di svalutazioni nette nel 2023).
\n(f) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, comprensivi di interessi passivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac897 milioni (\u20ac743 milioni di interessi passivi nel 2023).
\n(g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cRicavi della gestione caratteristica\u201d, negli \u201cAcquisti, prestazioni di servizi e costi diversi\u201d e \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nINFORMAZIONI SULLA COMPENSAZIONE DI STRUMENTI FINANZIARI
\n\n
\n\n\n | \nAmmontare lordo | \nAmmontare lordo | \nAmmontare netto delle attivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \ndelle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 | \ndelle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 | \ne passivit\u00e0 finanziarie rilevate | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nfinanziarie | \nfinanziarie compensate | \nnello schema di stato patrimoniale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti | \n21.330 | \n4.429 | \n16.901 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n5.182 | \n1.520 | \n3.662 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n4.012 | \n1 | \n4.011 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti | \n26.521 | \n4.429 | \n22.092 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n6.569 | \n1.520 | \n5.049 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n4.450 | \n1 | \n4.449 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti | \n19.936 | \n3.385 | \n16.551 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n8.525 | \n2.888 | \n5.637 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n3.400 | \n7 | \n3.393 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti | \n24.039 | \n3.385 | \n20.654 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n8.467 | \n2.888 | \n5.579 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n4.103 | \n7 | \n4.096 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLa compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie riguarda: (i) cre-
\nditi e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production
\nper \u20ac4.429 milioni (\u20ac3.385 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) altre atti-
\nvit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti e non correnti relative a strumenti finanziari
\nderivati per \u20ac1.508 milioni (\u20ac2.895 milioni al 31 dicembre 2023) e
\naltre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per \u20ac13 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nContenziosi
\nEni SpA \u00e8 parte in procedimenti civili e amministrativi e in azio-
\nni legali collegati al normale svolgimento delle sue attivit\u00e0. Sulla
\nbase delle informazioni attualmente disponibili, tenuto conto dei
\nfondi stanziati e rappresentando che in alcuni casi non \u00e8 possibile
\nuna stima attendibile dell\u2019onere eventuale, Eni ritiene che verosi-
\nmilmente da tali procedimenti ed azioni non deriveranno effetti
\nnegativi rilevanti. Oltre a quanto indicato nella nota n. 21 - Fondi
\nper rischi e oneri, di seguito sono sintetizzati i procedimenti pi\u00f9
\nsignificativi per i quali, generalmente e salvo diversa indicazione,
\nnon \u00e8 stato effettuato uno stanziamento al fondo rischi in quanto
\nun esito sfavorevole \u00e8 giudicato improbabile o l\u2019entit\u00e0 dello stan-
\nziamento non \u00e8 stimabile in modo attendibile.
\n1. PROCEDIMENTI IN MATERIA DI SALUTE,
\nSICUREZZA E AMBIENTE
\n1.1 Procedimenti in materia di salute, sicurezza e
\nambiente di natura penale
\ni)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aCrotone\u2009\u200aOmessa\u2009\u200aBonifica. Nell\u2019aprile del
\n2017 la Procura di Crotone ha avviato un procedimento pe-
\nnale sulle attivit\u00e0 di bonifica del sito di Crotone nel suo com-
\nplesso. Nel frattempo il nuovo progetto di bonifica presentato
\ndalla Societ\u00e0 POB fase 2 \u00e8 stato approvato da parte del Mini-
\nstero dell\u2019Ambiente. Con ordinanza del 10 gennaio 2022 il GIP
\ndi Crotone ha disposto l\u2019esecuzione da parte della Procura
\ndi una CTU integrativa all\u2019esito della quale \u00e8 stato accertato
\ncome Eni Rewind abbia eseguito le attivit\u00e0 ambientali nelle
\naree di sua propriet\u00e0 in coerenza con i decreti autorizzativi
\ndelle medesime. Si rimane in attesa della determinazione del
\nPubblico Ministero conseguente al deposito di questa consu-
\nlenza integrativa.
\nii)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aDiscarica\u2009\u200adi\u2009\u200aMinciaredda,\u2009\u200asito\u2009\u200adi\u2009\u200aPorto\u2009\u200a
\nTorres. Nel 2015 la Procura di Sassari ha avviato un procedi-
\nmento penale per presunti reati di gestione di discarica non
\nautorizzata e disastro ambientale, avente a oggetto l\u2019area
\ndi discarica interna allo stabilimento di Porto Torres deno-
\nminata \u201cMinciaredda\u201d, gestita da Eni Rewind SpA, alla quale
\n\u00e8 stato contestato il corrispondente illecito amministrativo
\nai sensi del D.lgs. 231/01. Con riferimento all\u2019iter di bonifi-
\nca dell\u2019area Minciaredda, nel luglio 2018 \u00e8 stato decretato
\nil progetto di bonifica dei suoli e delle falde c.d. Nuraghe
\nFase 1. All\u2019esito delle indagini preliminari \u00e8 stata presentata
\nrichiesta di rinvio a giudizio. In udienza preliminare gli enti
\nterritoriali e alcune associazioni ambientaliste si sono costi-
\ntuite parte civile. Sono state ammesse la Regione Sardegna,
\nil Comune di Sassari, il Comune di Porto Torres, il WWF e
\nl\u2019Ente Parco Asinara. Il Giudice ha autorizzato la citazione
\ndel responsabile civile Eni Rewind SpA. All\u2019esito dell\u2019udienza
\npreliminare il GUP ha disposto il rinvio a giudizio degli im-
\nputati e della Societ\u00e0 davanti al Tribunale di Sassari ammet-
\ntendo la costituzione di parte civile del MITE, della Regione
\nSardegna e di altri enti e soggetti privati. Successivamente
\nEni Rewind \u00e8 stata prosciolta per improcedibilit\u00e0 dell\u2019azione
\nai sensi del D.lgs. 231/01 nei suoi confronti e definitivamen-
\nte estromessa dal processo penale. Nell\u2019ambito del proce-
\ndimento penale a carico dei dirigenti di Eni Rewind, invece,
\nin data 13 novembre 2022, il Tribunale di Sassari ha pronun-
\nciato sentenza di assoluzione per insussistenza del fatto. Il
\nPM e le parti civili hanno depositato atto di appello avverso
\nla sentenza di primo grado; si resta in attesa di fissazione
\ndel giudizio di appello.
\niii)\u2009\u200a Raffineria\u2009\u200adi\u2009\u200aGela\u2009\u200aSpA\u2009\u200ae\u2009\u200aEni\u2009\u200aMediterranea\u2009\u200aIdrocarburi\u2009\u200a(Eni-
\nMed)\u2009\u200a SpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Disastro\u2009\u200a innominato. Procedimento penale
\npendente a carico di dirigenti della Raffineria di Gela e della
\nEniMed per i reati di disastro innominato, gestione illecita di
\nrifiuti e scarico di acque reflue industriali senza autorizzazio-
\nne. Alla Raffineria di Gela \u00e8 contestato l\u2019illecito amministrati-
\nvo da reato ai sensi del D.lgs. 231/01. Questo procedimen-
\nto penale aveva inizialmente ad oggetto l\u2019accertamento del
\npresunto inquinamento del sottosuolo derivante da perdite
\ndi prodotto da 14 serbatoi di stoccaggio della Raffineria di
\nGela non ancora dotati di doppio fondo, nonch\u00e9 fenomeni
\ndi contaminazione nelle aree marine costiere adiacenti lo
\nstabilimento in ragione della mancata tenuta del sistema di
\nbarrieramento realizzato nell\u2019ambito del procedimento di bo-
\nnifica del sito. Il Giudice ha poi riunito in questo procedimento
\naltre indagini aventi ad oggetto episodi inquinanti collegati
\nall\u2019esercizio di altri impianti della Raffineria di Gela e perdi-
\nte di idrocarburi dalle condotte della societ\u00e0 EniMed. \u00c8 stata
\nemessa sentenza di assoluzione di primo grado nei confronti
\ndegli imputati e dell\u2019ente.
\niv)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aIndagine\u2009\u200aVal\u200a\u200ad\u2019Agri.\u2009\u200aA valle delle indagini con-
\ndotte per accertare la sussistenza di un traffico illecito di
\nrifiuti prodotti dal Centro Olio Val d\u2019Agri (COVA) di Viggia-
\nno e smaltiti in impianti di depurazione su territorio nazio-
\nnale, nel marzo 2016 la Procura di Potenza ha disposto
\ngli arresti domiciliari per cinque dipendenti Eni e posto
\nsotto sequestro alcuni impianti funzionali all\u2019attivit\u00e0 pro-
\nduttiva in Val d\u2019Agri, che conseguentemente \u00e8 stata inter-
\nrotta. La difesa ha condotto degli accertamenti tecnici
\nindipendenti avvalendosi di esperti di livello internazio-
\nnale, i quali hanno accertato la rispondenza dell\u2019impian-
\nto alle Best Available Technologies e alle Best Practice
\ninternazionali. Parallelamente, la Societ\u00e0 ha individuato
\nuna soluzione tecnica consistente in modifiche non so-
\nstanziali all\u2019impianto, per il convogliamento delle acque
\nrisultanti dal processo di trattamento delle linee gas,
\n\n\ncon la finalit\u00e0 di eliminare l\u2019azione di \u201cmiscelazione\u201d nei
\ntermini contestati. Tale soluzione \u00e8 stata approvata dalla
\nProcura, consentendo a Eni di riavviare la produzione e la
\nreiniezione in giacimento nel pozzo Costa Molina 2 nell\u2019a-
\ngosto 2016. Su richiesta della Regione \u00e8 stato aperto l\u2019iter
\namministrativo di riesame dell\u2019AIA. Nell\u2019ambito del proce-
\ndimento penale, la Procura ha richiesto il rinvio a giudizio
\nper tutti gli imputati per le ipotesi di traffico illecito di rifiuti,
\nviolazione del divieto di miscelazione di rifiuti, gestione non
\nautorizzata di rifiuti e falso ideologico in atto pubblico, e la
\npersona giuridica Eni ai sensi del D.lgs. 231/2001. A seguito
\ndell\u2019udienza preliminare, il processo si \u00e8 aperto nel novem-
\nbre 2017. All\u2019esito dell\u2019istruttoria dibattimentale, il Tribunale
\ndi Potenza, in data 10 marzo 2021, ha emesso il dispositivo
\ndi sentenza con cui, in relazione alla contestazione di falso
\nideologico in atto pubblico, ha assolto tutti gli imputati; in re-
\nlazione alle contravvenzioni in contestazione, ha dichiarato
\nnon doversi procedere per intervenuta prescrizione; infine,
\nin relazione all\u2019ipotesi di traffico illecito di rifiuti, ha assolto
\ndue ex dipendenti del Distretto Meridionale per non avere
\ncommesso il fatto, ha condannato sei ex funzionari del me-
\ndesimo Distretto con sospensione della pena ed ha corre-
\nlativamente condannato Eni ai sensi del D.lgs. 231/01 alla
\nsanzione di \u20ac700.000, disponendo la confisca di una som-
\nma quantificata in \u20ac44.248.071 ritenuta costituire l\u2019ingiusto
\nprofitto conseguito dal reato, da cui detrarre l\u2019ammontare
\ndei costi sostenuti da Eni per le modifiche all\u2019impianto ese-
\nguite nel 2016. A seguito del deposito delle motivazioni da
\nparte del Tribunale, \u00e8 stato prontamente formulato ricorso
\nin Appello avverso tutti i profili di condanna. Il giudizio di
\nappello \u00e8 in corso di svolgimento.
\nv)\u2009\u200a Eni\u2009\u200a SpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Procedimento\u2009\u200a penale\u2009\u200a Val\u2009\u200a d\u2019Agri\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Spill\u2009\u200a Serba-
\ntoio. Nel febbraio 2017, a seguito dell\u2019individuazione di una
\nperdita di petrolio da parte di uno dei serbatoi del Centro
\nOlio Val d\u2019Agri (COVA), era stata aperta un\u2019indagine penale
\nper i presunti reati di disastro ambientale nei confronti dei
\nprecedenti Responsabili del COVA, degli Operation Mana-
\nger in carica dal 2011 e del Responsabile HSE in carica al
\nmomento del fatto nonch\u00e9 nei confronti di Eni ai sensi del
\nD.lgs. 231/01. Nell\u2019aprile 2017 Eni ha, di propria iniziativa, so-
\nspeso l\u2019attivit\u00e0 industriale presso il COVA, anticipando quan-
\nto disposto dalla Delibera della Giunta Regionale. Nel luglio
\n2017 Eni ha riavviato l\u2019attivit\u00e0 petrolifera avendo ricevuto le
\nnecessarie autorizzazioni da parte della Regione una volta
\ncompletati gli accertamenti e le verifiche, che hanno confer-
\nmato l\u2019integrit\u00e0 dell\u2019impianto e la presenza delle condizioni
\ndi sicurezza. Nello stesso anno, Eni ha proceduto in manie-
\nra tempestiva a dotare tutti i serbatoi del COVA del doppio
\nfondo, ha dato esecuzione a tutte le prescrizioni degli enti
\neseguendo tutte le attivit\u00e0 di bonifica e messa in sicurezza
\nnecessarie per il regolare svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 petrolifera
\ne ha provveduto a risarcire i danni ai privati proprietari delle
\naree limitrofe al COVA e impattate dall\u2019evento. A conclusio-
\nne delle indagini preliminari, la Procura della Repubblica ha
\nchiesto il rinvio a giudizio nei confronti dei dipendenti e di Eni
\nquale ente responsabile ai sensi del D.lgs. 231/2001. All\u2019esito
\ndella conseguente udienza preliminare il GUP, con riferimen-
\nto all\u2019imputazione ad Eni ex D.lgs. 231/01 per i fatti sino al
\n2015, ha emesso sentenza di non luogo a procedere perch\u00e9
\nil fatto non \u00e8 previsto dalla legge come reato presupposto
\ndalla responsabilit\u00e0 amministrativa, mentre con riferimento
\nall\u2019imputazione ad Eni per i fatti successivi al 2015, ha accol-
\nto l\u2019eccezione difensiva di nullit\u00e0 assoluta della richiesta di
\nrinvio a giudizio, con restituzione degli atti alla Procura della
\nRepubblica. Infine, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dei
\ndue dipendenti Eni davanti al Tribunale di Potenza, qualifican-
\ndo l\u2019imputazione nei loro confronti nella fattispecie di reato
\ndi disastro innominato. Numerose parti hanno presentato
\nistanza di costituzione di parte civile e, nelle more, di valutare
\nle richieste di esclusione presentate dalle difese rispetto a
\nquest\u2019ultime, il Tribunale ha emesso Decreto di citazione di
\nEni, quale responsabile civile ed Eni si \u00e8 ritualmente ricostitu-
\nita. I due procedimenti a carico delle persone fisiche \u2013 ovvero
\nil rito ordinario ed il rito immediato \u2013 sono stati poi riuniti dal
\nTribunale in un unico processo, attualmente pendente in fase
\ndi dibattimento. Per quanto concerne Eni SpA quale ente ex
\nD.lgs. 231/01, il Pubblico Ministero ha emesso nuova richie-
\nsta di rinvio a giudizio. All\u2019esito dell\u2019udienza preliminare il GUP
\nha emesso il decreto che dispone il giudizio nei confronti di
\nEni SpA. Il collegio ha annullato tale decreto per indetermina-
\ntezza dell\u2019imputazione nei confronti dell\u2019ente, restituendo gli
\natti al GUP.
\nvi)\u2009\u200a Raffineria\u2009\u200a di\u2009\u200a Gela\u2009\u200a SpA\u2009\u200a e\u2009\u200a Eni\u2009\u200a Mediterranea\u2009\u200aIdrocarburi\u2009\u200a(Eni-
\nMed)\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aGestione\u2009\u200arifiuti\u2009\u200adiscarica\u2009\u200aCamastra. Nel giugno
\n2018 la Procura di Palermo ha avviato nei confronti delle so-
\nciet\u00e0 Eni Raffineria di Gela e EniMed un procedimento pena-
\nle che riguarda un presunto traffico illecito di rifiuti industriali
\nprovenienti da operazioni di bonifica di terreni, smaltiti presso
\nuna discarica di propriet\u00e0 di una societ\u00e0 terza. La Procura ha
\ncontestato tale reato agli Amministratori Delegati pro tempore
\ndelle due societ\u00e0 Eni; alle societ\u00e0 \u00e8 contestato l\u2019illecito ammi-
\nnistrativo da reato di cui al D.lgs. 231/01. La condotta illecita
\nderiverebbe dalla fraudolenta certificazione dei rifiuti ai fini del-
\nla ricezione in discarica. A seguito delle attivit\u00e0 difensive esple-
\ntate, la posizione dell\u2019AD della Raffineria di Gela SpA e della
\nmedesima societ\u00e0 sono state oggetto di richiesta e decreto di
\narchiviazione, mentre per la posizione dell\u2019AD di EniMed e della
\nsociet\u00e0 \u00e8 stato chiesto e ottenuto il rinvio a giudizio. Il proce-
\ndimento \u00e8 in corso dinanzi al Tribunale di Agrigento al quale \u00e8
\nstato trasferito per competenza territoriale.
\n\n\nvii)\u2009\u200a Versalis\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aSequestro\u2009\u200aPreventivo\u2009\u200apresso\u2009\u200alo\u2009\u200astabilimento\u2009\u200a
\ndi\u2009\u200aPriolo\u2009\u200aGargallo. Nel febbraio 2019 il Tribunale di Siracusa,
\nsu richiesta della Procura, nell\u2019ambito di un\u2019indagine riguar-
\ndante i reati di getto pericoloso di cose e di inquinamento
\nambientale, a carico dell\u2019ex direttore dello stabilimento di
\nPriolo, nonch\u00e9 di Versalis ai sensi del D.lgs. 231/2001 e del-
\nle altre industrie del Polo Industriale, relativa alle emissioni
\nprodotte dal complesso industriale di Priolo Gargallo ha di-
\nsposto il sequestro preventivo, consentendo la facolt\u00e0 d\u2019uso,
\ndegli impianti di Versalis che, sulla base dei rilievi tecnici for-
\nmulati dai consulenti tecnici nominati dalla Procura, presen-
\ntano punti di emissioni convogliate e diffuse non conformi
\nalle Best Available Techniques (BAT). Il Tribunale del Riesa-
\nme, valutati i miglioramenti impiantistici realizzati da Versalis
\nprima ancora del sequestro nel marzo 2019 ha disposto l\u2019an-
\nnullamento del provvedimento. Nel marzo 2021 quindi \u00e8 sta-
\nto notificato avviso di conclusione delle indagini preliminari,
\ncon la formulazione da parte della Procura delle ipotesi di
\nreato gi\u00e0 ipotizzate in precedenza. Allo stato non si ha notizia
\ndi ulteriori sviluppi processuali.
\nviii)\u2009\u200a Versalis\u2009\u200a SpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Sequestro\u2009\u200a dell\u2019impianto\u2009\u200a di\u2009\u200a depurazione\u2009\u200a
\ngestito\u2009\u200ada\u2009\u200a IAS\u2009\u200a SpA\u2009\u200a Priolo\u2009\u200a Gargallo. Nel febbraio 2022 la
\nProcura della Repubblica di Siracusa ha avviato un procedi-
\nmento per presunti reati di disastro ambientale (452 quater
\nc.p.) e di violazione della normativa in materia di scarichi
\nreflui industriali dell\u2019impianto Versalis nel depuratore di
\nPriolo gestito da IAS SpA a carico di due ex direttori dello
\nstabilimento Versalis di Priolo, nonch\u00e9 di un dipendente di
\nVersalis, avente allora un ruolo dirigenziale in Priolo Servizi.
\nLe persone giuridiche Versalis, Priolo Servizi e le altre so-
\nciet\u00e0 coinsediate risultavano Enti indagati ai sensi del D.l-
\ngs. 231/01. In data 15 giugno 2022 il GIP del Tribunale di
\nSiracusa disponeva il sequestro dell\u2019impianto di depurazio-
\nne e delle quote societarie di IAS SpA, con la nomina di un
\namministratore giudiziario dei beni sottoposti a sequestro.
\nSuccessivamente, le indagini sono state estese anche all\u2019at-
\ntuale Direttore dello Stabilimento Versalis e all\u2019AD di Priolo
\nServizi, dipendente di Versalis SpA. Parallelamente, Versalis
\nSpA ha impugnato dinanzi al TAR di Catania l\u2019AIA rilasciata a
\nIAS solo per la parte in cui il provvedimento venga interpre-
\ntato nel senso di imporre nuovi e diversi limiti allo scarico
\nrispetto a quelli contenuti nelle autorizzazioni in capo alla
\nsociet\u00e0. Nel frattempo, \u00e8 stata sospesa dalla Regione Sicilia
\nl\u2019AIA rilasciata per la gestione, da parte di IAS, del depurato-
\nre. Versalis ha, quindi, impugnato davanti al TAR il provve-
\ndimento di avvio di riesame della sua AIA e, con separato
\nricorso, il provvedimento di sospensione dell\u2019AIA di IAS da
\nparte della Regione Sicilia. Al contempo, il GIP di Siracusa
\nha sollevato questione di legittimit\u00e0 alla Corte costituziona-
\nle dell\u2019art. 104 bis Disp. att. c.p.p. con riferimento al decreto
\ninterministeriale del 12 settembre 2023 \u2013 ovverosia al c.d.
\ndecreto \u201cSalva ISAB\u201d, volto alla salvaguardia della continu-
\nit\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 produttiva dei soci industriali del petrolchi-
\nmico. Versalis si \u00e8, quindi, costituita in giudizio davanti alla
\nCorte costituzionale che all\u2019esito dell\u2019udienza del 7 maggio
\n2024, ha dichiarato l\u2019illegittimit\u00e0 costituzionale della norma
\nin esame nella parte in cui non prevede che le misure ivi
\nindicate si applichino per un periodo di tempo non superiore
\na trentasei mesi. \u00c8 pendente un procedimento innanzi al Tri-
\nbunale di Roma relativo all\u2019autorizzazione alla prosecuzione
\ndell\u2019attivit\u00e0 produttiva. Il Tribunale ha trasferito tale proce-
\ndimento alla Corte Costituzionale e Versalis si \u00e8 costituita
\nin giudizio. Nel frattempo, il procedimento penale rimane
\ntuttora pendente in fase di indagini.
\nix)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aIncidente\u2009\u200amortale\u2009\u200aPiattaforma\u2009\u200aoffshore\u2009\u200aAncona.
\nIl 5 marzo 2019 sulla piattaforma Barbara F al largo di Anco-
\nna si \u00e8 verificato un incidente mortale che ha provocato il de-
\ncesso di un dipendente Eni e il ferimento di due contrattisti.
\nQuesti ultimi e la famiglia del dipendente Eni sono stati tutti
\ninteramente risarciti. Nell\u2019evoluzione delle indagini, il Pubbli-
\nco Ministero di Ancona ha disposto accertamenti tecnici ir-
\nripetibili, nell\u2019ambito dei quali \u00e8 emerso che il procedimento
\nha visto l\u2019iscrizione quali soggetti indagati di due dipendenti
\nEni nonch\u00e9 di Eni stessa quale persona giuridica ai sensi del
\nD.lgs. 231/2001 e di due dipendenti della societ\u00e0 contrattista
\nimpegnata nei lavori. All\u2019esito dell\u2019udienza preliminare, il Giu-
\ndice, su richiesta del PM, ha disposto il rinvio a giudizio per
\ntutti gli imputati ed Eni. Attualmente il procedimento pende in
\nfase di istruttoria dibattimentale.
\nx)\u2009\u200a Raffineria\u2009\u200a di\u2009\u200a Gela\u2009\u200a SpA\u2009\u200a e\u2009\u200aEni\u2009\u200a Rewind\u2009\u200a SpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Indagine\u2009\u200a inqui-
\nnamento\u2009\u200afalda\u2009\u200a e\u2009\u200a iter\u2009\u200a di\u2009\u200a bonifica\u2009\u200a del\u2009\u200a sito\u2009\u200adi\u2009\u200a Gela. A seguito
\ndi denunce effettuate da ex lavoratori dell\u2019indotto, la Procura
\ndella Repubblica di Gela ha avviato un procedimento penale
\nper presunti reati di inquinamento ambientale, omessa bonifi-
\nca, lesioni personali colpose e gestione illecita di rifiuti nell\u2019a-
\nrea della raffineria di Gela. I reati sono contestati in relazione
\nalla gestione delle attivit\u00e0 di bonifica dell\u2019area oggi in capo a
\nEni Rewind SpA, anche per conto delle societ\u00e0 Raffineria di
\nGela, Isaf e Versalis, ove sono ubicate le vecchie discariche,
\nalle attivit\u00e0 di decommissioning dell\u2019impianto acido fosforico
\ndi propriet\u00e0 della Isaf gestite sulla base di un contratto di man-
\ndato da Eni Rewind SpA, nonch\u00e9 alla gestione delle attivit\u00e0 in
\ncorso di bonifica della falda (efficacia ed efficienza del siste-
\nma di barrieramento). L\u2019Autorit\u00e0 giudiziaria ha eseguito vari
\naccertamenti ed ispezioni e ha successivamente proceduto al
\nsequestro preventivo degli impianti asserviti alla bonifica della
\nfalda del sito gestiti oggi da Eni Rewind, nonch\u00e9 alle aree di
\nstabilimento destinate alla attuazione del progetto di bonifica
\ndelle acque di falda, nominando un Amministratore Giudiziario
\n\n\nincaricato della relativa gestione. L\u2019Amministratore Giudizia-
\nrio ha depositato una prima relazione tecnica nella quale
\nconferma che le attivit\u00e0 di bonifica stanno proseguendo nel
\nrispetto della normativa di riferimento e con una serie di
\nmiglioramenti di implementazione da parte della Societ\u00e0 di
\nconcerto con gli enti pubblici preposti. Da ultimo, la Procura
\ndella Repubblica di Gela ha emesso il decreto di citazione a
\ngiudizio. Il 29 gennaio 2025, in esito al dibattimento di primo
\ngrado, il Tribunale di Gela ha emesso la sentenza di assolu-
\nzione \u201cperch\u00e9 il fatto non sussiste\u201d nei confronti di tutti gli
\nimputati, disponendo contestualmente la revoca del seque-
\nstro e della nomina dell\u2019amministratore giudiziario.
\nxi)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA\u2009\u200ae\u2009\u200aVersalis\u2009\u200aSpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200aMantova.\u2009\u200aProcedimen-
\nto\u2009\u200a penale\u2009\u200a in\u2009\u200a materia\u2009\u200a di\u2009\u200a reati\u2009\u200a ambientali. Con riguardo al
\nsito di Mantova, ove la Societ\u00e0 sta procedendo con tutte
\nle opportune attivit\u00e0 ambientali la Procura della Repubbli-
\nca di Mantova ha notificato in agosto e in settembre 2020
\navviso di conclusione delle indagini preliminari relativo al
\nprocedimento penale 778/18 RGNR in cui sono stati riuniti
\ndiversi fascicoli di indagine. Nell\u2019atto di chiusura delle inda-
\ngini preliminari emerge l\u2019iscrizione nel registro degli indaga-
\nti di dipendenti di Versalis SpA, Eni Rewind SpA ed Edison
\nSpA nonch\u00e9 delle predette societ\u00e0 (Versalis, Eni Rewind ed
\nEdison) ai sensi del D.lgs. 231/2001. La Procura della Re-
\npubblica ipotizza, con riferimento ad alcune specifiche aree
\ndel SIN di Mantova, i reati di gestione di rifiuti non autoriz-
\nzata, danneggiamento/inquinamento ambientale, omessa
\ncomunicazione agli Enti di contaminazione ambientale ed
\nomessa bonifica. A seguito del deposito di memorie difen-
\nsive indirizzate all\u2019autorit\u00e0 inquirente, alcune posizioni sog-
\ngettive sono state stralciate dal procedimento ed archiviate.
\nPer le restanti posizioni, la Procura della Repubblica ha in
\nseguito formulato richiesta di rinvio a giudizio, in cui sono
\nstate sostanzialmente confermate le ipotesi di reato di cui
\nall\u2019atto di chiusura delle indagini. In fase di instaurazione
\ndell\u2019udienza preliminare si sono costituiti quali parti civili il
\nMITE, la Provincia di Mantova, il Comune di Mantova e il
\nParco Regionale del Mincio e le societ\u00e0 Eni Rewind, Versalis
\ned Edison sono invece state citate in giudizio quali respon-
\nsabili civili e si sono perci\u00f2 costituite in giudizio. La fase
\ndell\u2019udienza preliminare si \u00e8 chiusa con il provvedimento del
\nGUP di Mantova che ha disposto il rinvio a giudizio di tutti
\ngli imputati e delle societ\u00e0 Versalis, Eni Rewind ed Edison,
\nad eccezione di un ex dipendente di Versalis e di due dipen-
\ndenti di Edison. Il procedimento \u00e8 attualmente pendente in
\nfase dibattimentale.
\nxii)\u2009\u200a Eni\u2009\u200a SpA\u2009\u200a R&M\u2009\u200a Deposito\u2009\u200a di\u2009\u200a Civitavecchia\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Procedimento\u2009\u200a
\npenale\u2009\u200ainquinamento\u2009\u200afalda. Nel periodo in cui ha gestito il
\nDeposito di Civitavecchia (2008-2018) Eni ha provveduto, in
\nattesa dell\u2019approvazione del piano di caratterizzazione, ad
\nadottare misure di messa in sicurezza delle acque sotter-
\nranee, in coordinamento con gli enti pubblici di controllo e
\na proseguire l\u2019iter di bonifica fino a quando ha avuto la di-
\nsponibilit\u00e0 del sito. La Procura di Civitavecchia contesta, tra
\ngli altri, all\u2019ex capo deposito carburanti Eni di Civitavecchia,
\nl\u2019ipotesi di reato di inquinamento ambientale. Eni risulta in-
\ndagata ai sensi del D.lgs. 231/2001. Il procedimento a cari-
\nco delle persone fisiche \u00e8 pendente in fase di instaurazione
\ndel giudizio di primo grado.
\nxiii)\u2009\u200a Eni\u2009\u200a SpA\u2009\u200a R&M\u2009\u200a Deposito\u2009\u200a di\u2009\u200a Genova\u2009\u200a Pegli\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Procedimento\u2009\u200a
\npenale\u2009\u200asversamento\u2009\u200agreggio\u2009\u200a\u2013\u2009\u200asettembre\u2009\u200a2022. A seguito
\ndi una fuoriuscita di greggio verificatasi presso il deposi-
\nto di Genova Pegli in data 27 settembre 2022, la Procura
\ndella Repubblica di Genova ha instaurato un procedimento
\npenale per presunto reato di disastro ambientale colposo,
\ncontestato a carico di quattro dipendenti Eni mentre alla So-
\nciet\u00e0 \u00e8 contestato l\u2019illecito amministrativo ex D.lgs. 231/01.
\nIl procedimento pende nella fase delle indagini preliminari.
\nxiv)\u2009\u200a Raffineria\u2009\u200adi\u2009\u200aSannazzaro\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aProcedimento\u2009\u200apenale\u2009\u200ascarichi\u2009\u200a
\ne\u2009\u200ainquinamento\u2009\u200aambientale\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aProcura\u2009\u200adi\u2009\u200aPavia. \u00c8 in corso
\nun procedimento penale che vede indagati alcuni direttori e
\nResponsabili HSE pro tempore della Raffineria di Sannazza-
\nro de\u2019 Burgondi per ipotesi di reati di inquinamento ambien-
\ntale ed omessa bonifica nonch\u00e9 Eni SpA quale ente indaga-
\nto ex D.lgs. n.231/2001, in relazione al reato presupposto di
\ninquinamento ambientale, con sequestro probatorio dell\u2019im-
\npianto di depurazione (TAE) della Raffineria e possibile al-
\nlargamento dell\u2019area interessata al possibile inquinamento
\noltre le barriere idrauliche del sito.
\n Il 28 novembre 2023 l\u2019impianto TAE \u00e8 stato dissequestrato.
\nLa Procura ha disposto tre accertamenti tecnici irripetibili,
\nnel corso dei quali si \u00e8 appreso di ulteriori contestazioni in
\nmateria ambientale. A conclusione delle indagini preliminari
\nsono state confermate le contestazioni formulate.
\nxv)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aDeposito\u2009\u200adi\u2009\u200aPomezia\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aInquinamento\u2009\u200aambientale\u2009\u200a
\ncolposo. \u00c8 in corso un procedimento penale avente ad ogget-
\nto un presunto reato di inquinamento colposo della falda idri-
\nca sottostante il deposito di carburanti di Pomezia, imputabile
\nsecondo l\u2019impianto accusatorio a perdite di prodotto dai serba-
\ntoi. La Procura della Repubblica procedente ha incaricato dei
\npropri consulenti di eseguire gli accertamenti tecnici in sito al
\nfine di verificare lo stato di contaminazione delle matrici am-
\nbientali in corrispondenza dei serbatoi. A esito di tali verifiche
\nsono stati iscritti nel registro degli indagati due dipendenti Eni
\nper il reato contestato, nonch\u00e9 Eni per l\u2019illecito amministrati-
\nvo ai sensi del D.lgs. n. 231/01. Successivamente, il Pubblico
\nMinistero ha emesso richiesta di rinvio a giudizio e, all\u2019esito
\n\n\ndell\u2019udienza preliminare, \u00e8 stato emesso il decreto che dispone il
\ngiudizio. Il procedimento pende in fase di instaurazione del giudi-
\nzio di primo grado.
\nxvi)\u2009\u200a Eni\u2009\u200a SpA\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Deposito\u2009\u200a di\u2009\u200a Calenzano\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a esplosione. Il procedimento
\npenale ha ad oggetto l\u2019incidente mortale che ha coinvolto cinque
\ncontrattisti Eni a causa di un\u2019esplosione mentre erano impegnati
\nnello svolgimento di operazioni presso il deposito di carburanti di
\nCalenzano il 9 dicembre 2024 e nell\u2019ambito del quale \u00e8 stato dispo-
\nsto il sequestro probatorio del sito. Nell\u2019ambito del procedimento,
\ninizialmente rubricato contro ignoti per i reati di omicidio colpo-
\nso plurimo aggravato, rimozione od omissione dolosa di cautele
\ncontro infortuni sul lavoro e disastro innominato, la Procura della
\nRepubblica ha incaricato un pool di consulenti tecnici al fine di ri-
\ncostruire la dinamica dell\u2019evento e individuare eventuali profili di
\nresponsabilit\u00e0 e nel corso delle indagini sinora espletate sono stati
\neseguiti diversi decreti di perquisizione con l\u2019acquisizione di tutta la
\ndocumentazione richiesta, prodotta spontaneamente dalla societ\u00e0.
\nIn seguito, la Procura della Repubblica ha notificato informativa di
\ngaranzia in qualit\u00e0 di soggetti indagati nei confronti del soggetto
\nDatore di Lavoro e Gestore del Deposito di Calenzano e di altri Re-
\nsponsabili e operatori di aree tecniche operative legate alle attivit\u00e0
\ndel deposito nonch\u00e9 di due dipendenti di un fornitore, per le ipotesi
\ndi reato di concorso in omicidio colposo plurimo, concorso in lesioni
\npersonali colpose plurime e concorso in disastro innominato col-
\nposo, oltre che nei confronti di Eni SpA ai sensi del D. Lgs. 231/01.
\nContestualmente, la Procura della Repubblica ha richiesto al Giudice
\nper le indagini preliminari un incidente probatorio per l\u2019espletamento
\ndi una perizia. La societ\u00e0 sta raccogliendo tutte le richieste risarcito-
\nrie rispetto ad ogni danno materiale e non materiale verificatosi, ai fini
\ndi una loro liquidazione a prescindere da ogni profilo di merito della
\nvicenda. \u00c8 stato accantonato un fondo rischi che accoglie la stima
\npreliminare dei danni conseguenti all\u2019evento. Il procedimento pende
\ntuttora nella fase delle indagini preliminari.
\n1.2 Procedimenti in materia di salute, sicurezza, ambiente e
\nantitrust di natura civile o amministrativa
\ni)\u2009\u200a Repubblica\u2009\u200a del\u2009\u200a Kazakhstan/Eni\u2009\u200a SpA,\u2009\u200a Agip\u2009\u200a Karachaganak\u2009\u200a BV\u2009\u200a et\u2009\u200a
\nal. La Repubblica del Kazakhstan (\u201cRepubblica\u201d) ha promosso un
\narbitrato internazionale nei confronti del consorzio di compagnie
\npetrolifere internazionali che gestisce il campo di Karachaganak, ai
\nsensi del Final Production Sharing Agreement che governa le attivit\u00e0
\ndi progetto (quota Eni nella JV pari al 29,25%). La Repubblica avanza
\ncontestazioni relative al cost recovery delle compagnie nel periodo
\n2010-2020 e ha formalmente avviato i procedimenti nel marzo 2023
\ncon la nomina dell\u2019arbitro. Nell\u2019aprile 2024, la Repubblica ha presenta-
\nto il proprio statement of claim ed il procedimento \u00e8 ora in corso. Eni
\nsta continuando a valutare il merito dei claim arbitrali alla luce delle
\nevidenze istruttorie disponibili e pertanto, al momento, non \u00e8 possibi-
\nle stimare in modo affidabile l\u2019esito del procedimento.
\nii)\u2009\u200a Repubblica\u2009\u200adel\u2009\u200aKazakhstan/Agip\u2009\u200aCaspian\u2009\u200aSea\u2009\u200aBV\u2009\u200aet\u2009\u200aal. La Repub-
\nblica del Kazakhstan (\u201cRepubblica\u201d) ha promosso un ulteriore arbitra-
\nto internazionale, ai sensi del North Caspian Sea Production Sharing
\nAgreement \u201cNCSPSA\u201d nei confronti del Contractor (quota Eni nel con-
\nsorzio 16,67%). I Claim avanzati dalla Repubblica si riferiscono ad as-
\nserite violazioni del NCSPSA, incluse eccezioni di cost recovery ed il
\nmancato perseguimento delle opportunit\u00e0 di sviluppo. Il procedimen-
\nto \u00e8 in corso; Eni sta continuando a valutare il merito dei claim arbitrali
\nalla luce delle evidenze istruttorie disponibili e, pertanto, al momento
\nnon \u00e8 possibile stimare l\u2019esito del procedimento.
\niii) Procedimento\u2009\u200aamministrativo\u2009\u200aNovamont. Nel 2024 l\u2019Autorit\u00e0 Garan-
\nte della Concorrenza e del Mercato (ACGM) ha avviato un procedi-
\nmento nei confronti di Novamont SpA, dandone comunicazione alla
\ncontrollante Eni SpA, per asserito abuso di posizione dominante nel
\nmercato delle bioplastiche. Nel mese di febbraio 2025 AGCM ha invia-
\nto alla Societ\u00e0 la comunicazione delle risultanze istruttorie. Alla data
\ndi deposito del bilancio, \u00e8 in corso l\u2019analisi delle risultanze istruttorie ai
\nfini delle successive fasi procedimentali. La Societ\u00e0 ritiene di avere va-
\nlidi elementi di difesa a sostegno della correttezza del proprio operato.
\niv)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aVersalis\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aEni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a(R&M)\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aRada\u2009\u200adi\u2009\u200aAugu-
\nsta.\u2009\u200aIl vasto contenzioso amministrativo prende le mosse nel settem-
\nbre 2017 dall\u2019atto di diffida e messa in mora da parte del Ministero
\ndell\u2019ambiente rivolto alle societ\u00e0 facenti parte del polo petrolchimico
\ndi Priolo, comprese Eni Rewind, Polimeri Europa (ora Versalis) ed
\nEni (R&M), a presentare dei progetti per la rimozione dei sedimenti
\ndella Rada di Augusta, sulla base di un asserito accertamento della
\nresponsabilit\u00e0, sulla scorta della sentenza del TAR Catania del 2012.
\nIl Ministero in varie occasioni ha ribadito la tesi degli Enti sulla respon-
\nsabilit\u00e0 delle aziende coinsediate per la contaminazione della Rada e
\nha diffidato le stesse dall\u2019eseguire attivit\u00e0 di bonifica. Nel settembre
\n2020 Eni Rewind ha preso parte alla CdS Istruttoria con il MATTM
\ne gli enti competenti ed ha esposto approfondimenti sullo stato am-
\nbientale della Rada che confermano la storicit\u00e0 della contaminazione
\ne la sua non diffusione nell\u2019ambiente circostante. Il TAR di Catania tra
\nfine 2023 e inizio 2024 ha emesso sentenza su tutti i ricorsi presen-
\ntati dagli operatori giudicandoli inammissibili in ragione della natura
\nendoprocedimentale della diffida e, quindi, atto non idoneo a incidere
\nin via immediata e diretta nella sfera giuridica dei ricorrenti. Il TAR non
\nha preso posizione sull\u2019esistenza o meno di un giudicato della respon-
\nsabilit\u00e0 circa la contaminazione della Rada, limitandosi ad evidenziare
\nil fatto che l\u2019amministrazione procedente la ritiene, invece, sussisten-
\nte. Per tale ragione le societ\u00e0 del gruppo Eni il 27 giugno 2024 hanno
\nimpugnato le sentenze del TAR limitatamente ad una interpretazione
\ndelle stesse quali confermative della sussistenza di un giudicato sulla
\nresponsabilit\u00e0 della contaminazione.
\nv)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aEni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aRaffineria\u2009\u200adi\u2009\u200aGela\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aRicor-
\nso\u2009\u200aper\u2009\u200aaccertamento\u2009\u200atecnico\u2009\u200apreventivo\u2009\u200ae\u2009\u200agiudizi\u2009\u200adi\u2009\u200amerito.\u2009\u200a
\nNel febbraio 2012 \u00e8 stato notificato a Raffineria di Gela, Eni
\n
\n\n\n\n\n\nRewind SpA ed Eni un ricorso per accertamento tecnico pre-
\nventivo (\u201cATP\u201d) da parte di genitori di bambini nati malformati
\na Gela tra il 1992 e il 2007 per un totale di 30 casi, volto alla
\nverifica dell\u2019esistenza di un nesso di causalit\u00e0 tra le patologie
\nmalformative e lo stato di inquinamento delle matrici am-
\nbientali del sito di Gela (inquinamento che sarebbe derivato
\ndalla presenza e operativit\u00e0 degli impianti industriali della
\nRaffineria di Gela e di Eni Rewind SpA), nonch\u00e9 alla quanti-
\nficazione dei danni asseritamente subiti e all\u2019eventuale com-
\nposizione conciliativa della lite. Il medesimo tema, peraltro,
\nera stato oggetto di precedenti istruttorie, nell\u2019ambito di diffe-
\nrenti procedimenti penali, di cui una conclusasi senza accer-
\ntamento di responsabilit\u00e0 a carico di Eni o sue controllate e
\nuna seconda tuttora pendente in fase di indagini preliminari.
\nNel maggio 2018 \u00e8 stata emessa la prima sentenza di primo
\ngrado avente ad oggetto un solo caso. Il Giudice ha rigettato
\nla domanda risarcitoria, riconoscendo la bont\u00e0 e fondatezza
\ndelle argomentazioni difensive delle societ\u00e0 convenute in or-
\ndine alla insussistenza di un nesso di causa tra la patologia
\ne il presunto inquinamento di origine industriale. La sentenza
\n\u00e8 stata impugnata innanzi alla Corte d\u2019Appello di Caltanis-
\nsetta. Nel giugno 2021 il Tribunale civile di Gela ha emesso
\nuna seconda sentenza di merito con la quale ha rigettato la
\ndomanda risarcitoria, riconoscendo la bont\u00e0 e la fondatezza
\ndelle argomentazioni difensive delle societ\u00e0 convenute in or-
\ndine alla insussistenza di un nesso di causa tra la patologia
\ned il presunto inquinamento di origine industriale. Le contro-
\nparti soccombenti hanno presentato appello. In relazione al
\nprimo appello promosso contro la prima sentenza di merito
\ndel Tribunale civile di Gela, la Corte d\u2019appello di Caltanissetta
\nha rigettato l\u2019appello proposto e accolto l\u2019appello proposto in
\nvia incidentale dalle societ\u00e0 del Gruppo Eni, concernente la
\nregolamentazione delle spese di lite afferenti al giudizio di
\nprimo grado e la denunciata erroneit\u00e0 della compensazione
\nivi operata non ricorrendone i presupposti di legge. La contro-
\nparte ha proposto ricorso per Cassazione. Nel 2024 il Tribu-
\nnale civile di Gela ha emesso altre due sentenze con le quali
\nsono state rigettate integralmente le richieste risarcitorie
\ndegli attori. La Corte d\u2019Appello ha confermato il rigetto delle
\nrichieste risarcitorie e l\u2019insussistenza del nesso causale tra
\nle patologie e il presunto inquinamento di origine industriale.
\nvi)\u2009\u200a Val\u2009\u200ad\u2019Agri\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aEni/Vibac. A settembre 2019 \u00e8 stato notificato un
\natto di citazione dinanzi al Tribunale di Potenza. Gli attori sono
\n80 persone, residenti in diversi comuni della Val d\u2019Agri, i quali
\nlamentano danni patrimoniali, non patrimoniali, danni biologici
\ne morali, tutti derivanti dalla presenza di Eni sul territorio. Al
\nGiudice adito si chiede di dichiarare la responsabilit\u00e0 di Eni per
\naver causato emissioni in atmosfera di sostanze inquinanti; si
\nchiede altres\u00ec di ordinare l\u2019interruzione delle attivit\u00e0 inquinanti
\ne subordinare la ripresa delle medesime all\u2019avvenuta realizza-
\nzione di tutti gli interventi necessari ad eliminare le asserite
\nsituazioni di pericolo; infine, di condannare Eni al risarcimento
\ndei danni. A esito della fase dibattimentale, il Giudice ha tra-
\nsmesso alle parti proposta di definizione conciliativa ponendo
\nun termine alle parti per valutare la stessa e per presentare
\nulteriori proposte in merito. Le parti non hanno aderito alla pro-
\nposta conciliativa. Il Giudice ha ritenuto la causa matura per
\nla decisione e ha fissato l\u2019udienza di precisazione delle conclu-
\nsioni al 10 luglio 2026.
\nvii)\u2009\u200a Eni\u2009\u200a Rewind/Provincia\u2009\u200adi\u2009\u200a Vicenza\u2009\u200a \u2013\u2009\u200a Procedimento\u2009\u200abonifica\u2009\u200a
\nsito\u2009\u200aTrissino. Il 7 maggio 2019 la Provincia di Vicenza ha im-
\nposto (con diffida) ad alcune persone fisiche e societ\u00e0 (MITE-
\nNI in fallimento, Mitsubishi e ICI) di provvedere alla bonifica
\ndel sito di Trissino ove ha svolto la propria attivit\u00e0 industria-
\nle la societ\u00e0 MITENI attiva nel settore della Chimica. In tale
\nsito, l\u2019ARPA del Veneto ha rinvenuto, nel 2018, nelle acque
\nsotterranee interne e circostanti al sito, la presenza in con-
\ncentrazioni significative di sostanze chimiche, considerate al-
\ntamente tossico-nocive e cancerogene. Le analisi svolte dalla
\nProvincia di Vicenza con il diretto coinvolgimento dell\u2019Istituto
\nSuperiore di Sanit\u00e0 hanno rivelato la presenza di tali agenti
\nnel sangue di circa 53.000 persone dell\u2019area. Tra i responsa-
\nbili del potenziale inquinamento, la Provincia ha individuato
\nanche un ex dipendente di Enichem Synthesis che ha ricoper-
\nto l\u2019incarico di AD di MITENI tra il 1988 e il 1996, periodo in
\ncui Enichem Synthesis (poi divenuta Syndial/Eni Rewind) ha
\ndetenuto il 51% del capitale sociale di MITENI (il restante 49%
\nera detenuto da Mitsubishi che ha rilevato il resto delle quote
\nnel 1996, con l\u2019uscita di Enichem dalla societ\u00e0). Dall\u2019azione
\ndella Provincia sono scaturiti vari ricorsi al TAR nei quali Eni
\nRewind \u00e8 stata chiamata in causa quale \u201csuccessore\u201d di Eni-
\nchem per il periodo di gestione del sito quale socio di mag-
\ngioranza di MITENI, nonch\u00e9 quale ulteriore responsabile della
\npotenziale contaminazione dello stabilimento di Trissino (in-
\nsieme ad altri soggetti). Avverso tali atti della Provincia Eni
\nRewind ha infatti proposto ricorso al TAR Veneto. Eni Rewind
\nsta svolgendo gli interventi ambientali e si \u00e8 resa disponibile
\na eseguire \u2013 nell\u2019ambito del progetto di MISO approvato \u2013 ul-
\nteriori interventi antinquinamento su base volontaria e senza
\nprestare alcuna acquiescenza rispetto agli addebiti di respon-
\nsabilit\u00e0 per l\u2019inquinamento da agenti chimici. La Provincia di
\nVicenza ha esteso l\u2019individuazione del responsabile dell\u2019inqui-
\nnamento anche a Manifatture Lane Marzotto & Figli SpA che
\nha impugnato il relativo provvedimento avanti al TAR Veneto.
\nTale atto \u00e8 stato altres\u00ec impugnato da ICI3 e Eni Rewind nella
\nparte in cui, diversamente da quanto disposto dalla Provincia
\nnei confronti delle altre societ\u00e0 identificate come responsa-
\nbili dell\u2019inquinamento, non ordina a Manifatture Lane Marzot-
\nto & Figli di eseguire gli interventi ambientali. Con sentenze
\n\n\ndi maggio 2024 il TAR Veneto si \u00e8 pronunciato sui ricorsi
\npromossi da ICI3 e Mitsubishi riguardanti il provvedimento
\ndi individuazione del responsabile dell\u2019inquinamento. Il giu-
\ndice amministrativo ha rigettato i ricorsi ritenendo legittimi
\ngli atti della Provincia. Analogamente, con sentenza del 27
\ndicembre 2024, il TAR Veneto ha rigettato anche il ricorso di
\nEni Rewind confermando il provvedimento di identificazione
\nadottato dalla Provincia come responsabile dell\u2019inquinamen-
\nto. La societ\u00e0 sta valutando l\u2019impugnazione della sentenza in
\nappello. Sono in corso interlocuzioni tra le societ\u00e0 coinvolte
\nper verificare la possibilit\u00e0 di un accordo riguardante i costi
\ndella bonifica del sito.
\nviii)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA/Greenpeace\u2009\u200aOnlus,\u2009\u200aReCommon\u2009\u200aAPS\u2009\u200ae\u2009\u200aaltri\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aCon-
\ntenzioso\u2009\u200a climatico. Il 9 maggio 2023, le ONG Greenpeace
\nOnlus e ReCommon APS, insieme a 12 privati cittadini, hanno
\nnotificato un atto di citazione contro Eni, il Ministero dell\u2019Eco-
\nnomia e delle Finanze e Cassa Depositi e Prestiti innanzi al
\nTribunale Civile di Roma. Gli attori contestano la responsabi-
\nlit\u00e0 di Eni per il cambiamento climatico, lamentano danni pa-
\ntrimoniali e non patrimoniali e chiedono a Eni l\u2019adeguamento
\ndella strategia di decarbonizzazione (riduzione emissioni del
\n45% entro il 2030 rispetto al 2020, o altre misure adeguate
\nal rispetto dell\u2019Accordo di Parigi) nonch\u00e9 la cessazione del-
\nle condotte dannose. Le parti si sono costituite in giudizio,
\ndepositando tempestivamente atti e documenti. Il 10 giugno
\n2024 gli attori hanno promosso un separato giudizio di rego-
\nlamento di giurisdizione, rimettendo alla Corte di Cassazione
\nCivile la decisione definitiva in ordine alla giurisdizione del
\nTribunale di Roma, adito nel giudizio di merito. Il Tribunale
\ndi Roma in data 11 luglio 2024 ha disposto la sospensione
\ndel giudizio di merito fino alla definizione del regolamento
\ndi giurisdizione proposto dagli attori. Eni si \u00e8 costituita tem-
\npestivamente in giudizio davanti alla Corte di Cassazione. Il
\nprocedimento \u00e8 in corso.
\nix)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aSpA\u2009\u200a\u2013\u2009\u200aNAOC/Associazione\u2009\u200aEgbema\u2009\u200aVoice\u2009\u200aof\u2009\u200aFreedom\u2009\u200a
\n\u2013\u2009\u200aRichiesta\u2009\u200arisarcimento\u2009\u200adanni. Il 30 novembre 2023 \u00e8 sta-
\nto notificato ad Eni SpA un atto di citazione relativo ad una
\npretesa avanzata dal Pastore Nicholas Evaristus Ukaonu,
\ndall\u2019associazione Advocates for Community Alternatives
\ne dall\u2019associazione Egbema Voice of Freedom, per asseriti
\ndanni derivanti da manufatti realizzati da NAOC in Nigeria
\nnel territorio dove le comunit\u00e0 rappresentate dalle associa-
\nzioni risiedono. Il Pastore e le associazioni chiedono un risar-
\ncimento in solido ad Eni e NAOC per circa \u20ac48 milioni oltre
\nall\u2019esecuzione di opere che, secondo parte attrice, sarebbero
\nnecessarie per evitare e contenere allagamenti causati da
\nmanufatti realizzati da NAOC. La domanda presentata ripro-
\npone lamentele avanzate negli anni passati, anche nel 2017
\ndi fronte al Punto di Contatto Nazionale previsto dalle Linee
\nGuida OCSE indirizzate alle Multinazionali, ove fu iniziato un
\nprocedimento di conciliazione ad hoc conclusosi con un ac-
\ncordo tra le parti. La prima udienza, si \u00e8 tenuta il 10 dicembre
\n2024. All\u2019udienza il giudice ha espletato senza successo il
\ntentativo di conciliazione e successivamente ciascuna parte
\nha richiamato quanto dedotto negli atti ed Eni ha chiesto che
\nla causa venga messa in decisione senza ulteriore attivit\u00e0
\nistruttoria. Il Giudice si \u00e8 riservato.
\nx)\u2009\u200a Eni\u2009\u200aRewind\u2009\u200aSpA/Regione\u2009\u200aCalabria\u2009\u200a-\u2009\u200aProvincia\u2009\u200ae\u2009\u200aComune\u2009\u200adi\u2009\u200a
\nCrotone\u2009\u200a-\u2009\u200aWWF\u2009\u200aItalia\u2009\u200a-\u2009\u200aARCI\u2009\u200ae\u2009\u200aaltri\u2009\u200a(ricorso\u2009\u200aTAR\u2009\u200aCatanzaro).\u2009\u200a
\nIl decreto direttoriale del MASE del 1 agosto 2024 n. 27 ha
\ndisposto l\u2019avvio degli scavi per l\u2019esecuzione della bonifica del
\nSIN di Crotone al verificarsi di alcune condizioni e ha ordinato
\nalla Regione Calabria di avviare il procedimento di rimozio-
\nne del vincolo dal PAUR (che ha autorizzato la realizzazione
\ndegli impianti D15 - deposito preliminare e D9). La Regione
\nCalabria, la Provincia di Crotone e il Comune di Crotone non-
\nch\u00e9 le associazioni WWF e ARCI hanno impugnato il decreto
\ncon istanza cautelare avanti al TAR Catanzaro. Il vincolo im-
\nposto dalla Regione nel PAUR obbliga Eni Rewind a smaltire
\ni rifiuti fuori dal territorio regionale; varie verifiche svolte dalla
\nsociet\u00e0 e confermate dagli enti pubblici hanno confermato
\nche l\u2019unico impianto autorizzato in grado di accogliere i rifiuti
\npericolosi provenienti dalla bonifica \u00e8 a Crotone. Tale conclu-
\nsione \u00e8 stata sostanzialmente confermata anche dallo scou-
\nting presso operatori esteri (previsto dal decreto del MASE)
\nda cui \u00e8 emerso che solo 2 soggetti (sui quasi 30 contattati)
\nsono disponibili ad accogliere i rifiuti pericolosi provenienti
\ndalla bonifica del SIN di Crotone, in un quadro di incertezze
\nnormative, amministrative, temporali e logistiche non com-
\npatibile con il cronoprogramma della bonifica. La resistenza
\ndella Regione a rimuovere il vincolo ha finora impedito di av-
\nviare gli scavi per lo smaltimento dei rifiuti presenti nel sito.
\nIl WWF e ARCI hanno altres\u00ec impugnato la diffida con cui il
\nMinistero (del 24 settembre 2024) ha imposto a Eni Rewind
\n\u2013 in seguito a una serie di comunicazioni inviate dalla societ\u00e0
\ncon le quali si diffidava la Regione ad avviare il procedimento
\ndi rimozione del vincolo PAUR come previsto dal decreto \u2013
\ndi avviare le attivit\u00e0 utilizzando il deposito preliminare D15
\ncome deposito temporaneo. La societ\u00e0 ha eseguito tutte le
\nattivit\u00e0 prodromiche all\u2019avvio degli scavi dando attuazione
\nalle prescrizioni (i.e. condizioni) del Decreto. Gli enti hanno
\ndiffidato (a gennaio 2025) Eni Rewind e la societ\u00e0 che ge-
\nstisce la discarica di Crotone dal sottoscrivere il contratto di
\nconferimento dei rifiuti e, per l\u2019effetto, le attivit\u00e0 di scavo non
\nsono state avviate. Avverso tali diffide Eni Rewind (e Edison)
\nhanno proposto ricorso al TAR Calabria, che ha richiesto al
\nMinistero una relazione sul procedimento ambientale e ha
\nfissato la trattazione del merito al 18 giugno 2025 congiunta-
\nmente ai ricorsi contro le diffide proposti da Eni Rewind.
\n\n\n2. PROCEDIMENTI CHIUSI
\ni)\u2008 Eni\u2008SpA\u2008R&M\u2008Raffineria\u2008di\u2008Livorno\u2008\u2013\u2008Procedimento\u2008penale\u2008
\ninfortunio\u2008 sul\u2008 lavoro.\u2008In data 20 ottobre 2020 \u00e8 stato noti-
\nficato presso la Raffineria di Livorno un avviso per Eni qua-
\nle ente sottoposto ad indagini preliminari nell\u2019ambito di un
\nprocedimento penale pendente innanzi alla Procura della
\nRepubblica presso il Tribunale di Livorno in relazione ad un
\ninfortunio sul lavoro occorso nell\u2019estate del 2019 presso una
\ncabina elettrica della Raffineria ed in seguito al quale due di-
\npendenti hanno riportato ustioni di secondo e terzo grado.
\nLa Societ\u00e0 ha provveduto al risarcimento. Il reato presuppo-
\nsto per cui \u00e8 stato aperto il procedimento \u00e8 quello di lesioni
\npersonali aggravate mentre alla Societ\u00e0 viene contestato l\u2019il-
\nlecito amministrativo da reato ai sensi del D.lgs. 231/2001.
\nNel settembre 2021 la Procura della Repubblica ha emesso
\navviso di conclusione delle indagini preliminari. In seguito, \u00e8
\nstato notificato il decreto di citazione a giudizio. All\u2019esito del
\nprimo grado di giudizio, in data 12 marzo 2024 il Tribunale ha
\nemesso sentenza di assoluzione delle persone fisiche impu-
\ntate e di Eni SpA ai sensi del D.lgs. 231/2001. La sentenza di
\nassoluzione non \u00e8 stata impugnata ed \u00e8 dunque passata in
\ngiudicato.
\nii)\u2008 Eni\u2008SpA\u2008Eni\u2008Oil\u2008&\u2008Gas\u2008Inc\u2008\u2013\u2008Climate\u2008change.\u2008Tra il 2017 e il
\n2018, presso le Corti dello Stato della California sono stati
\npromossi, da parte di autorit\u00e0 governative locali e un\u2019asso-
\nciazione di pescatori, sette contenziosi nei confronti di Eni
\nSpA, di una controllata (Eni Oil & Gas Inc) e diverse altre com-
\npagnie, finalizzati all\u2019ottenimento del risarcimento dei danni
\nriconducibili all\u2019incremento del livello e della temperatura del
\nmare nonch\u00e9 al dissesto del ciclo idrogeologico. In data 25
\naprile 2023, la Corte Suprema ha assegnato i sei contenziosi
\npromossi dalle autorit\u00e0 governative alle corti statali della Ca-
\nlifornia. In data 14 dicembre 2023, l\u2019associazione di pescato-
\nri, non essendo riuscita a ottenere il rinvio alla corte statale,
\nha rinunciato volontariamente alla causa. In data 27 agosto
\n2024, dopo la riunione dinnanzi alla Corte di San Franscisco
\ndei restanti contenziosi pendenti, nell\u2019ambito della fase di
\nvalutazione della personal jurisdiction (volta a verificare l\u2019ef-
\nfettiva sussistenza di giurisdizione della corte competente
\nrispetto ai i convenuti), entrambe Eni SpA ed EOG sono state
\nescluse definitivamente dai relativi procedimenti, avendo ac-
\ncettato la proposta delle parti attrici di concludere transatti-
\nvamente la causa, senza alcuna ammissione di responsabili-
\nt\u00e0 da parte di Eni e senza alcuna possibilit\u00e0 di ripensamento
\nin capo alle parti attrici, impegnandosi a pagare le sole spese
\nprocessuali di modeste entit\u00e0.
\niii)\u2008 OPL\u2008245\u2008Nigeria. In relazione alla stipula tra Eni, il Governo
\ndella Repubblica Federale della Nigeria \u201cFGN\u201d e un\u2019altra com-
\npagnia petrolifera internazionale del Resolution Agreement
\ndel 29 aprile 2011 relativo alla \u201cOil Prospecting Licence\u201d del
\ngiacimento offshore individuato nel blocco 245, erano stati
\naperti diversi filoni d\u2019indagine da parte delle autorit\u00e0 giudi-
\nziarie di Italia, UK e Nigeria aventi a oggetto presunti illeciti
\nnell\u2019assegnazione del blocco, compreso il reato di corruzione
\ninternazionale. Le indagini erano a carico di alcuni top ma-
\nnager di Eni e dell\u2019Ente medesimo ai sensi del D.lgs. 231/01.
\nEni, anche sulla base delle risultanze delle verifiche interne
\neffettuate da uno studio legale statunitense indipendente
\nincaricato da Collegio Sindacale e Organismo di Vigilanza,
\nriteneva infondate le accuse. Anche il Dipartimento di Giu-
\nstizia americano (DoJ) ha condotto proprie indagini ai sensi
\ndella normativa anti-corruzione USA (FCPA), disponendo la
\nchiusura del procedimento nel 2019 senza addebiti. La ma-
\ngistratura UK ha rinunciato all\u2019azione per mancanza di com-
\npetenza giurisdizionale. Il procedimento in Italia condotto
\ndalla Procura di Milano, che aveva chiesto il rinvio a giudizio
\ndei manager Eni coinvolti e dell\u2019Ente, si \u00e8 risolto in maniera
\ntotalmente favorevole per Eni, conclusosi con sentenza di
\nassoluzione perch\u00e9 il fatto non sussiste per tutti gli imputa-
\nti. Il giudizio di appello, promosso dai Pubblici Ministeri del
\nprimo grado e dal governo federale della Nigeria \u201cFGN\u201d in
\nqualit\u00e0 di parte civile, si \u00e8 concluso nel corso del 2022 con-
\nfermando la sentenza di assoluzione primo grado che per-
\ntanto \u00e8 diventata definitiva. Infine, \u201cFGN\u201d che nel 2023 aveva
\npromosso ricorso per Cassazione avverso la sentenza della
\nCorte d\u2019Appello di Milano, chiedendone l\u2019annullamento con
\nrinvio al giudice civile competente ai soli fini delle statuizio-
\nni civili, rinunciava all\u2019adire alla Cassazione, come si evince
\ndalla lettera a firma dell\u2019Attorney General trasmessa dopo
\ndue udienze a Londra dell\u2019arbitrato ICSID. Tale arbitrato era
\nstato promosso da Eni dopo la sentenza di assoluzione per
\ntutelare l\u2019investimento, chiedendo la conversione forzata in
\nlicenza estrattiva (OML) di quella esplorativa (OPL 245) ol-
\ntre a 700 milioni di dollari di danno per il mero ritardo (oltre
\nalla riserva per eventuali danni). Il 20 gennaio 2020 alla con-
\nsociata Eni in Nigeria (NAE) \u00e8 stato notificato l\u2019avvio di un
\nprocedimento penale avanti la Federal High Court di Abuja.
\nIl procedimento, prevalentemente incentrato sulle accuse a
\npersone fisiche nigeriane (tra le quali il Ministro della Giusti-
\nzia in carica nel 2011 all\u2019epoca dei fatti contestati), coinvolge
\nNAE e SNEPCO in quanto contitolari della licenza OPL 245,
\nalla cui attribuzione nel 2011, nell\u2019ipotesi accusatoria, sa-
\nrebbero stati associati atti illeciti anche di natura corruttiva
\ncompiuti da dette persone fisiche, che NAE e SNEPCO avreb-
\nbero illecitamente favorito agevolando lo schema crimino-
\nso. L\u2019inizio del processo, inizialmente previsto per fine marzo
\n2020, \u00e8 slittato per la chiusura degli uffici giudiziari in Nigeria
\na causa dell\u2019emergenza COVID-19 ed \u00e8 ripreso all\u2019inizio del
\n2021. Nel corso del procedimento sono stati ascoltati diversi
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\ntestimoni convocati principalmente sulla richiesta della \u201cEconomic
\nand Financial Crimes Commission\u201d (\u201cEFCC\u201d). Alla luce della debo-
\nlezza delle evidenze prodotte dall\u2019EFCC, le parti convenute hanno
\npresentato alla corte una richiesta di dichiarazione di non luogo a
\nprocedere alla quale l\u2019EFCC non si \u00e8 opposta per la parte relativa
\nalle accuse mosse verso NAE, SNEPCO e il Ministro della Giustizia.
\niv)\u2008 EniMed\u2008 SpA\u2008 \u2013\u2008 Procedimento\u2008 penale\u2008 per\u2008 ipotesi\u2008 di\u2008 sottrazione\u2008
\nal\u2008pagamento\u2008dell\u2019accisa\u2008di\u2008 prodotto\u2008flussante. Il procedimento
\npenale origina da un\u2019indagine della GdF di Ragusa che ha portato
\nall\u2019accertamento nel maggio 2020 di una serie di episodi di furto di
\nflussante \u2013 prodotto energetico utilizzato in sospensione di acci-
\nsa \u2013 sottratto direttamente dalle condotte di EniMed ad opera di
\nsoggetti terzi arrestati in flagranza di reato. A seguito di tali fatti,
\nla medesima GdF ha avviato una verifica sulle modalit\u00e0 di conta-
\nbilizzazione del flussante da parte della Societ\u00e0 nel periodo 2018-
\n2020 all\u2019esito della quale sono state contestate alla Societ\u00e0 ipotesi
\ndi irregolarit\u00e0 nella gestione del gasolio flussante con ipotizzate
\nsottrazioni di imposte indirette (accise ed IVA) pari a circa \u20ac50 mi-
\nlioni. La Procura competente (Gela) dal canto suo ha promosso
\na carico dell\u2019ex AD di EniMed (per gli anni 2018-2020) un procedi-
\nmento per ipotesi di reato di cui all\u2019art. 40 Testo Unico delle Accise.
\nIl procedimento penale \u00e8 stato esteso ad altri due dipendenti di Eni-
\nMed sempre per la stessa ipotesi di reato. Nell\u2019ambito dello stesso
\nprocedimento i soggetti terzi sono a giudizio per furto di flussante,
\nipotesi che invece vede EniMed identificata quale persona offesa.
\nNel corso delle indagini il PM ha chiesto il sequestro preventivo di
\n\u20ac34.135.328 (corrispondenti alla accisa asseritamente non paga-
\nta). Tale richiesta \u00e8 stata ritenuta infondata dal GIP escludendo che
\nil reato di sottrazione al pagamento delle accise fosse ascrivibile a
\ntitolo di dolo all\u2019AD della Societ\u00e0, che anzi \u00e8 stata vittima di furti ad
\nopera di soggetti terzi. L\u2019udienza preliminare \u00e8 iniziata il 28 maggio
\n2024, Enimed si \u00e8 costituita parte civile per i capi di imputazione
\nrelativi al danno conseguenza dei furti subiti e degli altri reati con-
\ntestati ai soggetti terzi. Alcune difese degli imputati terzi hanno sol-
\nlevato questione di competenza territoriale con riferimento ai capi
\ndi imputazione di ricettazione e favoreggiamento personale ed il
\nGiudice le ha accolte, disponendo la separazione delle posizioni e
\nla trasmissione degli atti ai Tribunali individuati come competenti.
\n All\u2019udienza del 1 ottobre 2024, il Giudice per l\u2019udienza preliminare
\nha pronunciato sentenza di non luogo a procedere perch\u00e9 il fatto
\nnon costituisce reato nei confronti delle persone Enimed. Il Pubbli-
\nco Ministero non ha proposto impugnazione, pertanto la sentenza
\n\u00e8 diventata irrevocabile.
\nv)\u2008 Eni\u2008 SpA\u2008 (R&M)\u2008 \u2013\u2008Raffineria\u2008 di\u2008 Taranto\u2008 \u2013\u2008 Procedimento\u2008 penale\u2008
\nper\u2008 violazione\u2008 accertamento\u2008 accise. Il procedimento \u00e8 relativo
\nalla presunta sottrazione all\u2019accertamento fiscale di prodotto ener-
\ngetico movimentato, in regime di sospensione di accisa, da un ser-
\nbatoio della raffineria di Taranto. All\u2019esito della fase delle indagini
\npreliminari, risultavano indagati, in concorso, l\u2019allora responsabile
\ndella raffineria e altri tre dipendenti per una presunta continuata
\nipotesi di sottrazione all\u2019accertamento delle accise, in ragione di
\nplurime movimentazioni avvenute nel periodo dal 30 giugno al 9
\nsettembre 2021, dal serbatoio oggetto di indagine, il cui misuratore
\ndal 13 ottobre 2021 \u00e8 posto sotto sequestro. In esito all\u2019udienza del
\n17 dicembre 2024, il GUP presso il Tribunale di Taranto ha pronun-
\nciato sentenza di proscioglimento nei confronti di tutti gli imputati
\nai sensi dell\u2019art. 425 c.p.p. comma 1 perch\u00e9 il fatto non sussiste.
\nvi)\u2008\u2008 Eni\u2008SpA\u2008\u2008-\u2008Eni\u2008Rewind\u2008SpA\u2008\u2008-\u2008Priolo\u2008\u2008-\u2008Cause\u2008civili\u2008malformazio-
\nni. A febbraio 2022 Eni Rewind \u00e8 stata citata innanzi al Tribunale
\ndi Siracusa per risarcimento danni (\u20ac800.000 per ciascuno degli
\nattori) da parte di due cittadini di Augusta (SR), i quali, espongono
\ndi essere nati con gravi malformazioni a causa di sversamenti di
\nmercurio dall\u2019impianto cloro-soda a celle di mercurio dello stabi-
\nlimento di Priolo. Eni Rewind si \u00e8 costituita in giudizio svolgendo
\ndomanda di chiamata in causa e manleva nei confronti di Edison,
\ntenuto conto che l\u2019impianto cloro-soda \u00e8 pervenuto al gruppo Eni
\nnell\u2019ambito dell\u2019operazione Enimont, dunque in epoca successiva
\nalla asserita esposizione al mercurio da parte degli attori, avvenu-
\nta necessariamente tra gli anni di nascita 1972 e 1975. A seguito
\ndella costituzione di Edison SpA e della celebrazione delle rispettive
\nudienze di comparizione, i due giudizi pendono attualmente in fase
\nistruttoria. Il procedimento non \u00e8 pi\u00f9 significativo.
\n\nAttivit\u00e0 in concessione
\nEni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Explora-
\ntion & Production e nella linea di business Enilive. Nel settore Exploration &
\nProduction le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie,
\nle licenze e i permessi esplorativi disciplinano l\u2019accesso di Eni alle riserve
\ndi idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie,
\nle licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di propriet\u00e0,
\ngeneralmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni con-
\ntesti giuridici, anche privati. In forza dell\u2019assegnazione della concessione
\nmineraria, Eni sostiene i rischi e i costi connessi all\u2019attivit\u00e0 di esplorazione,
\nsviluppo e i costi operativi e ha diritto alle produzioni realizzate. A fron-
\nte delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione della legislazione
\nfiscale vigente nel Paese, corrisponde delle royalties ed \u00e8 tenuta al pa-
\ngamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della con-
\ncessione. Nei Production Sharing Agreement e nei contratti di service il
\ndiritto sulle produzioni realizzate \u00e8 determinato dagli accordi contrattuali
\ncon le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le
\nmodalit\u00e0 di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi so-
\nstenuti per le attivit\u00e0 di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil)
\ne la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Nella linea di
\nbusiness Enilive alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio
\ndi vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara
\npubblica in subconcessione dalle societ\u00e0 concessionarie autostradali per
\nl\u2019erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgi-
\nmento delle attivit\u00e0 accessorie. A fronte dell\u2019affidamento dei servizi sopra
\nindicati, Eni corrisponde alle societ\u00e0 autostradali royalties fisse e variabili
\ncalcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessio-
\nni \u00e8 generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili non
\nrimovibili.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRegolamentazione in materia ambientale
\nI rischi connessi all\u2019impatto delle attivit\u00e0 Eni sull\u2019ambiente, sul-
\nla salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fattori di rischio e
\ndi incertezza - Rischio operation e connessi rischi in materia di
\nHS&E della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterr\u00e0 costi
\ndi ammontare significativo per adempiere gli obblighi previsti dal-
\nle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonch\u00e9 per il
\nripristino ambientale, la bonifica e messa in sicurezza di aree in
\nprecedenza adibite a produzioni industriali e siti dismessi. In par-
\nticolare, per quanto riguarda il rischio ambientale, Eni attualmente
\nnon ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato
\nin aggiunta ai fondi stanziati e tenuto conto degli interventi gi\u00e0
\neffettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia, non pu\u00f2
\nessere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in
\nulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti per-
\nch\u00e9, allo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere
\ngli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti
\naspetti: (i) la possibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii)
\ni risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli al-
\ntri possibili effetti derivanti dall\u2019applicazione del D.lgs. 152/2006;
\n(iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tute-
\nla dell\u2019ambiente (es. Legge 68/2015 sugli Ecoreati e Direttiva UE
\n2015/2193 sugli impianti di combustione medi); (iv) gli effetti di
\neventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale;
\n(v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare le
\neventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di
\naltri soggetti e ai possibili indennizzi.
\nEmission trading
\nA partire dal 2021, in Europa ha preso il via la quarta fase del siste-
\nma di scambio di quote (EU ETS), durante la quale l\u2019assegnazione
\ngratuita dei permessi di emissione avviene utilizzando fattori di
\nemissione definiti a livello europeo e specifici per ogni settore in-
\ndustriale (c.d. benchmark), a eccezione della produzione di energia
\nelettrica, per la quale non sono previste assegnazioni gratuite. In
\nparallelo, \u00e8 stato avviato l\u2019Emissions Trading nel Regno Unito (UK
\nETS) con regole per lo pi\u00f9 analoghe a quelle del EU ETS. Tale conte-
\nsto regolatorio determina per gli impianti Eni soggetti ad Emissions
\nTrading l\u2019assegnazione di un quantitativo di permessi di emissione
\ngeneralmente inferiore rispetto alle emissioni registrate nell\u2019anno
\ndi riferimento, con la necessit\u00e0 di acquistare le quote necessarie ai
\nfini di compliance tramite l\u2019approvvigionamento sul mercato delle
\nemissioni. Nell\u2019esercizio 2024, le emissioni di anidride carbonica
\ndelle installazioni Eni sono risultate, complessivamente, superiori
\nrispetto ai permessi assegnati. A fronte di 17,1 milioni di tonnellate
\ndi anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 5,4
\nmilioni di permessi di emissione, facendo registrare un deficit di
\n11,7 milioni di tonnellate. L\u2019intero deficit \u00e8 stato compensato trami-
\nte l\u2019approvvigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle
\nemissioni, con consegna nel 2025.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag916": {
"value": "\nGARANZIE
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese in joint venture | \n9.063 | \n9.226 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese collegate | \n165 | \n68 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n424 | \n398 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n9.652 | \n9.692 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag917": {
"value": "\nIMPEGNI E RISCHI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31.12.2024 | \n31.12.2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni | \n84.129 | \n79.513 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rischi | \n1.046 | \n1.140 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n85.175 | \n80.653 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag924": {
"value": "\nRischi finanziari
\nLa gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal
\nConsiglio di Amministrazione di Eni SpA nell\u2019esercizio del suo ruolo di indi-
\nrizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l\u2019obiettivo di uniformare e coor-
\ndinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari (\u201cLinee di
\nindirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari\u201d). Le \u201cLinee
\ndi indirizzo\u201d definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le componenti
\nfondamentali del processo di gestione e controllo, quali l\u2019obiettivo di risk
\nmanagement, la metodologia di misurazione, la struttura dei limiti, il mo-
\ndello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag925": {
"value": "\nRischio di mercato
\nIl rischio di mercato consiste nella possibilit\u00e0 che variazioni dei tassi di
\ncambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire
\nnegativamente sul valore delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0 o dei flussi di cassa
\nattesi. La gestione del rischio di mercato \u00e8 disciplinata dalle sopraindica-
\nte \u201cLinee di indirizzo\u201d e da procedure che fanno riferimento a un modello
\ncentralizzato di gestione delle attivit\u00e0 finanziarie, basato sulle Strutture di
\nFinanza Operativa (Finanza Eni Corporate e Banque Eni SA, quest\u2019ultima
\nnei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di \u201cConcentration Risk\u201d)
\nnonch\u00e9 su Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA per
\nquanto attiene alle attivit\u00e0 in derivati su commodity. In particolare, Finan-
\nza Eni Corporate garantisce, per le societ\u00e0 Eni la copertura dei fabbisogni
\ne l\u2019assorbimento dei surplus finanziari, le operazioni in cambi e in derivati
\nfinanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Glo-
\nbal Energy Markets SpA assicurano la negoziazione sui mercati dei relativi
\nderivati di copertura sulle commodity attraverso l\u2019attivit\u00e0 di execution. Eni
\nSpA, Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA (anche
\nper tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la ne-
\ngoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali
\nmercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility
\n(MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di intermediazione
\nin genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le con-
\ntroparti esterne. Le altre entit\u00e0 legali di Eni che hanno necessit\u00e0 di deri-
\nvati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels
\nSpA e Eni Global Energy Markets SpA ed Eni SpA sulla base delle asset
\nclass di competenza. I contratti derivati sono stipulati con l\u2019obiettivo di mi-
\nnimizzare l\u2019esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso
\ndi interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso
\nrischio di cambio economico in un\u2019ottica di ottimizzazione. Eni monitora
\nche ogni attivit\u00e0 in derivati classificata come risk reducing sia direttamente
\no indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed effettivamente
\nottimizzi il profilo di rischio a cui Eni \u00e8 esposta o potrebbe essere espo-
\nsta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati non sono
\nrisk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L\u2019attivi-
\nt\u00e0 di trading proprietario \u00e8 segregata ex ante dalle altre attivit\u00e0 in appositi
\nportafogli di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA
\ne la relativa esposizione \u00e8 soggetta a specifici controlli, sia in termini di
\nVaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo del-
\nle attivit\u00e0 di trading proprietario, a livello di Eni, \u00e8 confrontato con i limiti
\nimposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento
\ndefinito attraverso le \u201cLinee di indirizzo\u201d prevede che la misurazione e il
\ncontrollo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di
\nlimiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Stop Loss, ossia
\ndella massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un
\ndeterminato orizzonte temporale, e di Soglie di revisione strategia, ossia
\ndel livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione
\ndella strategia utilizzata, e in termini di Value at Risk (VaR), che misura la
\nmassima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un de-
\nterminato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni
\navverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esisten-
\nte tra le posizioni detenute in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso
\ndi interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono
\ndefiniti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che centralizzano le po-
\nsizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile
\ni benefici del netting. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misura-
\nzione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Ba-
\nsilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base a un
\napproccio prudenziale nella gestione degli stessi nell\u2019ambito di un gruppo
\nindustriale. Alle societ\u00e0 operative \u00e8 indicato di adottare politiche finalizzate
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nalla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle
\nStrutture di Finanza Eni Corporate. Per quanto riguarda il rischio di
\nprezzo delle commodity, le \u201cLinee di indirizzo\u201d definiscono le regole
\nper una gestione finalizzata all\u2019ottimizzazione dell\u2019attivit\u00e0 \u201ccore\u201d e
\nal perseguimento degli obiettivi di stabilit\u00e0 relativi ai margini com-
\nmerciali/industriali.
\nIn questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in ter-
\nmini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi
\ncon riferimento all\u2019esposizione di natura commerciale e di trading
\nproprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trade & Biofuels SpA e
\nEni Global Energy Markets SpA. La delega a gestire il rischio di prez-
\nzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-al-
\nlocazione dei limiti di rischio alle singole unit\u00e0 di business esposte.
\nEni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA, oltre a ge-
\nstire il rischio riveniente dalla propria attivit\u00e0 (di natura commerciale
\ne di trading), accentrano le richieste di copertura in strumenti derivati
\ndelle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution
\nnell\u2019ambito dei mercati di riferimento.
\nNell\u2019ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Pia-
\nno Finanziario approvato dal Consiglio di Amministrazione, Eni ha
\ndefinito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidi-
\nt\u00e0 all\u2019interno della quale si individua l\u2019ammontare di liquidit\u00e0 stra-
\ntegica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straor-
\ndinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l\u2019obiettivo di
\nottimizzazione del rendimento pur garantendo la massima tutela
\ndel capitale e la sua immediata liquidabilit\u00e0 nell\u2019ambito dei limiti
\nassegnati. L\u2019attivit\u00e0 di gestione della liquidit\u00e0 strategica comporta
\nper Eni l\u2019assunzione di rischio mercato riconducibile all\u2019attivit\u00e0 di
\nasset management realizzata tramite operazioni in conto proprio in
\nottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto
\ndi specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del
\ncapitale e disponibilit\u00e0 immediata della liquidit\u00e0. Le quattro tipolo-
\ngie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo
\nsono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di se-
\nguito specificate.
\nRischio di mercato - tasso di cambio
\nL\u2019esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall\u2019o-
\nperativit\u00e0 dell\u2019impresa in valute diverse dall\u2019euro (principalmente il
\ndollaro USA) e determina i seguenti impatti: sul risultato economico
\nper effetto della differente significativit\u00e0 di costi e ricavi denominati
\nin valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizio-
\nni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di
\ncrediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio
\ntransattivo); sul bilancio il risultato economico e patrimonio netto per
\neffetto della conversione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di aziende che redigo-
\nno il bilancio con moneta funzionale diversa dall\u2019euro. In generale, un
\napprezzamento del dollaro USA rispetto all\u2019euro ha un effetto posi-
\ntivo sull\u2019utile operativo di Eni e viceversa. L\u2019obiettivo di risk manage-
\nment Eni \u00e8 la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transat-
\ntivo e l\u2019ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al
\nrischio prezzo commodity; il rischio derivante dalla maturazione del
\nreddito d\u2019esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attivit\u00e0 e
\npassivit\u00e0 di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale
\ndiversa dall\u2019euro non \u00e8 di norma oggetto di copertura, salvo diversa
\nvalutazione specifica.
\nEni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compen-
\nsando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attivit\u00e0
\ndi business coinvolte e coprendo con il mercato l\u2019esposizione resi-
\ndua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire
\nl\u2019esposizione residua, le \u201cLinee di indirizzo\u201d ammettono l\u2019utilizzo di dif-
\nferenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swap e forward,
\nnonch\u00e9 opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair
\nvalue degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calco-
\nlata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su
\nquotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider
\npubblici. Il VaR derivante dall\u2019accentramento sulle Strutture di Finan-
\nza Eni Corporate di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene
\ncalcolato con frequenza giornaliera secondo l\u2019approccio parametrico
\n(varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99%
\ne un holding period di un giorno.
\nRischio di mercato - tasso d\u2019interesse
\nLe oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato
\ndelle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie dell\u2019impresa valutate al fair value
\ne sul livello degli oneri e proventi finanziari.
\nL\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 la minimizzazione del rischio
\ndi tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttu-
\nra finanziaria definiti e approvati nel \u201cPiano Finanziario\u201d. Le Strut-
\nture di Finanza Eni Corporate, in funzione del modello di finanza
\naccentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le
\nposizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale,
\nin coerenza con gli obiettivi del \u201cPiano Finanziario\u201d e garantendo il
\nmantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza
\ncontratti derivati su tasso di interesse per gestire il bilanciamento
\ntra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile.
\nPer quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti
\nderivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di al-
\ngoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contri-
\nbuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR
\nderivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato
\ncon frequenza giornaliera secondo l\u2019approccio parametrico (varian-
\nza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un
\nholding period di un giorno.
\nRischio di mercato - commodity
\nIl rischio di prezzo delle commodity \u00e8 identificato come la possi-
\nbilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti
\ndi base producano significative variazioni dei margini operati-
\nvi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale
\nda compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e
\nnel budget. Il rischio di prezzo delle commodity \u00e8 riconducibile
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nalle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione strategica:
\nesposizioni identificate direttamente dal Consiglio di Amministra-
\nzione in quanto frutto di scelte strategiche di investimento o al
\ndi fuori dell\u2019orizzonte di pianificazione del rischio. Includono, ad
\nesempio, le esposizioni associate al programma di produzione
\ndelle riserve, i contratti a lungo termine di approvvigionamento
\ngas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (gi\u00e0 stipulati
\no previsti), il margine derivante dal processo di trasformazione
\ndella chimica, il margine di raffinazione e gli stoccaggi di lungo
\nperiodo funzionali alle connesse attivit\u00e0 logistico-industriali; (ii)
\nesposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni \u00e8 costi-
\ntuita dalle componenti contrattualizzate collegate alle attivit\u00e0
\ncommerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma affe-
\nrenti l\u2019orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget, le
\ncomponenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con
\nragionevole certezza (esposizione committed) e le relative even-
\ntuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commer-
\nciali sono connotate dalla presenza di attivit\u00e0 di gestione siste-
\nmatica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento
\ntramite l\u2019implementazione di una o pi\u00f9 strategie e sono soggette
\na limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop
\nLoss). All\u2019interno delle esposizioni commerciali sono ricomprese,
\nin particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, de-
\nrivanti dalla flessibilit\u00e0/opzionalit\u00e0 degli asset; (iii) esposizione di
\ntrading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica
\nopportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate
\nalla delivery con l\u2019intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di
\nprezzi, spread e/o volatilit\u00e0 attuate in conto proprio ed effettuate
\na prescindere dalle esposizioni del portafoglio commerciale, dagli
\nasset fisici e contrattuali, nel rispetto di specifici limiti di rischio
\nautorizzati (VaR, Stop Loss). Il rischio strategico non \u00e8 oggetto di
\nsistematica attivit\u00e0 di gestione/copertura, che \u00e8 eventualmente
\neffettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo
\nsvolgimento di attivit\u00e0 di hedging del rischio strategico, dato il ca-
\nrattere di straordinariet\u00e0, \u00e8 demandato al top management previa
\nautorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione. Sempre
\nprevia autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione,
\nle esposizioni collegate al rischio strategico possono essere im-
\npiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commer-
\nciale al fine di sfruttare opportunit\u00e0 di naturale compensazione
\ntra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso
\nagli strumenti derivati (attivando pertanto logiche di mercato in-
\nterno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale,
\nl\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 l\u2019ottimizzazione delle attivit\u00e0
\n\u201ccore\u201d e preservare i risultati economici/finanziari. Per la gestio-
\nne del rischio prezzo delle commodity derivante dall\u2019esposizione
\ncommerciale, Eni, per mezzo delle unit\u00e0 di Trading (Eni Trade &
\nBiofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA) per la gestione
\ndel rischio commodity e delle competenti funzioni di Finanza Eni
\nCorporate per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza
\nstrumenti derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e stru-
\nmenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in partico-
\nlare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni
\nsu commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi,
\nenergia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla
\nvalorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity,
\nessa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione stan-
\ndard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato forni-
\nte da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del
\nsettore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di Business
\nesposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza gior-
\nnaliera secondo l\u2019approccio della simulazione storica ponderata,
\nadottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period
\ndi un giorno.
\nRischio di mercato - liquidit\u00e0 strategica
\nIl rischio di mercato riveniente dall\u2019attivit\u00e0 di gestione della porzione
\ndi riserva di liquidit\u00e0 denominata \u201cliquidit\u00e0 strategica\u201d \u00e8 identificato
\ncome la possibilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo degli strumenti inve-
\nstiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di in-
\nvestimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione
\no quando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il
\nmantenimento della riserva di liquidit\u00e0 si propongono principalmen-
\nte di garantire la flessibilit\u00e0 finanziaria necessaria per far fronte a
\neventuali fabbisogni straordinari (es. difficolt\u00e0 di accesso al credito,
\nshock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie)
\ned \u00e8 dimensionata in modo da assicurare la copertura del debito a
\nbreve termine e del debito a medio-lungo termine in scadenza in un
\norizzonte temporale di 24 mesi. Al fine di regolare l\u2019attivit\u00e0 di investi-
\nmento della liquidit\u00e0 strategica, Eni ha definito una politica di investi-
\nmento con specifici obiettivi e vincoli, articolati in termini di tipologia
\ndi strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento,
\nnonch\u00e9 limiti operativi, quantitativi e di durata; ha individuato altres\u00ec
\nun insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un ap-
\npropriato sistema di controllo. Pi\u00f9 in particolare, l\u2019attivit\u00e0 di gestio-
\nne della liquidit\u00e0 strategica \u00e8 sottoposta a una struttura di limiti in
\ntermini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con holding
\nperiod 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), Stop
\nLoss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emit-
\ntente, comparto di attivit\u00e0 e Paese di emissione, duration, classe
\ndi rating e tipologia degli strumenti di investimento da inserire nel
\nportafoglio, volti a minimizzare sia il rischio di mercato che quello
\ndi liquidit\u00e0. In nessun caso \u00e8 permesso il ricorso alla leva finanziaria
\nn\u00e9 la vendita allo scoperto. Al 31 dicembre 2024 il rating medio del
\nportafoglio complessivo di Liquidit\u00e0 Strategica \u00e8 pari a A/A-, in linea
\nrispetto a quello di fine 2023.
\nLe seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2024 in termini di
\nVaR (raffrontati con quelli dell\u2019esercizio 2023) per quanto attiene ai
\nrischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonch\u00e9 al
\nrischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di espo-
\nsizione); relativamente alla liquidit\u00e0 strategica \u00e8 riportata la sensiti-
\nvity a variazioni dei tassi di interesse.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di interesse(a) | \n13,03 | \n3,92 | \n5,95 | \n7,50 | \n7,26 | \n0,90 | \n2,30 | \n1,32 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di cambio(a) | \n5,47 | \n0,07 | \n1,65 | \n0,69 | \n0,62 | \n0,04 | \n0,21 | \n0,33 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le strutture di Finanza Operativa Eni Corporate e Banque Eni SA. I valori del 2023 sono calcolati con: holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%.
\n(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Portfolio Management Esposizioni Commerciali(a) | \n69,66 | \n6,20 | \n24,10 | \n6,32 | \n257,89 | \n6,38 | \n55,35 | \n6,71 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trading(b) | \n1,74 | \n0,21 | \n0,53 | \n0,31 | \n1,53 | \n0,05 | \n0,43 | \n0,21 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Il perimetro consiste nell\u2019area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR \u00e8 calcolato sulla cosiddetta
\nvista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l\u2019anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell\u2019anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l\u2019andamento del VaR di GGP, Power
\nG&M, REVT e di Plenitude nel corso dell\u2019anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all\u2019interno dell\u2019orizzonte annuo fissato.
\n(b) L\u2019attivit\u00e0 di trading proprietario cross\u2010commodity, mediante strumenti finanziari, fa capo a Eni Trading & Biofuels SpA, Eni Global Energy Markets SpA e a Eni Trading & Shipping Inc.
\n(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio euro | \n0,60 | \n0,20 | \n0,40 | \n0,60 | \n0,22 | \n0,13 | \n0,18 | \n0,19 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ($ milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio dollaro USA | \n0,20 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,12 | \n0,04 | \n0,08 | \n0,11 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfMarketRiskExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag929": {
"value": "\n(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di interesse(a) | \n13,03 | \n3,92 | \n5,95 | \n7,50 | \n7,26 | \n0,90 | \n2,30 | \n1,32 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di cambio(a) | \n5,47 | \n0,07 | \n1,65 | \n0,69 | \n0,62 | \n0,04 | \n0,21 | \n0,33 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le strutture di Finanza Operativa Eni Corporate e Banque Eni SA. I valori del 2023 sono calcolati con: holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%.
\n(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Portfolio Management Esposizioni Commerciali(a) | \n69,66 | \n6,20 | \n24,10 | \n6,32 | \n257,89 | \n6,38 | \n55,35 | \n6,71 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trading(b) | \n1,74 | \n0,21 | \n0,53 | \n0,31 | \n1,53 | \n0,05 | \n0,43 | \n0,21 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Il perimetro consiste nell\u2019area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR \u00e8 calcolato sulla cosiddetta
\nvista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l\u2019anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell\u2019anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l\u2019andamento del VaR di GGP, Power
\nG&M, REVT e di Plenitude nel corso dell\u2019anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all\u2019interno dell\u2019orizzonte annuo fissato.
\n(b) L\u2019attivit\u00e0 di trading proprietario cross\u2010commodity, mediante strumenti finanziari, fa capo a Eni Trading & Biofuels SpA, Eni Global Energy Markets SpA e a Eni Trading & Shipping Inc.
\n(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio euro | \n0,60 | \n0,20 | \n0,40 | \n0,60 | \n0,22 | \n0,13 | \n0,18 | \n0,19 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \nFine | \n | \n | \n | \nFine | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ($ milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nesercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio dollaro USA | \n0,20 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,12 | \n0,04 | \n0,08 | \n0,11 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:SensitivityAnalysisForEachTypeOfMarketRisk",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1180": {
"value": "\nRischio di credito
\nIl rischio di credito rappresenta l\u2019esposizione dell\u2019impresa a poten-
\nziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni
\nassunte dalla controparte. Eni ha definito policy di gestione del ri-
\nschio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle
\ncontroparti delle transazioni commerciali e finanziarie nell\u2019ambito del
\nmodello di finanza accentrata prescelto. Eni ha adottato un modello
\nper la quantificazione e il controllo del rischio di credito basato sulla
\nvalutazione dell\u2019Expected Credit Loss. L\u2019Expected Credit Loss costi-
\ntuisce il valore della perdita attesa a fronte di un credito vantato nei
\nconfronti di una controparte, per la quale si stima una Probabilit\u00e0
\ndi Default e una capacit\u00e0 di recupero sul credito passato in default
\nattraverso la cosiddetta Loss Given Default. All\u2019interno del modello
\ndi gestione e controllo del rischio di credito, le esposizioni creditizie
\nsono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura com-
\nmerciale, sostanzialmente relative ai contratti di vendita delle com-
\nmodity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finan-
\nziaria relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali depositi,
\nderivati e investimenti in titoli mobiliari.
\nRischio di credito per esposizioni di natura
\ncommerciale
\nRelativamente al rischio di credito in transazioni di natura commer-
\nciale, la gestione del credito \u00e8 affidata alle unit\u00e0 di business e alle
\nfunzioni specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedi-
\ncate, ed \u00e8 operata sulla base di procedure formalizzate per la valu-
\ntazione e l\u2019affidamento delle controparti commerciali, per il monito-
\nraggio delle esposizioni creditizie, per le attivit\u00e0 di recupero crediti e
\nper l\u2019eventuale gestione del contenzioso. A livello corporate vengono
\ndefiniti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il
\ncontrollo della rischiosit\u00e0 del cliente, in particolare la rischiosit\u00e0 delle
\ncontroparti commerciali \u00e8 valutata attraverso un modello di rating in-
\nterno che combina i diversi fattori predittivi del default derivanti dalle
\nvariabili di contesto economico, dagli indicatori finanziari, dalle espe-
\nrienze di pagamento e dalle informazioni dei principali info provider
\nspecialistici. Per le controparti rappresentate da Entit\u00e0 Statali o ad
\nesse strettamente correlate (es. National Oil Company) la Probabilit\u00e0
\ndi Default, essenzialmente la probabilit\u00e0 di un ritardato pagamento, \u00e8
\ndeterminata utilizzando, quale dato di input, i Country Risk Premium
\nadottati ai fini della determinazione dei WACC per l\u2019impairment degli
\nasset non finanziari. Infine, per le posizioni retail, in assenza di rating
\nspecifici, la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata differenziando la clientela per
\ncluster omogenei di rischio sulla base delle serie storiche dei dati
\nrelativi agli incassi, periodicamente aggiornate.
\nRischio di credito per esposizioni di natura
\nfinanziaria
\nRelativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanzia-
\nria derivante essenzialmente dall\u2019impiego della liquidit\u00e0 corrente e
\nstrategica e dalle posizioni in contratti derivati, le policy interne pre-
\nvedono il controllo dell\u2019esposizione e della concentrazione attraverso
\nlimiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento e
\ncorrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie basate sul
\nrating fornito dalle principali agenzie. Il rischio \u00e8 gestito dalle fun-
\nzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA, da Eni
\nTrade & Biofuels SpA e da Eni Trading & Shipping Inc per l\u2019attivit\u00e0 in
\nderivati su commodity in coerenza con il modello di finanza accen-
\ntrata. Nell\u2019ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono in-
\ndividuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle
\ncontroparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di
\naffidamento per la singola entit\u00e0 legale e complessivamente per il
\ngruppo di appartenenza, che viene monitorato e controllato attraver-
\nso la valutazione giornaliera dell\u2019utilizzo degli affidamenti e l\u2019analisi
\nperiodica di Expected Credit Loss e concentrazione.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfCreditRiskExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1181": {
"value": "\nRischio di liquidit\u00e0
\nIl rischio liquidit\u00e0 \u00e8 il rischio che l\u2019impresa non sia in grado di rispet-
\ntare gli impegni di pagamento a causa della difficolt\u00e0 di reperire fondi
\n(funding liquidity risk) o di liquidare attivit\u00e0 sul mercato (asset liqui-
\ndity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento \u00e8 un impatto
\nnegativo sul risultato economico nel caso in cui l\u2019impresa sia costret-
\nta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o,
\ncome estrema conseguenza, una situazione di insolvibilit\u00e0 che pone
\na rischio la continuit\u00e0 aziendale. Tra gli obiettivi di risk management
\ndi Eni vi \u00e8 il mantenimento di un ammontare adeguato di risorse
\nfinanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni
\n(drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell\u2019accesso al mercato
\ndei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticit\u00e0
\noperativa ai progetti di sviluppo dell\u2019azienda. A tal fine Eni mantiene
\nuna riserva di liquidit\u00e0 strategica costituita prevalentemente da stru-
\nmenti finanziari a breve termine e ad alta liquidabilit\u00e0, privilegiando
\nun profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Societ\u00e0
\nritiene di disporre di fonti di finanziamento pi\u00f9 che adeguate a soddi-
\nsfare le prevedibili necessit\u00e0 finanziarie, attraverso la disponibilit\u00e0 di
\nattivi finanziari e di linee di credito nonch\u00e9 l\u2019accesso, tramite il siste-
\nma creditizio e i mercati dei capitali, a un\u2019ampia gamma di tipologie
\ndi finanziamento. A fronte del perdurare della volatilit\u00e0 dei mercati
\ndelle commodity e del connesso impegno finanziario legato alla mar-
\nginazione dei derivati in commodity, Eni ha consolidato la flessibilit\u00e0
\nfinanziaria raggiunta nei precedenti esercizi, tramite l\u2019attivazione di
\nliquidity swap in aggiunta alle nuove linee di credito acquisite. Eni ha
\nin essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale
\nil Gruppo pu\u00f2 reperire sul mercato dei capitali fino a \u20ac20 miliardi; al
\n31 dicembre 2024 il programma risulta utilizzato per \u20ac15,3 miliardi.
\nStandard & Poor\u2019s assegna ad Eni il rating A- con outlook Negativo
\nper il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody\u2019s as-
\nsegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stabile per il debito a lungo e
\nP-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook
\nStabile per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating
\nEni \u00e8 legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al
\nrating sovrano dell\u2019Italia. A tale proposito, sulla base delle metodolo-
\ngie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\nitaliano pu\u00f2 ripercuotersi sul rating delle societ\u00e0 emittenti italiane, tra
\ncui Eni. Nel corso del 2024 S&P ha rivisto l\u2019outlook di Eni da Stabile a
\nNegativo. Nel corso del 2024 Eni ha ampliato il proprio programma
\ndi Euro Commercial Paper da \u20ac4 a \u20ac6 miliardi. Al 31 dicembre 2024
\nil valore complessivo delle linee di credito committed disponibili \u00e8
\npari a \u20ac9 miliardi.
\nPAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE, DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI
\nNella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari e alle passivit\u00e0 per
\nbeni in leasing compresi i pagamenti per interessi, alle passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n8.370 | \n2.410 | \n2.815 | \n5.568 | \n2.018 | \n8.916 | \n30.097 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.261 | \n781 | \n663 | \n572 | \n468 | \n2.688 | \n6.433 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n1.921 | \n31 | \n6 | \n48 | \n4 | \n64 | \n2.074 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n11.552 | \n3.222 | \n3.484 | \n6.188 | \n2.490 | \n11.668 | \n38.604 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n880 | \n705 | \n661 | \n552 | \n369 | \n2.786 | \n5.953 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n336 | \n284 | \n248 | \n212 | \n184 | \n708 | \n1.972 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.216 | \n989 | \n909 | \n764 | \n553 | \n3.494 | \n7.925 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n1.106 | \n | \n | \n | \n | \n | \n1.106 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2024 | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n7.432 | \n2.689 | \n3.219 | \n2.611 | \n5.520 | \n7.780 | \n29.251 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.120 | \n691 | \n476 | \n399 | \n364 | \n2.270 | \n5.320 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n2.414 | \n21 | \n40 | \n5 | \n37 | \n50 | \n2.567 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n10.966 | \n3.401 | \n3.735 | \n3.015 | \n5.921 | \n10.100 | \n37.138 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n738 | \n676 | \n572 | \n496 | \n389 | \n804 | \n3.675 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n269 | \n221 | \n188 | \n167 | \n148 | \n668 | \n1.661 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.007 | \n897 | \n760 | \n663 | \n537 | \n1.472 | \n5.336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n1.114 | \n | \n | \n | \n | \n | \n1.114 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe passivit\u00e0 per beni in leasing comprensive della quota interessi sono riferibili per \u20ac925 milioni (\u20ac741 milioni al 31 dicembre 2023) alla quota
\ndi competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni che sar\u00e0 recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito
\ndelle cash call.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\nNella tabella che segue \u00e8 rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026-2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n15.170 | \n | \n | \n15.170 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.922 | \n59 | \n121 | \n7.102 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n22.092 | \n59 | \n121 | \n22.272 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2024 | \n2025-2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n14.231 | \n | \n | \n14.231 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.423 | \n50 | \n104 | \n6.577 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n20.654 | \n50 | \n104 | \n20.808 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nPAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI
\n25
\nIn aggiunta ai debiti finanziari, alle passivit\u00e0 per beni in leasing e ai
\ndebiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patrimonia-
\nle, Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui
\nannullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adem-
\npimento comporter\u00e0 esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni
\nsono valorizzate in base al costo netto per l\u2019impresa di terminazione
\ndel contratto, costituito dall\u2019importo minimo tra i costi di adempi-
\nmento dell\u2019obbligazione contrattuale e l\u2019ammontare dei risarcimen-
\nti/penalit\u00e0 contrattuali connesse al mancato adempimento.
\nLe principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-
\nor-pay in base ai quali Eni ha l\u2019obbligo di ritirare volumi minimi di
\ngas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la pos-
\nsibilit\u00e0 di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli
\nammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni
\ndi prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano indu-
\nstriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli
\nesercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del
\nmanagement.
\nNella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attua-
\nlizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali ob-
\nbligazioni contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere
\npagati nel 2025 per lo smantellamento degli asset Oil & Gas e per il
\nrisanamento ambientale si basano sulle stime della direzione e non
\nrappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi di abbandono e ripristino siti(a) | \n918 | \n614 | \n577 | \n572 | \n779 | \n11.009 | \n14.469 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi relativi a fondi ambientali | \n743 | \n603 | \n457 | \n361 | \n354 | \n1.220 | \n3.738 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni di acquisto(b) | \n22.828 | \n20.864 | \n16.216 | \n14.503 | \n12.108 | \n58.558 | \n145.077 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Gas | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Take-or-pay | \n20.015 | \n19.672 | \n15.800 | \n14.170 | \n11.970 | \n58.247 | \n139.874 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ship or pay | \n683 | \n514 | \n331 | \n329 | \n135 | \n286 | \n2.278 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri impegni di acquisto | \n2.130 | \n678 | \n85 | \n4 | \n3 | \n25 | \n2.925 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri Impegni | \n11 | \n7 | \n | \n | \n | \n | \n18 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Memorandum di intenti Val d'Agri | \n11 | \n7 | \n | \n | \n | \n | \n18 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale(c) | \n24.500 | \n22.088 | \n17.250 | \n15.436 | \n13.241 | \n70.787 | \n163.302 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
\n(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l\u2019impresa \u00e8 obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto. Per i contratti take-or-pay con Gazprom si rinvia alla sezione \u201cAltri impegni e rischi\u201d.
\n(c) Il totale dei pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali comprende le obbligazioni relative ai costi di abbandono e ripristino siti direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita per \u20ac155 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n(25) I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\nIMPEGNI PER INVESTIMENTI
\nNel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma
\nd\u2019investimenti tecnici e in partecipazioni di circa \u20ac33 miliardi. Nella
\ntabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bi-
\nlancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un
\nprogetto \u00e8 considerato committed quando ha ottenuto le necessarie
\napprovazioni da parte del management e per il quale normalmente
\nsono stati gi\u00e0 collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di
\nprocurement.
\nGli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investi-
\nmenti ambientali.
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni per investimenti committed | \n7.674 | \n5.896 | \n3.579 | \n2.280 | \n174 | \n19.603 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n8.370 | \n2.410 | \n2.815 | \n5.568 | \n2.018 | \n8.916 | \n30.097 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.261 | \n781 | \n663 | \n572 | \n468 | \n2.688 | \n6.433 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n1.921 | \n31 | \n6 | \n48 | \n4 | \n64 | \n2.074 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n11.552 | \n3.222 | \n3.484 | \n6.188 | \n2.490 | \n11.668 | \n38.604 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n880 | \n705 | \n661 | \n552 | \n369 | \n2.786 | \n5.953 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n336 | \n284 | \n248 | \n212 | \n184 | \n708 | \n1.972 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.216 | \n989 | \n909 | \n764 | \n553 | \n3.494 | \n7.925 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n1.106 | \n | \n | \n | \n | \n | \n1.106 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2024 | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n7.432 | \n2.689 | \n3.219 | \n2.611 | \n5.520 | \n7.780 | \n29.251 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.120 | \n691 | \n476 | \n399 | \n364 | \n2.270 | \n5.320 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n2.414 | \n21 | \n40 | \n5 | \n37 | \n50 | \n2.567 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n10.966 | \n3.401 | \n3.735 | \n3.015 | \n5.921 | \n10.100 | \n37.138 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n738 | \n676 | \n572 | \n496 | \n389 | \n804 | \n3.675 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n269 | \n221 | \n188 | \n167 | \n148 | \n668 | \n1.661 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.007 | \n897 | \n760 | \n663 | \n537 | \n1.472 | \n5.336 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n1.114 | \n | \n | \n | \n | \n | \n1.114 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag1184": {
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\n\n\n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026-2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n15.170 | \n | \n | \n15.170 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.922 | \n59 | \n121 | \n7.102 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n22.092 | \n59 | \n121 | \n22.272 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2024 | \n2025-2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n14.231 | \n | \n | \n14.231 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.423 | \n50 | \n104 | \n6.577 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n20.654 | \n50 | \n104 | \n20.808 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag1192": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi di abbandono e ripristino siti(a) | \n918 | \n614 | \n577 | \n572 | \n779 | \n11.009 | \n14.469 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi relativi a fondi ambientali | \n743 | \n603 | \n457 | \n361 | \n354 | \n1.220 | \n3.738 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni di acquisto(b) | \n22.828 | \n20.864 | \n16.216 | \n14.503 | \n12.108 | \n58.558 | \n145.077 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Gas | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Take-or-pay | \n20.015 | \n19.672 | \n15.800 | \n14.170 | \n11.970 | \n58.247 | \n139.874 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ship or pay | \n683 | \n514 | \n331 | \n329 | \n135 | \n286 | \n2.278 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri impegni di acquisto | \n2.130 | \n678 | \n85 | \n4 | \n3 | \n25 | \n2.925 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri Impegni | \n11 | \n7 | \n | \n | \n | \n | \n18 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Memorandum di intenti Val d'Agri | \n11 | \n7 | \n | \n | \n | \n | \n18 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale(c) | \n24.500 | \n22.088 | \n17.250 | \n15.436 | \n13.241 | \n70.787 | \n163.302 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
\n(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l\u2019impresa \u00e8 obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto. Per i contratti take-or-pay con Gazprom si rinvia alla sezione \u201cAltri impegni e rischi\u201d.
\n(c) Il totale dei pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali comprende le obbligazioni relative ai costi di abbandono e ripristino siti direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita per \u20ac155 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
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"Tag1189": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni per investimenti committed | \n7.674 | \n5.896 | \n3.579 | \n2.280 | \n174 | \n19.603 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfCommittedProjectsExplanatory",
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}
},
"Tag1190": {
"value": "\nALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nProventi (oneri) rilevati a | \n | \nProventi (oneri) rilevati a | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \nAltre | \n | \n | \nAltre | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \ncomponenti | \nValore | \n | \ncomponenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nValore di | \nConto | \ndell\u2019utile | \ndi | \nConto | \ndell\u2019utile | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \niscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \niscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari valutati al fair value con effetti a conto economico: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico(a) | \n6.797 | \n388 | \n | \n6.782 | \n284 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Strumenti derivati non di copertura e di trading(b) | \n(1.119) | \n(73) | \n | \n837 | \n417 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni minoritarie valutate al fair value(c) | \n1.395 | \n227 | \n62 | \n1.256 | \n255 | \n45 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti e debiti e altre attivit\u00e0/passivit\u00e0 valutate al costo ammortizzato: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Crediti commerciali e altri crediti(d) | \n17.753 | \n(106) | \n | \n17.054 | \n(285) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Crediti finanziari(e) | \n4.238 | \n233 | \n | \n3.136 | \n141 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Titoli(a) | \n62 | \n1 | \n | \n61 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Debiti commerciali e altri debiti(a) | \n22.273 | \n(153) | \n | \n20.808 | \n69 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Debiti finanziari(f) | \n30.390 | \n(1.176) | \n | \n28.729 | \n(734) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 (passivit\u00e0) nette per contratti derivati di copertura(g) | \n7 | \n(95) | \n(912) | \n(35) | \n(442) | \n541 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n(b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli \u201cAltri proventi (oneri) operativi\u201d per \u20ac352 milioni di oneri (proventi per \u20ac478 milioni nel 2023) e nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) su partecipazioni - Dividendi\u201d.
\n(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nelle \u201cRiprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti\u201d per \u20ac168 milioni di svalutazioni nette (\u20ac249 milioni di svalutazioni nette nel 2023) e nei \u201cProventi
\n(oneri) finanziari\u201d per \u20ac62 milioni di proventi (oneri per \u20ac36 milioni nel 2023), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d\u2019interesse effettivo per \u20ac27 milioni (\u20ac15 milioni di interessi attivi nel 2023).
\n(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac175 milioni (\u20ac144 milioni di interessi attivi nel 2023) e svalu-
\ntazioni nette per \u20ac22 milioni (\u20ac6 milioni di svalutazioni nette nel 2023).
\n(f) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, comprensivi di interessi passivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac897 milioni (\u20ac743 milioni di interessi passivi nel 2023).
\n(g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \u201cRicavi della gestione caratteristica\u201d, negli \u201cAcquisti, prestazioni di servizi e costi diversi\u201d e \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDetailedInformationAboutFinancialInstrumentsExplanatory",
"language": "it",
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}
},
"Tag1185": {
"value": "\nINFORMAZIONI SULLA COMPENSAZIONE DI STRUMENTI FINANZIARI
\n\n
\n\n\n | \nAmmontare lordo | \nAmmontare lordo | \nAmmontare netto delle attivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \ndelle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 | \ndelle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 | \ne passivit\u00e0 finanziarie rilevate | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nfinanziarie | \nfinanziarie compensate | \nnello schema di stato patrimoniale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2024 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti | \n21.330 | \n4.429 | \n16.901 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n5.182 | \n1.520 | \n3.662 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n4.012 | \n1 | \n4.011 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti | \n26.521 | \n4.429 | \n22.092 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n6.569 | \n1.520 | \n5.049 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n4.450 | \n1 | \n4.449 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31.12.2023 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti | \n19.936 | \n3.385 | \n16.551 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n8.525 | \n2.888 | \n5.637 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n3.400 | \n7 | \n3.393 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti | \n24.039 | \n3.385 | \n20.654 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n8.467 | \n2.888 | \n5.579 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n4.103 | \n7 | \n4.096 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOffsettingOfFinancialAssetsAndFinancialLiabilitiesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1231": {
"value": "\nAttivit\u00e0 in concessione
\nEni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Explora-
\ntion & Production e nella linea di business Enilive. Nel settore Exploration &
\nProduction le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie,
\nle licenze e i permessi esplorativi disciplinano l\u2019accesso di Eni alle riserve
\ndi idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie,
\nle licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di propriet\u00e0,
\ngeneralmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni con-
\ntesti giuridici, anche privati. In forza dell\u2019assegnazione della concessione
\nmineraria, Eni sostiene i rischi e i costi connessi all\u2019attivit\u00e0 di esplorazione,
\nsviluppo e i costi operativi e ha diritto alle produzioni realizzate. A fron-
\nte delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione della legislazione
\nfiscale vigente nel Paese, corrisponde delle royalties ed \u00e8 tenuta al pa-
\ngamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della con-
\ncessione. Nei Production Sharing Agreement e nei contratti di service il
\ndiritto sulle produzioni realizzate \u00e8 determinato dagli accordi contrattuali
\ncon le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le
\nmodalit\u00e0 di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi so-
\nstenuti per le attivit\u00e0 di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil)
\ne la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Nella linea di
\nbusiness Enilive alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio
\ndi vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara
\npubblica in subconcessione dalle societ\u00e0 concessionarie autostradali per
\nl\u2019erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgi-
\nmento delle attivit\u00e0 accessorie. A fronte dell\u2019affidamento dei servizi sopra
\nindicati, Eni corrisponde alle societ\u00e0 autostradali royalties fisse e variabili
\ncalcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessio-
\nni \u00e8 generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili non
\nrimovibili.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
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\n29 Ricavi
\n\nRICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefining e Chimica | \nEnilive | \nPlenitude | \nCorporate eAltre attivit\u00e0 | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica | \n38.875 | \n15.061 | \n5.881 | \n18.670 | \n10.124 | \n186 | \n88.797 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per prodotti e servizi venduti: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di greggi | \n28.151 | \n | \n | \n | \n | \n | \n28.151 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di prodotti petroliferi | \n4.058 | \n | \n1.518 | \n18.165 | \n | \n | \n23.741 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di gas naturale e GNL | \n6.039 | \n12.480 | \n2 | \n | \n3.620 | \n | \n22.141 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di prodotti petrolchimici | \n253 | \n | \n3.667 | \n | \n | \n | \n3.920 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di energia elettrica | \n | \n2.244 | \n1 | \n | \n4.073 | \n | \n6.318 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di altri prodotti | \n40 | \n16 | \n326 | \n62 | \n67 | \n7 | \n518 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Servizi | \n334 | \n321 | \n367 | \n443 | \n2.364 | \n179 | \n4.008 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n38.875 | \n15.061 | \n5.881 | \n18.670 | \n10.124 | \n186 | \n88.797 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | \n38.557 | \n14.963 | \n5.844 | \n18.670 | \n10.124 | \n61 | \n88.219 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | \n318 | \n98 | \n37 | \n | \n | \n125 | \n578 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica | \n37.961 | \n19.468 | \n6.188 | \n18.877 | \n11.040 | \n183 | \n93.717 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per prodotti e servizi venduti: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di greggi | \n25.685 | \n | \n | \n | \n | \n | \n25.685 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di prodotti petroliferi | \n5.219 | \n | \n1.847 | \n18.442 | \n | \n | \n25.508 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di gas naturale e GNL | \n5.881 | \n16.638 | \n | \n | \n4.431 | \n | \n26.950 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di prodotti petrolchimici | \n766 | \n | \n3.619 | \n | \n | \n | \n4.385 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di energia elettrica | \n | \n2.420 | \n | \n | \n4.832 | \n | \n7.252 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di altri prodotti | \n44 | \n38 | \n305 | \n28 | \n91 | \n3 | \n509 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Servizi | \n366 | \n372 | \n417 | \n407 | \n1.686 | \n180 | \n3.428 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n37.961 | \n19.468 | \n6.188 | \n18.877 | \n11.040 | \n183 | \n93.717 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | \n37.626 | \n19.383 | \n6.147 | \n18.645 | \n11.040 | \n64 | \n92.905 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | \n335 | \n85 | \n41 | \n232 | \n | \n119 | \n812 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2022 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica | \n38.729 | \n47.544 | \n8.413 | \n24.225 | \n13.412 | \n189 | \n132.512 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per prodotti e servizi venduti: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita greggi | \n26.277 | \n | \n | \n | \n | \n | \n26.277 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita prodotti petroliferi | \n5.084 | \n | \n1.916 | \n23.770 | \n | \n | \n30.770 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita gas naturale e GNL | \n6.173 | \n40.838 | \n | \n | \n5.573 | \n | \n52.584 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita prodotti petrolchimici | \n817 | \n | \n5.424 | \n | \n | \n3 | \n6.244 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di energia elettrica | \n | \n6.122 | \n | \n | \n6.326 | \n | \n12.448 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita altri prodotti | \n68 | \n11 | \n359 | \n52 | \n212 | \n2 | \n704 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Servizi | \n310 | \n573 | \n714 | \n403 | \n1.301 | \n184 | \n3.485 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n38.729 | \n47.544 | \n8.413 | \n24.225 | \n13.412 | \n189 | \n132.512 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | \n38.417 | \n47.361 | \n8.331 | \n23.982 | \n13.285 | \n65 | \n131.441 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | \n312 | \n183 | \n82 | \n243 | \n127 | \n124 | \n1.071 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi rilevati a fronte di passivit\u00e0 con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio | \n87 | \n642 | \n157 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi rilevati a fronte di performance obbligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti | \n7 | \n1.087 | \n1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI ricavi della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attivit\u00e0 e per area geografica di destinazione alla nota n. 35 - Informazioni
\nper settore di attivit\u00e0 e per area geografica.
\nI ricavi della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
\n\nALTRI RICAVI E PROVENTI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plusvalenze da vendite di attivit\u00e0 materiali, immateriali e rami d'azienda | \n48 | \n27 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi | \n2.369 | \n1.072 | \n1.127 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.417 | \n1.099 | \n1.175 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli altri proventi comprendono: (i) \u20ac1.048 milioni relativi all\u2019accordo
\ncon un operatore italiano sulla ripartizione degli oneri ambientali,
\nche riconosce a Eni un rimborso di costi pregressi e dei costi futuri
\ngi\u00e0 stanziati nei fondi ambientali; (ii) \u20ac194 milioni (\u20ac121 milioni e
\n\u20ac204 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022) relativi al recu-
\npero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di
\ncompetenza dei partner delle joint operation non incorporate ope-
\nrate da Eni.
\nGli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota
\nn. 36 - Rapporti con parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag1207": {
"value": "\nRICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefining e Chimica | \nEnilive | \nPlenitude | \nCorporate eAltre attivit\u00e0 | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica | \n38.875 | \n15.061 | \n5.881 | \n18.670 | \n10.124 | \n186 | \n88.797 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per prodotti e servizi venduti: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di greggi | \n28.151 | \n | \n | \n | \n | \n | \n28.151 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di prodotti petroliferi | \n4.058 | \n | \n1.518 | \n18.165 | \n | \n | \n23.741 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di gas naturale e GNL | \n6.039 | \n12.480 | \n2 | \n | \n3.620 | \n | \n22.141 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di prodotti petrolchimici | \n253 | \n | \n3.667 | \n | \n | \n | \n3.920 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di energia elettrica | \n | \n2.244 | \n1 | \n | \n4.073 | \n | \n6.318 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di altri prodotti | \n40 | \n16 | \n326 | \n62 | \n67 | \n7 | \n518 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Servizi | \n334 | \n321 | \n367 | \n443 | \n2.364 | \n179 | \n4.008 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n38.875 | \n15.061 | \n5.881 | \n18.670 | \n10.124 | \n186 | \n88.797 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | \n38.557 | \n14.963 | \n5.844 | \n18.670 | \n10.124 | \n61 | \n88.219 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | \n318 | \n98 | \n37 | \n | \n | \n125 | \n578 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica | \n37.961 | \n19.468 | \n6.188 | \n18.877 | \n11.040 | \n183 | \n93.717 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per prodotti e servizi venduti: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di greggi | \n25.685 | \n | \n | \n | \n | \n | \n25.685 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di prodotti petroliferi | \n5.219 | \n | \n1.847 | \n18.442 | \n | \n | \n25.508 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di gas naturale e GNL | \n5.881 | \n16.638 | \n | \n | \n4.431 | \n | \n26.950 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di prodotti petrolchimici | \n766 | \n | \n3.619 | \n | \n | \n | \n4.385 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di energia elettrica | \n | \n2.420 | \n | \n | \n4.832 | \n | \n7.252 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di altri prodotti | \n44 | \n38 | \n305 | \n28 | \n91 | \n3 | \n509 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Servizi | \n366 | \n372 | \n417 | \n407 | \n1.686 | \n180 | \n3.428 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n37.961 | \n19.468 | \n6.188 | \n18.877 | \n11.040 | \n183 | \n93.717 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | \n37.626 | \n19.383 | \n6.147 | \n18.645 | \n11.040 | \n64 | \n92.905 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | \n335 | \n85 | \n41 | \n232 | \n | \n119 | \n812 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2022 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica | \n38.729 | \n47.544 | \n8.413 | \n24.225 | \n13.412 | \n189 | \n132.512 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per prodotti e servizi venduti: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita greggi | \n26.277 | \n | \n | \n | \n | \n | \n26.277 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita prodotti petroliferi | \n5.084 | \n | \n1.916 | \n23.770 | \n | \n | \n30.770 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita gas naturale e GNL | \n6.173 | \n40.838 | \n | \n | \n5.573 | \n | \n52.584 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita prodotti petrolchimici | \n817 | \n | \n5.424 | \n | \n | \n3 | \n6.244 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita di energia elettrica | \n | \n6.122 | \n | \n | \n6.326 | \n | \n12.448 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Vendita altri prodotti | \n68 | \n11 | \n359 | \n52 | \n212 | \n2 | \n704 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Servizi | \n310 | \n573 | \n714 | \n403 | \n1.301 | \n184 | \n3.485 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n38.729 | \n47.544 | \n8.413 | \n24.225 | \n13.412 | \n189 | \n132.512 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | \n38.417 | \n47.361 | \n8.331 | \n23.982 | \n13.285 | \n65 | \n131.441 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | \n312 | \n183 | \n82 | \n243 | \n127 | \n124 | \n1.071 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi rilevati a fronte di passivit\u00e0 con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio | \n87 | \n642 | \n157 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi rilevati a fronte di performance obbligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti | \n7 | \n1.087 | \n1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plusvalenze da vendite di attivit\u00e0 materiali, immateriali e rami d'azienda | \n48 | \n27 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi | \n2.369 | \n1.072 | \n1.127 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.417 | \n1.099 | \n1.175 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n
\n\n
\n
\n
\n30 Costi
\n\nACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | \n54.204 | \n58.170 | \n85.139 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per servizi | \n12.217 | \n11.512 | \n10.303 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per godimento di beni di terzi | \n1.512 | \n1.432 | \n2.301 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n1.397 | \n1.369 | \n2.985 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri oneri | \n2.073 | \n1.746 | \n2.069 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n71.403 | \n74.229 | \n102.797 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(227) | \n(367) | \n(246) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(62) | \n(26) | \n(22) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n71.114 | \n73.836 | \n102.529 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi
\ngeologici e geofisici che ammontano a \u20ac186 milioni (\u20ac205 milioni e
\n\u20ac220 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\n\nI costi di ricerca e sviluppo e miglioramento tecnologico privi dei requi-
\nsiti per la rilevazione nell\u2019attivo patrimoniale ammontano a \u20ac178 milio-
\nni (\u20ac166 milioni e \u20ac164 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su di-
\nritti di estrazione di idrocarburi per \u20ac1.122 milioni (\u20ac1.138 milioni e
\n\u20ac1.570 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\nGli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per
\nesuberanza riguardano: (i) l\u2019accantonamento netto al fondo rischi
\nambientali di \u20ac848 milioni (accantonamento netto di \u20ac559 milioni e
\ndi \u20ac1.700 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022); (ii) l\u2019accanto-
\nnamento netto al fondo abbandono e ripristino siti e social project
\ndi \u20ac300 milioni (accantonamento netto di \u20ac305 milioni e di \u20ac376 mi-
\nlioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022), di cui \u20ac250 milioni per la
\ndismissione di asset oil & gas esauriti in cui l\u2019ammortamento UOP \u00e8
\ncessato; (iii) l\u2019accantonamento netto del fondo rischi per contenzio-
\nsi di \u20ac40 milioni (rilasci netti di \u20ac87 milioni e accantonamenti netti
\ndi \u20ac501 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022). Maggiori in-
\nformazioni sono riportate alla nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri.
\nGli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per
\nesuberanza sono analizzati per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 - In-
\nformazioni per settore di attivit\u00e0 e per area geografica.
\nLe informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 - Dirit-
\nto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n
\n
\n
\n
\n\nCOSTO LAVORO
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Salari e stipendi | \n2.665 | \n2.427 | \n2.311 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri sociali | \n527 | \n497 | \n465 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | \n96 | \n156 | \n174 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri costi | \n123 | \n196 | \n194 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.411 | \n3.276 | \n3.144 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(139) | \n(131) | \n(120) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(10) | \n(9) | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.262 | \n3.136 | \n3.015 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per \u20ac66 milioni
\n(\u20ac56 milioni e \u20ac78 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022) e one-
\nri per programmi a contributi definiti per \u20ac104 milioni (\u20ac102 milioni e
\n\u20ac103 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\nGli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla
\nnota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti.
\nI costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti
\ncon parti correlate.
\n\nNUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI
\nIl numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell\u2019area di consolidamento ripartito per categoria \u00e8 il seguente:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (numero) | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dirigenti | \n933 | \n19 | \n944 | \n19 | \n957 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quadri | \n9.257 | \n90 | \n9.157 | \n84 | \n9.084 | \n80 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impiegati | \n16.086 | \n431 | \n15.810 | \n420 | \n15.517 | \n420 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Operai | \n5.719 | \n282 | \n5.937 | \n294 | \n6.074 | \n288 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n31.995 | \n822 | \n31.848 | \n817 | \n31.632 | \n807 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl numero medio dei dipendenti \u00e8 calcolato come semisomma dei dipendenti all\u2019inizio e alla fine dell\u2019esercizio.
\nIl numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all\u2019estero la cui posizione organizzativa \u00e8 assimilabile alla qualifica di dirigente.
\n\nPIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI
\nDi seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione
\ndei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla
\nchiusura dell\u2019esercizio 2024.
\nL\u2019Assemblea nelle sedute del 13 maggio 2020 e del 10 maggio 2023
\nha approvato rispettivamente i Piani di Incentivazione di Lungo Ter-
\nmine 2020-2022 e 2023-2025, che prevedono l\u2019attribuzione fino a un
\nmassimo di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-
\n2022 e di 16 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2023-2025.
\nI Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre attribuzioni
\ndi azioni ordinarie ciascuno (rispettivamente negli anni 2020, 2021
\ne 2022 e negli anni 2023, 2024, 2025) e sono destinati all\u2019Ammini-
\nstratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue societ\u00e0 con-
\ntrollate rientranti nell\u2019ambito delle \u201crisorse manageriali critiche per il
\nbusiness\u201d, individuate tra coloro che occupano le posizioni pi\u00f9 diret-
\ntamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse
\nstrategico, compresi i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche. I Piani
\nprevedono l\u2019assegnazione ai beneficiari di azioni Eni a titolo gratui-
\nto al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli
\nstessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostan-
\nziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili
\ninternazionali, il costo dei piani \u00e8 determinato con riferimento al fair
\nvalue degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni
\nda assegnare al termine del vesting period; il costo \u00e8 rilevato pro rata
\ntemporis lungo il vesting period.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n
\n
\n\nLe caratteristiche di vesting dei Piani di remunerazione basati su azio-
\nni sono simili e sono collegate al raggiungimento degli obiettivi prefis-
\nsati dalla Societ\u00e0 in termini di risultati finanziari, apprezzamento delle
\nazioni come benchmark rispetto a un gruppo di competitors di Eni
\n(\u201cPeer Group\u201d) e determinati KPI di sostenibilit\u00e0 ambientale e riduzio-
\nne delle emissioni, in una percentuale rispettivamente del 40%, 25% e
\n35%, per il pi\u00f9 recente piano di remunerazione azionaria. In passato,
\nil vesting delle azioni includeva anche determinati obiettivi industriali.
\nIn base all\u2019andamento dei parametri di performance sopra indicati, il
\nnumero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall\u2019attri-
\nbuzione potr\u00e0 essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle
\nazioni attribuite inizialmente. Il 50% delle azioni che saranno effetti-
\nvamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sar\u00e0 sottopo-
\nsto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per:
\n(i) 1 anno dalla data di assegnazione per il Piano di Incentivazione di
\nLungo Termine 2020-2022; (ii) 2 anni dalla data di assegnazione per
\nil Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2023-2025.
\nAlla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di
\nEni: (i) nel 2024, n. 1.889.808 azioni; il fair value medio ponderato di
\ntali azioni alla medesima data \u00e8 pari a 9,39 euro per azione; (ii) nel
\n2023, n. 1.909.849 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni
\nalla medesima data \u00e8 pari a 10,82 euro per azione; (iii) nel 2022, n.
\n2.069.685 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla me-
\ndesima data \u00e8 pari a 9,20 euro per azione.
\nLa determinazione del fair value \u00e8 stata operata adottando appro-
\npriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri
\ndi performance previsti dai piani (metodo stocastico con riferimen-
\nto ad entrambi i Piani di Incentivazione di Lungo Termine in essere)
\ntenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di
\nattribuzione (\u20ac14,428 e \u20ac13,416 a seconda della grant date per l\u2019at-
\ntribuzione 2024; \u20ac15,482 e \u20ac15,068 a seconda della grant date per
\nl\u2019attribuzione 2023; \u20ac12,918 e \u20ac14,324 a seconda della grant date per
\nl\u2019attribuzione 2022), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (la
\ncui incidenza media annuale rispetto al valore del titolo Eni alla data
\ndi attribuzione risulta pari a 7,3% e 7,9% per l\u2019attribuzione 2024, 6,6%
\ne 6,8% per l\u2019attribuzione 2023, 6,8% e 6,1% per l\u2019attribuzione 2022,
\nconsiderando la volatilit\u00e0 del titolo (23,7% e 21,8% per l\u2019attribuzione
\n2024; 28,2% e 28,4% per l\u2019attribuzione 2023; 30% e 31% per l\u2019attri-
\nbuzione 2022), le previsioni relative all\u2019andamento dei parametri di
\nperformance, nonch\u00e9 il minor valore attribuibile alle azioni caratteriz-
\nzate dal vincolo di cedibilit\u00e0 al termine del vesting period (c.d. lock-up
\nperiod).
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati
\ncome componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipendenti
\ndella societ\u00e0, ammontano a \u20ac23 milioni (\u20ac20 milioni e \u20ac18 milioni
\nrispettivamente nel 2023 e 2022) con contropartita alle riserve di pa-
\ntrimonio netto.
\nPIANO DI AZIONARIATO DIFFUSO
\nL\u2019Assemblea degli Azionisti nella seduta del 15 maggio 2024 ha ap-
\nprovato il Piano di Azionariato Diffuso con la finalit\u00e0 di rafforzare il
\nsenso di appartenenza all\u2019azienda del personale Eni e promuovere
\nla partecipazione alla crescita del valore aziendale, in linea con gli
\ninteressi degli azionisti. Il Piano prevede tre assegnazioni annuali nel
\nperiodo 2024-2026 destinate ai dipendenti di Eni e delle sue societ\u00e0
\ncontrollate.
\nPer l\u2019anno 2024, si \u00e8 proceduto all\u2019assegnazione di azioni gratuite
\nda parte di Eni ai dipendenti a ruolo in Italia (circa 22 mila) che non
\npotranno essere trasferite e/o cedute dai dipendenti per 3 anni dalla
\ndata di assegnazione (periodo di lock-up).
\nAlla grant date (27 novembre 2024) sono state attribuite complessi-
\nvamente da parte di Eni nel 2024 n. 3.102.700 azioni.
\nCoerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle
\ndisposizioni dei principi contabili internazionali, il costo del piano \u00e8
\ndeterminato con riferimento al fair value delle azioni alla data di as-
\nsegnazione. La rilevazione del costo avverr\u00e0 pro rata temporis lungo
\nil triennio di riferimento.
\nI costi relativi al Piano di Azionariato Diffuso, rilevati come compo-
\nnente del costo lavoro in contropartita alle riserve di patrimonio net-
\nto, ammontano a \u20ac1 milione.
\n\nCOMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL
\nI compensi, inclusi i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai
\nsoggetti che hanno il potere e la responsabilit\u00e0 della pianificazione,
\ndirezione e controllo della Societ\u00e0 e quindi gli amministratori esecutivi
\ne non, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategica (c.d. key management
\npersonnel) in carica nel corso dell\u2019esercizio si analizzano come
\nsegue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Salari e stipendi | \n39 | \n35 | \n37 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Benefici successivi al rapporto di lavoro | \n4 | \n3 | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri benefici a lungo termine | \n23 | \n19 | \n17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Indennit\u00e0 per cessazione del rapporto di lavoro | \n | \n | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n66 | \n57 | \n66 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nCOMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA
\nI compensi spettanti agli amministratori ammontano a \u20ac12,9 milioni,
\n\u20ac13,9 milioni e \u20ac11,1 milioni rispettivamente per gli esercizi 2024, 2023
\ne 2022. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a \u20ac0,5 milioni, \u20ac0,6
\nmilioni e \u20ac0,6 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2024, 2023 e 2022.
\nI compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma
\navente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo
\nsvolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA
\ne in altre imprese incluse nell\u2019area di consolidamento, che abbiano
\ncostituito un costo per Eni, anche se non soggetti all\u2019imposta sul
\nreddito delle persone fisiche.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfExpensesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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"Tag1213": {
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\n\n
\n
\n
\n30 Costi
\n\nACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | \n54.204 | \n58.170 | \n85.139 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per servizi | \n12.217 | \n11.512 | \n10.303 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per godimento di beni di terzi | \n1.512 | \n1.432 | \n2.301 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n1.397 | \n1.369 | \n2.985 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri oneri | \n2.073 | \n1.746 | \n2.069 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n71.403 | \n74.229 | \n102.797 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(227) | \n(367) | \n(246) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(62) | \n(26) | \n(22) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n71.114 | \n73.836 | \n102.529 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi
\ngeologici e geofisici che ammontano a \u20ac186 milioni (\u20ac205 milioni e
\n\u20ac220 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\n\nI costi di ricerca e sviluppo e miglioramento tecnologico privi dei requi-
\nsiti per la rilevazione nell\u2019attivo patrimoniale ammontano a \u20ac178 milio-
\nni (\u20ac166 milioni e \u20ac164 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su di-
\nritti di estrazione di idrocarburi per \u20ac1.122 milioni (\u20ac1.138 milioni e
\n\u20ac1.570 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\nGli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per
\nesuberanza riguardano: (i) l\u2019accantonamento netto al fondo rischi
\nambientali di \u20ac848 milioni (accantonamento netto di \u20ac559 milioni e
\ndi \u20ac1.700 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022); (ii) l\u2019accanto-
\nnamento netto al fondo abbandono e ripristino siti e social project
\ndi \u20ac300 milioni (accantonamento netto di \u20ac305 milioni e di \u20ac376 mi-
\nlioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022), di cui \u20ac250 milioni per la
\ndismissione di asset oil & gas esauriti in cui l\u2019ammortamento UOP \u00e8
\ncessato; (iii) l\u2019accantonamento netto del fondo rischi per contenzio-
\nsi di \u20ac40 milioni (rilasci netti di \u20ac87 milioni e accantonamenti netti
\ndi \u20ac501 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022). Maggiori in-
\nformazioni sono riportate alla nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri.
\nGli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per
\nesuberanza sono analizzati per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 - In-
\nformazioni per settore di attivit\u00e0 e per area geografica.
\nLe informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 - Dirit-
\nto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\n
\n\nCOSTO LAVORO
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Salari e stipendi | \n2.665 | \n2.427 | \n2.311 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri sociali | \n527 | \n497 | \n465 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | \n96 | \n156 | \n174 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri costi | \n123 | \n196 | \n194 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.411 | \n3.276 | \n3.144 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(139) | \n(131) | \n(120) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(10) | \n(9) | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.262 | \n3.136 | \n3.015 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per \u20ac66 milioni
\n(\u20ac56 milioni e \u20ac78 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022) e one-
\nri per programmi a contributi definiti per \u20ac104 milioni (\u20ac102 milioni e
\n\u20ac103 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\nGli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla
\nnota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti.
\nI costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti
\ncon parti correlate.
\n\nNUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI
\nIl numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell\u2019area di consolidamento ripartito per categoria \u00e8 il seguente:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (numero) | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dirigenti | \n933 | \n19 | \n944 | \n19 | \n957 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quadri | \n9.257 | \n90 | \n9.157 | \n84 | \n9.084 | \n80 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impiegati | \n16.086 | \n431 | \n15.810 | \n420 | \n15.517 | \n420 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Operai | \n5.719 | \n282 | \n5.937 | \n294 | \n6.074 | \n288 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n31.995 | \n822 | \n31.848 | \n817 | \n31.632 | \n807 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl numero medio dei dipendenti \u00e8 calcolato come semisomma dei dipendenti all\u2019inizio e alla fine dell\u2019esercizio.
\nIl numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all\u2019estero la cui posizione organizzativa \u00e8 assimilabile alla qualifica di dirigente.
\n\nPIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI
\nDi seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione
\ndei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla
\nchiusura dell\u2019esercizio 2024.
\nL\u2019Assemblea nelle sedute del 13 maggio 2020 e del 10 maggio 2023
\nha approvato rispettivamente i Piani di Incentivazione di Lungo Ter-
\nmine 2020-2022 e 2023-2025, che prevedono l\u2019attribuzione fino a un
\nmassimo di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-
\n2022 e di 16 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2023-2025.
\nI Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre attribuzioni
\ndi azioni ordinarie ciascuno (rispettivamente negli anni 2020, 2021
\ne 2022 e negli anni 2023, 2024, 2025) e sono destinati all\u2019Ammini-
\nstratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue societ\u00e0 con-
\ntrollate rientranti nell\u2019ambito delle \u201crisorse manageriali critiche per il
\nbusiness\u201d, individuate tra coloro che occupano le posizioni pi\u00f9 diret-
\ntamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse
\nstrategico, compresi i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche. I Piani
\nprevedono l\u2019assegnazione ai beneficiari di azioni Eni a titolo gratui-
\nto al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli
\nstessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostan-
\nziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili
\ninternazionali, il costo dei piani \u00e8 determinato con riferimento al fair
\nvalue degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni
\nda assegnare al termine del vesting period; il costo \u00e8 rilevato pro rata
\ntemporis lungo il vesting period.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n\nLe caratteristiche di vesting dei Piani di remunerazione basati su azio-
\nni sono simili e sono collegate al raggiungimento degli obiettivi prefis-
\nsati dalla Societ\u00e0 in termini di risultati finanziari, apprezzamento delle
\nazioni come benchmark rispetto a un gruppo di competitors di Eni
\n(\u201cPeer Group\u201d) e determinati KPI di sostenibilit\u00e0 ambientale e riduzio-
\nne delle emissioni, in una percentuale rispettivamente del 40%, 25% e
\n35%, per il pi\u00f9 recente piano di remunerazione azionaria. In passato,
\nil vesting delle azioni includeva anche determinati obiettivi industriali.
\nIn base all\u2019andamento dei parametri di performance sopra indicati, il
\nnumero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall\u2019attri-
\nbuzione potr\u00e0 essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle
\nazioni attribuite inizialmente. Il 50% delle azioni che saranno effetti-
\nvamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sar\u00e0 sottopo-
\nsto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per:
\n(i) 1 anno dalla data di assegnazione per il Piano di Incentivazione di
\nLungo Termine 2020-2022; (ii) 2 anni dalla data di assegnazione per
\nil Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2023-2025.
\nAlla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di
\nEni: (i) nel 2024, n. 1.889.808 azioni; il fair value medio ponderato di
\ntali azioni alla medesima data \u00e8 pari a 9,39 euro per azione; (ii) nel
\n2023, n. 1.909.849 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni
\nalla medesima data \u00e8 pari a 10,82 euro per azione; (iii) nel 2022, n.
\n2.069.685 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla me-
\ndesima data \u00e8 pari a 9,20 euro per azione.
\nLa determinazione del fair value \u00e8 stata operata adottando appro-
\npriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri
\ndi performance previsti dai piani (metodo stocastico con riferimen-
\nto ad entrambi i Piani di Incentivazione di Lungo Termine in essere)
\ntenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di
\nattribuzione (\u20ac14,428 e \u20ac13,416 a seconda della grant date per l\u2019at-
\ntribuzione 2024; \u20ac15,482 e \u20ac15,068 a seconda della grant date per
\nl\u2019attribuzione 2023; \u20ac12,918 e \u20ac14,324 a seconda della grant date per
\nl\u2019attribuzione 2022), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (la
\ncui incidenza media annuale rispetto al valore del titolo Eni alla data
\ndi attribuzione risulta pari a 7,3% e 7,9% per l\u2019attribuzione 2024, 6,6%
\ne 6,8% per l\u2019attribuzione 2023, 6,8% e 6,1% per l\u2019attribuzione 2022,
\nconsiderando la volatilit\u00e0 del titolo (23,7% e 21,8% per l\u2019attribuzione
\n2024; 28,2% e 28,4% per l\u2019attribuzione 2023; 30% e 31% per l\u2019attri-
\nbuzione 2022), le previsioni relative all\u2019andamento dei parametri di
\nperformance, nonch\u00e9 il minor valore attribuibile alle azioni caratteriz-
\nzate dal vincolo di cedibilit\u00e0 al termine del vesting period (c.d. lock-up
\nperiod).
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati
\ncome componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipendenti
\ndella societ\u00e0, ammontano a \u20ac23 milioni (\u20ac20 milioni e \u20ac18 milioni
\nrispettivamente nel 2023 e 2022) con contropartita alle riserve di pa-
\ntrimonio netto.
\nPIANO DI AZIONARIATO DIFFUSO
\nL\u2019Assemblea degli Azionisti nella seduta del 15 maggio 2024 ha ap-
\nprovato il Piano di Azionariato Diffuso con la finalit\u00e0 di rafforzare il
\nsenso di appartenenza all\u2019azienda del personale Eni e promuovere
\nla partecipazione alla crescita del valore aziendale, in linea con gli
\ninteressi degli azionisti. Il Piano prevede tre assegnazioni annuali nel
\nperiodo 2024-2026 destinate ai dipendenti di Eni e delle sue societ\u00e0
\ncontrollate.
\nPer l\u2019anno 2024, si \u00e8 proceduto all\u2019assegnazione di azioni gratuite
\nda parte di Eni ai dipendenti a ruolo in Italia (circa 22 mila) che non
\npotranno essere trasferite e/o cedute dai dipendenti per 3 anni dalla
\ndata di assegnazione (periodo di lock-up).
\nAlla grant date (27 novembre 2024) sono state attribuite complessi-
\nvamente da parte di Eni nel 2024 n. 3.102.700 azioni.
\nCoerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle
\ndisposizioni dei principi contabili internazionali, il costo del piano \u00e8
\ndeterminato con riferimento al fair value delle azioni alla data di as-
\nsegnazione. La rilevazione del costo avverr\u00e0 pro rata temporis lungo
\nil triennio di riferimento.
\nI costi relativi al Piano di Azionariato Diffuso, rilevati come compo-
\nnente del costo lavoro in contropartita alle riserve di patrimonio net-
\nto, ammontano a \u20ac1 milione.
\n\nCOMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL
\nI compensi, inclusi i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai
\nsoggetti che hanno il potere e la responsabilit\u00e0 della pianificazione,
\ndirezione e controllo della Societ\u00e0 e quindi gli amministratori esecutivi
\ne non, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategica (c.d. key management
\npersonnel) in carica nel corso dell\u2019esercizio si analizzano come
\nsegue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Salari e stipendi | \n39 | \n35 | \n37 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Benefici successivi al rapporto di lavoro | \n4 | \n3 | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri benefici a lungo termine | \n23 | \n19 | \n17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Indennit\u00e0 per cessazione del rapporto di lavoro | \n | \n | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n66 | \n57 | \n66 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nCOMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA
\nI compensi spettanti agli amministratori ammontano a \u20ac12,9 milioni,
\n\u20ac13,9 milioni e \u20ac11,1 milioni rispettivamente per gli esercizi 2024, 2023
\ne 2022. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a \u20ac0,5 milioni, \u20ac0,6
\nmilioni e \u20ac0,6 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2024, 2023 e 2022.
\nI compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma
\navente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo
\nsvolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA
\ne in altre imprese incluse nell\u2019area di consolidamento, che abbiano
\ncostituito un costo per Eni, anche se non soggetti all\u2019imposta sul
\nreddito delle persone fisiche.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfExpensesByNatureExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
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"Tag1216": {
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\n
\n
\n30 Costi
\n\nACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | \n54.204 | \n58.170 | \n85.139 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per servizi | \n12.217 | \n11.512 | \n10.303 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per godimento di beni di terzi | \n1.512 | \n1.432 | \n2.301 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n1.397 | \n1.369 | \n2.985 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri oneri | \n2.073 | \n1.746 | \n2.069 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n71.403 | \n74.229 | \n102.797 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(227) | \n(367) | \n(246) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(62) | \n(26) | \n(22) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n71.114 | \n73.836 | \n102.529 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi
\ngeologici e geofisici che ammontano a \u20ac186 milioni (\u20ac205 milioni e
\n\u20ac220 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\n\nI costi di ricerca e sviluppo e miglioramento tecnologico privi dei requi-
\nsiti per la rilevazione nell\u2019attivo patrimoniale ammontano a \u20ac178 milio-
\nni (\u20ac166 milioni e \u20ac164 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su di-
\nritti di estrazione di idrocarburi per \u20ac1.122 milioni (\u20ac1.138 milioni e
\n\u20ac1.570 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\nGli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per
\nesuberanza riguardano: (i) l\u2019accantonamento netto al fondo rischi
\nambientali di \u20ac848 milioni (accantonamento netto di \u20ac559 milioni e
\ndi \u20ac1.700 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022); (ii) l\u2019accanto-
\nnamento netto al fondo abbandono e ripristino siti e social project
\ndi \u20ac300 milioni (accantonamento netto di \u20ac305 milioni e di \u20ac376 mi-
\nlioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022), di cui \u20ac250 milioni per la
\ndismissione di asset oil & gas esauriti in cui l\u2019ammortamento UOP \u00e8
\ncessato; (iii) l\u2019accantonamento netto del fondo rischi per contenzio-
\nsi di \u20ac40 milioni (rilasci netti di \u20ac87 milioni e accantonamenti netti
\ndi \u20ac501 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022). Maggiori in-
\nformazioni sono riportate alla nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri.
\nGli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per
\nesuberanza sono analizzati per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 - In-
\nformazioni per settore di attivit\u00e0 e per area geografica.
\nLe informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 - Dirit-
\nto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n\nCOSTO LAVORO
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Salari e stipendi | \n2.665 | \n2.427 | \n2.311 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri sociali | \n527 | \n497 | \n465 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | \n96 | \n156 | \n174 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri costi | \n123 | \n196 | \n194 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.411 | \n3.276 | \n3.144 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(139) | \n(131) | \n(120) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(10) | \n(9) | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.262 | \n3.136 | \n3.015 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nGli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per \u20ac66 milioni
\n(\u20ac56 milioni e \u20ac78 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022) e one-
\nri per programmi a contributi definiti per \u20ac104 milioni (\u20ac102 milioni e
\n\u20ac103 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\nGli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla
\nnota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti.
\nI costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti
\ncon parti correlate.
\n\nNUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI
\nIl numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell\u2019area di consolidamento ripartito per categoria \u00e8 il seguente:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (numero) | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dirigenti | \n933 | \n19 | \n944 | \n19 | \n957 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quadri | \n9.257 | \n90 | \n9.157 | \n84 | \n9.084 | \n80 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impiegati | \n16.086 | \n431 | \n15.810 | \n420 | \n15.517 | \n420 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Operai | \n5.719 | \n282 | \n5.937 | \n294 | \n6.074 | \n288 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n31.995 | \n822 | \n31.848 | \n817 | \n31.632 | \n807 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl numero medio dei dipendenti \u00e8 calcolato come semisomma dei dipendenti all\u2019inizio e alla fine dell\u2019esercizio.
\nIl numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all\u2019estero la cui posizione organizzativa \u00e8 assimilabile alla qualifica di dirigente.
\n\nPIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI
\nDi seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione
\ndei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla
\nchiusura dell\u2019esercizio 2024.
\nL\u2019Assemblea nelle sedute del 13 maggio 2020 e del 10 maggio 2023
\nha approvato rispettivamente i Piani di Incentivazione di Lungo Ter-
\nmine 2020-2022 e 2023-2025, che prevedono l\u2019attribuzione fino a un
\nmassimo di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-
\n2022 e di 16 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2023-2025.
\nI Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre attribuzioni
\ndi azioni ordinarie ciascuno (rispettivamente negli anni 2020, 2021
\ne 2022 e negli anni 2023, 2024, 2025) e sono destinati all\u2019Ammini-
\nstratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue societ\u00e0 con-
\ntrollate rientranti nell\u2019ambito delle \u201crisorse manageriali critiche per il
\nbusiness\u201d, individuate tra coloro che occupano le posizioni pi\u00f9 diret-
\ntamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse
\nstrategico, compresi i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche. I Piani
\nprevedono l\u2019assegnazione ai beneficiari di azioni Eni a titolo gratui-
\nto al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli
\nstessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostan-
\nziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili
\ninternazionali, il costo dei piani \u00e8 determinato con riferimento al fair
\nvalue degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni
\nda assegnare al termine del vesting period; il costo \u00e8 rilevato pro rata
\ntemporis lungo il vesting period.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\nLe caratteristiche di vesting dei Piani di remunerazione basati su azio-
\nni sono simili e sono collegate al raggiungimento degli obiettivi prefis-
\nsati dalla Societ\u00e0 in termini di risultati finanziari, apprezzamento delle
\nazioni come benchmark rispetto a un gruppo di competitors di Eni
\n(\u201cPeer Group\u201d) e determinati KPI di sostenibilit\u00e0 ambientale e riduzio-
\nne delle emissioni, in una percentuale rispettivamente del 40%, 25% e
\n35%, per il pi\u00f9 recente piano di remunerazione azionaria. In passato,
\nil vesting delle azioni includeva anche determinati obiettivi industriali.
\nIn base all\u2019andamento dei parametri di performance sopra indicati, il
\nnumero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall\u2019attri-
\nbuzione potr\u00e0 essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle
\nazioni attribuite inizialmente. Il 50% delle azioni che saranno effetti-
\nvamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sar\u00e0 sottopo-
\nsto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per:
\n(i) 1 anno dalla data di assegnazione per il Piano di Incentivazione di
\nLungo Termine 2020-2022; (ii) 2 anni dalla data di assegnazione per
\nil Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2023-2025.
\nAlla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di
\nEni: (i) nel 2024, n. 1.889.808 azioni; il fair value medio ponderato di
\ntali azioni alla medesima data \u00e8 pari a 9,39 euro per azione; (ii) nel
\n2023, n. 1.909.849 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni
\nalla medesima data \u00e8 pari a 10,82 euro per azione; (iii) nel 2022, n.
\n2.069.685 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla me-
\ndesima data \u00e8 pari a 9,20 euro per azione.
\nLa determinazione del fair value \u00e8 stata operata adottando appro-
\npriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri
\ndi performance previsti dai piani (metodo stocastico con riferimen-
\nto ad entrambi i Piani di Incentivazione di Lungo Termine in essere)
\ntenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di
\nattribuzione (\u20ac14,428 e \u20ac13,416 a seconda della grant date per l\u2019at-
\ntribuzione 2024; \u20ac15,482 e \u20ac15,068 a seconda della grant date per
\nl\u2019attribuzione 2023; \u20ac12,918 e \u20ac14,324 a seconda della grant date per
\nl\u2019attribuzione 2022), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (la
\ncui incidenza media annuale rispetto al valore del titolo Eni alla data
\ndi attribuzione risulta pari a 7,3% e 7,9% per l\u2019attribuzione 2024, 6,6%
\ne 6,8% per l\u2019attribuzione 2023, 6,8% e 6,1% per l\u2019attribuzione 2022,
\nconsiderando la volatilit\u00e0 del titolo (23,7% e 21,8% per l\u2019attribuzione
\n2024; 28,2% e 28,4% per l\u2019attribuzione 2023; 30% e 31% per l\u2019attri-
\nbuzione 2022), le previsioni relative all\u2019andamento dei parametri di
\nperformance, nonch\u00e9 il minor valore attribuibile alle azioni caratteriz-
\nzate dal vincolo di cedibilit\u00e0 al termine del vesting period (c.d. lock-up
\nperiod).
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati
\ncome componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipendenti
\ndella societ\u00e0, ammontano a \u20ac23 milioni (\u20ac20 milioni e \u20ac18 milioni
\nrispettivamente nel 2023 e 2022) con contropartita alle riserve di pa-
\ntrimonio netto.
\nPIANO DI AZIONARIATO DIFFUSO
\nL\u2019Assemblea degli Azionisti nella seduta del 15 maggio 2024 ha ap-
\nprovato il Piano di Azionariato Diffuso con la finalit\u00e0 di rafforzare il
\nsenso di appartenenza all\u2019azienda del personale Eni e promuovere
\nla partecipazione alla crescita del valore aziendale, in linea con gli
\ninteressi degli azionisti. Il Piano prevede tre assegnazioni annuali nel
\nperiodo 2024-2026 destinate ai dipendenti di Eni e delle sue societ\u00e0
\ncontrollate.
\nPer l\u2019anno 2024, si \u00e8 proceduto all\u2019assegnazione di azioni gratuite
\nda parte di Eni ai dipendenti a ruolo in Italia (circa 22 mila) che non
\npotranno essere trasferite e/o cedute dai dipendenti per 3 anni dalla
\ndata di assegnazione (periodo di lock-up).
\nAlla grant date (27 novembre 2024) sono state attribuite complessi-
\nvamente da parte di Eni nel 2024 n. 3.102.700 azioni.
\nCoerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle
\ndisposizioni dei principi contabili internazionali, il costo del piano \u00e8
\ndeterminato con riferimento al fair value delle azioni alla data di as-
\nsegnazione. La rilevazione del costo avverr\u00e0 pro rata temporis lungo
\nil triennio di riferimento.
\nI costi relativi al Piano di Azionariato Diffuso, rilevati come compo-
\nnente del costo lavoro in contropartita alle riserve di patrimonio net-
\nto, ammontano a \u20ac1 milione.
\n\nCOMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL
\nI compensi, inclusi i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai
\nsoggetti che hanno il potere e la responsabilit\u00e0 della pianificazione,
\ndirezione e controllo della Societ\u00e0 e quindi gli amministratori esecutivi
\ne non, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategica (c.d. key management
\npersonnel) in carica nel corso dell\u2019esercizio si analizzano come
\nsegue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Salari e stipendi | \n39 | \n35 | \n37 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Benefici successivi al rapporto di lavoro | \n4 | \n3 | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri benefici a lungo termine | \n23 | \n19 | \n17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Indennit\u00e0 per cessazione del rapporto di lavoro | \n | \n | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n66 | \n57 | \n66 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nCOMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA
\nI compensi spettanti agli amministratori ammontano a \u20ac12,9 milioni,
\n\u20ac13,9 milioni e \u20ac11,1 milioni rispettivamente per gli esercizi 2024, 2023
\ne 2022. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a \u20ac0,5 milioni, \u20ac0,6
\nmilioni e \u20ac0,6 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2024, 2023 e 2022.
\nI compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma
\navente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo
\nsvolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA
\ne in altre imprese incluse nell\u2019area di consolidamento, che abbiano
\ncostituito un costo per Eni, anche se non soggetti all\u2019imposta sul
\nreddito delle persone fisiche.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag1219": {
"value": "\nACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | \n54.204 | \n58.170 | \n85.139 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per servizi | \n12.217 | \n11.512 | \n10.303 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per godimento di beni di terzi | \n1.512 | \n1.432 | \n2.301 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n1.397 | \n1.369 | \n2.985 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri oneri | \n2.073 | \n1.746 | \n2.069 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n71.403 | \n74.229 | \n102.797 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(227) | \n(367) | \n(246) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(62) | \n(26) | \n(22) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n71.114 | \n73.836 | \n102.529 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutPurchaseServicesAndOtherExplanatory",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1220": {
"value": "\nI costi di ricerca e sviluppo e miglioramento tecnologico privi dei requi-
\nsiti per la rilevazione nell\u2019attivo patrimoniale ammontano a \u20ac178 milio-
\nni (\u20ac166 milioni e \u20ac164 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfResearchAndDevelopmentExpenseExplanatory",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1221": {
"value": "\nCOSTO LAVORO
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Salari e stipendi | \n2.665 | \n2.427 | \n2.311 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri sociali | \n527 | \n497 | \n465 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | \n96 | \n156 | \n174 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri costi | \n123 | \n196 | \n194 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.411 | \n3.276 | \n3.144 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(139) | \n(131) | \n(120) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(10) | \n(9) | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.262 | \n3.136 | \n3.015 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "eni:PayrollAndRelatedCostsExplanatory",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1222": {
"value": "\nNUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI
\nIl numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell\u2019area di consolidamento ripartito per categoria \u00e8 il seguente:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (numero) | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dirigenti | \n933 | \n19 | \n944 | \n19 | \n957 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quadri | \n9.257 | \n90 | \n9.157 | \n84 | \n9.084 | \n80 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impiegati | \n16.086 | \n431 | \n15.810 | \n420 | \n15.517 | \n420 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Operai | \n5.719 | \n282 | \n5.937 | \n294 | \n6.074 | \n288 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n31.995 | \n822 | \n31.848 | \n817 | \n31.632 | \n807 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInformationAboutEmployeesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1223": {
"value": "\nPIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI
\nDi seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione
\ndei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla
\nchiusura dell\u2019esercizio 2024.
\nL\u2019Assemblea nelle sedute del 13 maggio 2020 e del 10 maggio 2023
\nha approvato rispettivamente i Piani di Incentivazione di Lungo Ter-
\nmine 2020-2022 e 2023-2025, che prevedono l\u2019attribuzione fino a un
\nmassimo di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-
\n2022 e di 16 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2023-2025.
\nI Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre attribuzioni
\ndi azioni ordinarie ciascuno (rispettivamente negli anni 2020, 2021
\ne 2022 e negli anni 2023, 2024, 2025) e sono destinati all\u2019Ammini-
\nstratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue societ\u00e0 con-
\ntrollate rientranti nell\u2019ambito delle \u201crisorse manageriali critiche per il
\nbusiness\u201d, individuate tra coloro che occupano le posizioni pi\u00f9 diret-
\ntamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse
\nstrategico, compresi i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategiche. I Piani
\nprevedono l\u2019assegnazione ai beneficiari di azioni Eni a titolo gratui-
\nto al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli
\nstessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostan-
\nziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili
\ninternazionali, il costo dei piani \u00e8 determinato con riferimento al fair
\nvalue degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni
\nda assegnare al termine del vesting period; il costo \u00e8 rilevato pro rata
\ntemporis lungo il vesting period.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe caratteristiche di vesting dei Piani di remunerazione basati su azio-
\nni sono simili e sono collegate al raggiungimento degli obiettivi prefis-
\nsati dalla Societ\u00e0 in termini di risultati finanziari, apprezzamento delle
\nazioni come benchmark rispetto a un gruppo di competitors di Eni
\n(\u201cPeer Group\u201d) e determinati KPI di sostenibilit\u00e0 ambientale e riduzio-
\nne delle emissioni, in una percentuale rispettivamente del 40%, 25% e
\n35%, per il pi\u00f9 recente piano di remunerazione azionaria. In passato,
\nil vesting delle azioni includeva anche determinati obiettivi industriali.
\nIn base all\u2019andamento dei parametri di performance sopra indicati, il
\nnumero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall\u2019attri-
\nbuzione potr\u00e0 essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle
\nazioni attribuite inizialmente. Il 50% delle azioni che saranno effetti-
\nvamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sar\u00e0 sottopo-
\nsto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per:
\n(i) 1 anno dalla data di assegnazione per il Piano di Incentivazione di
\nLungo Termine 2020-2022; (ii) 2 anni dalla data di assegnazione per
\nil Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2023-2025.
\nAlla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di
\nEni: (i) nel 2024, n. 1.889.808 azioni; il fair value medio ponderato di
\ntali azioni alla medesima data \u00e8 pari a 9,39 euro per azione; (ii) nel
\n2023, n. 1.909.849 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni
\nalla medesima data \u00e8 pari a 10,82 euro per azione; (iii) nel 2022, n.
\n2.069.685 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla me-
\ndesima data \u00e8 pari a 9,20 euro per azione.
\nLa determinazione del fair value \u00e8 stata operata adottando appro-
\npriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri
\ndi performance previsti dai piani (metodo stocastico con riferimen-
\nto ad entrambi i Piani di Incentivazione di Lungo Termine in essere)
\ntenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di
\nattribuzione (\u20ac14,428 e \u20ac13,416 a seconda della grant date per l\u2019at-
\ntribuzione 2024; \u20ac15,482 e \u20ac15,068 a seconda della grant date per
\nl\u2019attribuzione 2023; \u20ac12,918 e \u20ac14,324 a seconda della grant date per
\nl\u2019attribuzione 2022), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (la
\ncui incidenza media annuale rispetto al valore del titolo Eni alla data
\ndi attribuzione risulta pari a 7,3% e 7,9% per l\u2019attribuzione 2024, 6,6%
\ne 6,8% per l\u2019attribuzione 2023, 6,8% e 6,1% per l\u2019attribuzione 2022,
\nconsiderando la volatilit\u00e0 del titolo (23,7% e 21,8% per l\u2019attribuzione
\n2024; 28,2% e 28,4% per l\u2019attribuzione 2023; 30% e 31% per l\u2019attri-
\nbuzione 2022), le previsioni relative all\u2019andamento dei parametri di
\nperformance, nonch\u00e9 il minor valore attribuibile alle azioni caratteriz-
\nzate dal vincolo di cedibilit\u00e0 al termine del vesting period (c.d. lock-up
\nperiod).
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfSharebasedPaymentArrangementsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1236": {
"value": "\nCOMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL
\nI compensi, inclusi i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai
\nsoggetti che hanno il potere e la responsabilit\u00e0 della pianificazione,
\ndirezione e controllo della Societ\u00e0 e quindi gli amministratori esecutivi
\ne non, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategica (c.d. key management
\npersonnel) in carica nel corso dell\u2019esercizio si analizzano come
\nsegue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Salari e stipendi | \n39 | \n35 | \n37 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Benefici successivi al rapporto di lavoro | \n4 | \n3 | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri benefici a lungo termine | \n23 | \n19 | \n17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Indennit\u00e0 per cessazione del rapporto di lavoro | \n | \n | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n66 | \n57 | \n66 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInformationAboutKeyManagementPersonnelExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1224": {
"value": "\n
\n\n
\n\n
\n
\n31 Proventi (oneri) finanziari
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi finanziari | \n7.715 | \n7.417 | \n8.450 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.980) | \n(8.113) | \n(9.333) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico | \n388 | \n284 | \n(55) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n278 | \n(61) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(599) | \n(473) | \n(925) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | \n(827) | \n(667) | \n(507) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Proventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading | \n367 | \n250 | \n(53) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Proventi (oneri) netti su altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | \n21 | \n34 | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | \n(358) | \n(207) | \n(128) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi passivi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(314) | \n(267) | \n(315) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi attivi verso banche | \n294 | \n356 | \n57 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attivit\u00e0 operativa | \n161 | \n14 | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(656) | \n(487) | \n(939) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze attive (passive) di cambio | \n(38) | \n255 | \n238 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n278 | \n(61) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attivit\u00e0 operativa | \n44 | \n153 | \n128 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | \n222 | \n94 | \n38 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo(a) | \n(261) | \n(341) | \n(199) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri proventi (oneri) finanziari | \n(188) | \n(86) | \n(204) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(183) | \n(180) | \n(237) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(599) | \n(473) | \n(925) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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(a) La voce riguarda l\u2019incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passivit\u00e0 non correnti del bilancio.
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\nGli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\nI proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n
\n
\n31 Proventi (oneri) finanziari
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi finanziari | \n7.715 | \n7.417 | \n8.450 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.980) | \n(8.113) | \n(9.333) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico | \n388 | \n284 | \n(55) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n278 | \n(61) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(599) | \n(473) | \n(925) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | \n(827) | \n(667) | \n(507) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Proventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading | \n367 | \n250 | \n(53) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Proventi (oneri) netti su altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | \n21 | \n34 | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | \n(358) | \n(207) | \n(128) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi passivi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(314) | \n(267) | \n(315) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi attivi verso banche | \n294 | \n356 | \n57 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attivit\u00e0 operativa | \n161 | \n14 | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(656) | \n(487) | \n(939) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze attive (passive) di cambio | \n(38) | \n255 | \n238 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n278 | \n(61) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attivit\u00e0 operativa | \n44 | \n153 | \n128 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | \n222 | \n94 | \n38 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo(a) | \n(261) | \n(341) | \n(199) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri proventi (oneri) finanziari | \n(188) | \n(86) | \n(204) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(183) | \n(180) | \n(237) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(599) | \n(473) | \n(925) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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(a) La voce riguarda l\u2019incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passivit\u00e0 non correnti del bilancio.
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\nGli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\nI proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
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\n31 Proventi (oneri) finanziari
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi finanziari | \n7.715 | \n7.417 | \n8.450 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.980) | \n(8.113) | \n(9.333) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico | \n388 | \n284 | \n(55) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n278 | \n(61) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(599) | \n(473) | \n(925) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | \n(827) | \n(667) | \n(507) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Proventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading | \n367 | \n250 | \n(53) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Proventi (oneri) netti su altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | \n21 | \n34 | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | \n(358) | \n(207) | \n(128) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi passivi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(314) | \n(267) | \n(315) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi attivi verso banche | \n294 | \n356 | \n57 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attivit\u00e0 operativa | \n161 | \n14 | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n| Differenze attive (passive) di cambio | \n(38) | \n255 | \n238 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n278 | \n(61) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attivit\u00e0 operativa | \n44 | \n153 | \n128 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | \n222 | \n94 | \n38 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo(a) | \n(261) | \n(341) | \n(199) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri proventi (oneri) finanziari | \n(188) | \n(86) | \n(204) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(183) | \n(180) | \n(237) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(599) | \n(473) | \n(925) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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(a) La voce riguarda l\u2019incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passivit\u00e0 non correnti del bilancio.
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\nGli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\nI proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
\n
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\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi finanziari | \n7.715 | \n7.417 | \n8.450 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.980) | \n(8.113) | \n(9.333) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico | \n388 | \n284 | \n(55) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n | \n(599) | \n(473) | \n(925) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | \n(827) | \n(667) | \n(507) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Proventi (oneri) netti su attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading | \n367 | \n250 | \n(53) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Proventi (oneri) netti su altre attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | \n21 | \n34 | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | \n(358) | \n(207) | \n(128) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi passivi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(314) | \n(267) | \n(315) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi attivi verso banche | \n294 | \n356 | \n57 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attivit\u00e0 operativa | \n161 | \n14 | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n| Differenze attive (passive) di cambio | \n(38) | \n255 | \n238 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n278 | \n(61) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attivit\u00e0 operativa | \n44 | \n153 | \n128 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | \n222 | \n94 | \n38 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo(a) | \n(261) | \n(341) | \n(199) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri proventi (oneri) finanziari | \n(188) | \n(86) | \n(204) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(183) | \n(180) | \n(237) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(599) | \n(473) | \n(925) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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(a) La voce riguarda l\u2019incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passivit\u00e0 non correnti del bilancio.
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},
"Tag702": {
"value": "\n
\n32 Proventi (oneri) su partecipazioni
\nEFFETTO VALUTAZIONE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO
\nL\u2019analisi degli incrementi e decrementi per effetto del risultato delle
\npartecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto \u00e8 indicata
\nalla nota n. 16 - Partecipazioni.
\nL\u2019effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto \u00e8 analizzato
\nper settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 - Informazioni per settore di atti-
\nvit\u00e0 e per area geografica.
\n\nALTRI PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi | \n227 | \n255 | \n351 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita | \n562 | \n430 | \n483 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) netti | \n195 | \n423 | \n2.789 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n984 | \n1.108 | \n3.623 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI dividendi si riferiscono essenzialmente alla Nigeria LNG Ltd per
\n\u20ac166 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co \u201cIBN ZAHR\u201d
\nper \u20ac22 milioni (rispettivamente \u20ac179 milioni e \u20ac55 milioni nel 2023
\ne \u20ac247 milioni e \u20ac77 milioni nel 2022).
\nLe plusvalenze da vendite si riferiscono per \u20ac371 milioni alla plusva-
\nlenza realizzata dalla cessione del 100% del capitale della Nigerian
\nAgip Oil Co Ltd alla societ\u00e0 Oando Plc e per \u20ac166 milioni alla plusva-
\nlenza realizzata dalla cessione del 10% del capitale della Saipem SpA
\navvenuta attraverso un processo di accelerated bookbuilding rivolto
\na investitori istituzionali e comprende il realizzo di effetti rilevati ad
\nutile complessivo per \u20ac9 milioni.
\nGli altri proventi netti si riferiscono per \u20ac118 milioni alla plusvalenza da
\nvalutazione al fair value della business combination Ithaca Energy Plc.
\nLe plusvalenze da vendite del 2023 si riferivano alla cessione a Snam
\ndel 49,9% del capitale della joint venture SeaCorridor Srl e gli altri
\nproventi netti comprendevano la plusvalenza da valutazione al fair
\nvalue della quota mantenuta dell\u2019entit\u00e0.
\nLe plusvalenze da vendite del 2022 si riferivano alla cessione me-
\ndiante operazioni di mercato di una partecipazione in V\u00e5r Energi ASA.
\nGli altri proventi netti del 2022 si riferivano per \u20ac2.542 milioni alla
\nplusvalenza da valutazione al fair value della business combination
\ntra Eni e bp con la costituzione della joint venture Azule Energy Hol-
\ndings Ltd e comprendevano il realizzo di differenze attive di cambio
\nda conversione per \u20ac764 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag678": {
"value": "\nALTRI PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi | \n227 | \n255 | \n351 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita | \n562 | \n430 | \n483 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) netti | \n195 | \n423 | \n2.789 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n984 | \n1.108 | \n3.623 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag679": {
"value": "\n
\n33 Imposte sul reddito
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte correnti: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -imprese italiane | \n(255) | \n97 | \n1.920 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | \n4.946 | \n5.349 | \n7.027 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -altre imprese estere | \n22 | \n185 | \n944 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.713 | \n5.631 | \n9.891 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte differite e anticipate nette: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -imprese italiane | \n(1.433) | \n(137) | \n(2.191) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | \n294 | \n(22) | \n713 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -altre imprese estere | \n151 | \n(104) | \n(325) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(988) | \n(263) | \n(1.803) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.725 | \n5.368 | \n8.088 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\nLe imposte correnti relative alle imprese italiane comprendono l\u2019effet-
\nto fiscale netto relativo all\u2019utilizzo delle riserve in sospensione d\u2019impo-
\nsta per \u20ac397 milioni di proventi e imposte estere per \u20ac116 milioni. Le
\nimposte sul reddito delle imprese estere comprendono il rilascio di un
\nfondo stanziato a fronte di incertezze applicative di norme fiscali per
\n\u20ac170 milioni.
\nLe imposte sul reddito del 2022 comprendevano l\u2019imposta straordi-
\nnaria di solidariet\u00e0 per l\u2019anno 2022 (\u20ac1.036 milioni) introdotta in Italia
\ndalla Legge n. 51/2022 nonch\u00e9 un\u2019addizionale d\u2019imposta sui profitti
\nenergetici nel Regno Unito. Il totale delle imposte sul reddito 2022
\ncomprendeva il contributivo straordinario previsto dalla Legge n.
\n197/2022 (finanziaria 2023) calcolato sul reddito imponibile 2022 al
\nlordo della distribuzione di riserve di rivalutazione.
\nNel 2023, con D. Lgs 209/2023 in attuazione della Direttiva UE
\n2022/2523, l\u2019Italia ha promulgato le Pillar Two Model Rules, in vigore
\ndal 1 gennaio 2024. Le regole del Pillar Two hanno l\u2019obiettivo di assi-
\ncurare che le grandi imprese multinazionali (che rispettino certi para-
\nmetri) assolvano un livello minimo di imposizione sul reddito in cia-
\nscuna giurisdizione in cui operano. L\u2019impatto delle Pillar Two rules sulle
\nimposte correnti sul reddito per il 2024 \u00e8 stato poco significativo. Eni
\nha applicato l\u2019esenzione, prevista dagli emendamenti allo IAS 12, dal
\ndover rilevare le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 fiscali differite relative alle imposte
\nsul reddito del Pillar Two e darne informativa in bilancio.
\n\nLa riconciliazione tra l\u2019onere fiscale teorico determinato applicando
\nl\u2019aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% (stesso valore nel 2023 e
\nnel 2022) e l\u2019onere fiscale effettivo \u00e8 il seguente:
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n
\n\n| Utile (perdita) ante imposte | \n6.489 | \n10.228 | \n22.049 | \n\n\n
\n\n| Aliquota fiscale teorica (Ires) (%) | \n24,0 | \n24,0 | \n24,0 | \n\n\n
\n\n| Imposte teoriche | \n1.557 | \n2.455 | \n5.292 | \n\n\n
\n\n| Variazioni in aumento (diminuzione): | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| - effetto maggiore tassazione delle imprese estere | \n3.452 | \n3.036 | \n3.388 | \n\n\n
\n\n| - effetto tassazione distribuzione riserve | \n147 | \n106 | \n47 | \n\n\n
\n\n| - effetto imposte estere di societ\u00e0 italiane | \n108 | \n14 | \n66 | \n\n\n
\n\n| - effetto tassazione dividendi infragruppo | \n82 | \n7 | \n11 | \n\n\n
\n\n| - effetti fiscali relativi ad esercizi precedenti | \n6 | \n48 | \n(19) | \n\n\n
\n\n| - effetto Irap delle societ\u00e0 italiane | \n(15) | \n91 | \n(18) | \n\n\n
\n\n| - effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n(30) | \n(26) | \n50 | \n\n\n
\n\n| - effetto plusvalenze da cessione/conferimento | \n(38) | \n(96) | \n(241) | \n\n\n
\n\n| - effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n(1.470) | \n(221) | \n(2.087) | \n\n\n
\n\n| - effetto contributi solidaristici straordinari per le imprese italiane del settore energetico | \n | \n | \n1.971 | \n\n\n
\n\n| - altre motivazioni | \n(74) | \n(46) | \n(372) | \n\n\n
\n\n | \n2.168 | \n2.913 | \n2.796 | \n\n\n
\n\n| Imposte effettive | \n3.725 | \n5.368 | \n8.088 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n\nLa maggiore tassazione delle imprese estere riguarda il settore Explo-
\nration & Production per \u20ac3.403 milioni (rispettivamente, \u20ac3.026 milioni
\ne \u20ac2.940 milioni nel 2023 e 2022).
\nIl tax rate effettivo del 2024 \u00e8 pari al 57,4% (rispettivamente, 52,5% e
\n36,7% per il 2023 e 2022). L\u2019aumento del tax rate nel 2024 \u00e8 dovuto
\nalla maggiore incidenza sull\u2019utile ante imposte consolidato dei risultati
\nottenuti nelle giurisdizioni estere di E&P con tax rate pi\u00f9 elevati della
\nmedia di Gruppo.
\n
\n\n\n\n",
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"Tag703": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte correnti: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -imprese italiane | \n(255) | \n97 | \n1.920 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | \n4.946 | \n5.349 | \n7.027 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -altre imprese estere | \n22 | \n185 | \n944 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.713 | \n5.631 | \n9.891 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte differite e anticipate nette: | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -imprese italiane | \n(1.433) | \n(137) | \n(2.191) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | \n294 | \n(22) | \n713 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -altre imprese estere | \n151 | \n(104) | \n(325) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(988) | \n(263) | \n(1.803) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.725 | \n5.368 | \n8.088 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag704": {
"value": "\nLa riconciliazione tra l\u2019onere fiscale teorico determinato applicando
\nl\u2019aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% (stesso valore nel 2023 e
\nnel 2022) e l\u2019onere fiscale effettivo \u00e8 il seguente:
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n
\n\n| Utile (perdita) ante imposte | \n6.489 | \n10.228 | \n22.049 | \n\n\n
\n\n| Aliquota fiscale teorica (Ires) (%) | \n24,0 | \n24,0 | \n24,0 | \n\n\n
\n\n| Imposte teoriche | \n1.557 | \n2.455 | \n5.292 | \n\n\n
\n\n| Variazioni in aumento (diminuzione): | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| - effetto maggiore tassazione delle imprese estere | \n3.452 | \n3.036 | \n3.388 | \n\n\n
\n\n| - effetto tassazione distribuzione riserve | \n147 | \n106 | \n47 | \n\n\n
\n\n| - effetto imposte estere di societ\u00e0 italiane | \n108 | \n14 | \n66 | \n\n\n
\n\n| - effetto tassazione dividendi infragruppo | \n82 | \n7 | \n11 | \n\n\n
\n\n| - effetti fiscali relativi ad esercizi precedenti | \n6 | \n48 | \n(19) | \n\n\n
\n\n| - effetto Irap delle societ\u00e0 italiane | \n(15) | \n91 | \n(18) | \n\n\n
\n\n| - effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n(30) | \n(26) | \n50 | \n\n\n
\n\n| - effetto plusvalenze da cessione/conferimento | \n(38) | \n(96) | \n(241) | \n\n\n
\n\n| - effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n(1.470) | \n(221) | \n(2.087) | \n\n\n
\n\n| - effetto contributi solidaristici straordinari per le imprese italiane del settore energetico | \n | \n | \n1.971 | \n\n\n
\n\n| - altre motivazioni | \n(74) | \n(46) | \n(372) | \n\n\n
\n\n | \n2.168 | \n2.913 | \n2.796 | \n\n\n
\n\n| Imposte effettive | \n3.725 | \n5.368 | \n8.088 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n",
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"Tag698": {
"value": "\n34 Utile (perdita) per azione
\nL\u2019utile (perdita) per azione semplice \u00e8 determinato dividendo l\u2019uti-
\nle (perdita) dell\u2019esercizio di competenza Eni per il numero medio
\nponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell\u2019anno, escluse le
\nazioni proprie.
\nL\u2019utile (perdita) per azione diluito \u00e8 determinato dividendo l\u2019uti-
\nle (perdita) dell\u2019esercizio di competenza Eni per il numero medio
\nponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell\u2019anno, escluse le
\nazioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzial-
\nmente potrebbero essere emesse. Al 31 dicembre 2024 le azioni
\nche potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione ri-
\nguardano le azioni assegnate a fronte dei piani ILT azionario 2020-
\n2022 e 2023-2025 e le azioni collegate al prestito obbligazionario
\nconvertibile emesso nel 2023.
\nAi fini della determinazione dell\u2019utile per azione semplice e diluito,
\nl\u2019utile netto dell\u2019anno di competenza Eni \u00e8 rettificato per tener conto
\ndella remunerazione delle obbligazioni subordinate perpetue e del
\nprestito obbligazionario convertibile, al netto del relativo effetto fi-
\nscale, determinata sulla base del costo ammortizzato.
\n
\n\n\n\n\n
\n\nLa determinazione dell\u2019utile (perdita) per azione semplice e diluito \u00e8 di seguito indicata:
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice | \n | \n3.167.006.396 | \n3.303.766.512 | \n3.483.633.816 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario | \n | \n6.369.161 | \n6.352.583 | \n6.319.989 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero di azioni potenziali a fronte del prestito obbligazionario convertibile | \n | \n56.975.836 | \n17.014.702 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) diluito | \n | \n3.230.351.393 | \n3.327.133.797 | \n3.489.953.805 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) netto di competenza Eni | \n(\u20ac milioni) | \n2.624 | \n4.771 | \n13.887 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale | \n(\u20ac milioni) | \n(132) | \n(109) | \n(109) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) netto di competenza Eni per utile semplice | \n(\u20ac milioni) | \n2.492 | \n4.662 | \n13.778 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Remunerazione del prestito obbligazionario convertibile, al netto dell'effetto fiscale | \n(\u20ac milioni) | \n31 | \n9 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) netto di competenza Eni per utile semplice e diluito | \n(\u20ac milioni) | \n2.523 | \n4.671 | \n13.778 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) per azione semplice | \n(ammontari in \u20ac per azione) | \n0,79 | \n1,41 | \n3,96 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) per azione diluito | \n(ammontari in \u20ac per azione) | \n0,78 | \n1,40 | \n3,95 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag706": {
"value": "\nLa determinazione dell\u2019utile (perdita) per azione semplice e diluito \u00e8 di seguito indicata:
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice | \n | \n3.167.006.396 | \n3.303.766.512 | \n3.483.633.816 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario | \n | \n6.369.161 | \n6.352.583 | \n6.319.989 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero di azioni potenziali a fronte del prestito obbligazionario convertibile | \n | \n56.975.836 | \n17.014.702 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) diluito | \n | \n3.230.351.393 | \n3.327.133.797 | \n3.489.953.805 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) netto di competenza Eni | \n(\u20ac milioni) | \n2.624 | \n4.771 | \n13.887 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale | \n(\u20ac milioni) | \n(132) | \n(109) | \n(109) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) netto di competenza Eni per utile semplice | \n(\u20ac milioni) | \n2.492 | \n4.662 | \n13.778 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Remunerazione del prestito obbligazionario convertibile, al netto dell'effetto fiscale | \n(\u20ac milioni) | \n31 | \n9 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) netto di competenza Eni per utile semplice e diluito | \n(\u20ac milioni) | \n2.523 | \n4.671 | \n13.778 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) per azione semplice | \n(ammontari in \u20ac per azione) | \n0,79 | \n1,41 | \n3,96 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) per azione diluito | \n(ammontari in \u20ac per azione) | \n0,78 | \n1,40 | \n3,95 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutEarningsPerSharesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag681": {
"value": "\n
\n35 Informazione per settore di attivit\u00e0 e per area geografica
\nINFORMAZIONI PER SETTORE DI ATTIVIT\u00c0
\nCon efficacia 1\u00b0 ottobre 2024 il management ha ridisegnato la ma-
\ncrostruttura organizzativa di Eni per una migliore esecuzione della
\nstrategia di crescita e di trasformazione del Gruppo con la costitu-
\nzione di tre raggruppamenti di settori operativi:
\n\u2022 \u201cChief Transition & Financial Officer\u201d con l\u2019obiettivo di valorizzare
\nle attivit\u00e0 relative alla transizione e di coordinarne i piani di svilup-
\npo e di integrazione commerciale;
\n\u2022 \u201cGlobal Natural Resources\u201d con l\u2019obiettivo di massimizzare i mar-
\ngini lungo l\u2019intera catena del valore Oil & Gas attraverso l\u2019esplora-
\nzione e lo sviluppo delle riserve, la commercializzazione di gas/
\nGNL equity e di terzi e la gestione attiva del portafoglio, integran-
\ndo le attivit\u00e0 di trading e di generazione di energia da impianti
\ntermoelettrici;
\n\u2022 \u201cIndustrial Transformation\u201d con l\u2019obiettivo di completare la ristrut-
\nturazione e la riconversione dei business downstream oil e della
\nchimica.
\nPer quanto riguarda le informazioni finanziarie per settore di attivit\u00e0
\n\u201csegment information\u201d, coerentemente con le previsioni dei principi
\ncontabili applicabili, il management ha considerato che i processi
\ndecisionali di allocazione delle risorse e la valutazione delle per-
\nformance finanziarie/industriali da parte del CEO sono svolte a un
\nlivello di minore aggregazione rispetto ai raggruppamenti descritti.
\nPertanto, nel rispetto delle disposizioni del principio contabile IFRS
\n8 che regola l\u2019informativa per settore di attivit\u00e0,
\n\ni reportable seg-
\nment di Eni al 31 dicembre 2024 sono stati definiti considerando
\ni settori operativi che confluiscono nei tre raggruppamenti, come
\nsegue:
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\u2022 Exploration & Production: attivit\u00e0 di ricerca, sviluppo e produzione
\ndi petrolio, condensati e gas naturale. Comprende le attivit\u00e0 di
\ntrading oil e prodotti con finalit\u00e0 di eseguire sul mercato le tran-
\nsazioni di bilanciamento del supply per le attivit\u00e0 di raffinazione e
\ndi stabilizzazione/copertura dei margini commerciali.
\n\u2022 Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power: attivit\u00e0 di approvvi-
\ngionamento e vendita di gas naturale all\u2019ingrosso via gasdotto,
\ntrasporto internazionale, acquisto e commercializzazione di GNL
\nequity e di terzi. Comprende le attivit\u00e0 di trading gas per finalit\u00e0
\nsia di copertura e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di
\nottimizzazione del portafoglio di asset gas. Questo reportable seg-
\nment comprende i risultati del business Power relativo all\u2019attivit\u00e0
\ndi produzione e vendita all\u2019ingrosso di energia elettrica da impianti
\ntermoelettrici, che presenta ritorni economici simili considerata la
\ncomunanza delle dinamiche industriali relative alla domanda di
\ngas e di energia elettrica. Comprende le attivit\u00e0 di trading di certifi-
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n\ncati di emissione di CO
\n2
\n e di vendita a termine dell\u2019energia elettrica
\nnell\u2019ottica di copertura/ottimizzazione dei margini.
\n\u2022 Refining e Chimica: attivit\u00e0 di lavorazione di petrolio per la pro-
\nduzione di carburanti tradizionali svolta dal segmento operativo
\n\u201cRefining\u201d e attivit\u00e0 di produzione di prodotti chimici da ciclo pe-
\ntrolifero, svolte dalla controllata Versalis e le societ\u00e0 figlie, che
\nsono state aggregate in un unico reportable segment, poich\u00e9
\npresentano ritorni economici simili, esposizione a comuni dina-
\nmiche di mercato e comunanze nella struttura dei processi indu-
\nstriali. Versalis \u00e8 attiva nella produzione di bioplastiche tramite la
\ncontrollata Novamont e nella chimica del compounding.
\n\u2022 Enilive: gestisce le attivit\u00e0 di produzione di biocarburanti da ma-
\nterie prime rinnovabili e la commercializzazione al dettaglio di
\ncarburanti tradizionali e bio, nonch\u00e9 di prodotti e servizi rivolti
\nall\u2019automobilista nell\u2019ottica della mobilit\u00e0 sostenibile. Svolge inol-
\ntre attivit\u00e0 di vendita all\u2019ingrosso di carburanti, bitumi e lubrificanti.
\n\u2022 Plenitude: attivit\u00e0 di vendita al dettaglio di gas, elettricit\u00e0 e servizi
\nconnessi e attivit\u00e0 di produzione e vendita all\u2019ingrosso di energia
\nelettrica da impianti rinnovabili, attivit\u00e0 di servizio alla mobilit\u00e0
\nelettrica (installazione di colonnine di ricarica).
\n\u2022 Corporate e Altre attivit\u00e0: comprende le principali funzioni di
\nsupporto al business, in particolare le attivit\u00e0 di holding, teso-
\nreria accentrata, IT, risorse umane, servizi immobiliari, attivit\u00e0
\nassicurative captive, ricerca e sviluppo, nuove tecnologie, digi-
\ntalizzazione del business e l\u2019attivit\u00e0 di bonifica ambientale svolta
\ndalla controllata Eni Rewind. Comprende, inoltre, le attivit\u00e0 relati-
\nve ai progetti CCUS, agri-business e conservazione delle foreste
\n(REDD+), in fase di sviluppo.
\n\n\n\nLe principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi oggetto
\ndi reporting al CEO (cio\u00e8 il Chief Operating Decision Maker, ex IFRS
\n8) sono: i ricavi, l\u2019utile operativo e le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 direttamente
\nattribuibili.
\nCome previsto dai Principi contabili internazionali in tema di seg-
\nment information, in caso di riorganizzazioni dei settori di attivit\u00e0
\ni comparative periods sono oggetto di restatement per consentire
\nun confronto omogeneo. Le principali variazioni rispetto al 2023
\nhanno riguardato l\u2019allocazione del trading petrolifero con la E&P
\n(in precedenza nel segmento operativo \u201cRefining\u201d) e dell\u2019attivit\u00e0
\ndi generazione termoelettrica con il segmento operativo GGP (in
\nprecedenza nell\u2019aggregato Plenitude e Power). Enilive \u00e8 oggetto di
\nesposizione separata dall\u2019aggregato Refining & Chimica.
\nDi seguito le principali informazioni finanziarie dei segmenti opera-
\ntivi oggetto di reporting al CEO \u201criesposte\u201d per l\u2019esercizio 2023 e per
\nl\u2019esercizio 2022.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSegmentReportingExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag683": {
"value": "\ni reportable seg-\nment di Eni al 31 dicembre 2024 sono stati definiti considerando \ni settori operativi che confluiscono nei tre raggruppamenti, come \nsegue:\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\u2022 Exploration & Production: attivit\u00e0 di ricerca, sviluppo e produzione \ndi petrolio, condensati e gas naturale. Comprende le attivit\u00e0 di \ntrading oil e prodotti con finalit\u00e0 di eseguire sul mercato le tran-\nsazioni di bilanciamento del supply per le attivit\u00e0 di raffinazione e \ndi stabilizzazione/copertura dei margini commerciali.\n\u2022 Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power: attivit\u00e0 di approvvi-\ngionamento e vendita di gas naturale all\u2019ingrosso via gasdotto, \ntrasporto internazionale, acquisto e commercializzazione di GNL \nequity e di terzi. Comprende le attivit\u00e0 di trading gas per finalit\u00e0 \nsia di copertura e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di \nottimizzazione del portafoglio di asset gas. Questo reportable seg-\nment comprende i risultati del business Power relativo all\u2019attivit\u00e0 \ndi produzione e vendita all\u2019ingrosso di energia elettrica da impianti \ntermoelettrici, che presenta ritorni economici simili considerata la \ncomunanza delle dinamiche industriali relative alla domanda di \ngas e di energia elettrica. Comprende le attivit\u00e0 di trading di certifi-\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\ncati di emissione di CO\n2\n e di vendita a termine dell\u2019energia elettrica \nnell\u2019ottica di copertura/ottimizzazione dei margini. \n\u2022 Refining e Chimica: attivit\u00e0 di lavorazione di petrolio per la pro-\nduzione di carburanti tradizionali svolta dal segmento operativo \n\u201cRefining\u201d e attivit\u00e0 di produzione di prodotti chimici da ciclo pe-\ntrolifero, svolte dalla controllata Versalis e le societ\u00e0 figlie, che \nsono state aggregate in un unico reportable segment, poich\u00e9 \npresentano ritorni economici simili, esposizione a comuni dina-\nmiche di mercato e comunanze nella struttura dei processi indu-\nstriali. Versalis \u00e8 attiva nella produzione di bioplastiche tramite la \ncontrollata Novamont e nella chimica del compounding.\n\u2022 Enilive: gestisce le attivit\u00e0 di produzione di biocarburanti da ma-\nterie prime rinnovabili e la commercializzazione al dettaglio di \ncarburanti tradizionali e bio, nonch\u00e9 di prodotti e servizi rivolti \nall\u2019automobilista nell\u2019ottica della mobilit\u00e0 sostenibile. Svolge inol-\ntre attivit\u00e0 di vendita all\u2019ingrosso di carburanti, bitumi e lubrificanti.\n\u2022 Plenitude: attivit\u00e0 di vendita al dettaglio di gas, elettricit\u00e0 e servizi \nconnessi e attivit\u00e0 di produzione e vendita all\u2019ingrosso di energia \nelettrica da impianti rinnovabili, attivit\u00e0 di servizio alla mobilit\u00e0 \nelettrica (installazione di colonnine di ricarica).\n\u2022 Corporate e Altre attivit\u00e0: comprende le principali funzioni di \nsupporto al business, in particolare le attivit\u00e0 di holding, teso-\nreria accentrata, IT, risorse umane, servizi immobiliari, attivit\u00e0 \nassicurative captive, ricerca e sviluppo, nuove tecnologie, digi-\ntalizzazione del business e l\u2019attivit\u00e0 di bonifica ambientale svolta \ndalla controllata Eni Rewind. Comprende, inoltre, le attivit\u00e0 relati-\nve ai progetti CCUS, agri-business e conservazione delle foreste \n(REDD+), in fase di sviluppo. \n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DescriptionOfNatureOfEntitysOperationsAndPrincipalActivities",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag696": {
"value": "\nInformazioni pubblicate nel 2023:
\n\n
\n\n\n | \n | \nGlobal | \nEnilive, | \n | \nCorporate | \nRettifiche | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nExploration & | \nGas & LNG | \nRefining | \nPlenitude | \ne Altre | \nper utili | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nProduction | \nPortfolio | \ne Chimica | \n& Power | \nattivit\u00e0 | \ninterni | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | \n23.903 | \n20.139 | \n52.558 | \n14.256 | \n1.972 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: ricavi infrasettori | \n(13.060) | \n(3.229) | \n(393) | \n(658) | \n(1.771) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n10.843 | \n16.910 | \n52.165 | \n13.598 | \n201 | \n | \n93.717 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n8.549 | \n2.431 | \n(1.397) | \n(464) | \n(943) | \n81 | \n8.257 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n62.180 | \n6.381 | \n15.530 | \n13.999 | \n1.952 | \n(378) | \n99.664 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n18.020 | \n5.997 | \n10.200 | \n6.076 | \n4.629 | \n(56) | \n44.866 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2022 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | \n31.194 | \n48.586 | \n59.178 | \n20.883 | \n1.886 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: ricavi infrasettori | \n(18.305) | \n(7.356) | \n(708) | \n(1.157) | \n(1.689) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n12.889 | \n41.230 | \n58.470 | \n19.726 | \n197 | \n | \n132.512 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n15.963 | \n3.730 | \n460 | \n(825) | \n(1.956) | \n138 | \n17.510 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n60.298 | \n12.282 | \n14.925 | \n11.987 | \n1.666 | \n(472) | \n100.686 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n17.339 | \n12.572 | \n9.011 | \n4.787 | \n4.462 | \n(68) | \n48.103 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 connesse al risultato operativo.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\nInformazioni riesposte:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefining e Chimica | \nEnilive | \nPlenitude | \nTotale settori di attivit\u00e0 | \nCorporate e Altre attivit\u00e0 | \nRettifiche per utili interni | \nTotale | \n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi | \n55.773 | \n24.168 | \n23.061 | \n21.780 | \n11.102 | \n135.884 | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| dei ricavi infrasettore | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| a dedurre: ricavi infrasettori | \n(17.812) | \n(4.700) | \n(16.873) | \n(2.903) | \n(62) | \n(42.350) | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n37.961 | \n19.468 | \n6.188 | \n18.877 | \n11.040 | \n93.534 | \n183 | \n | \n93.717 | \n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n8.693 | \n2.626 | \n(2.121) | \n585 | \n(659) | \n9.124 | \n(948) | \n81 | \n8.257 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n64.504 | \n7.688 | \n7.186 | \n6.081 | \n12.692 | \n98.151 | \n1.891 | \n(378) | \n99.664 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n21.461 | \n6.637 | \n3.910 | \n2.900 | \n5.436 | \n40.344 | \n4.578 | \n(56) | \n44.866 | \n\n\n
\n\n| 2022 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi | \n61.834 | \n58.119 | \n26.633 | \n26.479 | \n13.497 | \n186.562 | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| dei ricavi infrasettore | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| a dedurre: ricavi infrasettori | \n(23.105) | \n(10.575) | \n(18.220) | \n(2.254) | \n(85) | \n(54.239) | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n38.729 | \n47.544 | \n8.413 | \n24.225 | \n13.412 | \n132.323 | \n189 | \n | \n132.512 | \n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n16.158 | \n4.231 | \n(606) | \n876 | \n(1.326) | \n19.333 | \n(1.961) | \n138 | \n17.510 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n62.522 | \n13.813 | \n8.064 | \n4.690 | \n10.456 | \n99.545 | \n1.613 | \n(472) | \n100.686 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n20.431 | \n13.537 | \n3.714 | \n2.253 | \n3.822 | \n43.757 | \n4.414 | \n(68) | \n48.103 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
(a) Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 connesse al risultato operativo.
\n
\n\n\n\n\n
\n\nLe informazioni per settore di attivit\u00e0 sono le seguenti:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefining e Chimica | \nEnilive | \nPlenitude | \nTotale settori di attivit\u00e0 | \nCorporate e Altre attivit\u00e0 | \nRettifiche per utili interni | \nTotale | \n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi | \n54.440 | \n18.876 | \n21.210 | \n21.139 | \n10.179 | \n125.844 | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| dei ricavi infrasettore | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| a dedurre: ricavi infrasettori | \n(15.565) | \n(3.815) | \n(15.329) | \n(2.469) | \n(55) | \n(37.233) | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n38.875 | \n15.061 | \n5.881 | \n18.670 | \n10.124 | \n88.611 | \n186 | \n | \n88.797 | \n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n6.715 | \n(909) | \n(1.681) | \n282 | \n1.307 | \n5.714 | \n(371) | \n(105) | \n5.238 | \n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n(282) | \n(11) | \n(478) | \n(48) | \n(81) | \n(900) | \n(484) | \n(13) | \n(1.397) | \n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(6.353) | \n(267) | \n(161) | \n(284) | \n(424) | \n(7.489) | \n(144) | \n33 | \n(7.600) | \n\n\n
\n\n| Svalutazioni di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto | \n(2.385) | \n(195) | \n(458) | \n(117) | \n(1) | \n(3.156) | \n(51) | \n | \n(3.207) | \n\n\n
\n\n| di utilizzo beni in leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali | \n182 | \n94 | \n3 | \n | \n5 | \n284 | \n23 | \n | \n307 | \n\n\n
\n\n| e diritto di utilizzo beni in leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(576) | \n | \n | \n | \n(3) | \n(579) | \n(1) | \n | \n(580) | \n\n\n
\n\n| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n904 | \n44 | \n73 | \n(43) | \n(47) | \n931 | \n(65) | \n | \n866 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n67.572 | \n7.421 | \n7.228 | \n5.893 | \n13.588 | \n101.702 | \n2.712 | \n(457) | \n103.957 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n42.982 | \n\n\n
\n\n| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | \n8.348 | \n488 | \n2.621 | \n899 | \n1.019 | \n13.375 | \n775 | \n | \n14.150 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n20.627 | \n7.230 | \n4.253 | \n2.995 | \n5.883 | \n40.988 | \n4.881 | \n(49) | \n45.820 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n45.471 | \n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n6.055 | \n110 | \n632 | \n416 | \n887 | \n8.100 | \n408 | \n(23) | \n8.485 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
(a) Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 connesse al risultato operativo.
\n(b)Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 non connesse al risultato operativo.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefining e Chimica | \nEnilive | \nPlenitude | \nTotale settori di attivit\u00e0 | \nCorporate e Altre attivit\u00e0 | \nRettifiche per utili interni | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | \n55.773 | \n24.168 | \n23.061 | \n21.780 | \n11.102 | \n135.884 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: ricavi infrasettori | \n(17.812) | \n(4.700) | \n(16.873) | \n(2.903) | \n(62) | \n(42.350) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n37.961 | \n19.468 | \n6.188 | \n18.877 | \n11.040 | \n93.534 | \n183 | \n | \n93.717 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n8.693 | \n2.626 | \n(2.121) | \n585 | \n(659) | \n9.124 | \n(948) | \n81 | \n8.257 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n(354) | \n(206) | \n(352) | \n(33) | \n(73) | \n(1.018) | \n(339) | \n(12) | \n(1.369) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(6.271) | \n(295) | \n(142) | \n(261) | \n(404) | \n(7.373) | \n(140) | \n34 | \n(7.479) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in | \n(1.419) | \n(14) | \n(732) | \n(38) | \n(7) | \n(2.210) | \n(52) | \n | \n(2.262) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo | \n376 | \n52 | \n6 | \n | \n | \n434 | \n26 | \n | \n460 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| beni in leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(531) | \n | \n | \n | \n(5) | \n(536) | \n1 | \n | \n(535) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n1.012 | \n49 | \n381 | \n(38) | \n(55) | \n1.349 | \n(13) | \n | \n1.336 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n64.504 | \n7.688 | \n7.186 | \n6.081 | \n12.692 | \n98.151 | \n1.891 | \n(378) | \n99.664 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n42.942 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | \n6.780 | \n534 | \n2.724 | \n858 | \n664 | \n11.560 | \n1.070 | \n | \n12.630 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n21.461 | \n6.637 | \n3.910 | \n2.900 | \n5.436 | \n40.344 | \n4.578 | \n(56) | \n44.866 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n44.096 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n7.135 | \n119 | \n556 | \n428 | \n636 | \n8.874 | \n360 | \n(19) | \n9.215 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2022 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | \n61.834 | \n58.119 | \n26.633 | \n26.479 | \n13.497 | \n186.562 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: ricavi infrasettori | \n(23.105) | \n(10.575) | \n(18.220) | \n(2.254) | \n(85) | \n(54.239) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n38.729 | \n47.544 | \n8.413 | \n24.225 | \n13.412 | \n132.323 | \n189 | \n | \n132.512 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n16.158 | \n4.231 | \n(606) | \n876 | \n(1.326) | \n19.333 | \n(1.961) | \n138 | \n17.510 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n(160) | \n(395) | \n(658) | \n(439) | \n(12) | \n(1.664) | \n(1.340) | \n19 | \n(2.985) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(6.130) | \n(268) | \n(150) | \n(245) | \n(307) | \n(7.100) | \n(138) | \n33 | \n(7.205) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo | \n(613) | \n(114) | \n(709) | \n(43) | \n(17) | \n(1.496) | \n(71) | \n | \n(1.567) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| beni in leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo | \n181 | \n180 | \n35 | \n | \n | \n396 | \n31 | \n | \n427 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| beni in leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(596) | \n(1) | \n(2) | \n | \n | \n(599) | \n | \n | \n(599) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n1.530 | \n4 | \n445 | \n1 | \n(20) | \n1.960 | \n(119) | \n | \n1.841 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n62.522 | \n13.813 | \n8.064 | \n4.690 | \n10.456 | \n99.545 | \n1.613 | \n(472) | \n100.686 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n51.444 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | \n7.318 | \n4 | \n3.062 | \n22 | \n660 | \n11.066 | \n1.026 | \n | \n12.092 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n20.431 | \n13.537 | \n3.714 | \n2.253 | \n3.822 | \n43.757 | \n4.414 | \n(68) | \n48.103 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n48.797 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n6.252 | \n173 | \n605 | \n273 | \n481 | \n7.784 | \n276 | \n(4) | \n8.056 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 connesse al risultato operativo.
\n(b) Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 non connesse al risultato operativo.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\nINFORMAZIONE PER AREA GEOGRAFICA
\n\nAttivit\u00e0 direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione.
\n\n
\n\n\n | \n | \nResto | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ndell'Unione | \nResto | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nItalia | \nEuropea | \ndell'Europa | \nAmeriche | \nAsia | \nAfrica | \nAltre aree | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n29.787 | \n7.704 | \n4.709 | \n6.470 | \n21.232 | \n32.624 | \n1.431 | \n103.957 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n2.009 | \n673 | \n308 | \n556 | \n1.519 | \n3.276 | \n144 | \n8.485 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n30.026 | \n6.962 | \n5.124 | \n7.658 | \n17.855 | \n30.928 | \n1.111 | \n99.664 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n2.006 | \n485 | \n235 | \n609 | \n1.471 | \n4.105 | \n304 | \n9.215 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2022 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n29.195 | \n7.689 | \n6.564 | \n8.892 | \n18.653 | \n28.167 | \n1.526 | \n100.686 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n1.475 | \n415 | \n205 | \n1.266 | \n1.390 | \n3.163 | \n142 | \n8.056 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Comprendono le attivit\u00e0 connesse al risultato operativo.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRicavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione.
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Italia | \n30.994 | \n33.450 | \n60.090 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Resto dell'Unione Europea | \n15.975 | \n18.271 | \n25.413 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Resto dell'Europa | \n16.493 | \n18.476 | \n21.748 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Americhe | \n7.908 | \n7.004 | \n6.929 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Asia | \n9.114 | \n7.404 | \n9.062 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Africa | \n8.285 | \n9.057 | \n9.191 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre aree | \n28 | \n55 | \n79 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n88.797 | \n93.717 | \n132.512 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefining e Chimica | \nEnilive | \nPlenitude | \nTotale settori di attivit\u00e0 | \nCorporate e Altre attivit\u00e0 | \nRettifiche per utili interni | \nTotale | \n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi | \n54.440 | \n18.876 | \n21.210 | \n21.139 | \n10.179 | \n125.844 | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| dei ricavi infrasettore | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| a dedurre: ricavi infrasettori | \n(15.565) | \n(3.815) | \n(15.329) | \n(2.469) | \n(55) | \n(37.233) | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n38.875 | \n15.061 | \n5.881 | \n18.670 | \n10.124 | \n88.611 | \n186 | \n | \n88.797 | \n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n6.715 | \n(909) | \n(1.681) | \n282 | \n1.307 | \n5.714 | \n(371) | \n(105) | \n5.238 | \n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n(282) | \n(11) | \n(478) | \n(48) | \n(81) | \n(900) | \n(484) | \n(13) | \n(1.397) | \n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(6.353) | \n(267) | \n(161) | \n(284) | \n(424) | \n(7.489) | \n(144) | \n33 | \n(7.600) | \n\n\n
\n\n| Svalutazioni di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto | \n(2.385) | \n(195) | \n(458) | \n(117) | \n(1) | \n(3.156) | \n(51) | \n | \n(3.207) | \n\n\n
\n\n| di utilizzo beni in leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali | \n182 | \n94 | \n3 | \n | \n5 | \n284 | \n23 | \n | \n307 | \n\n\n
\n\n| e diritto di utilizzo beni in leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(576) | \n | \n | \n | \n(3) | \n(579) | \n(1) | \n | \n(580) | \n\n\n
\n\n| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n904 | \n44 | \n73 | \n(43) | \n(47) | \n931 | \n(65) | \n | \n866 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n67.572 | \n7.421 | \n7.228 | \n5.893 | \n13.588 | \n101.702 | \n2.712 | \n(457) | \n103.957 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n42.982 | \n\n\n
\n\n| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | \n8.348 | \n488 | \n2.621 | \n899 | \n1.019 | \n13.375 | \n775 | \n | \n14.150 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n20.627 | \n7.230 | \n4.253 | \n2.995 | \n5.883 | \n40.988 | \n4.881 | \n(49) | \n45.820 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n45.471 | \n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n6.055 | \n110 | \n632 | \n416 | \n887 | \n8.100 | \n408 | \n(23) | \n8.485 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
(a) Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 connesse al risultato operativo.
\n(b)Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 non connesse al risultato operativo.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefining e Chimica | \nEnilive | \nPlenitude | \nTotale settori di attivit\u00e0 | \nCorporate e Altre attivit\u00e0 | \nRettifiche per utili interni | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | \n55.773 | \n24.168 | \n23.061 | \n21.780 | \n11.102 | \n135.884 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: ricavi infrasettori | \n(17.812) | \n(4.700) | \n(16.873) | \n(2.903) | \n(62) | \n(42.350) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n37.961 | \n19.468 | \n6.188 | \n18.877 | \n11.040 | \n93.534 | \n183 | \n | \n93.717 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n8.693 | \n2.626 | \n(2.121) | \n585 | \n(659) | \n9.124 | \n(948) | \n81 | \n8.257 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n(354) | \n(206) | \n(352) | \n(33) | \n(73) | \n(1.018) | \n(339) | \n(12) | \n(1.369) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(6.271) | \n(295) | \n(142) | \n(261) | \n(404) | \n(7.373) | \n(140) | \n34 | \n(7.479) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in | \n(1.419) | \n(14) | \n(732) | \n(38) | \n(7) | \n(2.210) | \n(52) | \n | \n(2.262) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo | \n376 | \n52 | \n6 | \n | \n | \n434 | \n26 | \n | \n460 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| beni in leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(531) | \n | \n | \n | \n(5) | \n(536) | \n1 | \n | \n(535) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n1.012 | \n49 | \n381 | \n(38) | \n(55) | \n1.349 | \n(13) | \n | \n1.336 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n64.504 | \n7.688 | \n7.186 | \n6.081 | \n12.692 | \n98.151 | \n1.891 | \n(378) | \n99.664 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n42.942 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | \n6.780 | \n534 | \n2.724 | \n858 | \n664 | \n11.560 | \n1.070 | \n | \n12.630 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n21.461 | \n6.637 | \n3.910 | \n2.900 | \n5.436 | \n40.344 | \n4.578 | \n(56) | \n44.866 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n44.096 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n7.135 | \n119 | \n556 | \n428 | \n636 | \n8.874 | \n360 | \n(19) | \n9.215 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2022 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | \n61.834 | \n58.119 | \n26.633 | \n26.479 | \n13.497 | \n186.562 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| a dedurre: ricavi infrasettori | \n(23.105) | \n(10.575) | \n(18.220) | \n(2.254) | \n(85) | \n(54.239) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n38.729 | \n47.544 | \n8.413 | \n24.225 | \n13.412 | \n132.323 | \n189 | \n | \n132.512 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n16.158 | \n4.231 | \n(606) | \n876 | \n(1.326) | \n19.333 | \n(1.961) | \n138 | \n17.510 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n(160) | \n(395) | \n(658) | \n(439) | \n(12) | \n(1.664) | \n(1.340) | \n19 | \n(2.985) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(6.130) | \n(268) | \n(150) | \n(245) | \n(307) | \n(7.100) | \n(138) | \n33 | \n(7.205) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo | \n(613) | \n(114) | \n(709) | \n(43) | \n(17) | \n(1.496) | \n(71) | \n | \n(1.567) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| beni in leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo | \n181 | \n180 | \n35 | \n | \n | \n396 | \n31 | \n | \n427 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| beni in leasing | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(596) | \n(1) | \n(2) | \n | \n | \n(599) | \n | \n | \n(599) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n1.530 | \n4 | \n445 | \n1 | \n(20) | \n1.960 | \n(119) | \n | \n1.841 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n62.522 | \n13.813 | \n8.064 | \n4.690 | \n10.456 | \n99.545 | \n1.613 | \n(472) | \n100.686 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n51.444 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | \n7.318 | \n4 | \n3.062 | \n22 | \n660 | \n11.066 | \n1.026 | \n | \n12.092 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n20.431 | \n13.537 | \n3.714 | \n2.253 | \n3.822 | \n43.757 | \n4.414 | \n(68) | \n48.103 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n48.797 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n6.252 | \n173 | \n605 | \n273 | \n481 | \n7.784 | \n276 | \n(4) | \n8.056 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 connesse al risultato operativo.
\n(b) Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 non connesse al risultato operativo.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOperatingSegmentsExplanatory",
"language": "it",
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}
},
"Tag688": {
"value": "\nAttivit\u00e0 direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione.
\n\n
\n\n\n | \n | \nResto | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ndell'Unione | \nResto | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nItalia | \nEuropea | \ndell'Europa | \nAmeriche | \nAsia | \nAfrica | \nAltre aree | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n29.787 | \n7.704 | \n4.709 | \n6.470 | \n21.232 | \n32.624 | \n1.431 | \n103.957 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n2.009 | \n673 | \n308 | \n556 | \n1.519 | \n3.276 | \n144 | \n8.485 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n30.026 | \n6.962 | \n5.124 | \n7.658 | \n17.855 | \n30.928 | \n1.111 | \n99.664 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n2.006 | \n485 | \n235 | \n609 | \n1.471 | \n4.105 | \n304 | \n9.215 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2022 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n29.195 | \n7.689 | \n6.564 | \n8.892 | \n18.653 | \n28.167 | \n1.526 | \n100.686 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n1.475 | \n415 | \n205 | \n1.266 | \n1.390 | \n3.163 | \n142 | \n8.056 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Comprendono le attivit\u00e0 connesse al risultato operativo.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfGeographicalAreasExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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}
},
"Tag709": {
"value": "\nRicavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione.
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Italia | \n30.994 | \n33.450 | \n60.090 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Resto dell'Unione Europea | \n15.975 | \n18.271 | \n25.413 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Resto dell'Europa | \n16.493 | \n18.476 | \n21.748 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Americhe | \n7.908 | \n7.004 | \n6.929 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Asia | \n9.114 | \n7.404 | \n9.062 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Africa | \n8.285 | \n9.057 | \n9.191 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre aree | \n28 | \n55 | \n79 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n88.797 | \n93.717 | \n132.512 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag689": {
"value": "\n
\n
\n\n36 Rapporti con parti correlate
\nLe operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano prin-
\ncipalmente:
\na) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l\u2019impie-
\ngo di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese collega-
\nte e altre societ\u00e0 controllate escluse dall\u2019area di consolidamento;
\nb) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre societ\u00e0
\ncontrollate dallo Stato italiano;
\nc) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con societ\u00e0 corre-
\nlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di
\nAmministrazione. La maggior parte di tali operazioni sono esenti
\ndall\u2019applicazione della normativa interna Eni \u201cOperazioni con in-
\nteressi degli amministratori e sindaci e Operazioni con Parti Cor-
\nrelate\u201d, emanata in attuazione della regolamentazione Consob,
\npoich\u00e9 si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di
\nmercato o standard, ovvero poich\u00e9 al di sotto della soglia di esi-
\nguit\u00e0 prevista dalla procedura stessa;
\nd) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a
\nEni, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale
\ne scientifico. In particolare con: (i) Eni Foundation, costituita, su
\niniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l\u2019obiettivo di persegui-
\nre esclusivamente finalit\u00e0 di solidariet\u00e0 sociale e umanitaria nei
\nsettori dell\u2019assistenza, della sanit\u00e0, dell\u2019educazione, della cultura
\ne dell\u2019ambiente, nonch\u00e9 della ricerca scientifica e tecnologica; (ii)
\nFondazione Eni Enrico Mattei costituita, su iniziativa di Eni, con
\nlo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative di
\nformazione e informazione, all\u2019arricchimento delle conoscenze
\nsulle problematiche riguardanti l\u2019economia, l\u2019energia e l\u2019ambiente
\nsu scala locale e globale.
\nTutte le operazioni sono state compiute nell\u2019interesse della Societ\u00e0
\ne, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono inizia-
\ntive di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della
\nordinaria gestione.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate escluse
\ndall\u2019area di consolidamento sono indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazio-
\nni di Eni SpA al 31 dicembre 2024\u201d che si considera parte integrante
\ndelle presenti note.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nRAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \nAltri | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti | \nDebiti | \n | \n | \n | \nproventi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne altre | \ne altre | \n | \n | \n | \n(oneri) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nattivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \noperativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Agiba Petroleum Co | \n | \n4 | \n126 | \n | \n | \n256 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n | \n1 | \n77 | \n | \n4 | \n(2) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n12 | \n | \n1.411 | \n15 | \n(3) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n | \n59 | \n399 | \n3.343 | \n76 | \n2.290 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n41 | \n186 | \n9 | \n52 | \n1.253 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n | \n105 | \n27 | \n | \n1 | \n242 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n1 | \n | \n886 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n | \n188 | \n76 | \n | \n | \n366 | \n(138) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n | \n31 | \n292 | \n | \n | \n1.198 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n | \n6 | \n14 | \n | \n3 | \n51 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n | \n56 | \n52 | \n | \n11 | \n523 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n26 | \n2 | \n | \n31 | \n53 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n | \n23 | \n509 | \n | \n | \n562 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n | \n12 | \n491 | \n | \n16 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n | \n97 | \n | \n | \n104 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n30 | \n828 | \n1.918 | \n48 | \n5.047 | \n(57) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre (a) | \n | \n37 | \n71 | \n120 | \n74 | \n187 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n729 | \n3.150 | \n7.687 | \n435 | \n12.034 | \n(195) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n | \n195 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n | \n161 | \n3 | \n | \n10 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n16 | \n7 | \n11 | \n27 | \n18 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n177 | \n10 | \n206 | \n37 | \n18 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n906 | \n3.160 | \n7.893 | \n472 | \n12.052 | \n(195) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n3 | \n25 | \n | \n | \n65 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n33 | \n153 | \n | \n46 | \n798 | \n(28) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n1 | \n186 | \n | \n5 | \n612 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n196 | \n436 | \n | \n219 | \n1.342 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n | \n104 | \n116 | \n | \n386 | \n350 | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n | \n201 | \n110 | \n | \n1.805 | \n1.548 | \n414 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n | \n13 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre (a) | \n | \n23 | \n66 | \n | \n71 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n574 | \n1.092 | \n | \n2.770 | \n4.715 | \n396 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n1 | \n3 | \n | \n2 | \n37 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb | \n | \n316 | \n316 | \n | \n32 | \n599 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.797 | \n4.571 | \n7.893 | \n3.276 | \n17.403 | \n201 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \nAltri | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti | \nDebiti | \n | \n | \n | \nproventi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne altre | \ne altre | \n | \n | \n | \n(oneri) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nattivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \noperativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Agiba Petroleum Co | \n | \n1 | \n194 | \n | \n | \n308 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n | \n24 | \n142 | \n | \n4 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n4 | \n | \n1.327 | \n6 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n | \n113 | \n475 | \n3.156 | \n86 | \n2.146 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n5 | \n235 | \n9 | \n6 | \n768 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n | \n29 | \n29 | \n | \n1 | \n357 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n | \n | \n1.321 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n | \n17 | \n250 | \n | \n | \n1.183 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n | \n49 | \n20 | \n | \n16 | \n517 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n | \n58 | \n885 | \n | \n | \n870 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n | \n11 | \n473 | \n | \n19 | \n12 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n | \n74 | \n | \n | \n79 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n51 | \n764 | \n2.013 | \n58 | \n4.487 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n62 | \n73 | \n19 | \n83 | \n203 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n498 | \n3.540 | \n7.845 | \n358 | \n10.852 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n | \n183 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n | \n152 | \n4 | \n1 | \n12 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n13 | \n10 | \n12 | \n13 | \n30 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n165 | \n14 | \n196 | \n25 | \n30 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n663 | \n3.554 | \n8.041 | \n383 | \n10.882 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n5 | \n33 | \n | \n2 | \n69 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n95 | \n168 | \n | \n93 | \n497 | \n(109) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n1 | \n149 | \n | \n8 | \n(20) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n245 | \n352 | \n | \n1.157 | \n1.625 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n | \n85 | \n61 | \n | \n400 | \n317 | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n | \n230 | \n219 | \n | \n2.104 | \n1.875 | \n283 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n | \n5 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n11 | \n68 | \n | \n52 | \n38 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n677 | \n1.050 | \n | \n4.054 | \n4.401 | \n182 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n1 | \n2 | \n | \n1 | \n36 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb | \n | \n222 | \n212 | \n | \n40 | \n569 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.563 | \n4.818 | \n8.041 | \n4.478 | \n15.888 | \n17 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2022 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \nAltri | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti | \nDebiti | \n | \n | \n | \nproventi | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne altre | \ne altre | \n | \n | \n | \n(oneri) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nattivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \noperativi | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Agiba Petroleum Co | \n | \n17 | \n71 | \n | \n | \n224 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Angola LNG Ltd | \n | \n | \n | \n | \n | \n79 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n10 | \n | \n1.378 | \n12 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n | \n320 | \n517 | \n3.268 | \n46 | \n1.152 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n3 | \n195 | \n9 | \n9 | \n452 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n | \n | \n1.259 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n | \n27 | \n251 | \n | \n | \n1.347 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n | \n58 | \n144 | \n | \n9 | \n234 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n | \n33 | \n595 | \n | \n | \n944 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n | \n47 | \n | \n | \n74 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n | \n6 | \n433 | \n | \n16 | \n14 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n58 | \n722 | \n2.378 | \n84 | \n4.085 | \n(597) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n127 | \n76 | \n9 | \n167 | \n338 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n706 | \n3.004 | \n8.301 | \n417 | \n8.869 | \n(597) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n | \n190 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n | \n139 | \n4 | \n1 | \n15 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n8 | \n10 | \n11 | \n7 | \n15 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n147 | \n14 | \n202 | \n22 | \n15 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n853 | \n3.018 | \n8.503 | \n439 | \n8.884 | \n(597) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n2 | \n47 | \n | \n3 | \n86 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n438 | \n264 | \n | \n97 | \n275 | \n484 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n218 | \n8 | \n | \n84 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n763 | \n25 | \n | \n1.767 | \n873 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n | \n119 | \n159 | \n | \n612 | \n701 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n | \n207 | \n225 | \n | \n7.786 | \n4.039 | \n3.437 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n | \n3 | \n | \n | \n179 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n12 | \n35 | \n | \n27 | \n33 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n1.762 | \n763 | \n | \n10.555 | \n6.007 | \n3.903 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n | \n2 | \n | \n1 | \n39 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb | \n | \n179 | \n114 | \n | \n33 | \n417 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n2.794 | \n3.897 | \n8.503 | \n11.028 | \n15.347 | \n3.306 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di importo inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nI rapporti pi\u00f9 significativi con le joint venture, le imprese collegate e le
\ncontrollate escluse dall\u2019area di consolidamento riguardano:
\n\u2022 la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di
\ngiacimenti petroliferi dalle societ\u00e0 Agiba Petroleum Co, Karacha-
\nganak Petroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petrobel
\nBelayim Petroleum Co, Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb e,
\nlimitatamente alla Karachaganak Petroleum Operating BV, l\u2019ac-
\nquisto di greggi da parte di Eni Trade & Biofuels SpA; i riaddebiti
\ndalle collegate a Eni sono fatturati sulla base dei costi sostenuti;
\n\u2022 il debito residuo per il pagamento del corrispettivo per la cessio-
\nne dei crediti di Card\u00f3n IV;
\n\u2022 la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rilascia-
\nta pro quota nell\u2019interesse della societ\u00e0 Coral FLNG SA a benefi-
\ncio del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali assun-
\nti con l\u2019assegnazione del contratto EPCIC per la realizzazione
\ndell\u2019impianto galleggiante di liquefazione del gas;
\n\u2022 la fornitura di servizi specialistici, l\u2019acquisto di greggi e il rilascio
\ndi garanzie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi
\nFPSO verso il gruppo Azule;
\n\u2022 la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazio-
\nne da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Explo-
\nration & Production;
\n\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di trasporto verso il gruppo SeaCorridor;
\n\u2022 le garanzie rilasciate al Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn a fronte della partecipa-
\nzione nel progetto eolico offshore Dogger Bank;
\n\u2022 il credito nell\u2019ambito della business combination realizzata nel
\ncorso dell\u2019esercizio e l\u2019acquisto di greggi e condensati dal gruppo
\nIthaca Energy Plc;
\n\u2022 l\u2019acquisto di elastomeri da Lotte Versalis Elastomers Co Ltd;
\n\u2022 l\u2019acquisto di condensati e la fornitura di servizi specialistici
\nupstream verso la Mozambique Rovuma Venture SpA;
\n\u2022 la vendita di gas alla Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA;
\n\u2022 gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meri-
\ndionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema
\ndi trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto;
\n\u2022 le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell\u2019inte-
\nresse di V\u00e5r Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici upstre-
\nam e di trasporto marittimo, l\u2019acquisto di greggio, condensati e
\ngas e la parte realizzata dei contratti a termine di acquisto fisico
\ndi gas;
\n\u2022 la garanzia rilasciata a favore della societ\u00e0 Eni BTC Ltd a fronte
\ndella costruzione di un oleodotto;
\n\u2022 la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla societ\u00e0
\nIndustria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione).
\nI rapporti pi\u00f9 significativi con le societ\u00e0 controllate dallo Stato
\nriguardano:
\n\u2022 le attivit\u00e0 volte a garantire l\u2019operativit\u00e0, l\u2019upgrading e l\u2019efficienza
\ndegli impianti verso il gruppo Ansaldo di Cassa Depositi e Prestiti;
\n\u2022 la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas,
\nl\u2019acquisizione di servizi di distribuzione di energia elettrica e gli
\nstrumenti finanziari derivati con il gruppo Enel;
\n\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di distribuzione, trasporto e stoccag-
\ngio dal gruppo Italgas e dal gruppo Snam sulla base delle tarif-
\nfe stabilite dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Am-
\nbiente, comprensive delle agevolazioni tariffarie riconosciute
\nalla clientela e rimborsate dai distributori, nonch\u00e9, dal gruppo
\nSnam, il credito per attivit\u00e0 di disinvestimento relativo alla ces-
\nsione del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e la compra-
\nvendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla
\nbase di corrispettivi legati all\u2019andamento dei principali prodotti
\nenergetici;
\n\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita
\ndi energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema
\nsulla base di corrispettivi legati all\u2019andamento dei principali pro-
\ndotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity
\na copertura del rischio di volatilit\u00e0 del corrispettivo per l\u2019asse-
\ngnazione dei diritti di utilizzo della capacit\u00e0 di trasporto con il
\ngruppo Terna;
\n\u2022 la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, gli
\nstrumenti finanziari derivati, la vendita di prodotti petroliferi e
\ncapacit\u00e0 di stoccaggio a GSE - Gestore Servizi Energetici per
\nla costituzione delle scorte specifiche tenute dall\u2019Organismo
\nCentrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al Decreto
\nLegislativo n. 249/2012, il contributo a copertura degli oneri de-
\nrivanti dall\u2019espletamento delle funzioni ed attivit\u00e0 di OCSIT e il
\ncontributo corrisposto a GSE per la promozione dell\u2019uso del bio-
\nmetano e altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti;
\n\u2022 la vendita di jet fuel alla ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA.
\nI rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:
\n\u2022 costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni per
\n\u20ac26 milioni e debiti per contributi da versare per \u20ac2 milioni;
\n\u2022 costi per contributi versati al Fondo Integrativo Sanitario dei Diri-
\ngenti delle Aziende del Gruppo Eni - FISDE per \u20ac5 milioni e debiti
\nper contributi da versare per \u20ac1 milione;
\n\u2022 contributi erogati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni En-
\nrico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per \u20ac4 milioni e
\n\u20ac2 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nRAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nProventi | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nFinanziari e | \n | \nProventi | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nstrumenti | \nOneri | \n(oneri) su | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nCrediti | \nDebiti | \nGaranzie | \nderivati | \nFinanziari | \npartecipazioni | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n522 | \n | \n | \n24 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n | \n1.539 | \n | \n(1) | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n | \n222 | \n | \n1 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n1.769 | \n58 | \n | \n132 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Pengerang Biorefinery Sdn Bhd | \n | \n60 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n37 | \n39 | \n2 | \n38 | \n41 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n2.388 | \n319 | \n1.541 | \n195 | \n51 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n | \n53 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n | \n7 | \n | \n1 | \n4 | \n(12) | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n60 | \n | \n1 | \n4 | \n(12) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n2.428 | \n419 | \n1.541 | \n198 | \n57 | \n(12) | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti e | \n | \n | \nProventi | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ndisponibilit\u00e0 | \n | \n | \nFinanziari e | \n | \nProventi | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nliquide e | \n | \n | \nstrumenti | \nOneri | \n(oneri) su | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nequivalenti | \nDebiti | \nGaranzie | \nderivati | \nFinanziari | \npartecipazioni | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n453 | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n | \n1.448 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n | \n56 | \n | \n | \n8 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n1.339 | \n170 | \n | \n101 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n49 | \n13 | \n1 | \n39 | \n14 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n1.841 | \n239 | \n1.449 | \n155 | \n22 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n | \n56 | \n | \n | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n443 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n14 | \n2 | \n | \n | \n3 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n14 | \n58 | \n | \n | \n5 | \n444 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.862 | \n335 | \n1.449 | \n156 | \n28 | \n445 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2022 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti e | \n | \n | \nProventi | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ndisponibilit\u00e0 | \n | \n | \nFinanziari e | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nliquide e | \n | \n | \nstrumenti | \nOneri | \nPlusvalenze | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nequivalenti | \nDebiti | \nGaranzie | \nderivati | \nFinanziari | \n da cessione | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n356 | \n | \n | \n | \n140 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n | \n1.499 | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n1.187 | \n57 | \n | \n48 | \n5 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n | \n100 | \n | \n16 | \n3 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n96 | \n28 | \n2 | \n91 | \n10 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n1.639 | \n185 | \n1.501 | \n156 | \n159 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n8 | \n31 | \n | \n5 | \n4 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n8 | \n31 | \n | \n5 | \n4 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n | \n176 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n10 | \n40 | \n | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n10 | \n216 | \n | \n1 | \n1 | \n30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.657 | \n432 | \n1.501 | \n162 | \n164 | \n30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\nI rapporti pi\u00f9 significativi con le joint venture, le imprese collegate e le
\ncontrollate escluse dall\u2019area di consolidamento riguardano:
\n\u2022 il finanziamento concesso alla societ\u00e0 Coral FLNG SA per la re-
\nalizzazione dell\u2019impianto galleggiante di liquefazione del gas nel
\npermesso dell\u2019area 4 in Mozambico;
\n\u2022 la garanzia rilasciata nell\u2019interesse della societ\u00e0 Coral South FLNG
\nDMCC per affidamenti bancari nell\u2019ambito del project financing del
\nprogetto di sviluppo Coral FLNG;
\n\u2022 le passivit\u00e0 per beni in leasing verso il gruppo Saipem riferite a
\ncontratti pluriennali per l\u2019utilizzo di mezzi di perforazione;
\n\u2022 il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Venture SpA
\nper lo sviluppo delle riserve gas nell\u2019offshore del Mozambico;
\n\u2022 l\u2019utilizzo della linea di credito concessa alla Pengerang Biorefinery
\nSdn Bhd per la costruzione della bioraffineria in Malesia.
\nI rapporti pi\u00f9 significativi con le societ\u00e0 controllate dallo Stato ri-
\nguardano:
\n\u2022 i debiti finanziari per la realizzazione di infrastrutture di ricarica per
\nveicoli elettrici verso il gruppo Cassa Depositi e Prestiti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\nINCIDENZA DELLE OPERAZIONI O POSIZIONI CON PARTI CORRELATE SULLA SITUAZIONE
\nPATRIMONIALE, SUL RISULTATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI
\n\nL\u2019incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \n8.183 | \n | \n | \n10.193 | \n3 | \n0,03 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n1.085 | \n48 | \n4,42 | \n896 | \n19 | \n2,12 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti | \n16.901 | \n1.601 | \n9,47 | \n16.551 | \n1.363 | \n8,24 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n3.662 | \n54 | \n1,47 | \n5.637 | \n32 | \n0,57 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n3.215 | \n2.380 | \n74,03 | \n2.301 | \n1.840 | \n79,97 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n4.011 | \n142 | \n3,54 | \n3.393 | \n168 | \n4,95 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie a breve termine | \n4.238 | \n136 | \n3,21 | \n4.092 | \n222 | \n5,43 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Quota a breve di passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine | \n4.582 | \n21 | \n0,46 | \n2.921 | \n21 | \n0,72 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Quota a breve di passivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine | \n1.279 | \n152 | \n11,88 | \n1.128 | \n21 | \n1,86 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti | \n22.092 | \n4.017 | \n18,18 | \n20.654 | \n4.245 | \n20,55 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n5.049 | \n34 | \n0,67 | \n5.579 | \n62 | \n1,11 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine | \n21.570 | \n79 | \n0,37 | \n21.716 | \n65 | \n0,30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine | \n5.174 | \n31 | \n0,60 | \n4.208 | \n6 | \n0,14 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n4.449 | \n520 | \n11,69 | \n4.096 | \n511 | \n12,48 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nL\u2019incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica | \n88.797 | \n2.997 | \n3,38 | \n93.717 | \n4.322 | \n4,61 | \n132.512 | \n10.872 | \n8,20 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri ricavi e proventi | \n2.417 | \n279 | \n11,54 | \n1.099 | \n156 | \n14,19 | \n1.175 | \n156 | \n13,28 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | \n(71.114) | \n(17.404) | \n24,47 | \n (73.836) | \n(15.885) | \n21,51 | \n (102.529) | \n(15.327) | \n14,95 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti | \n(168) | \n(2) | \n1,19 | \n (249) | \n5 | \n.. | \n47 | \n(2) | \n.. | \n\n\n\n\n\n
\n\n| commerciali e altri crediti | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costo lavoro | \n(3.262) | \n3 | \n.. | \n (3.136) | \n(8) | \n0,26 | \n (3.015) | \n(18) | \n0,60 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(352) | \n201 | \n.. | \n478 | \n17 | \n3,56 | \n (1.736) | \n3.306 | \n.. | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi finanziari | \n7.715 | \n198 | \n2,57 | \n7.417 | \n155 | \n2,09 | \n8.450 | \n160 | \n1,89 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.980) | \n(57) | \n0,63 | \n (8.113) | \n(28) | \n0,35 | \n (9.333) | \n(164) | \n1,76 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n278 | \n | \n | \n (61) | \n1 | \n.. | \n13 | \n2 | \n15,38 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) su partecipazioni | \n984 | \n(12) | \n.. | \n1.108 | \n445 | \n40,16 | \n3.623 | \n30 | \n0,83 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e proventi | \n3.276 | \n4.478 | \n11.028 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi e oneri | \n(15.056) | \n(13.539) | \n(13.749) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n201 | \n17 | \n3.306 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | \n(61) | \n1.916 | \n(431) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi | \n132 | \n117 | \n69 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n(11.508) | \n(7.011) | \n223 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n(2.347) | \n(2.349) | \n(1.596) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Disinvestimenti in partecipazioni | \n | \n440 | \n165 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti e crediti relativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento | \n(292) | \n504 | \n1.480 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione crediti finanziari | \n(501) | \n(290) | \n(81) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(3.140) | \n(1.695) | \n(32) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti finanziari e passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(20) | \n(162) | \n(88) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(20) | \n(162) | \n(88) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \n(3) | \n(7) | \n8 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale flussi finanziari verso entit\u00e0 correlate | \n(14.671) | \n(8.875) | \n111 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nL\u2019incidenza dei flussi finanziari con parti correlate \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n13.092 | \n(11.508) | \n.. | \n15.119 | \n(7.011) | \n.. | \n17.460 | \n223 | \n1,28 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(9.817) | \n(3.140) | \n31,99 | \n(9.365) | \n(1.695) | \n18,10 | \n(7.018) | \n(32) | \n0,46 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(5.380) | \n(20) | \n0,37 | \n(5.668) | \n(162) | \n2,86 | \n(8.542) | \n(88) | \n1,03 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfRelatedPartyExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag692": {
"value": "\n36 Rapporti con parti correlate
\nLe operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano prin-
\ncipalmente:
\na) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l\u2019impie-
\ngo di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese collega-
\nte e altre societ\u00e0 controllate escluse dall\u2019area di consolidamento;
\nb) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre societ\u00e0
\ncontrollate dallo Stato italiano;
\nc) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con societ\u00e0 corre-
\nlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di
\nAmministrazione. La maggior parte di tali operazioni sono esenti
\ndall\u2019applicazione della normativa interna Eni \u201cOperazioni con in-
\nteressi degli amministratori e sindaci e Operazioni con Parti Cor-
\nrelate\u201d, emanata in attuazione della regolamentazione Consob,
\npoich\u00e9 si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di
\nmercato o standard, ovvero poich\u00e9 al di sotto della soglia di esi-
\nguit\u00e0 prevista dalla procedura stessa;
\nd) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a
\nEni, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale
\ne scientifico. In particolare con: (i) Eni Foundation, costituita, su
\niniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l\u2019obiettivo di persegui-
\nre esclusivamente finalit\u00e0 di solidariet\u00e0 sociale e umanitaria nei
\nsettori dell\u2019assistenza, della sanit\u00e0, dell\u2019educazione, della cultura
\ne dell\u2019ambiente, nonch\u00e9 della ricerca scientifica e tecnologica; (ii)
\nFondazione Eni Enrico Mattei costituita, su iniziativa di Eni, con
\nlo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative di
\nformazione e informazione, all\u2019arricchimento delle conoscenze
\nsulle problematiche riguardanti l\u2019economia, l\u2019energia e l\u2019ambiente
\nsu scala locale e globale.
\nTutte le operazioni sono state compiute nell\u2019interesse della Societ\u00e0
\ne, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono inizia-
\ntive di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della
\nordinaria gestione.
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTransactionsWithRelatedPartiesExplanatory",
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"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag693": {
"value": "\nLe joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate escluse
\ndall\u2019area di consolidamento sono indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazio-
\nni di Eni SpA al 31 dicembre 2024\u201d che si considera parte integrante
\ndelle presenti note.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nRAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \nAltri | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti | \nDebiti | \n | \n | \n | \nproventi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne altre | \ne altre | \n | \n | \n | \n(oneri) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nattivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \noperativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Agiba Petroleum Co | \n | \n4 | \n126 | \n | \n | \n256 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n | \n1 | \n77 | \n | \n4 | \n(2) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n12 | \n | \n1.411 | \n15 | \n(3) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n | \n59 | \n399 | \n3.343 | \n76 | \n2.290 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n41 | \n186 | \n9 | \n52 | \n1.253 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n | \n105 | \n27 | \n | \n1 | \n242 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n1 | \n | \n886 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n | \n188 | \n76 | \n | \n | \n366 | \n(138) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n | \n31 | \n292 | \n | \n | \n1.198 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n | \n6 | \n14 | \n | \n3 | \n51 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n | \n56 | \n52 | \n | \n11 | \n523 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n26 | \n2 | \n | \n31 | \n53 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n | \n23 | \n509 | \n | \n | \n562 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n | \n12 | \n491 | \n | \n16 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n | \n97 | \n | \n | \n104 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n30 | \n828 | \n1.918 | \n48 | \n5.047 | \n(57) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre (a) | \n | \n37 | \n71 | \n120 | \n74 | \n187 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n729 | \n3.150 | \n7.687 | \n435 | \n12.034 | \n(195) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n | \n195 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n | \n161 | \n3 | \n | \n10 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n16 | \n7 | \n11 | \n27 | \n18 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n177 | \n10 | \n206 | \n37 | \n18 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n906 | \n3.160 | \n7.893 | \n472 | \n12.052 | \n(195) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n3 | \n25 | \n | \n | \n65 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n33 | \n153 | \n | \n46 | \n798 | \n(28) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n1 | \n186 | \n | \n5 | \n612 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n196 | \n436 | \n | \n219 | \n1.342 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n | \n104 | \n116 | \n | \n386 | \n350 | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n | \n201 | \n110 | \n | \n1.805 | \n1.548 | \n414 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n | \n13 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre (a) | \n | \n23 | \n66 | \n | \n71 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n574 | \n1.092 | \n | \n2.770 | \n4.715 | \n396 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n1 | \n3 | \n | \n2 | \n37 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb | \n | \n316 | \n316 | \n | \n32 | \n599 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.797 | \n4.571 | \n7.893 | \n3.276 | \n17.403 | \n201 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \nAltri | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti | \nDebiti | \n | \n | \n | \nproventi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne altre | \ne altre | \n | \n | \n | \n(oneri) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nattivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \noperativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Agiba Petroleum Co | \n | \n1 | \n194 | \n | \n | \n308 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n | \n24 | \n142 | \n | \n4 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n4 | \n | \n1.327 | \n6 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n | \n113 | \n475 | \n3.156 | \n86 | \n2.146 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n5 | \n235 | \n9 | \n6 | \n768 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n | \n29 | \n29 | \n | \n1 | \n357 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n | \n | \n1.321 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n | \n17 | \n250 | \n | \n | \n1.183 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n | \n49 | \n20 | \n | \n16 | \n517 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n | \n58 | \n885 | \n | \n | \n870 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n | \n11 | \n473 | \n | \n19 | \n12 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n | \n74 | \n | \n | \n79 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n51 | \n764 | \n2.013 | \n58 | \n4.487 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n62 | \n73 | \n19 | \n83 | \n203 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n498 | \n3.540 | \n7.845 | \n358 | \n10.852 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n | \n183 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n | \n152 | \n4 | \n1 | \n12 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n13 | \n10 | \n12 | \n13 | \n30 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n165 | \n14 | \n196 | \n25 | \n30 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n663 | \n3.554 | \n8.041 | \n383 | \n10.882 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n5 | \n33 | \n | \n2 | \n69 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n95 | \n168 | \n | \n93 | \n497 | \n(109) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n1 | \n149 | \n | \n8 | \n(20) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n245 | \n352 | \n | \n1.157 | \n1.625 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n | \n85 | \n61 | \n | \n400 | \n317 | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n | \n230 | \n219 | \n | \n2.104 | \n1.875 | \n283 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n | \n5 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n11 | \n68 | \n | \n52 | \n38 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n677 | \n1.050 | \n | \n4.054 | \n4.401 | \n182 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n1 | \n2 | \n | \n1 | \n36 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb | \n | \n222 | \n212 | \n | \n40 | \n569 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.563 | \n4.818 | \n8.041 | \n4.478 | \n15.888 | \n17 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2022 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \nAltri | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti | \nDebiti | \n | \n | \n | \nproventi | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne altre | \ne altre | \n | \n | \n | \n(oneri) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nattivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \noperativi | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Agiba Petroleum Co | \n | \n17 | \n71 | \n | \n | \n224 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Angola LNG Ltd | \n | \n | \n | \n | \n | \n79 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n10 | \n | \n1.378 | \n12 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n | \n320 | \n517 | \n3.268 | \n46 | \n1.152 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n3 | \n195 | \n9 | \n9 | \n452 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n | \n | \n1.259 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n | \n27 | \n251 | \n | \n | \n1.347 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n | \n58 | \n144 | \n | \n9 | \n234 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n | \n33 | \n595 | \n | \n | \n944 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n | \n47 | \n | \n | \n74 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n | \n6 | \n433 | \n | \n16 | \n14 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n58 | \n722 | \n2.378 | \n84 | \n4.085 | \n(597) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n127 | \n76 | \n9 | \n167 | \n338 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n706 | \n3.004 | \n8.301 | \n417 | \n8.869 | \n(597) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n | \n190 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n | \n139 | \n4 | \n1 | \n15 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n8 | \n10 | \n11 | \n7 | \n15 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n147 | \n14 | \n202 | \n22 | \n15 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n853 | \n3.018 | \n8.503 | \n439 | \n8.884 | \n(597) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n2 | \n47 | \n | \n3 | \n86 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n438 | \n264 | \n | \n97 | \n275 | \n484 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n218 | \n8 | \n | \n84 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n763 | \n25 | \n | \n1.767 | \n873 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n | \n119 | \n159 | \n | \n612 | \n701 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n | \n207 | \n225 | \n | \n7.786 | \n4.039 | \n3.437 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n | \n3 | \n | \n | \n179 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n12 | \n35 | \n | \n27 | \n33 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n1.762 | \n763 | \n | \n10.555 | \n6.007 | \n3.903 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n | \n2 | \n | \n1 | \n39 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb | \n | \n179 | \n114 | \n | \n33 | \n417 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n2.794 | \n3.897 | \n8.503 | \n11.028 | \n15.347 | \n3.306 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di importo inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\nI rapporti pi\u00f9 significativi con le joint venture, le imprese collegate e le
\ncontrollate escluse dall\u2019area di consolidamento riguardano:
\n\u2022 la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di
\ngiacimenti petroliferi dalle societ\u00e0 Agiba Petroleum Co, Karacha-
\nganak Petroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petrobel
\nBelayim Petroleum Co, Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb e,
\nlimitatamente alla Karachaganak Petroleum Operating BV, l\u2019ac-
\nquisto di greggi da parte di Eni Trade & Biofuels SpA; i riaddebiti
\ndalle collegate a Eni sono fatturati sulla base dei costi sostenuti;
\n\u2022 il debito residuo per il pagamento del corrispettivo per la cessio-
\nne dei crediti di Card\u00f3n IV;
\n\u2022 la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rilascia-
\nta pro quota nell\u2019interesse della societ\u00e0 Coral FLNG SA a benefi-
\ncio del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali assun-
\nti con l\u2019assegnazione del contratto EPCIC per la realizzazione
\ndell\u2019impianto galleggiante di liquefazione del gas;
\n\u2022 la fornitura di servizi specialistici, l\u2019acquisto di greggi e il rilascio
\ndi garanzie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi
\nFPSO verso il gruppo Azule;
\n\u2022 la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazio-
\nne da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Explo-
\nration & Production;
\n\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di trasporto verso il gruppo SeaCorridor;
\n\u2022 le garanzie rilasciate al Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn a fronte della partecipa-
\nzione nel progetto eolico offshore Dogger Bank;
\n\u2022 il credito nell\u2019ambito della business combination realizzata nel
\ncorso dell\u2019esercizio e l\u2019acquisto di greggi e condensati dal gruppo
\nIthaca Energy Plc;
\n\u2022 l\u2019acquisto di elastomeri da Lotte Versalis Elastomers Co Ltd;
\n\u2022 l\u2019acquisto di condensati e la fornitura di servizi specialistici
\nupstream verso la Mozambique Rovuma Venture SpA;
\n\u2022 la vendita di gas alla Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA;
\n\u2022 gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meri-
\ndionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema
\ndi trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto;
\n\u2022 le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell\u2019inte-
\nresse di V\u00e5r Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici upstre-
\nam e di trasporto marittimo, l\u2019acquisto di greggio, condensati e
\ngas e la parte realizzata dei contratti a termine di acquisto fisico
\ndi gas;
\n\u2022 la garanzia rilasciata a favore della societ\u00e0 Eni BTC Ltd a fronte
\ndella costruzione di un oleodotto;
\n\u2022 la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla societ\u00e0
\nIndustria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione).
\nI rapporti pi\u00f9 significativi con le societ\u00e0 controllate dallo Stato
\nriguardano:
\n\u2022 le attivit\u00e0 volte a garantire l\u2019operativit\u00e0, l\u2019upgrading e l\u2019efficienza
\ndegli impianti verso il gruppo Ansaldo di Cassa Depositi e Prestiti;
\n\u2022 la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas,
\nl\u2019acquisizione di servizi di distribuzione di energia elettrica e gli
\nstrumenti finanziari derivati con il gruppo Enel;
\n\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di distribuzione, trasporto e stoccag-
\ngio dal gruppo Italgas e dal gruppo Snam sulla base delle tarif-
\nfe stabilite dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Am-
\nbiente, comprensive delle agevolazioni tariffarie riconosciute
\nalla clientela e rimborsate dai distributori, nonch\u00e9, dal gruppo
\nSnam, il credito per attivit\u00e0 di disinvestimento relativo alla ces-
\nsione del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e la compra-
\nvendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla
\nbase di corrispettivi legati all\u2019andamento dei principali prodotti
\nenergetici;
\n\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita
\ndi energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema
\nsulla base di corrispettivi legati all\u2019andamento dei principali pro-
\ndotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity
\na copertura del rischio di volatilit\u00e0 del corrispettivo per l\u2019asse-
\ngnazione dei diritti di utilizzo della capacit\u00e0 di trasporto con il
\ngruppo Terna;
\n\u2022 la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, gli
\nstrumenti finanziari derivati, la vendita di prodotti petroliferi e
\ncapacit\u00e0 di stoccaggio a GSE - Gestore Servizi Energetici per
\nla costituzione delle scorte specifiche tenute dall\u2019Organismo
\nCentrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al Decreto
\nLegislativo n. 249/2012, il contributo a copertura degli oneri de-
\nrivanti dall\u2019espletamento delle funzioni ed attivit\u00e0 di OCSIT e il
\ncontributo corrisposto a GSE per la promozione dell\u2019uso del bio-
\nmetano e altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti;
\n\u2022 la vendita di jet fuel alla ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA.
\nI rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:
\n\u2022 costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni per
\n\u20ac26 milioni e debiti per contributi da versare per \u20ac2 milioni;
\n\u2022 costi per contributi versati al Fondo Integrativo Sanitario dei Diri-
\ngenti delle Aziende del Gruppo Eni - FISDE per \u20ac5 milioni e debiti
\nper contributi da versare per \u20ac1 milione;
\n\u2022 contributi erogati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni En-
\nrico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per \u20ac4 milioni e
\n\u20ac2 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nRAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nProventi | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nFinanziari e | \n | \nProventi | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nstrumenti | \nOneri | \n(oneri) su | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nCrediti | \nDebiti | \nGaranzie | \nderivati | \nFinanziari | \npartecipazioni | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n522 | \n | \n | \n24 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n | \n1.539 | \n | \n(1) | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n | \n222 | \n | \n1 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n1.769 | \n58 | \n | \n132 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Pengerang Biorefinery Sdn Bhd | \n | \n60 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n37 | \n39 | \n2 | \n38 | \n41 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n2.388 | \n319 | \n1.541 | \n195 | \n51 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n | \n53 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n | \n7 | \n | \n1 | \n4 | \n(12) | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n60 | \n | \n1 | \n4 | \n(12) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n2.428 | \n419 | \n1.541 | \n198 | \n57 | \n(12) | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti e | \n | \n | \nProventi | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ndisponibilit\u00e0 | \n | \n | \nFinanziari e | \n | \nProventi | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nliquide e | \n | \n | \nstrumenti | \nOneri | \n(oneri) su | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nequivalenti | \nDebiti | \nGaranzie | \nderivati | \nFinanziari | \npartecipazioni | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n453 | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n | \n1.448 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n | \n56 | \n | \n | \n8 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n1.339 | \n170 | \n | \n101 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n49 | \n13 | \n1 | \n39 | \n14 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n1.841 | \n239 | \n1.449 | \n155 | \n22 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n | \n56 | \n | \n | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n443 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n14 | \n2 | \n | \n | \n3 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n14 | \n58 | \n | \n | \n5 | \n444 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.862 | \n335 | \n1.449 | \n156 | \n28 | \n445 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2022 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti e | \n | \n | \nProventi | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ndisponibilit\u00e0 | \n | \n | \nFinanziari e | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nliquide e | \n | \n | \nstrumenti | \nOneri | \nPlusvalenze | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nequivalenti | \nDebiti | \nGaranzie | \nderivati | \nFinanziari | \n da cessione | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n356 | \n | \n | \n | \n140 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n | \n1.499 | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n1.187 | \n57 | \n | \n48 | \n5 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n | \n100 | \n | \n16 | \n3 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n96 | \n28 | \n2 | \n91 | \n10 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n1.639 | \n185 | \n1.501 | \n156 | \n159 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n8 | \n31 | \n | \n5 | \n4 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n8 | \n31 | \n | \n5 | \n4 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n | \n176 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n10 | \n40 | \n | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n10 | \n216 | \n | \n1 | \n1 | \n30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.657 | \n432 | \n1.501 | \n162 | \n164 | \n30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\nI rapporti pi\u00f9 significativi con le joint venture, le imprese collegate e le
\ncontrollate escluse dall\u2019area di consolidamento riguardano:
\n\u2022 il finanziamento concesso alla societ\u00e0 Coral FLNG SA per la re-
\nalizzazione dell\u2019impianto galleggiante di liquefazione del gas nel
\npermesso dell\u2019area 4 in Mozambico;
\n\u2022 la garanzia rilasciata nell\u2019interesse della societ\u00e0 Coral South FLNG
\nDMCC per affidamenti bancari nell\u2019ambito del project financing del
\nprogetto di sviluppo Coral FLNG;
\n\u2022 le passivit\u00e0 per beni in leasing verso il gruppo Saipem riferite a
\ncontratti pluriennali per l\u2019utilizzo di mezzi di perforazione;
\n\u2022 il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Venture SpA
\nper lo sviluppo delle riserve gas nell\u2019offshore del Mozambico;
\n\u2022 l\u2019utilizzo della linea di credito concessa alla Pengerang Biorefinery
\nSdn Bhd per la costruzione della bioraffineria in Malesia.
\nI rapporti pi\u00f9 significativi con le societ\u00e0 controllate dallo Stato ri-
\nguardano:
\n\u2022 i debiti finanziari per la realizzazione di infrastrutture di ricarica per
\nveicoli elettrici verso il gruppo Cassa Depositi e Prestiti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\nINCIDENZA DELLE OPERAZIONI O POSIZIONI CON PARTI CORRELATE SULLA SITUAZIONE
\nPATRIMONIALE, SUL RISULTATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI
\n\nL\u2019incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \n8.183 | \n | \n | \n10.193 | \n3 | \n0,03 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n1.085 | \n48 | \n4,42 | \n896 | \n19 | \n2,12 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti | \n16.901 | \n1.601 | \n9,47 | \n16.551 | \n1.363 | \n8,24 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n3.662 | \n54 | \n1,47 | \n5.637 | \n32 | \n0,57 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n3.215 | \n2.380 | \n74,03 | \n2.301 | \n1.840 | \n79,97 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n4.011 | \n142 | \n3,54 | \n3.393 | \n168 | \n4,95 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie a breve termine | \n4.238 | \n136 | \n3,21 | \n4.092 | \n222 | \n5,43 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Quota a breve di passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine | \n4.582 | \n21 | \n0,46 | \n2.921 | \n21 | \n0,72 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Quota a breve di passivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine | \n1.279 | \n152 | \n11,88 | \n1.128 | \n21 | \n1,86 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti | \n22.092 | \n4.017 | \n18,18 | \n20.654 | \n4.245 | \n20,55 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n5.049 | \n34 | \n0,67 | \n5.579 | \n62 | \n1,11 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine | \n21.570 | \n79 | \n0,37 | \n21.716 | \n65 | \n0,30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine | \n5.174 | \n31 | \n0,60 | \n4.208 | \n6 | \n0,14 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n4.449 | \n520 | \n11,69 | \n4.096 | \n511 | \n12,48 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nL\u2019incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica | \n88.797 | \n2.997 | \n3,38 | \n93.717 | \n4.322 | \n4,61 | \n132.512 | \n10.872 | \n8,20 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri ricavi e proventi | \n2.417 | \n279 | \n11,54 | \n1.099 | \n156 | \n14,19 | \n1.175 | \n156 | \n13,28 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | \n(71.114) | \n(17.404) | \n24,47 | \n (73.836) | \n(15.885) | \n21,51 | \n (102.529) | \n(15.327) | \n14,95 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti | \n(168) | \n(2) | \n1,19 | \n (249) | \n5 | \n.. | \n47 | \n(2) | \n.. | \n\n\n\n\n\n
\n\n| commerciali e altri crediti | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costo lavoro | \n(3.262) | \n3 | \n.. | \n (3.136) | \n(8) | \n0,26 | \n (3.015) | \n(18) | \n0,60 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(352) | \n201 | \n.. | \n478 | \n17 | \n3,56 | \n (1.736) | \n3.306 | \n.. | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi finanziari | \n7.715 | \n198 | \n2,57 | \n7.417 | \n155 | \n2,09 | \n8.450 | \n160 | \n1,89 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.980) | \n(57) | \n0,63 | \n (8.113) | \n(28) | \n0,35 | \n (9.333) | \n(164) | \n1,76 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n278 | \n | \n | \n (61) | \n1 | \n.. | \n13 | \n2 | \n15,38 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) su partecipazioni | \n984 | \n(12) | \n.. | \n1.108 | \n445 | \n40,16 | \n3.623 | \n30 | \n0,83 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e proventi | \n3.276 | \n4.478 | \n11.028 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi e oneri | \n(15.056) | \n(13.539) | \n(13.749) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n201 | \n17 | \n3.306 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | \n(61) | \n1.916 | \n(431) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi | \n132 | \n117 | \n69 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n(11.508) | \n(7.011) | \n223 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n(2.347) | \n(2.349) | \n(1.596) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Disinvestimenti in partecipazioni | \n | \n440 | \n165 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti e crediti relativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento | \n(292) | \n504 | \n1.480 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione crediti finanziari | \n(501) | \n(290) | \n(81) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(3.140) | \n(1.695) | \n(32) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti finanziari e passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(20) | \n(162) | \n(88) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(20) | \n(162) | \n(88) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \n(3) | \n(7) | \n8 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale flussi finanziari verso entit\u00e0 correlate | \n(14.671) | \n(8.875) | \n111 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nL\u2019incidenza dei flussi finanziari con parti correlate \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n13.092 | \n(11.508) | \n.. | \n15.119 | \n(7.011) | \n.. | \n17.460 | \n223 | \n1,28 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(9.817) | \n(3.140) | \n31,99 | \n(9.365) | \n(1.695) | \n18,10 | \n(7.018) | \n(32) | \n0,46 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(5.380) | \n(20) | \n0,37 | \n(5.668) | \n(162) | \n2,86 | \n(8.542) | \n(88) | \n1,03 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
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"Tag707": {
"value": "\nRAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \nAltri | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti | \nDebiti | \n | \n | \n | \nproventi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne altre | \ne altre | \n | \n | \n | \n(oneri) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nattivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \noperativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Agiba Petroleum Co | \n | \n4 | \n126 | \n | \n | \n256 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n | \n1 | \n77 | \n | \n4 | \n(2) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n12 | \n | \n1.411 | \n15 | \n(3) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n | \n59 | \n399 | \n3.343 | \n76 | \n2.290 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n41 | \n186 | \n9 | \n52 | \n1.253 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n | \n105 | \n27 | \n | \n1 | \n242 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n1 | \n | \n886 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n | \n188 | \n76 | \n | \n | \n366 | \n(138) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n | \n31 | \n292 | \n | \n | \n1.198 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n | \n6 | \n14 | \n | \n3 | \n51 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n | \n56 | \n52 | \n | \n11 | \n523 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n26 | \n2 | \n | \n31 | \n53 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n | \n23 | \n509 | \n | \n | \n562 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n | \n12 | \n491 | \n | \n16 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n | \n97 | \n | \n | \n104 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n30 | \n828 | \n1.918 | \n48 | \n5.047 | \n(57) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre (a) | \n | \n37 | \n71 | \n120 | \n74 | \n187 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n729 | \n3.150 | \n7.687 | \n435 | \n12.034 | \n(195) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n | \n195 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n | \n161 | \n3 | \n | \n10 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n16 | \n7 | \n11 | \n27 | \n18 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n177 | \n10 | \n206 | \n37 | \n18 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n906 | \n3.160 | \n7.893 | \n472 | \n12.052 | \n(195) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n3 | \n25 | \n | \n | \n65 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n33 | \n153 | \n | \n46 | \n798 | \n(28) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n1 | \n186 | \n | \n5 | \n612 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n196 | \n436 | \n | \n219 | \n1.342 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n | \n104 | \n116 | \n | \n386 | \n350 | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n | \n201 | \n110 | \n | \n1.805 | \n1.548 | \n414 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n | \n13 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre (a) | \n | \n23 | \n66 | \n | \n71 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n574 | \n1.092 | \n | \n2.770 | \n4.715 | \n396 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n1 | \n3 | \n | \n2 | \n37 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb | \n | \n316 | \n316 | \n | \n32 | \n599 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.797 | \n4.571 | \n7.893 | \n3.276 | \n17.403 | \n201 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \nAltri | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti | \nDebiti | \n | \n | \n | \nproventi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne altre | \ne altre | \n | \n | \n | \n(oneri) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nattivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \noperativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Agiba Petroleum Co | \n | \n1 | \n194 | \n | \n | \n308 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n | \n24 | \n142 | \n | \n4 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n4 | \n | \n1.327 | \n6 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n | \n113 | \n475 | \n3.156 | \n86 | \n2.146 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n5 | \n235 | \n9 | \n6 | \n768 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n | \n29 | \n29 | \n | \n1 | \n357 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n | \n | \n1.321 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n | \n17 | \n250 | \n | \n | \n1.183 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n | \n49 | \n20 | \n | \n16 | \n517 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n | \n58 | \n885 | \n | \n | \n870 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n | \n11 | \n473 | \n | \n19 | \n12 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n | \n74 | \n | \n | \n79 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n51 | \n764 | \n2.013 | \n58 | \n4.487 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n62 | \n73 | \n19 | \n83 | \n203 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n498 | \n3.540 | \n7.845 | \n358 | \n10.852 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n | \n183 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n | \n152 | \n4 | \n1 | \n12 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n13 | \n10 | \n12 | \n13 | \n30 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n165 | \n14 | \n196 | \n25 | \n30 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n663 | \n3.554 | \n8.041 | \n383 | \n10.882 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n5 | \n33 | \n | \n2 | \n69 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n95 | \n168 | \n | \n93 | \n497 | \n(109) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n1 | \n149 | \n | \n8 | \n(20) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n245 | \n352 | \n | \n1.157 | \n1.625 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n | \n85 | \n61 | \n | \n400 | \n317 | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n | \n230 | \n219 | \n | \n2.104 | \n1.875 | \n283 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n | \n5 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n11 | \n68 | \n | \n52 | \n38 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n677 | \n1.050 | \n | \n4.054 | \n4.401 | \n182 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n1 | \n2 | \n | \n1 | \n36 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb | \n | \n222 | \n212 | \n | \n40 | \n569 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.563 | \n4.818 | \n8.041 | \n4.478 | \n15.888 | \n17 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2022 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \nAltri | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti | \nDebiti | \n | \n | \n | \nproventi | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ne altre | \ne altre | \n | \n | \n | \n(oneri) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nattivit\u00e0 | \npassivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \noperativi | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Agiba Petroleum Co | \n | \n17 | \n71 | \n | \n | \n224 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Angola LNG Ltd | \n | \n | \n | \n | \n | \n79 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n10 | \n | \n1.378 | \n12 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n | \n320 | \n517 | \n3.268 | \n46 | \n1.152 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n3 | \n195 | \n9 | \n9 | \n452 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n | \n | \n1.259 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n | \n27 | \n251 | \n | \n | \n1.347 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n | \n58 | \n144 | \n | \n9 | \n234 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n | \n33 | \n595 | \n | \n | \n944 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n | \n47 | \n | \n | \n74 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n | \n6 | \n433 | \n | \n16 | \n14 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n58 | \n722 | \n2.378 | \n84 | \n4.085 | \n(597) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n127 | \n76 | \n9 | \n167 | \n338 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n706 | \n3.004 | \n8.301 | \n417 | \n8.869 | \n(597) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n | \n190 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n | \n139 | \n4 | \n1 | \n15 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n8 | \n10 | \n11 | \n7 | \n15 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n147 | \n14 | \n202 | \n22 | \n15 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n853 | \n3.018 | \n8.503 | \n439 | \n8.884 | \n(597) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n2 | \n47 | \n | \n3 | \n86 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n438 | \n264 | \n | \n97 | \n275 | \n484 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n218 | \n8 | \n | \n84 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n763 | \n25 | \n | \n1.767 | \n873 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n | \n119 | \n159 | \n | \n612 | \n701 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n | \n207 | \n225 | \n | \n7.786 | \n4.039 | \n3.437 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n | \n3 | \n | \n | \n179 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n12 | \n35 | \n | \n27 | \n33 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n1.762 | \n763 | \n | \n10.555 | \n6.007 | \n3.903 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n | \n2 | \n | \n1 | \n39 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb | \n | \n179 | \n114 | \n | \n33 | \n417 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n2.794 | \n3.897 | \n8.503 | \n11.028 | \n15.347 | \n3.306 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di importo inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutTransactionsAndBalancesWithRelatedPartiesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag959": {
"value": "\nRAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nProventi | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nFinanziari e | \n | \nProventi | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \nstrumenti | \nOneri | \n(oneri) su | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nCrediti | \nDebiti | \nGaranzie | \nderivati | \nFinanziari | \npartecipazioni | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n522 | \n | \n | \n24 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n | \n1.539 | \n | \n(1) | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n | \n222 | \n | \n1 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n1.769 | \n58 | \n | \n132 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Pengerang Biorefinery Sdn Bhd | \n | \n60 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n37 | \n39 | \n2 | \n38 | \n41 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n2.388 | \n319 | \n1.541 | \n195 | \n51 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n | \n53 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n | \n7 | \n | \n1 | \n4 | \n(12) | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n60 | \n | \n1 | \n4 | \n(12) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n2.428 | \n419 | \n1.541 | \n198 | \n57 | \n(12) | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti e | \n | \n | \nProventi | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ndisponibilit\u00e0 | \n | \n | \nFinanziari e | \n | \nProventi | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nliquide e | \n | \n | \nstrumenti | \nOneri | \n(oneri) su | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nequivalenti | \nDebiti | \nGaranzie | \nderivati | \nFinanziari | \npartecipazioni | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n453 | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n | \n1.448 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n | \n56 | \n | \n | \n8 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n1.339 | \n170 | \n | \n101 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n49 | \n13 | \n1 | \n39 | \n14 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n1.841 | \n239 | \n1.449 | \n155 | \n22 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n | \n56 | \n | \n | \n2 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n443 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n14 | \n2 | \n | \n | \n3 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n14 | \n58 | \n | \n | \n5 | \n444 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.862 | \n335 | \n1.449 | \n156 | \n28 | \n445 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n31.12.2022 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nCrediti e | \n | \n | \nProventi | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \ndisponibilit\u00e0 | \n | \n | \nFinanziari e | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nliquide e | \n | \n | \nstrumenti | \nOneri | \nPlusvalenze | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \n(\u20ac milioni) | \nequivalenti | \nDebiti | \nGaranzie | \nderivati | \nFinanziari | \n da cessione | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture e imprese collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n | \n356 | \n | \n | \n | \n140 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n | \n1.499 | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n | \n1.187 | \n57 | \n | \n48 | \n5 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n | \n100 | \n | \n16 | \n3 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n | \n96 | \n28 | \n2 | \n91 | \n10 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n1.639 | \n185 | \n1.501 | \n156 | \n159 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n8 | \n31 | \n | \n5 | \n4 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n8 | \n31 | \n | \n5 | \n4 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n | \n | \n176 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n10 | \n40 | \n | \n1 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n10 | \n216 | \n | \n1 | \n1 | \n30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n | \n1.657 | \n432 | \n1.501 | \n162 | \n164 | \n30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutFinancingTransactionsWithRelatedPartiesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag961": {
"value": "\nL\u2019incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n | \n | \n31.12.2024 | \n | \n | \n31.12.2023 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \n8.183 | \n | \n | \n10.193 | \n3 | \n0,03 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n1.085 | \n48 | \n4,42 | \n896 | \n19 | \n2,12 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti | \n16.901 | \n1.601 | \n9,47 | \n16.551 | \n1.363 | \n8,24 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n3.662 | \n54 | \n1,47 | \n5.637 | \n32 | \n0,57 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n3.215 | \n2.380 | \n74,03 | \n2.301 | \n1.840 | \n79,97 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n4.011 | \n142 | \n3,54 | \n3.393 | \n168 | \n4,95 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie a breve termine | \n4.238 | \n136 | \n3,21 | \n4.092 | \n222 | \n5,43 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Quota a breve di passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine | \n4.582 | \n21 | \n0,46 | \n2.921 | \n21 | \n0,72 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Quota a breve di passivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine | \n1.279 | \n152 | \n11,88 | \n1.128 | \n21 | \n1,86 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti | \n22.092 | \n4.017 | \n18,18 | \n20.654 | \n4.245 | \n20,55 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n5.049 | \n34 | \n0,67 | \n5.579 | \n62 | \n1,11 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine | \n21.570 | \n79 | \n0,37 | \n21.716 | \n65 | \n0,30 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine | \n5.174 | \n31 | \n0,60 | \n4.208 | \n6 | \n0,14 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n4.449 | \n520 | \n11,69 | \n4.096 | \n511 | \n12,48 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
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}
},
"Tag962": {
"value": "\nL\u2019incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi della gestione caratteristica | \n88.797 | \n2.997 | \n3,38 | \n93.717 | \n4.322 | \n4,61 | \n132.512 | \n10.872 | \n8,20 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri ricavi e proventi | \n2.417 | \n279 | \n11,54 | \n1.099 | \n156 | \n14,19 | \n1.175 | \n156 | \n13,28 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | \n(71.114) | \n(17.404) | \n24,47 | \n (73.836) | \n(15.885) | \n21,51 | \n (102.529) | \n(15.327) | \n14,95 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti | \n(168) | \n(2) | \n1,19 | \n (249) | \n5 | \n.. | \n47 | \n(2) | \n.. | \n\n\n\n\n\n
\n\n| commerciali e altri crediti | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costo lavoro | \n(3.262) | \n3 | \n.. | \n (3.136) | \n(8) | \n0,26 | \n (3.015) | \n(18) | \n0,60 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(352) | \n201 | \n.. | \n478 | \n17 | \n3,56 | \n (1.736) | \n3.306 | \n.. | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi finanziari | \n7.715 | \n198 | \n2,57 | \n7.417 | \n155 | \n2,09 | \n8.450 | \n160 | \n1,89 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.980) | \n(57) | \n0,63 | \n (8.113) | \n(28) | \n0,35 | \n (9.333) | \n(164) | \n1,76 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n278 | \n | \n | \n (61) | \n1 | \n.. | \n13 | \n2 | \n15,38 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) su partecipazioni | \n984 | \n(12) | \n.. | \n1.108 | \n445 | \n40,16 | \n3.623 | \n30 | \n0,83 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutImpactOfTransactionsWithRelatedPartiesOnProfitAndLossAccountsExplanatory",
"language": "it",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag964": {
"value": "\nI principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2023 | \n2022 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e proventi | \n3.276 | \n4.478 | \n11.028 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi e oneri | \n(15.056) | \n(13.539) | \n(13.749) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n201 | \n17 | \n3.306 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | \n(61) | \n1.916 | \n(431) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi | \n132 | \n117 | \n69 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n(11.508) | \n(7.011) | \n223 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n(2.347) | \n(2.349) | \n(1.596) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Disinvestimenti in partecipazioni | \n | \n440 | \n165 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti e crediti relativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento | \n(292) | \n504 | \n1.480 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione crediti finanziari | \n(501) | \n(290) | \n(81) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(3.140) | \n(1.695) | \n(32) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti finanziari e passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(20) | \n(162) | \n(88) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(20) | \n(162) | \n(88) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \n(3) | \n(7) | \n8 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale flussi finanziari verso entit\u00e0 correlate | \n(14.671) | \n(8.875) | \n111 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"language": "it",
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"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag963": {
"value": "\nL\u2019incidenza dei flussi finanziari con parti correlate \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n | \n | \n2024 | \n | \n | \n2023 | \n | \n | \n2022 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n | \nEntit\u00e0 | \nIncidenza | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \nTotale | \ncorrelate | \n% | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n13.092 | \n(11.508) | \n.. | \n15.119 | \n(7.011) | \n.. | \n17.460 | \n223 | \n1,28 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(9.817) | \n(3.140) | \n31,99 | \n(9.365) | \n(1.695) | \n18,10 | \n(7.018) | \n(32) | \n0,46 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(5.380) | \n(20) | \n0,37 | \n(5.668) | \n(162) | \n2,86 | \n(8.542) | \n(88) | \n1,03 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutImpactOfCashFlowsWithRelatedPartiesExplanatory",
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}
},
"Tag946": {
"value": "\n
\n37 Altre informazioni sulle partecipazioni
\n26
\n\n
\nINFORMAZIONI SULLE SOCIET\u00c0 CONTROLLATE CONSOLIDATE CON SIGNIFICATIVE INTERESSENZE
\nDI TERZI
\nDi seguito sono riportati i dati economici, patrimoniali e finanziari, al lordo delle elisioni infragruppo, relativi al gruppo Plenitude posseduto da Eni
\nal 92,42% e al gruppo EniPower posseduto da Eni al 51%. La percentuale di possesso del non controlling interest corrisponde ai diritti di voto
\nassembleare.
\n\n
\n\n\n | \nGruppo Plenitude | \nGruppo EniPower | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Non controlling interest (%) | \n7,58 | \n49,00 | \n49,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n4.571 | \n695 | \n374 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n11.185 | \n934 | \n868 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n4.626 | \n709 | \n389 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n5.156 | \n31 | \n46 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi | \n10.179 | \n962 | \n1.251 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile netto dell'esercizio | \n803 | \n167 | \n169 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile complessivo dell'esercizio | \n821 | \n167 | \n169 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n916 | \n178 | \n198 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(1.389) | \n(92) | \n(126) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(85) | \n(18) | \n(3) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto dell'esercizio | \n(23) | \n(9) | \n(31) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) netto dell'esercizio di pertinenza delle interessenze di terzi azionisti | \n54 | \n85 | \n86 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi pagati alle interessenze di terzi azionisti | \n5 | \n41 | \n36 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2024 \u00e8 di \u20ac2.863 milioni (\u20ac460 milioni al 31
\ndicembre 2023) e comprende l\u2019obbligazione subordinata perpetua di Eni Marine Services SpA di \u20ac1.924 milioni. Maggiori informazioni
\nsono riportate alla nota n. 26 - Patrimonio netto - Interessenze di terzi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n(26) L\u2019elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2024 \u00e8 indicato nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024\u201d
\nche costituisce parte integrante delle presenti note.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\nMODIFICHE DELL\u2019INTERESSENZA PARTECIPATIVA SENZA PERDITA O ACQUISIZIONE DEL CONTROLLO
\nNel 2024 \u00e8 stato ceduto il 7,58% del capitale della controllata Eni Plenitude SpA con un incasso di \u20ac588 milioni.
\nNel 2023 \u00e8 stata acquistata la totalit\u00e0 delle interessenze di terzi (29,48%) della societ\u00e0 Evolvere SpA (ora Plenitude Energy Services SpA)
\nper un corrispettivo di \u20ac60 milioni.
\n\nPRINCIPALI ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO E SOCIET\u00c0 COLLEGATE AL 31 DICEMBRE 2024
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n | \n% interessenza | \n% diritti | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \nSede legale | \nSede operativa | \nSettore di attivit\u00e0 | \n partecipativa | \ndi voto | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 Sol IX Llc | \nWilmington | \nUSA | \nPlenitude | \n73,59 | \n73,59 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(USA) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Azule Energy Holdings Ltd | \nLondra | \nRegno Unito | \nExploration & Production | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Regno Unito) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \nCaracas | \nVenezuela | \nExploration & Production | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Venezuela) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| E&E Algeria Touat BV | \nL'Aja | \nAlgeria | \nExploration & Production | \n54,00 | \n54,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Paesi Bassi) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GreenIT SpA | \nSan Donato Milanese (MI) | \nItalia | \nPlenitude | \n51,00 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Italia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \nSan Donato Milanese (MI) | \nMozambico | \nExploration & Production | \n35,71 | \n35,71 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Italia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Saipem SpA | \nMilano | \nItalia | \nCorporate e societ\u00e0 finanziarie | \n21,19 | \n21,61 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Italia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| SeaCorridor Srl | \nSan Donato Milanese (MI) | \nItalia | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,10 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Italia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| St. Bernard Renewables Llc | \nWilmington | \nUSA | \nEnilive | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(USA) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5rgr\u00f8nn AS | \nStavanger | \nNorvegia | \nPlenitude | \n65,00 | \n65,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Norvegia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint operation | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Damietta LNG (DLNG) SAE | \nDamietta | \nEgitto | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Egitto) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GreenStream BV | \nAmsterdam | \nLibia | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Paesi Bassi) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Raffineria di Milazzo ScpA | \nMilazzo (ME) | \nItalia | \nRefining | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Italia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| ADNOC Global Trading Ltd | \nAbu Dhabi | \nEmirati Arabi Uniti | \nRefining | \n20,00 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Emirati Arabi Uniti) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | \nAbu Dhabi | \nEmirati Arabi Uniti | \nRefining | \n20,00 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Emirati Arabi Uniti) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \nMaputo | \nMozambico | \nExploration & Production | \n25,00 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Mozambico) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \nLondra | \nRegno Unito | \nExploration & Production | \n37,17 | \n37,17 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Regno Unito) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| QatarEnergy LNG NFE (5) | \nDoha | \nQatar | \nExploration & Production | \n25,00 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Qatar) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \nSandnes | \nNorvegia | \nExploration & Production | \n63,04 | \n63,04 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Norvegia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\nI dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in joint venture riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di
\nseguito riportati:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAzule Energy | \nSt. Bernard | \nE&E Algeria | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nHoldings Ltd | \nRenewables Llc | \nTouat BV | \nSaipem SpA | \nSeaCorridor Srl | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n3.181 | \n313 | \n130 | \n9.675 | \n134 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n549 | \n72 | \n55 | \n2.158 | \n89 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n20.542 | \n1.615 | \n1.497 | \n4.844 | \n975 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n23.723 | \n1.928 | \n1.627 | \n14.519 | \n1.109 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n3.505 | \n99 | \n54 | \n8.564 | \n126 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n1.182 | \n | \n | \n796 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n9.796 | \n217 | \n376 | \n3.431 | \n15 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n3.297 | \n215 | \n | \n2.220 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n13.301 | \n316 | \n430 | \n11.995 | \n141 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n10.422 | \n1.612 | \n1.197 | \n2.524 | \n968 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | \n50,00 | \n50,00 | \n54,00 | \n21,61 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n5.211 | \n806 | \n646 | \n528 | \n485 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n4.961 | \n1.220 | \n290 | \n14.552 | \n332 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(1.261) | \n(1.134) | \n(98) | \n(13.224) | \n(45) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n | \n(93) | \n | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(1.479) | \n(72) | \n(105) | \n(723) | \n(44) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n2.221 | \n(79) | \n87 | \n606 | \n243 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(474) | \n(11) | \n | \n(85) | \n6 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) su partecipazioni | \n208 | \n | \n | \n(25) | \n29 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n1.955 | \n(90) | \n87 | \n496 | \n278 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n(751) | \n | \n(13) | \n(190) | \n(189) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n1.204 | \n(90) | \n74 | \n306 | \n89 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n572 | \n99 | \n72 | \n(124) | \n11 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n1.776 | \n9 | \n146 | \n182 | \n100 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n602 | \n(45) | \n40 | \n75 | \n45 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla joint venture | \n427 | \n | \n | \n | \n95 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n2023 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAzule Energy | \nSt. Bernard | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nHoldings Ltd | \nRenewables Llc | \nSaipem SpA | \nSeaCorridor Srl | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n3.554 | \n317 | \n8.104 | \n165 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n546 | \n65 | \n2.136 | \n104 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n19.976 | \n1.594 | \n4.737 | \n964 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n23.530 | \n1.911 | \n12.841 | \n1.129 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n2.360 | \n134 | \n6.857 | \n55 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n | \n | \n97 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n11.670 | \n119 | \n3.588 | \n16 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n4.239 | \n119 | \n2.599 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n14.030 | \n253 | \n10.445 | \n71 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n9.500 | \n1.658 | \n2.396 | \n1.058 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | \n50,00 | \n50,00 | \n31,20 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n4.750 | \n829 | \n722 | \n530 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n5.125 | \n591 | \n11.898 | \n456 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(814) | \n(598) | \n(10.967) | \n(42) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n | \n(45) | \n(5) | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(2.560) | \n(28) | \n(489) | \n(43) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n1.751 | \n(80) | \n437 | \n371 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(373) | \n(4) | \n(167) | \n(3) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) su partecipazioni | \n332 | \n | \n60 | \n33 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n1.710 | \n(84) | \n330 | \n401 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n(404) | \n | \n(145) | \n(303) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n1.306 | \n(84) | \n185 | \n98 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(295) | \n(22) | \n59 | \n(8) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n1.011 | \n(106) | \n244 | \n90 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n653 | \n(42) | \n56 | \n49 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla joint venture | \n829 | \n | \n | \n95 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
I dati relativi al risultato dell\u2019esercizio e all\u2019utile complessivo delle joint venture rilevanti sono di seguito riportati:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \nMozambique Rovuma | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2023 Sol IX Llc | \nGreenIT SpA | \nVenture SpA | \nCard\u00f3n IV SA | \nV\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n1 | \n4 | \n47 | \n (18) | \n (57) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n8 | \n (2) | \n64 | \n47 | \n26 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n9 | \n2 | \n111 | \n29 | \n (31) | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \nMozambique Rovuma | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nVenture SpA | \nCard\u00f3n IV SA | \nV\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n131 | \n (28) | \n (77) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n (35) | \n (30) | \n (39) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n96 | \n (58) | \n (116) | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\nI dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in societ\u00e0 collegata riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono
\ndi seguito riportati:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n\n\n\n
\n\n | \nAbu Dhabi Oil Refining | \n | \n | \nQatarEnergy | \n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCompany (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \nLNG NFE (5) | \n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n6.719 | \n1.249 | \n946 | \n | \n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n47 | \n268 | \n170 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n18.130 | \n19.760 | \n6.100 | \n2.658 | \n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n24.849 | \n21.009 | \n7.046 | \n2.658 | \n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n3.835 | \n1.724 | \n1.320 | \n60 | \n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n | \n68 | \n31 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n9.640 | \n19.285 | \n3.775 | \n67 | \n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n6.543 | \n5.795 | \n994 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n13.475 | \n21.009 | \n5.095 | \n127 | \n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n11.374 | \n | \n1.951 | \n2.531 | \n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | \n20,00 | \n63,04 | \n37,17 | \n25,00 | \n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n2.275 | \n | \n725 | \n633 | \n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n12.879 | \n6.884 | \n703 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(11.985) | \n(1.375) | \n(134) | \n(6) | \n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(386) | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(338) | \n(1.884) | \n(367) | \n | \n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n170 | \n3.625 | \n202 | \n(6) | \n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(332) | \n(455) | \n(66) | \n1 | \n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n(162) | \n3.170 | \n136 | \n(5) | \n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n | \n(2.759) | \n(118) | \n1 | \n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n(162) | \n411 | \n18 | \n(4) | \n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n708 | \n(125) | \n100 | \n138 | \n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n546 | \n286 | \n118 | \n134 | \n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n(32) | \n259 | \n7 | \n(1) | \n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla collegata | \n269 | \n627 | \n69 | \n | \n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAbu Dhabi Oil Refining | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCompany (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nQatarEnergy LNG NFE (5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n3.506 | \n1.502 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n196 | \n665 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n17.036 | \n15.784 | \n1.884 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n20.542 | \n17.286 | \n1.884 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n648 | \n1.843 | \n83 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n7.722 | \n14.734 | \n44 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n4.972 | \n3.586 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n8.370 | \n16.577 | \n127 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n12.172 | \n709 | \n1.757 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | \n20,00 | \n63,04 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n2.434 | \n447 | \n439 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n29.259 | \n6.335 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(26.459) | \n(1.242) | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(738) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(426) | \n(1.840) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n1.636 | \n3.253 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(154) | \n(148) | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n1.482 | \n3.105 | \n(15) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n | \n(2.541) | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n1.482 | \n564 | \n(11) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(412) | \n(48) | \n(55) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n1.070 | \n516 | \n(66) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n296 | \n356 | \n(3) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla collegata | \n277 | \n640 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
I dati relativi al risultato dell\u2019esercizio e all\u2019utile complessivo delle societ\u00e0 collegate rilevanti sono di seguito riportati:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n563 | \n (33) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n48 | \n57 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n611 | \n24 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n602 | \n (161) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n (27) | \n (38) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n575 | \n (199) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag951": {
"value": "\nIl patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2024 \u00e8 di \u20ac2.863 milioni (\u20ac460 milioni al 31
\ndicembre 2023) e comprende l\u2019obbligazione subordinata perpetua di Eni Marine Services SpA di \u20ac1.924 milioni. Maggiori informazioni
\nsono riportate alla nota n. 26 - Patrimonio netto - Interessenze di terzi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncontrollingInterestsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag952": {
"value": "\nPRINCIPALI ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO E SOCIET\u00c0 COLLEGATE AL 31 DICEMBRE 2024
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n | \n% interessenza | \n% diritti | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Denominazione | \nSede legale | \nSede operativa | \nSettore di attivit\u00e0 | \n partecipativa | \ndi voto | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint venture | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 Sol IX Llc | \nWilmington | \nUSA | \nPlenitude | \n73,59 | \n73,59 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(USA) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Azule Energy Holdings Ltd | \nLondra | \nRegno Unito | \nExploration & Production | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Regno Unito) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \nCaracas | \nVenezuela | \nExploration & Production | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Venezuela) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| E&E Algeria Touat BV | \nL'Aja | \nAlgeria | \nExploration & Production | \n54,00 | \n54,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Paesi Bassi) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GreenIT SpA | \nSan Donato Milanese (MI) | \nItalia | \nPlenitude | \n51,00 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Italia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \nSan Donato Milanese (MI) | \nMozambico | \nExploration & Production | \n35,71 | \n35,71 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Italia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Saipem SpA | \nMilano | \nItalia | \nCorporate e societ\u00e0 finanziarie | \n21,19 | \n21,61 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Italia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| SeaCorridor Srl | \nSan Donato Milanese (MI) | \nItalia | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,10 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Italia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| St. Bernard Renewables Llc | \nWilmington | \nUSA | \nEnilive | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(USA) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5rgr\u00f8nn AS | \nStavanger | \nNorvegia | \nPlenitude | \n65,00 | \n65,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Norvegia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Joint operation | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Damietta LNG (DLNG) SAE | \nDamietta | \nEgitto | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Egitto) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GreenStream BV | \nAmsterdam | \nLibia | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Paesi Bassi) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Raffineria di Milazzo ScpA | \nMilazzo (ME) | \nItalia | \nRefining | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Italia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Collegate | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| ADNOC Global Trading Ltd | \nAbu Dhabi | \nEmirati Arabi Uniti | \nRefining | \n20,00 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Emirati Arabi Uniti) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | \nAbu Dhabi | \nEmirati Arabi Uniti | \nRefining | \n20,00 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Emirati Arabi Uniti) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \nMaputo | \nMozambico | \nExploration & Production | \n25,00 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Mozambico) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \nLondra | \nRegno Unito | \nExploration & Production | \n37,17 | \n37,17 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Regno Unito) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| QatarEnergy LNG NFE (5) | \nDoha | \nQatar | \nExploration & Production | \n25,00 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Qatar) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \nSandnes | \nNorvegia | \nExploration & Production | \n63,04 | \n63,04 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(Norvegia) | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutPrincipalJointVenturesJointOperationsAndAssociatesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag953": {
"value": "\nI dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in joint venture riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di
\nseguito riportati:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAzule Energy | \nSt. Bernard | \nE&E Algeria | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nHoldings Ltd | \nRenewables Llc | \nTouat BV | \nSaipem SpA | \nSeaCorridor Srl | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n3.181 | \n313 | \n130 | \n9.675 | \n134 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n549 | \n72 | \n55 | \n2.158 | \n89 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n20.542 | \n1.615 | \n1.497 | \n4.844 | \n975 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n23.723 | \n1.928 | \n1.627 | \n14.519 | \n1.109 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n3.505 | \n99 | \n54 | \n8.564 | \n126 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n1.182 | \n | \n | \n796 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n9.796 | \n217 | \n376 | \n3.431 | \n15 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n3.297 | \n215 | \n | \n2.220 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n13.301 | \n316 | \n430 | \n11.995 | \n141 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n10.422 | \n1.612 | \n1.197 | \n2.524 | \n968 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | \n50,00 | \n50,00 | \n54,00 | \n21,61 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n5.211 | \n806 | \n646 | \n528 | \n485 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n4.961 | \n1.220 | \n290 | \n14.552 | \n332 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(1.261) | \n(1.134) | \n(98) | \n(13.224) | \n(45) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n | \n(93) | \n | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(1.479) | \n(72) | \n(105) | \n(723) | \n(44) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n2.221 | \n(79) | \n87 | \n606 | \n243 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(474) | \n(11) | \n | \n(85) | \n6 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) su partecipazioni | \n208 | \n | \n | \n(25) | \n29 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n1.955 | \n(90) | \n87 | \n496 | \n278 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n(751) | \n | \n(13) | \n(190) | \n(189) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n1.204 | \n(90) | \n74 | \n306 | \n89 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n572 | \n99 | \n72 | \n(124) | \n11 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n1.776 | \n9 | \n146 | \n182 | \n100 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n602 | \n(45) | \n40 | \n75 | \n45 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla joint venture | \n427 | \n | \n | \n | \n95 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n2023 | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAzule Energy | \nSt. Bernard | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nHoldings Ltd | \nRenewables Llc | \nSaipem SpA | \nSeaCorridor Srl | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n3.554 | \n317 | \n8.104 | \n165 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n546 | \n65 | \n2.136 | \n104 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n19.976 | \n1.594 | \n4.737 | \n964 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n23.530 | \n1.911 | \n12.841 | \n1.129 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n2.360 | \n134 | \n6.857 | \n55 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n | \n | \n97 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n11.670 | \n119 | \n3.588 | \n16 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n4.239 | \n119 | \n2.599 | \n1 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n14.030 | \n253 | \n10.445 | \n71 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n9.500 | \n1.658 | \n2.396 | \n1.058 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | \n50,00 | \n50,00 | \n31,20 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n4.750 | \n829 | \n722 | \n530 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n5.125 | \n591 | \n11.898 | \n456 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(814) | \n(598) | \n(10.967) | \n(42) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n | \n(45) | \n(5) | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(2.560) | \n(28) | \n(489) | \n(43) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n1.751 | \n(80) | \n437 | \n371 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(373) | \n(4) | \n(167) | \n(3) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) su partecipazioni | \n332 | \n | \n60 | \n33 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n1.710 | \n(84) | \n330 | \n401 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n(404) | \n | \n(145) | \n(303) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n1.306 | \n(84) | \n185 | \n98 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(295) | \n(22) | \n59 | \n(8) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n1.011 | \n(106) | \n244 | \n90 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n653 | \n(42) | \n56 | \n49 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla joint venture | \n829 | \n | \n | \n95 | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
I dati relativi al risultato dell\u2019esercizio e all\u2019utile complessivo delle joint venture rilevanti sono di seguito riportati:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \nMozambique Rovuma | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2023 Sol IX Llc | \nGreenIT SpA | \nVenture SpA | \nCard\u00f3n IV SA | \nV\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n1 | \n4 | \n47 | \n (18) | \n (57) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n8 | \n (2) | \n64 | \n47 | \n26 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n9 | \n2 | \n111 | \n29 | \n (31) | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \nMozambique Rovuma | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nVenture SpA | \nCard\u00f3n IV SA | \nV\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n131 | \n (28) | \n (77) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n (35) | \n (30) | \n (39) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n96 | \n (58) | \n (116) | \n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfJointVenturesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag955": {
"value": "\n
\n\nI dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in societ\u00e0 collegata riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono
\ndi seguito riportati:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n\n\n\n
\n\n | \nAbu Dhabi Oil Refining | \n | \n | \nQatarEnergy | \n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCompany (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \nLNG NFE (5) | \n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n6.719 | \n1.249 | \n946 | \n | \n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n47 | \n268 | \n170 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n18.130 | \n19.760 | \n6.100 | \n2.658 | \n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n24.849 | \n21.009 | \n7.046 | \n2.658 | \n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n3.835 | \n1.724 | \n1.320 | \n60 | \n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n | \n68 | \n31 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n9.640 | \n19.285 | \n3.775 | \n67 | \n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n6.543 | \n5.795 | \n994 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n13.475 | \n21.009 | \n5.095 | \n127 | \n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n11.374 | \n | \n1.951 | \n2.531 | \n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | \n20,00 | \n63,04 | \n37,17 | \n25,00 | \n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n2.275 | \n | \n725 | \n633 | \n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n12.879 | \n6.884 | \n703 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(11.985) | \n(1.375) | \n(134) | \n(6) | \n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(386) | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(338) | \n(1.884) | \n(367) | \n | \n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n170 | \n3.625 | \n202 | \n(6) | \n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(332) | \n(455) | \n(66) | \n1 | \n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n(162) | \n3.170 | \n136 | \n(5) | \n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n | \n(2.759) | \n(118) | \n1 | \n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n(162) | \n411 | \n18 | \n(4) | \n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n708 | \n(125) | \n100 | \n138 | \n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n546 | \n286 | \n118 | \n134 | \n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n(32) | \n259 | \n7 | \n(1) | \n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla collegata | \n269 | \n627 | \n69 | \n | \n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAbu Dhabi Oil Refining | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCompany (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nQatarEnergy LNG NFE (5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n3.506 | \n1.502 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n196 | \n665 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n17.036 | \n15.784 | \n1.884 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n20.542 | \n17.286 | \n1.884 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n648 | \n1.843 | \n83 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n7.722 | \n14.734 | \n44 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n4.972 | \n3.586 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n8.370 | \n16.577 | \n127 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n12.172 | \n709 | \n1.757 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | \n20,00 | \n63,04 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n2.434 | \n447 | \n439 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n29.259 | \n6.335 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(26.459) | \n(1.242) | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(738) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(426) | \n(1.840) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n1.636 | \n3.253 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(154) | \n(148) | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n1.482 | \n3.105 | \n(15) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n | \n(2.541) | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n1.482 | \n564 | \n(11) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(412) | \n(48) | \n(55) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n1.070 | \n516 | \n(66) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n296 | \n356 | \n(3) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla collegata | \n277 | \n640 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
I dati relativi al risultato dell\u2019esercizio e all\u2019utile complessivo delle societ\u00e0 collegate rilevanti sono di seguito riportati:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n563 | \n (33) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n48 | \n57 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n611 | \n24 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n602 | \n (161) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n (27) | \n (38) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n575 | \n (199) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInterestsInAssociatesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag956": {
"value": "\nI dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in societ\u00e0 collegata riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono
\ndi seguito riportati:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n\n\n\n
\n\n | \nAbu Dhabi Oil Refining | \n | \n | \nQatarEnergy | \n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCompany (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \nLNG NFE (5) | \n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n6.719 | \n1.249 | \n946 | \n | \n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n47 | \n268 | \n170 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n18.130 | \n19.760 | \n6.100 | \n2.658 | \n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n24.849 | \n21.009 | \n7.046 | \n2.658 | \n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n3.835 | \n1.724 | \n1.320 | \n60 | \n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n | \n68 | \n31 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n9.640 | \n19.285 | \n3.775 | \n67 | \n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n6.543 | \n5.795 | \n994 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n13.475 | \n21.009 | \n5.095 | \n127 | \n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n11.374 | \n | \n1.951 | \n2.531 | \n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | \n20,00 | \n63,04 | \n37,17 | \n25,00 | \n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n2.275 | \n | \n725 | \n633 | \n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n12.879 | \n6.884 | \n703 | \n | \n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(11.985) | \n(1.375) | \n(134) | \n(6) | \n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(386) | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(338) | \n(1.884) | \n(367) | \n | \n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n170 | \n3.625 | \n202 | \n(6) | \n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(332) | \n(455) | \n(66) | \n1 | \n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n(162) | \n3.170 | \n136 | \n(5) | \n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n | \n(2.759) | \n(118) | \n1 | \n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n(162) | \n411 | \n18 | \n(4) | \n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n708 | \n(125) | \n100 | \n138 | \n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n546 | \n286 | \n118 | \n134 | \n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n(32) | \n259 | \n7 | \n(1) | \n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla collegata | \n269 | \n627 | \n69 | \n | \n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAbu Dhabi Oil Refining | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCompany (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nQatarEnergy LNG NFE (5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n3.506 | \n1.502 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n196 | \n665 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n17.036 | \n15.784 | \n1.884 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n20.542 | \n17.286 | \n1.884 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n648 | \n1.843 | \n83 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n7.722 | \n14.734 | \n44 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n4.972 | \n3.586 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n8.370 | \n16.577 | \n127 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n12.172 | \n709 | \n1.757 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | \n20,00 | \n63,04 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n2.434 | \n447 | \n439 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n29.259 | \n6.335 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(26.459) | \n(1.242) | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(738) | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(426) | \n(1.840) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n1.636 | \n3.253 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(154) | \n(148) | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n1.482 | \n3.105 | \n(15) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n | \n(2.541) | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n1.482 | \n564 | \n(11) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(412) | \n(48) | \n(55) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n1.070 | \n516 | \n(66) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n296 | \n356 | \n(3) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla collegata | \n277 | \n640 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
I dati relativi al risultato dell\u2019esercizio e all\u2019utile complessivo delle societ\u00e0 collegate rilevanti sono di seguito riportati:
\n\n
\n\n\n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n563 | \n (33) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n48 | \n57 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n611 | \n24 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n | \n2023 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n602 | \n (161) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n (27) | \n (38) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n575 | \n (199) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfSignificantInvestmentsInAssociatesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2024-01-01T00:00:00/2025-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag968": {
"value": "\n38 Erogazioni pubbliche - Informativa ex art. 1, commi 125-129, Legge n. 124/2017
\nAi sensi dell\u2019art. 1, commi 125-bis e 126, della Legge n. 124/2017
\ne successive modificazioni, di seguito sono indicate le informazioni
\nconsolidate in merito: (i) alle erogazioni ricevute da Eni SpA e dalle
\nsociet\u00e0 controllate consolidate integralmente e provenienti da entit\u00e0
\ned enti pubblici italiani, ad esclusione delle societ\u00e0 in controllo pub-
\nblico quotate e loro partecipate; (ii) alle erogazioni concesse da Eni
\nSpA e dalle societ\u00e0 controllate consolidate integralmente a imprese,
\npersone ed enti pubblici e privati
\n27
\n. Al riguardo si segnala che quando
\nEni svolge il ruolo di operatore
\n28
\n di joint venture non incorporate
\n29
\n,
\ncostituite per la gestione di progetti petroliferi, ciascuna erogazione
\neffettuata direttamente da Eni \u00e8 riportata nel suo ammontare pieno,
\nindipendentemente dalla circostanza che Eni sia rimborsata pro-
\nporzionalmente dai partner non operatori attraverso il meccanismo
\ndell\u2019addebito dei costi (cash-call).
\nIn particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di in-
\ncentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime generale
\ndi aiuto a tutti gli aventi diritto; (ii) i corrispettivi afferenti a presta-
\nzioni di opera/servizi, incluse le sponsorizzazioni, nonch\u00e9 i vantaggi
\neconomici aventi natura retributiva o risarcitoria; (iii) i rimborsi e le
\nindennit\u00e0 corrisposti a soggetti impegnati in tirocini formativi e di
\norientamento; (iv) i contributi ricevuti per la formazione continua
\nda parte di fondi interprofessionali costituiti nella forma giuridica di
\nassociazione; (v) i contributi associativi per l\u2019adesione ad associa-
\nzioni di categoria e territoriali, nonch\u00e9 a favore di fondazioni o al-
\ntre organizzazioni equivalenti, funzionali alle attivit\u00e0 connesse con
\nil business aziendale; (vi) i costi sostenuti a fronte di social project
\nconnessi con le attivit\u00e0 di investimento operate.
\nLe erogazioni sono individuate secondo il criterio di cassa
\n30
\n.
\nL\u2019informativa di seguito presentata include le erogazioni di importo
\npari o superiore a \u20ac10 mila effettuate da un medesimo soggetto ero-
\ngante nel corso del 2024, anche tramite una pluralit\u00e0 di atti.
\nAi sensi delle disposizioni dell\u2019art. 1, comma 125-quinquies della
\nLegge n. 124/2017, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indicazioni
\ncontenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all\u2019articolo
\n52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234.
\nDi seguito sono indicate le erogazioni concesse relative essenzial-
\nmente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalit\u00e0 reputazionali,
\ndi liberalit\u00e0 e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidariet\u00e0:
\n\n
\n\n\n | \nImporto del vantaggio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \neconomico corrisposto | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soggetto beneficiario | \n(importi in euro) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM) | \n4.000.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondazione Teatro alla Scala | \n3.221.088 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni Foundation | \n2.771.800 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondazione Giorgio Cini | \n500.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondazione Banco dell'energia Ente Filantropico | \n437.050 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| WeWorld GVC ONLUS | \n350.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondazione Terre des Hommes Italia ETS | \n270.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondazione Dynamo Camp ETS | \n256.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| EITI - Extractive Industries Transparency Initiative | \n55.107 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Associazione Pionieri e Veterani Eni | \n56.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Parrocchia di Santa Barbara \u2013 San Donato Milanese | \n50.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| FONDAZIONE COTEC - Fondazione per l'innovazione tecnologica | \n50.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Amici della Terra Italia ONLUS | \n50.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aspen Institute Italia | \n35.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| E4IMPACT Foundation | \n35.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Italiadecide | \n35.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(27) Sono escluse le erogazioni operate da societ\u00e0 estere del Gruppo a beneficiari esteri.
\n(28) Nei progetti petroliferi, l\u2019operatore \u00e8 il soggetto che in forza degli accordi contrattuali gestisce le attivit\u00e0 estrattive e in tale ruolo esegue i pagamenti dovuti.
\n(29) Per joint venture non incorporate si intende un raggruppamento di imprese che opera congiuntamente all\u2019interno del progetto in virt\u00f9 di un contratto.
\n(30) Nel caso di vantaggi economici di natura non monetaria, il criterio per cassa va inteso in senso sostanzialistico, facendo riferimento all\u2019esercizio in cui il beneficio \u00e8 stato fruito.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n | \nImporto del vantaggio | \n\n\n
\n\n | \neconomico corrisposto | \n\n\n
\n\n| Soggetto beneficiario | \n(importi in euro) | \n\n\n
\n\n| Alma Mater Studiorum | \n30.000 | \n\n\n
\n\n| GCNI - Fondazione Global Compact Network Italia | \n28.200 | \n\n\n
\n\n| Voluntary Principles Association (VPA) | \n25.038 | \n\n\n
\n\n| Casa Bethlem | \n25.000 | \n\n\n
\n\n| Croce Rossa Italiana sezione di Macerata | \n25.000 | \n\n\n
\n\n| Associazione Cilla Liguria ODV | \n21.000 | \n\n\n
\n\n| Associazione Amici della Luiss Guido Carli | \n20.000 | \n\n\n
\n\n| Centro Studi Americani | \n20.000 | \n\n\n
\n\n| Parrocchia San Giovanni Evangelista - Gela | \n14.786 | \n\n\n
\n\n| Harvard University | \n11.221 | \n\n\n
\n\n| Parks \u2013 Liberi e Uguali | \n10.000 | \n\n\n
\n\n| CasAmica ODV | \n10.000 | \n\n\n
\n\n| Fondazione Talento all'opera | \n10.000 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n\n\n",
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"Tag970": {
"value": "\n39 Eventi ed operazioni significative non
\nricorrenti
\nNel 2024, 2023 e 2022 non si segnalano eventi e/o operazioni signi-
\nficative non ricorrenti.
\n
\n\n\n\n",
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"Tag971": {
"value": "\n40 Posizioni o transazioni derivanti da
\noperazioni atipiche e/o inusuali
\nNel 2024, 2023 e 2022 non si segnalano posizioni o transazioni deri-
\nvanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
\n
\n\n\n\n",
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"Tag972": {
"value": "\n41 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell\u2019esercizio
\nA gennaio Eni ha emesso due bond ibridi per l\u2019ammontare no-
\nminale complessivo di \u20ac1,5 miliardi per riacquistare un analogo
\nbond prossimo alla reset date il cui ammontare outstanding alla
\ndata di bilancio era \u20ac1,5 miliardi. In esecuzione dell\u2019offerta di riac-
\nquisto del bond outstanding, circa l\u201983% dei titoli in circolazione
\nsono stati ceduti a Eni per l\u2019ammontare di \u20ac1,25 miliardi.
\nIl 6 marzo 2025, Eni e il fondo di private equity KKR hanno comple-
\ntato l\u2019operazione di investimento da parte di KKR con l\u2019acquisto di
\nun\u2019interessenza di minoranza del 25% nella controllata Eni, Enilive,
\ncon un incasso di circa \u20ac2,97 miliardi.
\nIn precedenza, a febbraio 2025, Eni e il fondo avevano definito
\nun\u2019operazione speculare alla prima per un ulteriore investimento
\ndel 5% di KKR in Enilive. Al perfezionamento di questa seconda
\ntransazione, il fondo avr\u00e0 una partecipazione del 30%.
\nIl 19 marzo 2025, Eni e Vitol hanno concordato i termini econo-
\nmici per il farm out a Vitol di un working interest del 25% pos-
\nseduto da Eni nel progetto operato Congo FLNG (al closing Eni
\nmanterr\u00e0 un working interest del 40%) e di un working interest
\ndel 30% posseduto da Eni nel progetto operato Baleine nell\u2019off-
\nshore della Costa d\u2019Avorio (al closing Eni manterr\u00e0 un working
\ninterest del 47,25%) con un incasso previsto di 1,65 miliardi di
\ndollari e data economica 1\u00b0 gennaio 2024. Il closing delle due
\ntransazioni \u00e8 soggetto alle normali approvazioni regolatorie e ad
\naltre condizioni.
\nA fine marzo 2025, il Dipartimento di Stato Usa ha notificato a
\nEni che le autorizzazioni concesse in passato per il rimborso in
\nnatura attraverso carichi di greggio del gas equity prodotto e
\nvenduto in Venezuela all\u2019ente di Stato PDVSA sono state revo-
\ncate. Eni continua a mantenere in modo trasparente i contatti
\ncon le Autorit\u00e0 USA per identificare possibili soluzioni affinch\u00e9
\nle forniture di gas, non oggetto di sanzioni, possano essere re-
\nmunerate da PDVSA.
\n
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"value": "Le disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti al 31 dicembre 2023 comprendono \u20ac12 milioni di disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti di societ\u00e0 consolidate destinate alla vendita che nello schema di stato patrimoniale sono riportate nella
\nvoce \u201cAttivit\u00e0 destinate alla vendita\u201d
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