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\n
\n
\n
\n1 Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi
\n\n
\n
\n
\n
\n
CRITERI DI REDAZIONE
\n
Il bilancio consolidato \u00e8 redatto, nella prospettiva della continuit\u00e0 aziendale, secondo gli International Financial Reporting Standards (nel
\n
seguito \u201cIFRS\u201d)
\n
1
\n
emanati dall\u2019International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea
\n
2
\n
. Il bilancio consolidato
\n
\u00e8 redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle rettifiche di valore, con l\u2019eccezione delle voci di bilancio
\n
che secondo gli IFRS devono essere valutate al fair value. I principi di consolidamento e i criteri di valutazione di seguito indicati sono stati
\n
applicati coerentemente a tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato.
\n
Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2025, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2026, \u00e8 sottoposto
\n
alla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers SpA.
\n
I bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la redazione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di verifica da parte
\n
di societ\u00e0 di revisione; nei limitati casi in cui intervengano altri revisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assume la responsabilit\u00e0 del lavoro
\n
svolto da questi ultimi.
\n
I valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto quando
\n
diversamente indicato.
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI
\n
L\u2019applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali comporta che
\n
la Direzione Aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, su esperienze passate e su ipotesi considerate
\n
ragionevoli e realistiche tenendo conto delle informazioni conosciute al momento della stima. L\u2019utilizzo di queste stime contabili influenza il
\n
valore di iscrizione delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 e l\u2019informativa su attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali alla data del bilancio, nonch\u00e9 l\u2019ammontare dei
\n
ricavi e dei costi nel periodo di riferimento; i risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell\u2019incertezza che caratterizza le ipotesi
\n
e le condizioni sulle quali le stime sono basate. Le stime contabili critiche del processo di redazione del bilancio, che comportano un elevato
\n
ricorso a giudizi soggettivi e assunzioni relativi a tematiche per loro natura incerte, sono illustrate nella descrizione della relativa accounting
\n
policy. Le modifiche delle condizioni alla base di giudizi e assunzioni adottati possono determinare un impatto rilevante sui risultati successivi.
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI FORMULATI PER TENER CONTO DEGLI IMPATTI DEI RISCHI
\n
CLIMATICI
\n
Gli effetti delle iniziative per limitare i cambiamenti climatici e il potenziale impatto della transizione energetica influenzano le stime contabili e
\n
i giudizi significativi formulati dalla Direzione Aziendale per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2025. In particolare, la spinta
\n
globale verso un\u2019economia a ridotta intensit\u00e0 emissiva, provvedimenti normativi sempre pi\u00f9 restrittivi nei confronti dell\u2019attivit\u00e0 Oil & Gas e
\n
del consumo degli idrocarburi, schemi di carbon pricing, l\u2019evoluzione tecnologica dei vettori energetici alternativi, nonch\u00e9 i cambiamenti nelle
\n
preferenze dei consumatori possono comportare, nel medio-lungo termine, un declino strutturale della domanda degli idrocarburi, un aumento
\n
dei costi operativi nonch\u00e9 un maggior rischio di riserve non producibili (cosiddetti stranded asset) per Eni.
\n
Il piano di decarbonizzazione definito da Eni si compone di una serie di azioni e iniziative volte al raggiungimento della neutralit\u00e0 carbonica al
\n
2050 attraverso l\u2019azzeramento netto di tutte le emissioni GHG Scope 1, 2 e 3 associate ai prodotti energetici.
\n
Gli scenari adottati dalla Direzione Aziendale sono costruiti tenendo conto di politiche, normative ed evoluzioni tecnologiche in essere o
\n
prevedibili per il futuro e delineano un percorso evolutivo del sistema energetico futuro, sulla base di un quadro economico e demografico,
\n
dell\u2019analisi delle policy vigenti e di quelle annunciate e dello stato delle tecnologie, individuando, tra queste, quelle che ragionevolmente
\n
potranno raggiungere maturit\u00e0 tecnologica nell\u2019orizzonte considerato. Le variabili di prezzo riflettono, pertanto, la migliore stima da parte del
\n
management dei fondamentali dei diversi mercati energetici che incorpora i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente
\n
potranno delinearsi e sono oggetto di costante benchmark con le view degli analisti di mercato e dei peer dell\u2019industria energetica.
\n
Tali scenari sono alla base di stime e giudizi significativi relativi a: (i) la valutazione dell\u2019intenzione di proseguire i progetti esplorativi; (ii) la
\n
verifica della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non correnti e delle esposizioni creditizie verso le National Oil Company; (iii) la definizione delle vite
\n
utili e dei valori residui dei fixed asset; (iv) gli impatti sui fondi per rischi e oneri (ad es. anticipo nel timing atteso per il sostenimento dei costi
\n
di smantellamento e ripristino siti).
\n
\n\n\n
\n
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\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, precedentemente denominato
\n
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 2025.
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PRINCIPI DI CONSOLIDAMENTO
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IMPRESE CONTROLLATE
\n
Il bilancio consolidato comprende il bilancio di Eni SpA e delle sue imprese controllate, direttamente o indirettamente.
\n
Al riguardo, un investitore controlla un\u2019impresa quando \u00e8 esposto, o ha diritto a partecipare, alla variabilit\u00e0 dei relativi ritorni economici ed \u00e8 in
\n
grado di influenzare tali ritorni attraverso l\u2019esercizio del proprio potere decisionale sulla stessa.
\n
I valori delle imprese controllate sono rilevati integralmente, nel bilancio consolidato (c.d. metodo dell\u2019integrazione globale), sulla base di
\n
principi contabili uniformi, a partire dalla data in cui se ne assume il controllo e fino alla data in cui tale controllo cessa di esistere, apportando
\n
le appropriate elisioni dei rapporti intercompany (v. punto \u201cOperazioni infragruppo\u201d). Le quote del patrimonio netto e del risultato economico
\n
di competenza delle interessenze di terzi sono iscritte in apposite voci degli schemi di bilancio. Tra le interessenze di terzi figurano anche le
\n
obbligazioni perpetue subordinate emesse da societ\u00e0 controllate per le quali il Gruppo detiene il diritto incondizionato a differire il rimborso
\n
del capitale e il pagamento delle cedole.
\n
Tenuto conto della mancanza di effetti rilevanti
\n
3
\n
sulla rappresentazione della situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo
\n
4
\n
,
\n
sono escluse dal consolidamento secondo il metodo dell\u2019integrazione globale: (i) le societ\u00e0 controllate non significative n\u00e9 singolarmente n\u00e9
\n
nel complesso; e (ii) le societ\u00e0 controllate che svolgono il ruolo di operatore unico nella gestione di contratti petroliferi per conto delle societ\u00e0
\n
partecipanti all\u2019iniziativa mineraria. In quest\u2019ultimo caso, l\u2019attivit\u00e0 \u00e8 finanziata pro quota, sulla base di budget approvati, dalle societ\u00e0 partecipanti
\n
al contratto petrolifero cui sono periodicamente presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dalla gestione del contratto. I costi
\n
e i ricavi, nonch\u00e9 i dati operativi (produzioni, riserve, ecc.) dell\u2019iniziativa mineraria sono perci\u00f2 rilevati pro quota direttamente nel bilancio delle
\n
societ\u00e0 partecipanti a cui fanno carico, inoltre, le relative obbligazioni derivanti dall\u2019iniziativa mineraria.
\n
In presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente all\u2019assunzione del controllo (acquisto di interessenze di terzi), l\u2019eventuale
\n
differenza tra il costo di acquisto e il valore di iscrizione della corrispondente frazione di patrimonio netto acquisita \u00e8 rilevata nel patrimonio netto
\n
di competenza del Gruppo (tra gli \u201cUtili (perdite) portate a nuovo\u201d); analogamente, sono rilevati a patrimonio netto di competenza del Gruppo
\n
(tra gli \u201cUtili (perdite) portate a nuovo\u201d) gli effetti derivanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo. Inoltre, nell\u2019ambito
\n
della cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo, l\u2019eventuale presenza di opzioni put sulle interessenze di terzi, esercitabili
\n
al verificarsi di eventi non sotto il controllo del Gruppo, determina la rilevazione di una passivit\u00e0, pari al valore attuale del c.d. redemption
\n
amount, in contropartita al patrimonio netto di Gruppo. La cessione di quote che comporta la perdita del controllo determina la rilevazione a
\n
conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attivit\u00e0 nette consolidate cedute; (ii) dell\u2019effetto
\n
dell\u2019allineamento al relativo fair value dell\u2019eventuale partecipazione residua mantenuta; (iii) della stima del fair value di eventuali corrispettivi
\n
aggiuntivi, da regolarsi per cassa al verificarsi di determinate condizioni contrattualmente definite; (iv) degli eventuali valori rilevati nelle altre
\n
componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico
\n
5
\n
.
\n
Il valore dell\u2019eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo, rappresenta il valore di
\n
riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
\n
\n\n
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\n
\n
\n
INTERESSENZE IN ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO
\n
Il controllo congiunto \u00e8 la condivisione, su base contrattuale, del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni relative
\n
alle attivit\u00e0 rilevanti, \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.
\n
Una joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0 nette
\n
dell\u2019accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del patrimonio
\n
netto\u201d.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0 e
\n
obbligazioni per le passivit\u00e0 (c.d. enforceable right and obligation) relative all\u2019accordo; nel bilancio consolidato \u00e8 rilevata la quota di spettanza
\n
Eni delle attivit\u00e0/passivit\u00e0 e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali.
\n
Successivamente alla rilevazione iniziale, le attivit\u00e0/passivit\u00e0 e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformit\u00e0 ai criteri
\n
di valutazione applicabili.
\n
Le societ\u00e0 rappresentate da joint operation non rilevanti sono valutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando non si producono
\n
effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per perdite di valore.
\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 utilizzatori 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 informazioni si fa rinvio all\u2019allegato
\n
\u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025\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 altra posta del patrimonio netto.
\n
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\n
PARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE
\n
Una collegata \u00e8 un\u2019impresa su cui Eni esercita un\u2019influenza notevole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle relative
\n
scelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo o il controllo congiunto.
\n
Le partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\n
Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese collegate
\n
sono distintamente indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d, in cui \u00e8 riportata anche la variazione dell\u2019area di
\n
consolidamento verificatasi nell\u2019esercizio.
\n
\n\n
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\n
\n
METODO DEL PATRIMONIO NETTO
\n
6
\n
In applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni sono inizialmente iscritte al costo di acquisto, allocando il costo sostenuto
\n
sulle attivit\u00e0/passivit\u00e0 identificabili della partecipata; l\u2019eventuale eccedenza non allocabile rappresenta il goodwill, non oggetto di rilevazione
\n
separata ma incluso nel valore di iscrizione della partecipazione. L\u2019allocazione, operata in via provvisoria alla data di rilevazione iniziale, \u00e8
\n
rettificabile, con effetto retroattivo, entro i successivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla
\n
data di rilevazione iniziale. Successivamente, il valore di iscrizione \u00e8 adeguato per tener conto: (i) della quota di pertinenza della partecipante
\n
dei risultati economici della partecipata realizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per tener conto degli effetti dell\u2019ammortamento
\n
e dell\u2019eventuale svalutazione dei maggiori valori attribuiti alle attivit\u00e0 della partecipata; e (ii) della quota di pertinenza della partecipante
\n
delle altre componenti dell\u2019utile complessivo della partecipata. Diversamente, il valore di iscrizione non \u00e8 adeguato a seguito di variazioni
\n
di patrimonio netto della partecipata derivanti, a titolo di esempio, dall\u2019emissione, da parte della partecipata, di obbligazioni subordinate
\n
perpetue o obbligazioni convertibili non sottoscritte dal Gruppo. I dividendi distribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di
\n
iscrizione della partecipazione; eventuali eccedenze sono rilevate a conto economico. Ai fini dell\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto, si
\n
considerano le rettifiche previste per il processo di consolidamento (v. anche punto \u201cImprese controllate\u201d). Le perdite derivanti dall\u2019applicazione
\n
del metodo del patrimonio netto eccedenti il valore di iscrizione della partecipazione, rilevate nella voce di conto economico \u201cProventi (oneri)
\n
su partecipazioni\u201d, sono allocate sugli eventuali crediti finanziari concessi alla partecipata il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile
\n
nel prevedibile futuro (c.d. long-term interest), ridotti delle relative expected credit loss (v. oltre) e che rappresentano nella sostanza un ulteriore
\n
investimento nella societ\u00e0 partecipata. La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di
\n
iscrizione della partecipazione e di eventuali long-term interest (c.d. investimento netto), \u00e8 rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la
\n
partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite.
\n
Inoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad es. rilevanti inadempimenti contrattuali, significative difficolt\u00e0 finanziarie,
\n
rischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione dell\u2019investimento netto risultante dall\u2019applicazione dei
\n
criteri sopra indicati \u00e8 verificata tenendo conto del relativo valore recuperabile, determinato adottando i criteri indicati al punto \u201cImpairment
\n
delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, la partecipazione e il relativo long-term interest sono
\n
rivalutati nei limiti delle svalutazioni effettuate, con imputazione degli effetti a conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) su partecipazioni\u201d.
\n
La cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole sulla partecipata determina
\n
la rilevazione a conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore di iscrizione
\n
ceduta; (ii) dell\u2019effetto dell\u2019allineamento al relativo fair value dell\u2019eventuale partecipazione residua mantenuta
\n
7
\n
; (iii) degli eventuali valori rilevati
\n
nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico
\n
8
\n
. Il valore dell\u2019eventuale
\n
partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole, rappresenta il
\n
valore di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
\n
\n
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\n
\n
\n
\n
BUSINESS COMBINATION
\n
Le operazioni di business combination sono rilevate secondo l\u2019acquisition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination \u00e8
\n
determinato alla data di assunzione del controllo ed \u00e8 pari al fair value delle attivit\u00e0 trasferite, delle passivit\u00e0 sostenute, nonch\u00e9 degli eventuali
\n
strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il corrispettivo trasferito include anche il fair value delle eventuali attivit\u00e0 o passivit\u00e0 per corrispettivi
\n
potenziali previsti contrattualmente e subordinati al realizzarsi di eventi futuri.
\n
\n\n
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\n
6 Le partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in imprese controllate non significative escluse dall\u2019area di consolidamento sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Quando non si producono
\n
effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, tali partecipazioni 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 al 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 imputati in un\u2019altra posta
\n
del patrimonio netto.
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\n
\n
Alla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle imprese partecipate \u00e8 determinato attribuendo ai singoli elementi identificabili
\n
dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale il relativo fair value
\n
9
\n
, fatti salvi i casi in cui gli IFRS stabiliscano un differente criterio di valutazione.
\n
L\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito e il fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite, se positiva, \u00e8 iscritta nell\u2019attivo come \u201cavviamento\u201d
\n
(di seguito anche goodwill).
\n
Nel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patrimonio netto delle interessenze di terzi \u00e8 determinata sulla base della quota di
\n
spettanza dei valori correnti attribuiti alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 alla data di assunzione del controllo, escluso l\u2019eventuale goodwill a essi attribuibile
\n
(c.d. partial goodwill method). Nel caso di assunzione del controllo in fasi successive, il costo di acquisto \u00e8 determinato sommando il fair value
\n
della partecipazione precedentemente detenuta nell\u2019acquisita e l\u2019ammontare corrisposto per l\u2019ulteriore quota partecipativa. La differenza tra
\n
il fair value della partecipazione precedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione \u00e8 imputata a conto economico. Inoltre, in sede di
\n
assunzione del controllo, eventuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo sono imputati a conto
\n
economico ovvero in un\u2019altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il rigiro a conto economico.
\n
Quando la determinazione dei valori delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dell\u2019acquisita \u00e8 operata in via provvisoria nell\u2019esercizio in cui la business combination
\n
\u00e8 conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto retroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione, per tener conto di
\n
nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di acquisizione.
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PARTECIPAZIONI E BUSINESS COMBINATION
\n
La verifica dell\u2019esistenza del controllo, del controllo congiunto, dell\u2019influenza notevole su un\u2019altra entit\u00e0 nonch\u00e9, nel caso delle joint operation,
\n
la verifica dell\u2019esistenza di enforceable right and obligation sulle relative attivit\u00e0 e passivit\u00e0 richiede l\u2019esercizio di un giudizio professionale
\n
complesso da parte della Direzione Aziendale operato considerando le caratteristiche della struttura societaria, gli accordi tra le parti, nonch\u00e9
\n
ogni altro fatto e circostanza che risulti rilevante ai fini di tale verifica. L\u2019utilizzo di stime contabili significative caratterizza inoltre i processi di
\n
allocazione del fair value alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 identificabili acquisite in sede di business combination. Nel processo di allocazione, anche
\n
in sede di rilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valutazione
\n
generalmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le informazioni disponibili e, per le acquisizioni pi\u00f9 significative, si avvale di
\n
valutazioni esterne.
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n
OPERAZIONI INFRAGRUPPO
\n
Gli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non ancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati cos\u00ec come sono eliminati
\n
i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli impegni e i rischi tra imprese consolidate
\n
10
\n
. Gli utili non realizzati derivanti da operazioni
\n
con societ\u00e0 valutate secondo il metodo del patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza del Gruppo; il trattamento contabile
\n
indicato \u00e8 applicato anche nel caso di trasferimento di business alle partecipate (c.d. downstream transaction).
\n
In entrambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quanto rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.
\n
\n\n\n\n
\n
\n
CONVERSIONE DEI BILANCI IN VALUTA DIVERSA DALL\u2019EURO
\n
I bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall\u2019euro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo nonch\u00e9 la valuta
\n
di presentazione del bilancio consolidato, sono convertiti in euro applicando alle voci dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale i cambi correnti
\n
alla data di chiusura dell\u2019esercizio, alle voci del patrimonio netto i cambi storici e alle voci del conto economico e del rendiconto finanziario i
\n
cambi medi dell\u2019esercizio.
\n
Le differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall\u2019euro, derivanti dall\u2019applicazione
\n
di cambi diversi per le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0, per il patrimonio netto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di patrimonio netto
\n
\u201cRiserva per differenze cambio da conversione\u201d per la parte di competenza del Gruppo
\n
11
\n
. La riserva per differenze di cambio \u00e8 rilevata a conto
\n
economico all\u2019atto della dismissione integrale ovvero al momento della perdita del controllo, del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole
\n
sulla partecipata. All\u2019atto della dismissione parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di cambio afferente alla frazione di
\n
partecipazione ceduta \u00e8 attribuita al patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi. In caso di dismissione parziale, senza perdita
\n
del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole, la quota delle differenze cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta \u00e8 imputata
\n
a conto economico. Il rimborso del capitale effettuato da una controllata operante in valuta diversa dall\u2019euro, senza modifica dell\u2019interessenza
\n
partecipativa detenuta, comporta l\u2019imputazione a conto economico della corrispondente quota delle differenze di cambio.
\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
10 Le differenze di cambio associate a elementi monetari infragruppo non sono oggetto di eliminazione.
\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 \u201cInteressenze di terzi\u201d.
\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
Le differenze di cambio che hanno origine da rapporti di credito/debito infragruppo, il cui rimborso o pagamento non \u00e8 n\u00e9 pianificato n\u00e9
\n
probabile in un prevedibile futuro, sono rilevate nel prospetto dell\u2019utile (perdita) complessivo.
\n
I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta funzionale che per le imprese che non adottano l\u2019euro \u00e8 prevalentemente
\n
il dollaro USA. I principali cambi utilizzati per operare la conversione dei bilanci in valuta diversa dall\u2019euro sono di seguito indicati:
\n
\n\n\n\n
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\n
\n
\n\n\n | \nCambi medi | \nCambi al | \nCambi medi | \nCambi al | \nCambi medi | \nCambi al | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (ammontare di valuta per \u20ac1) | \ndell\u2019esercizio 2025 | \n31 dicembre 2025 | \ndell\u2019esercizio 2024 | \n31 dicembre 2024 | \ndell\u2019esercizio 2023 | \n31 dicembre 2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n1,13 | \n1,18 | \n1,08 | \n1,04 | \n1,08 | \n1,11 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Sterlina inglese | \n0,86 | \n0,87 | \n0,85 | \n0,83 | \n0,87 | \n0,87 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro australiano | \n1,75 | \n1,76 | \n1,64 | \n1,68 | \n1,63 | \n1,63 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n
CRITERI DI VALUTAZIONE
\nI criteri di valutazione pi\u00f9 significativi adottati per la redazione del bilancio consolidato sono indicati nei punti seguenti.
\n\n
ATTIVIT\u00c0 MINERARIA
\n
Con riferimento alle attivit\u00e0 di esplorazione, appraisal e sviluppo sono adottati i principi del successful efforts method di seguito descritti.
\n
ACQUISIZIONE DI PERMESSI ESPLORATIVI E DI TITOLI MINERARI
\n
I costi sostenuti per l\u2019acquisizione di diritti esplorativi (o per la loro estensione) sono inizialmente capitalizzati all\u2019interno delle attivit\u00e0 immateriali
\n
come \u201cdiritti esplorativi unproved\u201d in attesa di valutare l\u2019esito delle attivit\u00e0 di esplorazione e valutazione. Tali diritti esplorativi unproved non sono
\n
ammortizzati ma sottoposti a verifica della recuperabilit\u00e0 del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma del commitment della
\n
societ\u00e0 a proseguire le attivit\u00e0 di esplorazione e considerando fatti e circostanze che possano evidenziare la presenza di incertezze in merito
\n
alla recuperabilit\u00e0 del valore iscritto. Se non sono pianificate ulteriori attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi \u00e8 imputato a
\n
conto economico come radiazione (di seguito anche write-off). I diritti esplorativi di valore non significativo sono raggruppati e ammortizzati
\n
a quote costanti lungo il periodo di esplorazione accordato. A seguito della scoperta di riserve certe (cio\u00e8 dopo la rilevazione di riserve e
\n
l\u2019approvazione interna del progetto di sviluppo), il valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi unproved \u00e8 riclassificato, sempre all\u2019interno
\n
della voce \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d, come \u201cdiritti esplorativi proved\u201d. Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quando si verificano eventi che
\n
fanno presumere una riduzione di valore delle attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei diritti esplorativi da riclassificare come proved \u00e8 sottoposto a
\n
verifica di recuperabilit\u00e0 considerando il maggiore tra il valore d\u2019uso e il fair value, al netto dei costi di vendita.
\n
I costi sostenuti per l\u2019acquisizione di titoli minerari sono rilevati in relazione alle attivit\u00e0 acquisite (potenziale esplorativo, riserve possibili, riserve
\n
probabili, riserve certe). Quando l\u2019acquisto riguarda nel complesso riserve e potenziale esplorativo, il costo \u00e8 attribuito alle diverse attivit\u00e0
\n
acquisite sulla base del valore determinato attualizzando i corrispondenti flussi di cassa attesi.
\n
I costi delle riserve probabili e delle riserve possibili (c.d. unproved mineral interest) sono sospesi in attesa dell\u2019esito delle attivit\u00e0 di appraisal
\n
e di identificazione delle modalit\u00e0 di sviluppo funzionali alla promozione a riserve certe; in caso di esito negativo delle predette attivit\u00e0, sono
\n
rilevati a conto economico. A partire dall\u2019avvio della produzione, i permessi esplorativi \u201cproved\u201d e i costi delle riserve certe sono ammortizzati
\n
con il metodo dell\u2019unit\u00e0 di prodotto (c.d. metodo UOP, descritto al punto \u201cAmmortamento UOP\u201d).
\n
ESPLORAZIONE ED APPRAISAL
\n
I costi esplorativi relativi a studi geologici e geofisici sono rilevati a conto economico al momento del sostenimento.
\n
I costi direttamente associati ad un pozzo esplorativo sono inizialmente rilevati all\u2019interno delle attivit\u00e0 materiali in corso, come \u201ccosti di
\n
esplorazione e valutazione unproved\u201d (pozzi esplorativi in progress), fino al momento in cui la perforazione del pozzo \u00e8 completata e possono
\n
continuare ad essere capitalizzati nei 12 mesi successivi (o un periodo di tempo maggiore in funzione della complessit\u00e0 del progetto e del
\n
volume di investimenti associati) in attesa della valutazione dei risultati della perforazione (pozzi esplorativi suspended).
\n
Se al termine di tale periodo si accerta che il risultato \u00e8 negativo o che il ritrovamento non \u00e8 sufficientemente significativo per giustificarne lo
\n
sviluppo, i pozzi sono dichiarati dry/unsuccessful e i relativi costi imputati a conto economico come write-off. Al contrario, tali costi continuano
\n
ad essere capitalizzati solo se e fintantoch\u00e9: (i) il pozzo ha determinato la scoperta di una quantit\u00e0 di riserve tale da giustificare il suo
\n
completamento come pozzo di produzione; e (ii) la societ\u00e0 sta compiendo sufficienti progressi volti a valutare le riserve e la fattibilit\u00e0 economica
\n
ed operativa del progetto. Medesimi criteri di rilevazione sono adottati per i costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di appraisal. In caso di ritrovamento di
\n
riserve certe di petrolio e/o gas naturale, i relativi costi capitalizzati come unproved sono riclassificati, sempre all\u2019interno delle attivit\u00e0 materiali
\n
in corso, come \u201ccosti di esplorazione e valutazione proved\u201d. Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quando si verificano eventi che
\n
fanno presumere una riduzione di valore delle attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei costi da riclassificare come proved \u00e8 sottoposto a verifica
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
di recuperabilit\u00e0 considerando il maggiore tra il valore d\u2019uso e il fair value, al netto dei costi di vendita. A partire dall\u2019avvio della produzione, i
\n
costi di esplorazione e valutazione classificati come \u201cproved\u201d sono ammortizzati secondo il metodo UOP (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d).
\n
SVILUPPO E PRODUZIONE
\n
I costi di sviluppo, ivi inclusi i costi relativi ai pozzi di sviluppo unsuccessful e danneggiati, sono inizialmente capitalizzati come \u201cAttivit\u00e0
\n
materiali in corso proved\u201d. Tali costi sono ammortizzati, a partire dall\u2019inizio della produzione, prevalentemente con il metodo UOP. In caso
\n
di non fattibilit\u00e0/non prosecuzione dei progetti di sviluppo, i relativi costi sono imputati a conto economico come write-off nel periodo in cui
\n
viene deciso l\u2019abbandono del progetto stesso. Le svalutazioni/riprese di valore dei costi di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti
\n
per le attivit\u00e0 materiali.
\n
I costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di produzione (estrazione, manutenzione ordinaria dei pozzi, ecc.) sono rilevati a conto economico nell\u2019esercizio in
\n
cui sono sostenuti.
\n
\n
AMMORTAMENTO UOP
\n
12
\n
L\u2019ammortamento degli investimenti afferenti l\u2019attivit\u00e0 mineraria \u00e8 generalmente effettuato attraverso il metodo UOP
\n
13
\n
determinato sulla base
\n
delle differenti tipologie di riserve di idrocarburi al fine di assicurare l\u2019adeguata rappresentazione delle modalit\u00e0 di ottenimento dei benefici
\n
economici connessi all\u2019utilizzo degli asset oggetto di ammortamento. In particolare i) i diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti afferenti
\n
riserve \u201cproved\u201d sono ammortizzati considerando le riserve certe totali; ii) i costi di esplorazione, appraisal e di sviluppo capitalizzati afferenti
\n
a impianti produttivi sono ammortizzati considerando le riserve certe sviluppate; iii) le facility, in funzione del loro dimensionamento, sono
\n
ammortizzate considerando le riserve certe totali e anche le riserve probabili sviluppate che risultano ragionevolmente recuperabili dagli
\n
impianti produttivi e diritti minerari esistenti; iv) per impianti galleggianti di propriet\u00e0 (FLNG, FPSO) l\u2019ammortamento \u00e8 operato secondo
\n
il metodo UOP o straight-line-method considerando la durata delle concessioni e il recupero delle riserve certe e probabili. In presenza di
\n
significative variazioni dei prezzi di riferimento che determinano stime delle riserve e correlate aliquote di ammortamento disallineate rispetto
\n
alle modalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici futuri attese da tali asset, le riserve utilizzate ai fini della determinazione dell\u2019aliquota
\n
di ammortamento UOP, sono stimate in base a parametri di economicit\u00e0 ragionevoli e coerenti con le previsioni di produzione definite dal
\n
management, al fine di riflettere meglio le modalit\u00e0 attese di ottenimento dei benefici economici futuri derivanti da tali asset.
\n
\n\n\n\n
\n
PRODUCTION SHARING AGREEMENTS E CONTRATTI DI SERVICE
\n
Le riserve relative ai Production Sharing Agreement sono determinate sulla base delle clausole contrattuali relative al rimborso dei costi
\n
sostenuti per i lavori di esplorazione, sviluppo e produzione svolti con l\u2019apporto di proprie tecnologie e mezzi finanziari (cost oil) e alla quota di
\n
spettanza delle produzioni realizzate non destinate al rimborso dei costi sostenuti (profit oil). I ricavi derivanti dalla cessione delle produzioni
\n
ritirate (cost oil e profit oil) sono rilevati per competenza economica; i costi sostenuti relativi alle attivit\u00e0 di esplorazione, sviluppo e produzione
\n
sono rilevati secondo i criteri indicati in precedenza. Un meccanismo analogo caratterizza alcuni contratti di servizio dove il corrispettivo per
\n
il servizio reso \u00e8 riconosciuto tramite quote di spettanza della produzione.
\n
Le quote di produzioni e di riserve tengono conto delle quote di idrocarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi contrattuali
\n
prevedono che l\u2019onere tributario a carico della societ\u00e0 sia assolto dall\u2019ente nazionale in nome e per conto della societ\u00e0 a valere sulla quota
\n
di profit oil. In relazione a ci\u00f2, \u00e8 rilevato l\u2019incremento dell\u2019imponibile, tramite l\u2019aumento dei ricavi, e il corrispondente stanziamento dell\u2019onere
\n
di imposta.
\n
CHIUSURA E ABBANDONO DEI POZZI
\n
I costi che si presume di sostenere al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione per l\u2019abbandono dell\u2019area, lo smantellamento, la rimozione delle strutture
\n
e il ripristino del sito sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale secondo i criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d e ammortizzati con il metodo UOP.
\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: ATTIVIT\u00c0 MINERARIA
\n
La valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di incertezza.
\n
Le riserve certe rappresentano le quantit\u00e0 stimate di idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria, potranno con ragionevole
\n
certezza essere economicamente producibili nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima.
\n
Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinch\u00e9 le riserve possano
\n
essere classificate come certe, la stima delle riserve dipende da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono: (i) la qualit\u00e0 dei
\n
dati geologici e tecnico-ingegneristici disponibili e la loro interpretazione e valutazione; (ii) le stime riguardanti l\u2019andamento futuro dei tassi
\n
\n\n\n\n
\n
\n
12 In relazione al consolidamento del modello di investimento delle attivit\u00e0 upstream basato sull\u2019esplorazione e sviluppo di prossimit\u00e0 e lo sviluppo per fasi che determinano una estensione della vita utile delle
\n
facility nonch\u00e9 in relazione al crescente utilizzo di unit\u00e0 navali aventi vite economiche correlate allo sfruttamento anche delle riserve probabili, a partire dal secondo semestre 2025 sono state aggiornate le
\n
modalit\u00e0 di determinazione delle aliquote di ammortamento UOP delle facilities upstream per considerare, ove appropriato, anche le riserve probabili il cui recupero non necessita di significativi investimenti
\n
aggiuntivi. L\u2019aggiornamento, in quanto modifica di stima, determina solo effetti prospettici.
\n
13 Aliquota ottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel trimestre e le riserve esistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel trimestre stesso.
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
\n\n
\n
di produzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento dei costi di sviluppo; (iii) modifiche della normativa fiscale vigente,
\n
delle regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv) l\u2019esito di perforazioni e di test di produzione e l\u2019effettiva performance
\n
produttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima iniziale 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 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 e di sviluppo pi\u00f9 elevati possono compromettere la capacit\u00e0 della societ\u00e0
\n
di produrre economicamente le riserve certe, determinando revisioni negative di stima.
\n
Molti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle riserve certe sono soggetti a modifiche nel tempo e, pertanto, influenzano le
\n
quantit\u00e0 di riserve certe che saranno effettivamente prodotte; analoghe incertezze riguardano la stima delle riserve unproved.
\n
La valutazione della potenzialit\u00e0 economica di una scoperta mineraria \u00e8 effettuata nell\u2019arco dei 12 mesi successivi al completamento della
\n
perforazione di un pozzo esplorativo. Il processo di delineazione della scoperta, che comporta lo svolgimento di ulteriori attivit\u00e0 di appraisal
\n
e di identificazione delle migliori modalit\u00e0 di sviluppo, richiede, nella maggior parte dei casi, un periodo di tempo maggiore in funzione della
\n
complessit\u00e0 del progetto e del volume di investimenti associati.
\n
Durante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi rimangono sospesi all\u2019attivo patrimoniale. Ad ogni modo, tali costi capitalizzati sono
\n
oggetto di verifica, almeno annuale, al fine di confermare l\u2019intenzione di sviluppare, o in ogni caso di valorizzare, la scoperta.
\n
Le riserve di un giacimento sono classificate come certe solo quando sono stati verificati tutti i criteri per l\u2019attribuzione della qualifica di
\n
riserve certe. Le riserve certe possono essere classificate come sviluppate o non sviluppate. Il passaggio a riserve certe sviluppate avviene in
\n
conseguenza dell\u2019attivit\u00e0 di sviluppo, normalmente in corrispondenza dell\u2019avvio della produzione. Nei principali progetti di sviluppo trascorrono
\n
tipicamente da uno a quattro anni, tra la registrazione iniziale delle riserve e l\u2019avvio della produzione.
\n
Le stime delle riserve rilevano sia ai fini della determinazione degli ammortamenti (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d) che ai fini della definizione
\n
dei flussi di cassa futuri delle attivit\u00e0 petrolifere nell\u2019ambito del processo di impairment.
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
ATTIVIT\u00c0 MATERIALI
\n
Le attivit\u00e0 materiali sono rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi
\n
accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attivit\u00e0 pronte all\u2019uso. Quando \u00e8 necessario un rilevante periodo di tempo affinch\u00e9 il bene
\n
sia pronto all\u2019uso, il prezzo di acquisto o il costo di produzione include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si sarebbero risparmiati,
\n
durante tale periodo, qualora l\u2019investimento non fosse stato fatto. In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle
\n
attivit\u00e0 e il ripristino dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento dell\u2019abbandono delle strutture,
\n
rilevati in contropartita a uno specifico fondo (v. punto \u201cFondi per lo smantellamento e il ripristino dei siti\u201d). Analoga impostazione \u00e8 adottata
\n
con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione di progetti sociali in aree di sviluppo petrolifero (c.d. social project). Non \u00e8 ammesso
\n
effettuare rivalutazioni delle attivit\u00e0 materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche.
\n
\n
Le attivit\u00e0 materiali sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile, intesa come la stima del periodo in cui l\u2019attivit\u00e0 sar\u00e0 utilizzata
\n
dall\u2019impresa.
\n
Quando l\u2019attivit\u00e0 materiale \u00e8 costituita da pi\u00f9 componenti significative aventi vite utili differenti, l\u2019ammortamento \u00e8 effettuato per ciascuna
\n
componente. Il valore da ammortizzare \u00e8 rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al termine della
\n
sua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti da revisione della
\n
vita utile dell\u2019asset, del valore residuo ovvero delle modalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici dell\u2019attivit\u00e0, sono rilevate prospetticamente.
\n
\n\n\n\n
\n
I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione delle attivit\u00e0 materiali sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale quando \u00e8 probabile che
\n
incrementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragioni di sicurezza
\n
o ambientali che, seppur non incrementando direttamente i benefici economici futuri delle attivit\u00e0 esistenti, sono necessari per lo svolgimento
\n
dell\u2019attivit\u00e0 aziendale.
\n
I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita utile; il
\n
valore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione \u00e8 rilevato a conto economico. Le migliorie non rimovibili apportate su beni
\n
condotti in leasing sono ammortizzate lungo la minore tra la vita utile delle migliorie stesse e la durata del leasing. Le spese di manutenzione
\n
e riparazione ordinarie, diverse dalle sostituzioni di componenti identificabili, che reintegrano e non incrementano le prestazioni dei beni, sono
\n
rilevate a conto economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenute.
\n
Le attivit\u00e0 materiali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro \u00e8 atteso
\n
dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8 rilevato a conto economico.
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
LEASING
\n
14
\n
Un contratto contiene o rappresenta un leasing se conferisce al contraente il diritto di controllare l\u2019utilizzo di un asset identificato per un periodo
\n
di tempo stabilito in cambio di un corrispettivo; tale diritto sussiste se il contratto attribuisce al locatario il diritto di dirigere l\u2019asset e ottenere
\n
sostanzialmente tutti i benefici economici derivanti dal suo utilizzo.
\n
Alla data in cui il bene \u00e8 reso disponibile per l\u2019uso (cd. commencement date), il locatario rileva un\u2019attivit\u00e0 per il diritto di utilizzo del bene (di
\n
seguito anche \u201cright-of-use asset\u201d), e una passivit\u00e0 per l\u2019obbligazione ad effettuare i pagamenti previsti lungo la durata contrattuale (di seguito
\n
anche \u201cpassivit\u00e0 per leasing\u201d o \u201clease liability\u201d)
\n
15
\n
. La durata del leasing \u00e8 determinata considerando il periodo non annullabile del contratto,
\n
nonch\u00e9, ove vi sia la ragionevole certezza, anche i periodi considerati dalle opzioni di estensione ovvero connessi al mancato esercizio delle
\n
opzioni di risoluzione anticipata del contratto.
\n
La passivit\u00e0 per leasing \u00e8 rilevata inizialmente ad un ammontare pari al valore attuale dei seguenti pagamenti
\n
16
\n
, non ancora effettuati alla
\n
commencement date: (i) pagamenti fissi, al netto di eventuali incentivi da ricevere; (ii) pagamenti variabili che dipendono da indici o tassi
\n
17
\n
;
\n
(iii) stima del pagamento che il locatario dovr\u00e0 effettuare a titolo di garanzia del valore residuo del bene locato; (iv) pagamento del prezzo
\n
di esercizio dell\u2019opzione di acquisto, se il locatario \u00e8 ragionevolmente certo di esercitarla; e (v) pagamento di penalit\u00e0 contrattuali per la
\n
risoluzione del leasing, se il locatario \u00e8 ragionevolmente certo di esercitare tale opzione. Tale valore attuale \u00e8 calcolato adottando il tasso di
\n
interesse implicito del leasing ovvero, qualora questo non fosse agevolmente determinabile, il tasso di finanziamento incrementale del locatario.
\n
Quest\u2019ultimo \u00e8 definito tenendo conto della durata dei contratti di leasing, della periodicit\u00e0 dei pagamenti previsti contrattualmente, della valuta
\n
nella quale essi sono denominati e delle caratteristiche dell\u2019ambiente economico del locatario (sintetizzate dal country risk premium attribuito
\n
ai singoli Paesi in cui opera Eni).
\n
Dopo la rilevazione iniziale, la passivit\u00e0 per leasing \u00e8 valutata sulla base del costo ammortizzato ed \u00e8 rideterminata, generalmente in contropartita
\n
al valore di iscrizione del right-of-use asset correlato, in presenza di una variazione dei pagamenti dovuti prevalentemente a:(i) rinegoziazioni
\n
contrattuali che non danno origine ad un nuovo leasing separato; (ii) variazioni di indici o tassi a cui sono correlati i pagamenti variabili; o (iii)
\n
modifiche delle aspettative sull\u2019esercizio delle opzioni contrattualmente previste.
\n
Il right-of-use asset \u00e8 inizialmente rilevato come sommatoria delle seguenti componenti: (i) l\u2019importo iniziale della lease liability; (ii) i costi diretti
\n
iniziali sostenuti dal locatario; (iii) eventuali pagamenti effettuati alla o prima della commencement date, al netto di eventuali incentivi ricevuti
\n
da parte del locatore; e (iv) la stima dei costi che il locatario prevede di sostenere per lo smantellamento, la rimozione dell\u2019asset sottostante
\n
e la bonifica del sito ovvero per riportare l\u2019asset nelle condizioni stabilite dal contratto. Successivamente alla rilevazione iniziale, il right-of-use
\n
asset \u00e8 rettificato, tra l\u2019altro, per tener conto delle quote di ammortamento cumulate
\n
18
\n
e delle eventuali perdite di valore cumulate (v. punto
\n
\u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d).
\n
Nel caso in cui gli ammortamenti del right-of-use asset e gli interessi passivi maturati sulla lease liability siano direttamente associati alla
\n
realizzazione di asset, essi sono capitalizzati su tali asset.
\n
Nell\u2019ambito dell\u2019attivit\u00e0 mineraria, l\u2019operatore di una joint operation non incorporata che sottoscrive un contratto di leasing come unico firmatario
\n
rileva: (i) il 100% della lease liability, se sulla base delle previsioni contrattuali e di ogni altro elemento rilevante ai fini della valutazione \u00e8
\n
considerato \u201cprimary responsible\u201d dell\u2019adempimento delle obbligazioni nei confronti del fornitore; e (ii) il 100% del right-of-use asset, fatti salvi
\n
gli eventuali casi in cui sia ravvisabile contrattualmente la presenza di un sublease posto in essere con gli altri partner dell\u2019iniziativa mineraria
\n
(c.d. follower).
\n
La quota di right-of-use asset iscritta dall\u2019operatore e riferibile agli altri partner dell\u2019iniziativa mineraria \u00e8 oggetto di recupero attraverso i
\n
meccanismi contrattuali della joint operation, che prevedono l\u2019addebito dei costi dell\u2019iniziativa di spettanza dei follower (billing) e relativo
\n
pagamento (cash call). I riaddebiti ai follower dei costi sono rilevati dall\u2019operatore come \u201cAltri ricavi e proventi\u201d nel conto economico e inclusi,
\n
nel rendiconto finanziario, all\u2019interno del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa.
\n
Differentemente, quando il contratto di leasing \u00e8 sottoscritto da tutti i partecipanti all\u2019iniziativa mineraria, \u00e8 rilevata la quota di spettanza del
\n
right-of-use asset e della lease liability sulla base del working interest detenuto.
\n
Nessuna rilevazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per leasing \u00e8 effettuata nei casi in cui Eni non sia considerata \u201cprimary responsible\u201d dell\u2019adempimento
\n
delle obbligazioni del contratto di leasing e non sia ravvisabile, contrattualmente, la presenza di un sublease. Quando i contratti di leasing
\n
sono posti in essere da societ\u00e0 non controllate che svolgono il ruolo di operatore per conto delle societ\u00e0 partecipanti all\u2019iniziativa mineraria
\n
(c.d. operating company), coerentemente con la previsione dei riaddebiti ai partecipanti dei costi connessi con lo svolgimento delle attivit\u00e0,
\n
\u00e8 previsto il riconoscimento nei bilanci dei partecipanti all\u2019iniziativa mineraria della propria quota di right-of-use asset e di lease liability sulla
\n
base del working interest definito avuto riguardo alle previsioni, ove attendibilmente determinabili, dell\u2019utilizzo dei beni assunti in leasing.
\n
14 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 eventuali servit\u00f9 di pas-
\n
saggio connesse con le attivit\u00e0 Oil & Gas.
\n
15 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 modico valore.
\n
16 Le non-lease component non sono generalmente oggetto di separata rilevazione, fatta eccezione per la componente servizio inclusa nel canone unico previsto dai principali contratti afferenti alle attivit\u00e0
\n
upstream (drilling rig).
\n
17 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 a conto economico
\n
come costi operativi lungo la durata del contratto di leasing.
\n
\n
18 L\u2019ammortamento \u00e8 effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e fino al termine della vita utile del right-of-use asset. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la propriet\u00e0 dell\u2019asset
\n
al locatario al termine del leasing, o se il locatario \u00e8 ragionevolmente certo di esercitare un\u2019opzione di acquisto, il right-of-use asset \u00e8 ammortizzato sistematicamente lungo la vita utile dell\u2019asset sottostante.
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STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: OPERAZIONI DI LEASING
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Per quanto riguarda i contratti di leasing, la Direzione Aziendale effettua stime contabili ed esercita giudizi significativi con riferimento a: (i) la
\n
determinazione della durata dei leasing, tenendo conto di tutti i fatti e circostanze che generano un incentivo economico, o meno, all\u2019esercizio
\n
di eventuali opzioni di estensione e/o di risoluzione previste nel contratto; (ii) la determinazione del tasso di finanziamento incrementale del
\n
locatario; (iii) l\u2019individuazione e, ove appropriato, la separazione delle non-lease component, in assenza di un prezzo stand-alone osservabile per
\n
tali componenti, tenendo anche conto di approfondimenti svolti con esperti esterni; (iv) la rilevazione dei contratti di leasing afferenti a mezzi
\n
utilizzati nelle attivit\u00e0 Oil & Gas (principalmente drilling rig e FPSO) posti in essere in qualit\u00e0 di operatore dell\u2019iniziativa mineraria intrapresa
\n
nell\u2019ambito di una joint operation non incorporata avuto riguardo alle valutazioni sulla natura di \u201cprimary responsible\u201d dell\u2019operatore e alla
\n
verifica dei rapporti con gli altri partecipanti all\u2019iniziativa mineraria; (v) l\u2019identificazione dei pagamenti variabili e delle loro caratteristiche ai fini
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della stima per l\u2019inclusione, o meno, nella determinazione della lease liability.
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ATTIVIT\u00c0 IMMATERIALI
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Le attivit\u00e0 immateriali, comprendono le attivit\u00e0 non monetarie prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall\u2019impresa e in grado di
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produrre benefici economici futuri, nonch\u00e9 il goodwill. Le attivit\u00e0 immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati al
\n
punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d. Non \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche.
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Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile; per l\u2019ammortamento valgono i
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criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d.
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Il goodwill e le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. Per la recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione
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del goodwill e delle altre attivit\u00e0 immateriali valgono i criteri indicati al punto \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d.
\n
\n
I costi connessi con l\u2019acquisizione di nuova clientela sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale purch\u00e9 ne sia dimostrata la recuperabilit\u00e0. Il valore di
\n
iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 immateriale afferente a tali costi contrattuali \u00e8 ammortizzato su una base sistematica coerente con il trasferimento al
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cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed \u00e8 sottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0.
\n
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I costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo tecnologico, ivi inclusi i costi per lo sviluppo di progetti CCS (Carbon, Capture and Storage) antecedenti la
\n
costruzione dell\u2019infrastruttura fisica, sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo \u00e8 attendibilmente
\n
determinabile; (ii) vi \u00e8 l\u2019intenzione, la disponibilit\u00e0 di risorse finanziarie e la capacit\u00e0 tecnica a rendere l\u2019attivit\u00e0 disponibile all\u2019uso o alla vendita;
\n
(iii) \u00e8 dimostrabile che l\u2019attivit\u00e0 sia in grado di produrre benefici economici futuri.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro \u00e8 atteso
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dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8 rilevato a conto economico.
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IMPAIRMENT DELLE ATTIVIT\u00c0 NON FINANZIARIE
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La recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non finanziarie (attivit\u00e0 materiali, attivit\u00e0 immateriali e right-of-use asset) \u00e8 verificata quando eventi o modifiche
\n
delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.
\n
La valutazione di recuperabilit\u00e0 \u00e8 effettuata per singola cash generating unit (di seguito anche \u201cCGU\u201d) rappresentata dal pi\u00f9 piccolo insieme
\n
identificabile di attivit\u00e0 che genera flussi di cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attivit\u00e0. Le CGU possono
\n
includere i corporate asset, ossia attivit\u00e0 che non generano flussi di cassa autonomi, ma che contribuiscono ai flussi di cassa di una pluralit\u00e0
\n
di CGU; le quote di corporate asset sono attribuite ad una specifica CGU o, laddove non possibile, ad un aggregato pi\u00f9 ampio di CGU su
\n
basi ragionevoli e coerenti. I right-of-use asset, che generalmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati alla CGU a cui si
\n
riferiscono; i right-of-use asset non specificatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate asset. La recuperabilit\u00e0 del valore di
\n
iscrizione delle common facility del settore E&P \u00e8 verificata considerando il complesso dei valori recuperabili delle CGU che beneficiano
\n
dell\u2019infrastruttura comune. Con riferimento al goodwill, la verifica \u00e8 effettuata, almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che
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fanno presupporre una riduzione del valore, a livello del pi\u00f9 piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente
\n
o indirettamente, il ritorno dell\u2019investimento che include il goodwill stesso.
\n
La recuperabilit\u00e0 \u00e8 verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value,
\n
al netto dei costi di dismissione, e il valore d\u2019uso. Quest\u2019ultimo \u00e8 determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall\u2019uso della CGU
\n
e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei costi di dismissione.
\n
Ai fini della verifica della recuperabilit\u00e0 di cash generating unit che includono right-of-use asset significativi, la determinazione del valore d\u2019uso
\n
avviene, generalmente, escludendo dalla stima dei flussi di cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai pagamenti dei canoni
\n
di leasing considerati ai fini della determinazione della lease liability.
\n
Ai fini dell\u2019impairment test, si considerano anche gli esborsi che si prevede di sostenere per assicurare la compliance con la normativa in materia
\n
di emissioni di CO
\n
2
\n
(ad es. Emission Trading Scheme) ovvero che si prevede di sostenere su base volontaria (ad es. gli esborsi connessi con i
\n
certificati forestali acquistati o prodotti in coerenza con la strategia di decarbonizzazione della societ\u00e0 di seguito anche \u201cforestry\u201d).
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In particolare, in sede di determinazione del valore d\u2019uso, avuto riguardo agli obiettivi connessi con la strategia di decarbonizzazione sono
\n
considerati gli esborsi per iniziative di forestry ad integrazione delle previsioni degli esborsi operativi; al riguardo, anche considerato che le
\n
iniziative forestali possono essere sviluppate in Paesi dove non \u00e8 presente Eni e tenuto conto della difficolt\u00e0 di operare un\u2019allocazione, su basi
\n
ragionevoli e coerenti, alle differenti CGU del settore di riferimento, i relativi esborsi, attualizzati, sono considerati a riduzione del complessivo
\n
headroom del settore E&P.
\n
Ai fini della determinazione del valore d\u2019uso, i flussi di cassa previsti sono oggetto di attualizzazione ad un tasso che riflette le valutazioni
\n
correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell\u2019attivit\u00e0 non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In particolare,
\n
il tasso di sconto utilizzato \u00e8 il Weighted Average Cost of Capital (WACC) rettificato del rischio Paese specifico in cui si trova la CGU oggetto
\n
di valutazione. La valorizzazione del rischio Paese specifico da includere nel tasso di sconto \u00e8 definita sulla base delle informazioni fornite da
\n
provider esterni. I WACC sono differenziati in funzione della rischiosit\u00e0 espressa dai settori/business in cui opera l\u2019attivit\u00e0. In particolare, per le
\n
attivit\u00e0 appartenenti ai settori e ai business diversi da E&P e REVT (Refining EVolution and Transformation), la relativa rischiosit\u00e0 \u00e8 stata definita
\n
sulla base di un campione di societ\u00e0 comparabili; per il settore E&P e il business REVT, la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata, in maniera residuale, come
\n
differenza tra quella complessiva Eni e quella degli altri settori/business. Il valore d\u2019uso \u00e8 determinato al netto dell\u2019effetto fiscale in quanto
\n
questo metodo produce valori sostanzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa al lordo delle imposte ad un tasso
\n
di sconto ante imposte derivato, in via iterativa, dal risultato della valutazione post imposte.
\n
Quando il valore di iscrizione della CGU comprensivo del goodwill a essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svalutazioni
\n
degli asset non correnti che fanno parte della cash generating unit, \u00e8 superiore al valore recuperabile, la differenza \u00e8 oggetto di svalutazione
\n
ed \u00e8 attribuita in via prioritaria al goodwill fino a concorrenza del suo ammontare; l\u2019eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goodwill
\n
\u00e8 imputata pro quota al valore di libro degli asset che costituiscono la CGU, fino all\u2019ammontare del relativo valore recuperabile.
\n
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le attivit\u00e0 sono rivalutate e la rettifica \u00e8 rilevata a conto economico; la ripresa di
\n
valore \u00e8 effettuata per un importo pari al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente
\n
effettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione. Le svalutazioni
\n
del goodwill non sono oggetto di ripresa di valore.
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CONTRIBUTI IN CONTO CAPITALE
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I contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli organi
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governativi concedenti per il loro ottenimento e sono rilevati a riduzione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attivit\u00e0 cui
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si riferiscono.
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RIMANENZE
\n
Le rimanenze, incluse le scorte d\u2019obbligo, sono valutate al minore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di realizzo; quest\u2019ultimo
\n
valore \u00e8 rappresentato dall\u2019ammontare che l\u2019impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell\u2019attivit\u00e0, al netto dei
\n
costi stimati per il completamento e per realizzare la vendita, ovvero, relativamente ai volumi di rimanenze di greggio e prodotti petroliferi sui
\n
quali insistono contratti di cessione gi\u00e0 stipulati, dal prezzo di vendita pattuito. Le rimanenze derivanti da acquisti operati nella prospettiva di
\n
una rivendita nel breve periodo e dell\u2019ottenimento di benefici economici derivanti dalle fluttuazioni del prezzo sono valutate al fair value al netto
\n
dei costi di vendita con imputazione degli effetti a conto economico. I materiali e gli altri beni di consumo posseduti per essere impiegati nel
\n
processo produttivo non sono oggetto di svalutazione qualora ci si attenda che i prodotti finiti nei quali verranno incorporati saranno venduti
\n
ad un prezzo tale da consentire il recupero del costo sostenuto.
\n
Il costo delle rimanenze di idrocarburi (greggio, condensati e gas naturale) e di prodotti petroliferi \u00e8 determinato applicando il metodo del
\n
costo medio ponderato su base trimestrale ovvero, quando la finalit\u00e0 di utilizzo e la velocit\u00e0 di rigiro (turnover) delle rimanenze di greggio
\n
e prodotti petroliferi lo giustificano, su un differente arco temporale (ad es. mensile); quello dei prodotti chimici \u00e8 determinato applicando il
\n
costo medio ponderato su base annuale.
\n
In presenza di clausole di \u201ctake-or-pay\u201d all\u2019interno di contratti di approvvigionamento a lungo termine di gas naturale, i volumi di gas non ritirati
\n
che determinino l\u2019attivazione della clausola \u201cpay\u201d, valorizzati alle formule di prezzo previste contrattualmente, sono rilevati nella voce \u201cAltre
\n
attivit\u00e0\u201d come \u201cdeferred cost\u201d in contropartita alla voce \u201cDebiti commerciali e altri debiti\u201d ovvero all\u2019esborso effettuato per il relativo regolamento.
\n
I deferred cost stanziati sono imputati a conto economico: (i) all\u2019atto dell\u2019effettivo ritiro del gas naturale, partecipando alla determinazione del
\n
costo medio ponderato del magazzino; (ii) per la parte non recuperabile quando si configura l\u2019impossibilit\u00e0 di ritirare il gas precedentemente non
\n
prelevato, secondo le tempistiche contrattualmente previste. Inoltre, i deferred cost stanziati sono oggetto di valutazione, al fine di verificarne
\n
la recuperabilit\u00e0 economica, confrontando il loro valore di iscrizione con il relativo valore netto di realizzo.
\n
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STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPAIRMENT DELLE ATTIVIT\u00c0 NON FINANZIARIE
\n
La verifica della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non finanziarie dipende dalle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi e altamente
\n
incerti, tra i quali, l\u2019evoluzione dei prezzi delle commodity e dei tassi di attualizzazione, le previsioni in merito ai costi di sviluppo e produzione,
\n
l\u2019impatto dell\u2019inflazione e dell\u2019evoluzione tecnologica, le previsioni sui profili produttivi e sulle condizioni della domanda e dell\u2019offerta su scala
\n
globale o regionale anche in relazione al processo di decarbonizzazione, gli impatti delle modifiche normative e regolamentari, ecc. Il giudizio
\n
della Direzione Aziendale \u00e8 richiesto anche nella definizione delle CGU e individuazione dell\u2019appropriato livello di raggruppamento delle stesse
\n
ai fini della verifica della recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione del goodwill, dei corporate asset e delle common facility nel settore E&P. In
\n
particolare, le CGU sono definite considerando, tra l\u2019altro, le modalit\u00e0 con cui il management controlla l\u2019attivit\u00e0 operativa (ad es. per linee di
\n
business) o assume decisioni in merito a mantenere operativi o dismettere i beni e le attivit\u00e0 della societ\u00e0. Analoghe considerazioni rilevano
\n
anche ai fini della verifica della recuperabilit\u00e0 fisica dei deferred cost (v. anche punto \u201cRimanenze\u201d) afferenti ai volumi di gas naturale non ritirati
\n
a fronte di contratti di approvvigionamento a lungo termine che prevedono clausole di \u201ctake-or-pay\u201d.
\n
I flussi di cassa attesi utilizzati per la definizione del valore recuperabile sono quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento della
\n
stima sulla base di giudizi soggettivi sull\u2019andamento di variabili future, quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi.
\n
Relativamente ai prezzi delle commodity, il management assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico-finanziarie e per la
\n
valutazione a vita intera degli investimenti; tale scenario \u00e8 oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione (v. punto \u201cStime
\n
contabili e giudizi significativi formulati per tener conto degli impatti dei rischi climatici\u201d). Inoltre, la stima dei flussi di cassa futuri, che incorpora
\n
i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente potranno delinearsi, \u00e8 effettuata tenendo conto: (i) del percorso evolutivo del
\n
sistema energetico futuro, (ii) dei fondamentali dei diversi mercati energetici; nonch\u00e9 (iii) del costante benchmark con le view di banche d\u2019affari e
\n
altri istituti specializzati. Nel caso dell\u2019attivit\u00e0 mineraria, i flussi di cassa attesi sono stimati sulla base del complesso delle riserve certe e probabili,
\n
nonch\u00e9, tra l\u2019altro, dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla produzione. In limitati casi (ad es. per i titoli minerari acquisiti
\n
da terzi in sede di business combination), i flussi di cassa attesi tengono conto anche delle riserve possibili opportunamente rischiate, laddove
\n
considerate ai fini della determinazione del corrispettivo pagato. La stima del futuro livello di produzione \u00e8 basata su assunzioni relative al prezzo
\n
futuro delle commodity, ai costi operativi, ai costi di sviluppo ed estrazione, al declino dei campi e altri fattori. Maggiori dettagli in merito alle
\n
principali assunzioni sottostanti la determinazione del valore recuperabile delle attivit\u00e0 non finanziarie sono forniti nella nota n. 15 - Riprese di
\n
valore (svalutazioni) nette di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing. Variabilit\u00e0 dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.
\n
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STRUMENTI FINANZIARI
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ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
In funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di business adottato per la relativa gestione, le attivit\u00e0 finanziarie detenute dal
\n
Gruppo sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato; e (ii) attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair
\n
value con imputazione degli effetti a conto economico.
\n
La rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le attivit\u00e0 finanziarie diverse da quelle valutate al fair value con imputazione degli
\n
effetti a conto economico, dei costi di transazione direttamente attribuibili. Per i crediti commerciali privi di una significativa componente
\n
finanziaria, il valore di rilevazione iniziale \u00e8 rappresentato dal prezzo della transazione.
\n
Successivamente alla rilevazione iniziale, le attivit\u00e0 finanziarie che generano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente di
\n
pagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortizzato se possedute con la finalit\u00e0 di incassarne i flussi di cassa contrattuali
\n
(c.d. business model hold to collect). Per le attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato sono rilevati a conto economico gli interessi attivi
\n
determinati sulla base del tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le svalutazioni (v. punto \u201cSvalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie\u201d).
\n
\n
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al costo ammortizzato sono valutate al fair value con imputazione degli
\n
effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in tale categoria le attivit\u00e0 finanziarie possedute con finalit\u00e0 di trading nonch\u00e9 i portafogli
\n
di attivit\u00e0 finanziarie gestiti e monitorati sulla base del relativo fair value.
\n\n\n
\n
Gli interessi attivi maturati su tali attivit\u00e0 finanziarie concorrono alla
\n
valutazione complessiva del relativo fair value e sono rilevati, all\u2019interno dei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, nella sottovoce \u201cProventi (oneri) netti
\n
su attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico\u201d.
\n
Quando l\u2019acquisto o la vendita di attivit\u00e0 finanziarie avviene secondo un contratto che prevede il regolamento dell\u2019operazione e la consegna
\n
dell\u2019attivit\u00e0 entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzioni del mercato (ad es. acquisto
\n
di titoli su mercati regolamentati), l\u2019operazione \u00e8 rilevata alla data del regolamento.
\n
\n\n\n
\n
\n
DISPONIBILIT\u00c0 LIQUIDE ED EQUIVALENTI
\n
Le disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti comprendono la cassa, i depositi a vista, nonch\u00e9 le attivit\u00e0 finanziarie originariamente esigibili,
\n
generalmente, entro 3 mesi, prontamente convertibili in cassa e sottoposte ad un irrilevante rischio di variazione di valore.
\n
\n\n\n
\n
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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
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\n
\n
SVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
La valutazione della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL \u00e8 effettuata sulla base
\n
del c.d. expected credit loss model
\n
19
\n
.
\n
In particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sulla base del prodotto tra: (i) l\u2019esposizione vantata verso la controparte al
\n
netto delle relative mitiganti (c.d. Exposure At Default o EAD); (ii) la probabilit\u00e0 che la controparte non ottemperi alla propria obbligazione di
\n
pagamento (c.d. Probability of Default o PD); (iii) la stima, in termini percentuali, della quantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in
\n
caso di default (c.d. Loss Given Default o LGD) definita, sulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacit\u00e0 di recupero) e delle
\n
possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni stragiudiziali, contenziosi legali, ecc.).
\n
Con riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la determinazione della Probability of Default delle controparti sono stati adottati i
\n
rating interni, gi\u00e0 utilizzati ai fini dell\u2019affidamento commerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di back-testing; per le controparti
\n
rappresentate da Entit\u00e0 Statali, ed in particolare per le National Oil Company, la Probability of Default, rappresentata essenzialmente dalla
\n
probabilit\u00e0 di un ritardato pagamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale dato di input, i country risk premium adottati ai fini della determinazione
\n
dei WACC per l\u2019impairment degli asset non finanziari. Per la clientela per la quale non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese
\n
\u00e8 basata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove opportuno, i crediti in cluster di clientela omogenei ai quali applicare percentuali
\n
di svalutazione definite sulla base dell\u2019esperienza di perdite pregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazioni previsionali
\n
in merito al rischio di credito della controparte o di cluster di controparti.
\n
Tenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si considerano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni
\n
ovvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per le quali sono in corso azioni di ristrutturazione/rinegoziazione. Sono definite
\n
in contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati o si \u00e8 in procinto di attivare interventi di recupero del credito tramite procedimenti
\n
legali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali e degli altri crediti sono rilevate nel conto economico, al netto delle eventuali riprese di
\n
valore, nella voce \u201cRiprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti\u201d.
\n
La recuperabilit\u00e0 dei crediti finanziari concessi a societ\u00e0 collegate e joint venture, il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile nel
\n
prevedibile futuro, e che nella sostanza rappresentano un ulteriore investimento nelle stesse, \u00e8 valutata, in primo luogo, sulla base dell\u2019expected
\n
credit loss model e, in secondo luogo, unitamente alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata/joint venture, applicando i criteri indicati nel
\n
punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d. Nella applicazione dell\u2019expected credit loss model non si considerano le eventuali rettifiche del valore di
\n
iscrizione dei long-term interest derivanti dall\u2019applicazione dei criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: SVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
La quantificazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie comporta valutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti quali,
\n
tra l\u2019altro, la probabilit\u00e0 di default delle controparti (PD), la valutazione delle eventuali mitiganti dell\u2019esposizione, la previsione sulla quantit\u00e0 di
\n
credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in caso di default (LGD), nonch\u00e9 il processo di clusterizzazione della clientela.
\n
Maggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determinazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie sono forniti nella
\n
nota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.
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PARTECIPAZIONI MINORITARIE
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Le partecipazioni minoritarie, in quanto non possedute per finalit\u00e0 di trading, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti nella
\n
riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo, senza previsione del loro rigiro a conto economico in caso
\n
di realizzo; differentemente, i dividendi provenienti da tali partecipazioni sono rilevati a conto economico.
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\n
PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi di
\n
transazione direttamente attribuibili, e sono successivamente valutate al costo ammortizzato.
\n
Le obbligazioni sustainability-linked, ossia obbligazioni caratterizzate da un potenziale incremento del relativo tasso di interesse per riflettere
\n
le performance dell\u2019emittente in termini di raggiungimento di obiettivi di sostenibilit\u00e0 (c.d. metrica ESG), sono valutate al costo ammortizzato.
\n
La variazione del tasso di interesse comporta generalmente un aggiornamento prospettico del tasso di interesse effettivo. L\u2019emissione di un
\n
prestito obbligazionario convertibile in azioni dell\u2019emittente (privo di opzioni sostanziali di regolamento alternativo per cassa) determina la
\n
separata rilevazione delle componenti dello strumento rappresentate dalla componente debito, valutata al costo ammortizzato, e dall\u2019opzione di
\n
conversione in azione dell\u2019emittente, rilevata a patrimonio netto. Eventuali costi di transazione sono ripartiti proporzionalmente tra la passivit\u00e0
\n
finanziaria e lo strumento di equity.
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19 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 expected credit loss rilevate
\n
con riferimento alle garanzie emesse non sono rilevanti.
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GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
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Le societ\u00e0 del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori accordi di supplier finance arrangement (supply chain finance, payable
\n
finance, reverse factoring e accordi similari) funzionali all\u2019ottenimento di dilazioni di pagamento rispetto ai termini originari, senza prevedere
\n
il necessario ed automatico coinvolgimento di un intermediario finanziario. In tali fattispecie, la Direzione Aziendale esprime un giudizio
\n
in merito alla possibilit\u00e0 di continuare a classificare i debiti verso il fornitore come commerciali/relativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento ovvero
\n
di riclassificarli come debiti finanziari. Ai fini dell\u2019espressione di tale giudizio, la Direzione Aziendale tiene conto dei termini di pagamento
\n
rispetto alla prassi del settore di riferimento, dell\u2019eventuale rilascio di garanzie aggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza utile ai fini della
\n
valutazione. La classificazione del debito come di natura finanziaria determina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del debito,
\n
una variazione non monetaria, senza impatti sul rendiconto finanziario; (ii) all\u2019atto del regolamento, la presentazione del relativo esborso
\n
nell\u2019ambito del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento.
\n
Con riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Direzione Aziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa
\n
avere impatti sulle operations tali da pregiudicare la capacit\u00e0 reddituale dell\u2019emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito.
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STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING
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Gli strumenti finanziari derivati sono attivit\u00e0 e passivit\u00e0 rilevate e valutate al fair value. Nell\u2019ambito della strategia e degli obiettivi definiti per
\n
la gestione del rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura richiede: (i) la verifica dell\u2019esistenza di una relazione economica
\n
tra l\u2019oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione non
\n
sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la definizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione del rischio,
\n
nell\u2019ambito della strategia di risk management definita, effettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento (rebalancing). Le
\n
modifiche degli obiettivi di risk management, il venir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni come
\n
di copertura ovvero l\u2019attivazione di operazioni di ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, totale o parziale, della copertura.
\n
Quando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. copertura della
\n
variabilit\u00e0 del fair value di attivit\u00e0/passivit\u00e0 a tasso fisso), essi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico;
\n
coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value associate al
\n
rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipologia di strumento.
\n
Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. copertura
\n
della variabilit\u00e0 dei flussi di cassa di attivit\u00e0/passivit\u00e0 per effetto delle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei derivati
\n
considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo e
\n
successivamente imputate a conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall\u2019operazione coperta. Nel caso di copertura
\n
di transazioni future che comportano l\u2019iscrizione di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 non finanziaria, le variazioni cumulate del fair value dei derivati
\n
di copertura, rilevate nel patrimonio netto, sono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0/passivit\u00e0 non finanziaria oggetto della
\n
copertura (c.d. basis adjustment).
\n
Le variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico \u201cProventi
\n
(oneri) finanziari\u201d; differentemente, le variazioni del fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity sono rilevate
\n
nella voce di conto economico \u201cAltri proventi (oneri) operativi\u201d.
\n
I derivati impliciti, incorporati all\u2019interno di attivit\u00e0 finanziarie, non sono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l\u2019intero strumento
\n
ibrido \u00e8 classificato in base ai criteri generali previsti per le attivit\u00e0 finanziarie (v. punto \u201cAttivit\u00e0 finanziarie\u201d). Differentemente, i derivati impliciti
\n
incorporati all\u2019interno di passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e/o attivit\u00e0 non finanziarie, sono scorporati se le caratteristiche
\n
economiche e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi del contratto principale.
\n
La verifica dell\u2019esistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare separatamente \u00e8 effettuata al momento in cui l\u2019impresa entra a far parte
\n
del contratto e, successivamente, in presenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino significative variazioni dei flussi di
\n
cassa generati dallo stesso.
\n
Gli effetti economici delle transazioni relative all\u2019acquisto o vendita di commodity, stipulate a fronte di esigenze dell\u2019impresa per il normale
\n
svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 e per le quali \u00e8 previsto il regolamento attraverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza
\n
economica (c.d. own-use exemption).
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COMPENSAZIONE DI ATTIVIT\u00c0 E PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
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Le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie sono compensate quando si ha il diritto legale alla compensazione, correntemente esercitabile, e si ha
\n
l\u2019intenzione di regolare il rapporto su base netta (ovvero di realizzare l\u2019attivit\u00e0 e contemporaneamente estinguere la passivit\u00e0).
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ELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVIT\u00c0 E PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
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Le attivit\u00e0 finanziarie cedute sono eliminate quando i diritti contrattuali connessi all\u2019ottenimento dei flussi di cassa associati allo strumento
\n
finanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l\u2019obbligazione
\n
specificata nel contratto \u00e8 adempiuta, cancellata o scaduta.
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FONDI E PASSIVIT\u00c0 POTENZIALI
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Gli accantonamenti per fondi per rischi e oneri sono rilevati quando: (i) esiste un\u2019obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento
\n
passato; (ii) \u00e8 probabile che l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione sia oneroso; (iii) l\u2019ammontare dell\u2019obbligazione pu\u00f2 essere stimato attendibilmente.
\n
Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell\u2019ammontare che l\u2019impresa razionalmente pagherebbe per
\n
estinguere l\u2019obbligazione
\n
Gli accantonamenti relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione, al netto dei
\n
benefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l\u2019effetto finanziario del tempo \u00e8 significativo
\n
e le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l\u2019accantonamento \u00e8 determinato attualizzando i flussi di cassa attesi
\n
determinati tenendo conto dei rischi associati all\u2019obbligazione; l\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto
\n
economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n
I costi che l\u2019impresa prevede di sostenere per attuare programmi di ristrutturazione sono iscritti nell\u2019esercizio in cui viene definito formalmente
\n
il programma e si \u00e8 generata nei soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazione avr\u00e0 luogo.
\n
I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizzazione
\n
Nelle note al bilancio sono oggetto di illustrazione le passivit\u00e0 potenziali rappresentate da: (i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati,
\n
la cui esistenza sar\u00e0 confermata solo al verificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri incerti non totalmente sotto il controllo dell\u2019impresa; o
\n
(ii) obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non pu\u00f2 essere stimato attendibilmente o il cui adempimento \u00e8 probabile
\n
che non sia oneroso.
\n
FONDI PER LO SMANTELLAMENTO E IL RIPRISTINO DEI SITI
\n
Le passivit\u00e0 connesse allo smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e al ripristino dei siti al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione sono rilevate in
\n
contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono.
\n
L\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d. I fondi sono
\n
valutati periodicamente per tener conto dell\u2019aggiornamento dei costi da sostenere, dei vincoli contrattuali, delle disposizioni legislative e
\n
delle prassi vigenti nel Paese dove sono ubicate le attivit\u00e0 materiali. Le eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate generalmente
\n
in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono; al riguardo, se la variazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al valore di
\n
iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 a cui si riferisce, l\u2019eccedenza \u00e8 rilevata a conto economico.
\n
FONDI PER RISCHI AMBIENTALI
\n
Le passivit\u00e0 ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni connesse a interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei
\n
suoli e delle falde delle aree di propriet\u00e0 o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione. La
\n
passivit\u00e0 \u00e8 valutata sulla base dei costi che si presume di sostenere per adempiere all\u2019obbligazione in relazione alla situazione esistente alla
\n
data di bilancio, tenendo conto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si \u00e8 a conoscenza.
\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI, PASSIVIT\u00c0
\n
AMBIENTALI E ALTRI FONDI
\n
Eni sostiene delle passivit\u00e0 significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino ambientale dei terreni
\n
o del fondo marino al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione. La stima dell\u2019ammontare e del timing dei costi futuri di smantellamento e di ripristino
\n
\u00e8 un processo complesso e richiede l\u2019apprezzamento e il giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passivit\u00e0 da sostenersi a
\n
distanza di molti anni per l\u2019adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi, regolamenti
\n
amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre, questi obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento
\n
e di ripristino, nonch\u00e9 della continua evoluzione della sensibilit\u00e0 politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale.
\n
Il fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie, essenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termine
\n
dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore Exploration
\n
& Production.
\n
Le passivit\u00e0 di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori operativi, tenuto conto dell\u2019indeterminatezza in merito all\u2019eventuale
\n
abbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristino degli asset, nonch\u00e9 delle strategie di riconversione degli impianti per
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l\u2019ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando \u00e8 possibile effettuare un\u2019attendibile stima dei costi di abbandono opportunamente
\n
attualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiungere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere la rilevazione di
\n
tali passivit\u00e0.
\n
Inoltre, Eni \u00e8 soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse
\n
le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attivit\u00e0 nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attivit\u00e0 svolte.
\n
Con riferimento al trattamento delle acque di falda, il know-how maturato sui trend di contaminazione delle acque nonch\u00e9 le posizioni delle
\n
autorit\u00e0 competenti consentono la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di esercizio degli impianti di trattamento delle
\n
acque di falda e, pertanto, degli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.
\n
L\u2019attendibile determinabilit\u00e0 \u00e8 verificata sulla base delle informazioni disponibili quali, a titolo di esempio, l\u2019approvazione o la presentazione
\n
dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero l\u2019assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni. Sebbene Eni
\n
attualmente non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della
\n
normativa ambientale \u2013 anche tenuto conto degli interventi gi\u00e0 effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati \u2013
\n
tuttavia non pu\u00f2 essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9,
\n
allo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la
\n
possibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti
\n
dall\u2019applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente; (iv) gli effetti di
\n
eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare le eventuali
\n
conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di altri soggetti e ai possibili indennizzi.
\n
Peraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi bonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima sono
\n
connessi alla definizione: (i) dell\u2019orizzonte temporale necessario alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi per le attivit\u00e0
\n
di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione.
\n
Oltre a rilevare le passivit\u00e0 ambientali, gli obblighi di rimozione delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti connessi
\n
prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La stima degli accantonamenti in queste materie \u00e8 frutto di un processo complesso che
\n
comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale.
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BENEFICI PER I DIPENDENTI
\n
I benefici per i dipendenti sono le remunerazioni erogate dall\u2019impresa in cambio dell\u2019attivit\u00e0 lavorativa svolta dal dipendente o in virt\u00f9 della
\n
cessazione del rapporto di lavoro.
\n
I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di piani, ancorch\u00e9 non formalizzati, che in funzione delle loro caratteristiche
\n
sono distinti in piani \u201ca contributi definiti\u201d e piani \u201ca benefici definiti\u201d.
\n
Nei piani a contributi definiti, l\u2019obbligazione dell\u2019impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un\u2019entit\u00e0
\n
giuridicamente distinta (c.d. fondo), \u00e8 determinata sulla base dei contributi dovuti; pertanto, il relativo costo \u00e8 rilevato a conto economico nel
\n
periodo di competenza.
\n
La passivit\u00e0 relativa ai piani a benefici definiti, al netto delle eventuali attivit\u00e0 al servizio del piano, \u00e8 determinata sulla base di ipotesi attuariali
\n
ed \u00e8 rilevata per competenza coerentemente al periodo lavorativo necessario all\u2019ottenimento dei benefici. Gli interessi netti (c.d. net interest)
\n
comprendono gli interessi passivi sulla passivit\u00e0 e gli interessi attivi sulle attivit\u00e0 a servizio del piano. Il net interest \u00e8 determinato applicando alla
\n
passivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0 al servizio del piano, il tasso di sconto definito per la stessa ed \u00e8 rilevato tra i \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n
Per i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell\u2019utile complessivo le variazioni di valore della passivit\u00e0 netta (c.d. rivalutazioni)
\n
derivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o a rettifiche basate sull\u2019esperienza passata, e
\n
dal rendimento delle attivit\u00e0 al servizio del piano differente dalla componente inclusa nel net interest. Le rivalutazioni della passivit\u00e0 netta per
\n
benefici definiti, rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo, non sono successivamente
\n
riclassificate a conto economico.
\n
Le obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono determinate adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle rivalutazioni sono
\n
rilevati interamente a conto economico.
\n
\n
Le passivit\u00e0 per benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro (c.d. passivit\u00e0 per termination benefit) sono
\n
iscritte nella data pi\u00f9 immediata tra le seguenti: (a) il momento in cui l\u2019impresa non \u00e8 pi\u00f9 in grado di ritirare l\u2019offerta di tali benefici offerti ai
\n
dipendenti; e (b) il momento in cui l\u2019impresa rileva i costi di una ristrutturazione che implica il pagamento di benefici dovuti per la cessazione
\n
del rapporto di lavoro. Tali passivit\u00e0 sono valutate sulla base della natura del beneficio concesso. In particolare, quando i benefici concessi
\n
rappresentano un miglioramento di altri benefici successivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai dipendenti, la relativa passivit\u00e0
\n
\u00e8 valutata secondo le disposizioni previste per tale tipologia di benefici. Differentemente, la passivit\u00e0 per termination benefit \u00e8 determinata
\n
applicando le disposizioni previste: (i) per i benefici a breve termine, se ci si attende che i termination benefit siano corrisposti ai dipendenti
\n
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\n
interamente entro dodici mesi dalla data di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono stati rilevati; o (ii) per i benefici a lungo termine se ci si attende
\n
che i termination benefit non siano corrisposti ai dipendenti interamente entro i dodici mesi dalla data di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono
\n
stati rilevati.
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\n
\n
PAGAMENTI BASATI SU AZIONI
\n
Il costo lavoro include, coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione che assume, il costo dei piani di incentivazione con pagamento
\n
basato su azioni (Piani di Incentivazione dei dirigenti con azioni Eni e Piano di Azionariato Diffuso).
\n
Con riferimento ai Piani di Incentivazione dei dirigenti con azioni Eni, il costo dell\u2019incentivazione \u00e8 determinato con riferimento al fair value
\n
degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni che saranno effettivamente assegnate; la quota di competenza dell\u2019esercizio
\n
\u00e8 determinata pro-rata temporis lungo il vesting period, ossia il periodo intercorrente tra la data dell\u2019attribuzione (c.d. grant date) e la data di
\n
assegnazione. Il fair value delle azioni sottostanti il piano di incentivazione \u00e8 determinato alla grant date tenendo conto delle previsioni in merito
\n
al raggiungimento dei parametri di performance associati a condizioni di mercato (ad es. Total Shareholder Return) e non \u00e8 oggetto di rettifica
\n
negli esercizi successivi; quando l\u2019ottenimento del beneficio \u00e8 connesso anche a condizioni diverse da quelle di mercato, la stima relativa a
\n
tali condizioni \u00e8 riflessa adeguando, lungo il vesting period, il numero di azioni che si prevede saranno effettivamente assegnate. Al termine
\n
del vesting period, nel caso in cui il piano non assegni azioni ai partecipanti per il mancato raggiungimento delle condizioni di performance,
\n
la quota del costo afferente alle condizioni di mercato non \u00e8 oggetto di reversal a conto economico. Analogo trattamento \u00e8 adottato con
\n
riferimento al Piano di Azionariato Diffuso il cui costo, determinato sulla base del fair value delle azioni alla data di assegnazione, \u00e8 ripartito
\n
lungo il periodo temporale (triennio) previsto affinch\u00e9 il dipendente possa acquisire la piena titolarit\u00e0 e disponibilit\u00e0 delle azioni assegnate.
\n
\n
\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: BENEFICI PER I DIPENDENTI E PAGAMENTI BASATI SU
\n
AZIONI
\n
I piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali. Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di
\n
tali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di inflazione si basano sui tassi che maturano su titoli obbligazionari corporate
\n
di elevata qualit\u00e0 (ovvero, in assenza di un \u201cdeep market\u201d di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle aspettative inflazionistiche dell\u2019area
\n
valutaria di riferimento; (ii) il livello delle retribuzioni future \u00e8 determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttivit\u00e0,
\n
gli avanzamenti di carriera e di anzianit\u00e0; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie \u00e8 determinato sulla base di elementi quali l\u2019andamento
\n
presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni
\n
di salute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi sanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima
\n
dell\u2019andamento di variabili, quali ad esempio la mortalit\u00e0, il turnover e l\u2019invalidit\u00e0 relative alla popolazione degli aventi diritto.
\n
Normalmente, il valore della passivit\u00e0 (attivit\u00e0) netta dei piani per benefici ai dipendenti varia in funzione delle c.d. rivalutazioni rappresentate,
\n
tra l\u2019altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono
\n
effettivamente realizzate e dal differente rendimento delle attivit\u00e0 al servizio del piano rispetto a quello considerato nel net interest.
\n
Analogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair value degli strumenti finanziari, l\u2019utilizzo di tecniche di valutazione complesse
\n
e l\u2019identificazione tramite l\u2019esercizio di giudizi articolati e/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione caratterizzano inoltre la stima
\n
del valore di mercato delle azioni sottostanti i piani di incentivazione. Maggiori dettagli in merito ai piani di incentivazione dei dirigenti con
\n
azioni Eni sono forniti nella nota n. 30 - Costi.
\n
\n\n\n\n\n
\n
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\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
STRUMENTI DI EQUITY
\n
\n
AZIONI PROPRIE
\n
Le azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio dei piani di incentivazione azionaria e del Piano di Azionariato Diffuso, sono rilevate al costo
\n
e iscritte a riduzione del patrimonio netto. Gli effetti economici derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati nel patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n
\n
OBBLIGAZIONI IBRIDE
\n
Le obbligazioni subordinate ibride perpetue sono classificate in bilancio come strumenti di equity, tenuto conto della circostanza che la societ\u00e0
\n
emittente ha il diritto incondizionato di differire, fino alla data della propria liquidazione, il rimborso del capitale e il pagamento delle cedole
\n
20
\n
.
\n
Pertanto, il valore ricevuto dai sottoscrittori di tali strumenti, al netto dei relativi costi di emissione, \u00e8 rilevato ad incremento del patrimonio
\n
netto di Gruppo o come interessenza di terzi quando tali strumenti sono emessi da societ\u00e0 controllate (v. punto \u201cImprese controllate\u201d); di
\n
converso, i rimborsi del capitale e i pagamenti delle cedole dovute (al momento in cui sorge la relativa obbligazione contrattuale) sono rilevati
\n
a decremento del patrimonio netto di Gruppo.
\n
20 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\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n\n
\n
RICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
\n
I ricavi da contratti con la clientela sono rilevati al soddisfacimento della relativa performance obligation, ossia all\u2019atto del trasferimento al
\n
cliente del bene o servizio promesso; il trasferimento si considera completato quando il cliente ottiene il controllo del bene o del servizio, che
\n
pu\u00f2 avvenire nel continuo (over time) o in uno specifico momento temporale (at a point in time). Con riferimento ai prodotti venduti pi\u00f9 rilevanti
\n
per Eni, il momento del riconoscimento dei ricavi coincide 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 cliente;
\n
\u2022 per i prodotti petroliferi venduti sul mercato rete, con la consegna alle stazioni di servizio;
\n
\u2022 per le altre vendite di prodotti petroliferi, con la spedizione;
\n
\u2022 per i prodotti chimici e per gli altri prodotti venduti, con la spedizione.
\n
I ricavi derivanti dalla vendita del greggio e del gas naturale prodotti in campi dove Eni detiene un interesse congiuntamente con altri produttori
\n
sono iscritti sulla base delle quantit\u00e0 effettivamente vendute (sales method); i costi sono rilevati coerentemente alle quantit\u00e0 vendute.
\n
I ricavi sono rilevati per l\u2019ammontare del di corrispettivo a cui l\u2019impresa ritiene di aver diritto in cambio dei beni e/o servizi promessi al cliente,
\n
con esclusione degli importi incassati per conto di terzi.
\n
In presenza di un corrispettivo variabile, l\u2019impresa stima l\u2019ammontare del corrispettivo a cui avr\u00e0 diritto in cambio del trasferimento dei beni
\n
e/o servizi promessi al cliente; in particolare, l\u2019ammontare del corrispettivo pu\u00f2 variare in presenza di sconti, rimborsi, incentivi, concessioni
\n
sul prezzo, bonus di performance, penalit\u00e0 o qualora il prezzo stesso dipenda dal verificarsi o meno di taluni eventi futuri.
\n
Se un contratto assegna al cliente un\u2019opzione ad acquistare beni o servizi aggiuntivi, gratuitamente o a prezzi scontati (ad es. incentivi di
\n
vendita, punti premio del cliente, ecc.), tale opzione rappresenta una performance obligation distinta del contratto solo se l\u2019opzione attribuisce
\n
al cliente un diritto significativo che non potrebbe vantare se non avesse sottoscritto il contratto.
\n
Le permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto non rappresentative di operazioni di vendita, non determinano la rilevazione
\n
di ricavi.
\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: RICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
\n
I ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela retail comprendono lo stanziamento per le forniture intervenute tra la data dell\u2019ultima
\n
lettura (effettiva o stimata) dei consumi fatturata e il termine dell\u2019esercizio. Tali stanziamenti tengono conto delle informazioni ricevute dai
\n
trasportatori e dai distributori in riferimento sia alle quantit\u00e0 allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai consumi effettivi e stimati della
\n
clientela, nonch\u00e9 di stime interne sui consumi della clientela. Lo stanziamento dei ricavi \u00e8 pertanto l\u2019esito di una stima complessa basata sia
\n
sui volumi distribuiti ed allocati, comunicati da terzi e suscettibili di essere conguagliati, cos\u00ec come prevede la normativa di riferimento, fino
\n
al quinto anno successivo, sia su stime dei consumi della clientela. In funzione delle obbligazioni assunte in merito ai punti di consegna delle
\n
forniture, i ricavi per la vendita dell\u2019energia elettrica e del gas a clientela retail includono i costi relativi al servizio di trasporto e dispacciamento
\n
e sono rilevati in misura pari all\u2019ammontare lordo del corrispettivo a cui si reputa di aver diritto.
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n
\n
COSTI DI EMISSIONE CO
\n
2
\n
\n
\n
I costi relativi alle quote di emissione connessi al rispetto delle normative di riferimento (ad es. Emission Trading Scheme), determinati sulla
\n
base dei prezzi di mercato, spot o forward, sono rilevati limitatamente alle quote di emissione di anidride carbonica eccedenti le assegnazioni
\n
gratuite. I costi relativi all\u2019acquisto di diritti di emissione in eccesso rispetto alla quantit\u00e0 necessaria a soddisfare gli obblighi normativi sono
\n
capitalizzati e rilevati tra le attivit\u00e0 immateriali. I proventi relativi alle quote di emissione sono rilevati all\u2019atto del realizzo attraverso la cessione.
\n
I diritti di emissione acquistati con finalit\u00e0 di negoziazione sono rilevati tra le rimanenze.
\n\n\n\n\n
\n
I costi sostenuti, in via volontaria, per l\u2019acquisto o
\n
la produzione dei certificati forestali, anche considerando l\u2019attuale assenza di mercati attivi di riferimento, sono imputati a conto economico
\n
all\u2019atto del loro sostenimento.
\n
\n\n\n\n\n
\n
DIFFERENZE CAMBIO
\n
I ricavi e i costi relativi a operazioni in valuta diversa da quella funzionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l\u2019operazione \u00e8 compiuta.
\n
Le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 monetarie in valuta diversa da quella funzionale sono convertite nella valuta funzionale applicando il cambio corrente
\n
alla data di chiusura dell\u2019esercizio di riferimento, con imputazione dell\u2019effetto a conto economico nella voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d o, se
\n
qualificate come strumenti di copertura dal rischio di cambio, nella voce che accoglie gli effetti economici prodotti dall\u2019oggetto della copertura.
\n
Le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 non monetarie espresse in valuta diversa da quella funzionale, valutate al costo, sono iscritte al cambio di rilevazione
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n\n
iniziale; quando la valutazione \u00e8 effettuata al fair value ovvero al valore recuperabile o di realizzo, \u00e8 adottato il cambio corrente alla data di
\n
determinazione di tale valore.
\n
\n\n\n\n\n
\n
DIVIDENDI
\n
I dividendi sono rilevati quando \u00e8 stabilito il diritto incondizionato a riceverne il pagamento.
\n
I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rappresentati come movimenti di patrimonio netto alla data in cui sono approvati,
\n
rispettivamente, dall\u2019Assemblea degli Azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
IMPOSTE SUL REDDITO
\n
Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile. I debiti e i crediti per imposte sul reddito correnti
\n
sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle autorit\u00e0 fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti o
\n
sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell\u2019esercizio.
\n
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori contabili delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 e i
\n
corrispondenti valori riconosciuti fiscalmente sulla base delle aliquote e della normativa applicabili negli esercizi in cui la differenza temporanea
\n
si annuller\u00e0, approvate o sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell\u2019esercizio di riferimento del bilancio. Le attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate sono rilevate quando il loro recupero \u00e8 considerato probabile, ossia quando si prevede la disponibilit\u00e0 di un reddito imponibile,
\n
nell\u2019esercizio in cui si annuller\u00e0 la differenza temporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Analogamente, nei limiti della
\n
loro recuperabilit\u00e0, sono rilevati i crediti di imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali. La recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 per
\n
imposte anticipate \u00e8 verificata con periodicit\u00e0, almeno, annuale.
\n
In relazione alle differenze temporanee imponibili associate a partecipazioni in societ\u00e0 controllate e collegate, nonch\u00e9 a interessenze in accordi
\n
a controllo congiunto, la relativa fiscalit\u00e0 differita passiva non viene rilevata nel caso in cui il partecipante sia in grado di controllare il rigiro
\n
delle differenze temporanee e sia probabile che esso non si verifichi nel futuro prevedibile.
\n
In presenza di incertezze nell\u2019applicazione della normativa fiscale, l\u2019impresa: (i) nei casi in cui ritenga probabile che l\u2019autorit\u00e0 fiscale accetti il
\n
trattamento fiscale incerto, determina le imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio in funzione del trattamento fiscale
\n
applicato o che prevede di applicare in sede di dichiarazione dei redditi; (ii) nei casi in cui ritenga non probabile che l\u2019autorit\u00e0 fiscale accetti il
\n
trattamento fiscale incerto, riflette tale incertezza nella determinazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 per imposte differite sono compensate a livello di singola impresa se riferite a imposte
\n
compensabili. Il saldo della compensazione, se attivo, \u00e8 iscritto alla voce \u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u201d; se passivo, alla voce \u201cPassivit\u00e0 per
\n
imposte differite\u201d.
\n
Quando i risultati delle operazioni sono rilevati nel prospetto dell\u2019utile complessivo o direttamente a patrimonio netto, le relative imposte correnti,
\n
anticipate e differite, sono anch\u2019esse rilevate nel prospetto dell\u2019utile complessivo o direttamente a patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPOSTE SUL REDDITO
\n
La corretta determinazione delle imposte sul reddito nei diversi ordinamenti in cui Eni opera richiede l\u2019interpretazione delle normative fiscali
\n
applicabili in ciascuna giurisdizione. Sebbene Eni intenda mantenere con le autorit\u00e0 fiscali dei Paesi in cui si svolge l\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa rapporti
\n
improntati alla trasparenza, al dialogo e alla collaborazione (ad es. rifiutando di attuare pianificazioni fiscali aggressive e utilizzando, ove
\n
presenti, gli istituti previsti dai vari ordinamenti per mitigare il rischio di contenzioso fiscale), non si pu\u00f2 escludere, con certezza, l\u2019insorgenza
\n
di contestazioni con le autorit\u00e0 fiscali a seguito di interpretazioni non univoche delle normative fiscali. La composizione di una controversia
\n
fiscale, mediante un processo di negoziazione con le autorit\u00e0 fiscali o a seguito della definizione di un contenzioso, pu\u00f2 richiedere diversi anni.
\n
La stima dell\u2019ammontare delle passivit\u00e0 relative a trattamenti fiscali incerti \u00e8 frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi
\n
da parte della Direzione Aziendale. Successivamente alla rilevazione iniziale, tali passivit\u00e0 sono periodicamente aggiornate per riflettere le
\n
variazioni delle stime effettuate, a seguito di modifiche di fatti e circostanze rilevanti.
\n
Inoltre, la necessit\u00e0 di effettuare valutazioni complesse ed esercitare un giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attivit\u00e0 connesse
\n
con la verifica della recuperabilit\u00e0 delle imposte anticipate, afferenti a differenze temporanee deducibili e perdite fiscali, che richiede di operare
\n
stime e valutazioni in merito all\u2019ammontare di redditi imponibili futuri e al relativo timing di realizzazione.
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
ATTIVIT\u00c0 DESTINATE ALLA VENDITA
\n
Le attivit\u00e0 non correnti e le attivit\u00e0 correnti e non correnti dei gruppi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se il relativo
\n
valore di iscrizione sar\u00e0 recuperato principalmente attraverso la vendita anzich\u00e9 attraverso l\u2019uso continuativo. Questa condizione si considera
\n
rispettata quando la vendita \u00e8 altamente probabile e l\u2019attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione \u00e8 disponibile per una vendita immediata nelle sue
\n
attuali condizioni.
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n
\n
\n
Immediatamente prima della classificazione come destinate alla vendita, le attivit\u00e0 non correnti e/o le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 rientranti in un
\n
gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili ad esse applicabili. Successivamente, le attivit\u00e0 non correnti destinate alla
\n
vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate al minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita.
\n
L\u2019eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attivit\u00e0 non correnti e il fair value al netto dei costi di vendita \u00e8 imputata a conto economico
\n
come svalutazione; le eventuali successive riprese di valore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in precedenza, ivi incluse
\n
quelle riconosciute anteriormente alla qualificazione dell\u2019attivit\u00e0 come destinata alla vendita.
\n
Quando si verificano eventi che non consentono pi\u00f9 di classificare le attivit\u00e0 non correnti o i gruppi in dismissione come destinati alla vendita,
\n
gli stessi sono riclassificati nelle rispettive voci di stato patrimoniale e rilevati al minore tra: (i) il valore di iscrizione alla data di classificazione
\n
come destinati alla vendita, rettificato degli ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati qualora le attivit\u00e0 o il
\n
gruppo in dismissione non fossero stati qualificati come destinati alla vendita; e (ii) il valore recuperabile alla data della riclassifica.
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
VALUTAZIONI AL FAIR VALUE
\n
Il fair value \u00e8 il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passivit\u00e0 in una
\n
regolare transazione tra operatori di mercato alla data di valutazione (c.d. exit price).
\n
Le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 valutate al fair value sono classificate secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significativit\u00e0 degli
\n
input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia
\n
del fair value prevede i seguenti livelli:
\n
a) Livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attivit\u00e0 o passivit\u00e0;
\n
b) Livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attivit\u00e0/passivit\u00e0
\n
oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente o indirettamente;
\n
c) Livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.
\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FAIR VALUE
\n
La determinazione del fair value, ancorch\u00e9 basata sulle migliori informazioni disponibili e sull\u2019adozione di adeguate metodologie e tecniche di
\n
valutazione, risulta intrinsecamente caratterizzata da elementi di aleatoriet\u00e0 e dall\u2019esercizio di un giudizio professionale e potrebbe determinare
\n
previsioni di valori differenti rispetto a quelli che si andranno effettivamente a realizzare.
\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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\n\n
\n
\n
CRITERI DI REDAZIONE
\n
Il bilancio consolidato \u00e8 redatto, nella prospettiva della continuit\u00e0 aziendale, secondo gli International Financial Reporting Standards (nel
\n
seguito \u201cIFRS\u201d)
\n
1
\n
emanati dall\u2019International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea
\n
2
\n
. Il bilancio consolidato
\n
\u00e8 redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle rettifiche di valore, con l\u2019eccezione delle voci di bilancio
\n
che secondo gli IFRS devono essere valutate al fair value. I principi di consolidamento e i criteri di valutazione di seguito indicati sono stati
\n
applicati coerentemente a tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato.
\n
Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2025, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2026, \u00e8 sottoposto
\n
alla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers SpA.
\n
I bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la redazione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di verifica da parte
\n
di societ\u00e0 di revisione; nei limitati casi in cui intervengano altri revisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assume la responsabilit\u00e0 del lavoro
\n
svolto da questi ultimi.
\n
I valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto quando
\n
diversamente indicato.
\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, precedentemente denominato
\n
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 2025.
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
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CRITERI DI REDAZIONE
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\n
emanati dall\u2019International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea
\n
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. Il bilancio consolidato
\n
\u00e8 redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle rettifiche di valore, con l\u2019eccezione delle voci di bilancio
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che secondo gli IFRS devono essere valutate al fair value. I principi di consolidamento e i criteri di valutazione di seguito indicati sono stati
\n
applicati coerentemente a tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato.
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Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2025, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2026, \u00e8 sottoposto
\n
alla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers SpA.
\n
I bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la redazione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di verifica da parte
\n
di societ\u00e0 di revisione; nei limitati casi in cui intervengano altri revisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assume la responsabilit\u00e0 del lavoro
\n
svolto da questi ultimi.
\n
I valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto quando
\n
diversamente indicato.
\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, precedentemente denominato
\n
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 2025.
\n
\n\n\n
\n\n\n",
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\nIl bilancio consolidato \u00e8 redatto, nella prospettiva della continuit\u00e0 aziendale, secondo gli International Financial Reporting Standards (nel
\nseguito \u201cIFRS\u201d)
\n1
\n emanati dall\u2019International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea
\n2
\n. Il bilancio consolidato
\n\u00e8 redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle rettifiche di valore, con l\u2019eccezione delle voci di bilancio
\nche secondo gli IFRS devono essere valutate al fair value. I principi di consolidamento e i criteri di valutazione di seguito indicati sono stati
\napplicati coerentemente a tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato.
\nIl bilancio consolidato al 31 dicembre 2025, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2026, \u00e8 sottoposto
\nalla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers SpA.
\nI bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la redazione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di verifica da parte
\ndi societ\u00e0 di revisione; nei limitati casi in cui intervengano altri revisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assume la responsabilit\u00e0 del lavoro
\nsvolto da questi ultimi.
\nI valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto quando
\ndiversamente indicato.
\n
\n\n\n\n1 Gli IFRS comprendono anche gli International Accounting Standards (IAS), tuttora in vigore, nonch\u00e9 i documenti interpretativi redatti dall\u2019IFRS Interpretations Committee, precedentemente denominato
\nInternational Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e ancor prima Standing Interpretations Committee (SIC).
\n2 Gli IFRS utilizzati ai fini della redazione del bilancio consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l\u2019esercizio 2025.
\n
\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfGoingConcernExplanatory",
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"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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},
"Tag10": {
"value": "Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2025, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2026",
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"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag11": {
"value": "\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI
\nL\u2019applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali comporta che
\nla Direzione Aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, su esperienze passate e su ipotesi considerate
\nragionevoli e realistiche tenendo conto delle informazioni conosciute al momento della stima. L\u2019utilizzo di queste stime contabili influenza il
\nvalore di iscrizione delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 e l\u2019informativa su attivit\u00e0 e passivit\u00e0 potenziali alla data del bilancio, nonch\u00e9 l\u2019ammontare dei
\nricavi e dei costi nel periodo di riferimento; i risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell\u2019incertezza che caratterizza le ipotesi
\ne le condizioni sulle quali le stime sono basate. Le stime contabili critiche del processo di redazione del bilancio, che comportano un elevato
\nricorso a giudizi soggettivi e assunzioni relativi a tematiche per loro natura incerte, sono illustrate nella descrizione della relativa accounting
\npolicy. Le modifiche delle condizioni alla base di giudizi e assunzioni adottati possono determinare un impatto rilevante sui risultati successivi.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI FORMULATI PER TENER CONTO DEGLI IMPATTI DEI RISCHI
\nCLIMATICI
\nGli effetti delle iniziative per limitare i cambiamenti climatici e il potenziale impatto della transizione energetica influenzano le stime contabili e
\ni giudizi significativi formulati dalla Direzione Aziendale per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2025. In particolare, la spinta
\nglobale verso un\u2019economia a ridotta intensit\u00e0 emissiva, provvedimenti normativi sempre pi\u00f9 restrittivi nei confronti dell\u2019attivit\u00e0 Oil & Gas e
\ndel consumo degli idrocarburi, schemi di carbon pricing, l\u2019evoluzione tecnologica dei vettori energetici alternativi, nonch\u00e9 i cambiamenti nelle
\npreferenze dei consumatori possono comportare, nel medio-lungo termine, un declino strutturale della domanda degli idrocarburi, un aumento
\ndei costi operativi nonch\u00e9 un maggior rischio di riserve non producibili (cosiddetti stranded asset) per Eni.
\nIl piano di decarbonizzazione definito da Eni si compone di una serie di azioni e iniziative volte al raggiungimento della neutralit\u00e0 carbonica al
\n2050 attraverso l\u2019azzeramento netto di tutte le emissioni GHG Scope 1, 2 e 3 associate ai prodotti energetici.
\nGli scenari adottati dalla Direzione Aziendale sono costruiti tenendo conto di politiche, normative ed evoluzioni tecnologiche in essere o
\nprevedibili per il futuro e delineano un percorso evolutivo del sistema energetico futuro, sulla base di un quadro economico e demografico,
\ndell\u2019analisi delle policy vigenti e di quelle annunciate e dello stato delle tecnologie, individuando, tra queste, quelle che ragionevolmente
\npotranno raggiungere maturit\u00e0 tecnologica nell\u2019orizzonte considerato. Le variabili di prezzo riflettono, pertanto, la migliore stima da parte del
\nmanagement dei fondamentali dei diversi mercati energetici che incorpora i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente
\npotranno delinearsi e sono oggetto di costante benchmark con le view degli analisti di mercato e dei peer dell\u2019industria energetica.
\nTali scenari sono alla base di stime e giudizi significativi relativi a: (i) la valutazione dell\u2019intenzione di proseguire i progetti esplorativi; (ii) la
\nverifica della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non correnti e delle esposizioni creditizie verso le National Oil Company; (iii) la definizione delle vite
\nutili e dei valori residui dei fixed asset; (iv) gli impatti sui fondi per rischi e oneri (ad es. anticipo nel timing atteso per il sostenimento dei costi
\ndi smantellamento e ripristino siti).
\n
\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: ATTIVIT\u00c0 MINERARIA
\nLa valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di incertezza.
\nLe riserve certe rappresentano le quantit\u00e0 stimate di idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria, potranno con ragionevole
\ncertezza essere economicamente producibili nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima.
\nNonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinch\u00e9 le riserve possano
\nessere classificate come certe, la stima delle riserve dipende da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono: (i) la qualit\u00e0 dei
\ndati geologici e tecnico-ingegneristici disponibili e la loro interpretazione e valutazione; (ii) le stime riguardanti l\u2019andamento futuro dei tassi
\n
\n\n\n\n\ndi produzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento dei costi di sviluppo; (iii) modifiche della normativa fiscale vigente,
\ndelle regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv) l\u2019esito di perforazioni e di test di produzione e l\u2019effettiva performance
\nproduttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima iniziale che pu\u00f2 determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso nel
\nperiodo corrente; (v) le variazioni dei prezzi di petrolio e gas naturale che 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 e di sviluppo pi\u00f9 elevati possono compromettere la capacit\u00e0 della societ\u00e0
\ndi produrre economicamente le riserve certe, determinando revisioni negative di stima.
\nMolti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle riserve certe sono soggetti a modifiche nel tempo e, pertanto, influenzano le
\nquantit\u00e0 di riserve certe che saranno effettivamente prodotte; analoghe incertezze riguardano la stima delle riserve unproved.
\nLa valutazione della potenzialit\u00e0 economica di una scoperta mineraria \u00e8 effettuata nell\u2019arco dei 12 mesi successivi al completamento della
\nperforazione di un pozzo esplorativo. Il processo di delineazione della scoperta, che comporta lo svolgimento di ulteriori attivit\u00e0 di appraisal
\ne di identificazione delle migliori modalit\u00e0 di sviluppo, richiede, nella maggior parte dei casi, un periodo di tempo maggiore in funzione della
\ncomplessit\u00e0 del progetto e del volume di investimenti associati.
\nDurante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi rimangono sospesi all\u2019attivo patrimoniale. Ad ogni modo, tali costi capitalizzati sono
\noggetto di verifica, almeno annuale, al fine di confermare l\u2019intenzione di sviluppare, o in ogni caso di valorizzare, la scoperta.
\nLe riserve di un giacimento sono classificate come certe solo quando sono stati verificati tutti i criteri per l\u2019attribuzione della qualifica di
\nriserve certe. Le riserve certe possono essere classificate come sviluppate o non sviluppate. Il passaggio a riserve certe sviluppate avviene in
\nconseguenza dell\u2019attivit\u00e0 di sviluppo, normalmente in corrispondenza dell\u2019avvio della produzione. Nei principali progetti di sviluppo trascorrono
\ntipicamente da uno a quattro anni, tra la registrazione iniziale delle riserve e l\u2019avvio della produzione.
\nLe stime delle riserve rilevano sia ai fini della determinazione degli ammortamenti (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d) che ai fini della definizione
\ndei flussi di cassa futuri delle attivit\u00e0 petrolifere nell\u2019ambito del processo di impairment.
\n
\n\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: OPERAZIONI DI LEASING
\nPer quanto riguarda i contratti di leasing, la Direzione Aziendale effettua stime contabili ed esercita giudizi significativi con riferimento a: (i) la
\ndeterminazione della durata dei leasing, tenendo conto di tutti i fatti e circostanze che generano un incentivo economico, o meno, all\u2019esercizio
\ndi eventuali opzioni di estensione e/o di risoluzione previste nel contratto; (ii) la determinazione del tasso di finanziamento incrementale del
\nlocatario; (iii) l\u2019individuazione e, ove appropriato, la separazione delle non-lease component, in assenza di un prezzo stand-alone osservabile per
\ntali componenti, tenendo anche conto di approfondimenti svolti con esperti esterni; (iv) la rilevazione dei contratti di leasing afferenti a mezzi
\nutilizzati nelle attivit\u00e0 Oil & Gas (principalmente drilling rig e FPSO) posti in essere in qualit\u00e0 di operatore dell\u2019iniziativa mineraria intrapresa
\nnell\u2019ambito di una joint operation non incorporata avuto riguardo alle valutazioni sulla natura di \u201cprimary responsible\u201d dell\u2019operatore e alla
\nverifica dei rapporti con gli altri partecipanti all\u2019iniziativa mineraria; (v) l\u2019identificazione dei pagamenti variabili e delle loro caratteristiche ai fini
\ndella stima per l\u2019inclusione, o meno, nella determinazione della lease liability.
\n
\n\n\n\n\nGIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe societ\u00e0 del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori accordi di supplier finance arrangement (supply chain finance, payable
\nfinance, reverse factoring e accordi similari) funzionali all\u2019ottenimento di dilazioni di pagamento rispetto ai termini originari, senza prevedere
\nil necessario ed automatico coinvolgimento di un intermediario finanziario. In tali fattispecie, la Direzione Aziendale esprime un giudizio
\nin merito alla possibilit\u00e0 di continuare a classificare i debiti verso il fornitore come commerciali/relativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento ovvero
\ndi riclassificarli come debiti finanziari. Ai fini dell\u2019espressione di tale giudizio, la Direzione Aziendale tiene conto dei termini di pagamento
\nrispetto alla prassi del settore di riferimento, dell\u2019eventuale rilascio di garanzie aggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza utile ai fini della
\nvalutazione. La classificazione del debito come di natura finanziaria determina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del debito,
\nuna variazione non monetaria, senza impatti sul rendiconto finanziario; (ii) all\u2019atto del regolamento, la presentazione del relativo esborso
\nnell\u2019ambito del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento.
\nCon riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Direzione Aziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa
\navere impatti sulle operations tali da pregiudicare la capacit\u00e0 reddituale dell\u2019emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito.
\n
\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI, PASSIVIT\u00c0
\nAMBIENTALI E ALTRI FONDI
\nEni sostiene delle passivit\u00e0 significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino ambientale dei terreni
\no del fondo marino al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione. La stima dell\u2019ammontare e del timing dei costi futuri di smantellamento e di ripristino
\n\u00e8 un processo complesso e richiede l\u2019apprezzamento e il giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passivit\u00e0 da sostenersi a
\ndistanza di molti anni per l\u2019adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi, regolamenti
\namministrativi o clausole contrattuali. Inoltre, questi obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento
\ne di ripristino, nonch\u00e9 della continua evoluzione della sensibilit\u00e0 politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale.
\nIl fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie, essenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termine
\ndell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore Exploration
\n& Production.
\nLe passivit\u00e0 di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori operativi, tenuto conto dell\u2019indeterminatezza in merito all\u2019eventuale
\nabbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristino degli asset, nonch\u00e9 delle strategie di riconversione degli impianti per
\n
\n\n\n\n\n\nl\u2019ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando \u00e8 possibile effettuare un\u2019attendibile stima dei costi di abbandono opportunamente
\nattualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiungere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere la rilevazione di
\ntali passivit\u00e0.
\nInoltre, Eni \u00e8 soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse
\nle leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attivit\u00e0 nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attivit\u00e0 svolte.
\nCon riferimento al trattamento delle acque di falda, il know-how maturato sui trend di contaminazione delle acque nonch\u00e9 le posizioni delle
\nautorit\u00e0 competenti consentono la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di esercizio degli impianti di trattamento delle
\nacque di falda e, pertanto, degli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.
\nL\u2019attendibile determinabilit\u00e0 \u00e8 verificata sulla base delle informazioni disponibili quali, a titolo di esempio, l\u2019approvazione o la presentazione
\ndei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero l\u2019assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni. Sebbene Eni
\nattualmente non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della
\nnormativa ambientale \u2013 anche tenuto conto degli interventi gi\u00e0 effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati \u2013
\ntuttavia non pu\u00f2 essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9,
\nallo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la
\npossibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti
\ndall\u2019applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente; (iv) gli effetti di
\neventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare le eventuali
\nconseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di altri soggetti e ai possibili indennizzi.
\nPeraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi bonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima sono
\nconnessi alla definizione: (i) dell\u2019orizzonte temporale necessario alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi per le attivit\u00e0
\ndi bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione.
\nOltre a rilevare le passivit\u00e0 ambientali, gli obblighi di rimozione delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti connessi
\nprevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La stima degli accantonamenti in queste materie \u00e8 frutto di un processo complesso che
\ncomporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale.
\n
\n\n\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: BENEFICI PER I DIPENDENTI E PAGAMENTI BASATI SU
\nAZIONI
\nI piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali. Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di
\ntali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di inflazione si basano sui tassi che maturano su titoli obbligazionari corporate
\ndi elevata qualit\u00e0 (ovvero, in assenza di un \u201cdeep market\u201d di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle aspettative inflazionistiche dell\u2019area
\nvalutaria di riferimento; (ii) il livello delle retribuzioni future \u00e8 determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttivit\u00e0,
\ngli avanzamenti di carriera e di anzianit\u00e0; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie \u00e8 determinato sulla base di elementi quali l\u2019andamento
\npresente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni
\ndi salute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi sanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima
\ndell\u2019andamento di variabili, quali ad esempio la mortalit\u00e0, il turnover e l\u2019invalidit\u00e0 relative alla popolazione degli aventi diritto.
\nNormalmente, il valore della passivit\u00e0 (attivit\u00e0) netta dei piani per benefici ai dipendenti varia in funzione delle c.d. rivalutazioni rappresentate,
\ntra l\u2019altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono
\neffettivamente realizzate e dal differente rendimento delle attivit\u00e0 al servizio del piano rispetto a quello considerato nel net interest.
\nAnalogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair value degli strumenti finanziari, l\u2019utilizzo di tecniche di valutazione complesse
\ne l\u2019identificazione tramite l\u2019esercizio di giudizi articolati e/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione caratterizzano inoltre la stima
\ndel valore di mercato delle azioni sottostanti i piani di incentivazione. Maggiori dettagli in merito ai piani di incentivazione dei dirigenti con
\nazioni Eni sono forniti nella nota n. 30 - Costi.
\n
\n\n\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: RICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
\nI ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela retail comprendono lo stanziamento per le forniture intervenute tra la data dell\u2019ultima
\nlettura (effettiva o stimata) dei consumi fatturata e il termine dell\u2019esercizio. Tali stanziamenti tengono conto delle informazioni ricevute dai
\ntrasportatori e dai distributori in riferimento sia alle quantit\u00e0 allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai consumi effettivi e stimati della
\nclientela, nonch\u00e9 di stime interne sui consumi della clientela. Lo stanziamento dei ricavi \u00e8 pertanto l\u2019esito di una stima complessa basata sia
\nsui volumi distribuiti ed allocati, comunicati da terzi e suscettibili di essere conguagliati, cos\u00ec come prevede la normativa di riferimento, fino
\nal quinto anno successivo, sia su stime dei consumi della clientela. In funzione delle obbligazioni assunte in merito ai punti di consegna delle
\nforniture, i ricavi per la vendita dell\u2019energia elettrica e del gas a clientela retail includono i costi relativi al servizio di trasporto e dispacciamento
\ne sono rilevati in misura pari all\u2019ammontare lordo del corrispettivo a cui si reputa di aver diritto.
\n
\n\n\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPOSTE SUL REDDITO
\nLa corretta determinazione delle imposte sul reddito nei diversi ordinamenti in cui Eni opera richiede l\u2019interpretazione delle normative fiscali
\napplicabili in ciascuna giurisdizione. Sebbene Eni intenda mantenere con le autorit\u00e0 fiscali dei Paesi in cui si svolge l\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa rapporti
\nimprontati alla trasparenza, al dialogo e alla collaborazione (ad es. rifiutando di attuare pianificazioni fiscali aggressive e utilizzando, ove
\npresenti, gli istituti previsti dai vari ordinamenti per mitigare il rischio di contenzioso fiscale), non si pu\u00f2 escludere, con certezza, l\u2019insorgenza
\ndi contestazioni con le autorit\u00e0 fiscali a seguito di interpretazioni non univoche delle normative fiscali. La composizione di una controversia
\nfiscale, mediante un processo di negoziazione con le autorit\u00e0 fiscali o a seguito della definizione di un contenzioso, pu\u00f2 richiedere diversi anni.
\nLa stima dell\u2019ammontare delle passivit\u00e0 relative a trattamenti fiscali incerti \u00e8 frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi
\nda parte della Direzione Aziendale. Successivamente alla rilevazione iniziale, tali passivit\u00e0 sono periodicamente aggiornate per riflettere le
\nvariazioni delle stime effettuate, a seguito di modifiche di fatti e circostanze rilevanti.
\nInoltre, la necessit\u00e0 di effettuare valutazioni complesse ed esercitare un giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attivit\u00e0 connesse
\ncon la verifica della recuperabilit\u00e0 delle imposte anticipate, afferenti a differenze temporanee deducibili e perdite fiscali, che richiede di operare
\nstime e valutazioni in merito all\u2019ammontare di redditi imponibili futuri e al relativo timing di realizzazione.
\n
\n\n\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FAIR VALUE
\nLa determinazione del fair value, ancorch\u00e9 basata sulle migliori informazioni disponibili e sull\u2019adozione di adeguate metodologie e tecniche di
\nvalutazione, risulta intrinsecamente caratterizzata da elementi di aleatoriet\u00e0 e dall\u2019esercizio di un giudizio professionale e potrebbe determinare
\nprevisioni di valori differenti rispetto a quelli che si andranno effettivamente a realizzare.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfAccountingJudgementsAndEstimatesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag12": {
"value": "\n
\n
\n
\nPRINCIPI DI CONSOLIDAMENTO
\n\n
IMPRESE CONTROLLATE
\n
Il bilancio consolidato comprende il bilancio di Eni SpA e delle sue imprese controllate, direttamente o indirettamente.
\n
Al riguardo, un investitore controlla un\u2019impresa quando \u00e8 esposto, o ha diritto a partecipare, alla variabilit\u00e0 dei relativi ritorni economici ed \u00e8 in
\n
grado di influenzare tali ritorni attraverso l\u2019esercizio del proprio potere decisionale sulla stessa.
\n
I valori delle imprese controllate sono rilevati integralmente, nel bilancio consolidato (c.d. metodo dell\u2019integrazione globale), sulla base di
\n
principi contabili uniformi, a partire dalla data in cui se ne assume il controllo e fino alla data in cui tale controllo cessa di esistere, apportando
\n
le appropriate elisioni dei rapporti intercompany (v. punto \u201cOperazioni infragruppo\u201d). Le quote del patrimonio netto e del risultato economico
\n
di competenza delle interessenze di terzi sono iscritte in apposite voci degli schemi di bilancio. Tra le interessenze di terzi figurano anche le
\n
obbligazioni perpetue subordinate emesse da societ\u00e0 controllate per le quali il Gruppo detiene il diritto incondizionato a differire il rimborso
\n
del capitale e il pagamento delle cedole.
\n
Tenuto conto della mancanza di effetti rilevanti
\n
3
\n
sulla rappresentazione della situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo
\n
4
\n
,
\n
sono escluse dal consolidamento secondo il metodo dell\u2019integrazione globale: (i) le societ\u00e0 controllate non significative n\u00e9 singolarmente n\u00e9
\n
nel complesso; e (ii) le societ\u00e0 controllate che svolgono il ruolo di operatore unico nella gestione di contratti petroliferi per conto delle societ\u00e0
\n
partecipanti all\u2019iniziativa mineraria. In quest\u2019ultimo caso, l\u2019attivit\u00e0 \u00e8 finanziata pro quota, sulla base di budget approvati, dalle societ\u00e0 partecipanti
\n
al contratto petrolifero cui sono periodicamente presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dalla gestione del contratto. I costi
\n
e i ricavi, nonch\u00e9 i dati operativi (produzioni, riserve, ecc.) dell\u2019iniziativa mineraria sono perci\u00f2 rilevati pro quota direttamente nel bilancio delle
\n
societ\u00e0 partecipanti a cui fanno carico, inoltre, le relative obbligazioni derivanti dall\u2019iniziativa mineraria.
\n
In presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente all\u2019assunzione del controllo (acquisto di interessenze di terzi), l\u2019eventuale
\n
differenza tra il costo di acquisto e il valore di iscrizione della corrispondente frazione di patrimonio netto acquisita \u00e8 rilevata nel patrimonio netto
\n
di competenza del Gruppo (tra gli \u201cUtili (perdite) portate a nuovo\u201d); analogamente, sono rilevati a patrimonio netto di competenza del Gruppo
\n
(tra gli \u201cUtili (perdite) portate a nuovo\u201d) gli effetti derivanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo. Inoltre, nell\u2019ambito
\n
della cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo, l\u2019eventuale presenza di opzioni put sulle interessenze di terzi, esercitabili
\n
al verificarsi di eventi non sotto il controllo del Gruppo, determina la rilevazione di una passivit\u00e0, pari al valore attuale del c.d. redemption
\n
amount, in contropartita al patrimonio netto di Gruppo. La cessione di quote che comporta la perdita del controllo determina la rilevazione a
\n
conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attivit\u00e0 nette consolidate cedute; (ii) dell\u2019effetto
\n
dell\u2019allineamento al relativo fair value dell\u2019eventuale partecipazione residua mantenuta; (iii) della stima del fair value di eventuali corrispettivi
\n
aggiuntivi, da regolarsi per cassa al verificarsi di determinate condizioni contrattualmente definite; (iv) degli eventuali valori rilevati nelle altre
\n
componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico
\n
5
\n
.
\n
Il valore dell\u2019eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo, rappresenta il valore di
\n
riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
\n
\n\n
\n
\n
\n
INTERESSENZE IN ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO
\n
Il controllo congiunto \u00e8 la condivisione, su base contrattuale, del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni relative
\n
alle attivit\u00e0 rilevanti, \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.
\n
Una joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0 nette
\n
dell\u2019accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del patrimonio
\n
netto\u201d.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0 e
\n
obbligazioni per le passivit\u00e0 (c.d. enforceable right and obligation) relative all\u2019accordo; nel bilancio consolidato \u00e8 rilevata la quota di spettanza
\n
Eni delle attivit\u00e0/passivit\u00e0 e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali.
\n
Successivamente alla rilevazione iniziale, le attivit\u00e0/passivit\u00e0 e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformit\u00e0 ai criteri
\n
di valutazione applicabili.
\n
Le societ\u00e0 rappresentate da joint operation non rilevanti sono valutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando non si producono
\n
effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per perdite di valore.
\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 utilizzatori 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 informazioni si fa rinvio all\u2019allegato
\n
\u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025\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 altra posta del patrimonio netto.
\n
\n\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n\n
\n
\n
PARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE
\n
Una collegata \u00e8 un\u2019impresa su cui Eni esercita un\u2019influenza notevole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle relative
\n
scelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo o il controllo congiunto.
\n
Le partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\n
Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese collegate
\n
sono distintamente indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d, in cui \u00e8 riportata anche la variazione dell\u2019area di
\n
consolidamento verificatasi nell\u2019esercizio.
\n
\n\n
\n
\n\n
\n
METODO DEL PATRIMONIO NETTO
\n
6
\n
In applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni sono inizialmente iscritte al costo di acquisto, allocando il costo sostenuto
\n
sulle attivit\u00e0/passivit\u00e0 identificabili della partecipata; l\u2019eventuale eccedenza non allocabile rappresenta il goodwill, non oggetto di rilevazione
\n
separata ma incluso nel valore di iscrizione della partecipazione. L\u2019allocazione, operata in via provvisoria alla data di rilevazione iniziale, \u00e8
\n
rettificabile, con effetto retroattivo, entro i successivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla
\n
data di rilevazione iniziale. Successivamente, il valore di iscrizione \u00e8 adeguato per tener conto: (i) della quota di pertinenza della partecipante
\n
dei risultati economici della partecipata realizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per tener conto degli effetti dell\u2019ammortamento
\n
e dell\u2019eventuale svalutazione dei maggiori valori attribuiti alle attivit\u00e0 della partecipata; e (ii) della quota di pertinenza della partecipante
\n
delle altre componenti dell\u2019utile complessivo della partecipata. Diversamente, il valore di iscrizione non \u00e8 adeguato a seguito di variazioni
\n
di patrimonio netto della partecipata derivanti, a titolo di esempio, dall\u2019emissione, da parte della partecipata, di obbligazioni subordinate
\n
perpetue o obbligazioni convertibili non sottoscritte dal Gruppo. I dividendi distribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di
\n
iscrizione della partecipazione; eventuali eccedenze sono rilevate a conto economico. Ai fini dell\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto, si
\n
considerano le rettifiche previste per il processo di consolidamento (v. anche punto \u201cImprese controllate\u201d). Le perdite derivanti dall\u2019applicazione
\n
del metodo del patrimonio netto eccedenti il valore di iscrizione della partecipazione, rilevate nella voce di conto economico \u201cProventi (oneri)
\n
su partecipazioni\u201d, sono allocate sugli eventuali crediti finanziari concessi alla partecipata il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile
\n
nel prevedibile futuro (c.d. long-term interest), ridotti delle relative expected credit loss (v. oltre) e che rappresentano nella sostanza un ulteriore
\n
investimento nella societ\u00e0 partecipata. La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di
\n
iscrizione della partecipazione e di eventuali long-term interest (c.d. investimento netto), \u00e8 rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la
\n
partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite.
\n
Inoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad es. rilevanti inadempimenti contrattuali, significative difficolt\u00e0 finanziarie,
\n
rischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione dell\u2019investimento netto risultante dall\u2019applicazione dei
\n
criteri sopra indicati \u00e8 verificata tenendo conto del relativo valore recuperabile, determinato adottando i criteri indicati al punto \u201cImpairment
\n
delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, la partecipazione e il relativo long-term interest sono
\n
rivalutati nei limiti delle svalutazioni effettuate, con imputazione degli effetti a conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) su partecipazioni\u201d.
\n
La cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole sulla partecipata determina
\n
la rilevazione a conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore di iscrizione
\n
ceduta; (ii) dell\u2019effetto dell\u2019allineamento al relativo fair value dell\u2019eventuale partecipazione residua mantenuta
\n
7
\n
; (iii) degli eventuali valori rilevati
\n
nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico
\n
8
\n
. Il valore dell\u2019eventuale
\n
partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole, rappresenta il
\n
valore di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
\n
\n
\n\n
\n
\n
\n
BUSINESS COMBINATION
\n
Le operazioni di business combination sono rilevate secondo l\u2019acquisition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination \u00e8
\n
determinato alla data di assunzione del controllo ed \u00e8 pari al fair value delle attivit\u00e0 trasferite, delle passivit\u00e0 sostenute, nonch\u00e9 degli eventuali
\n
strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il corrispettivo trasferito include anche il fair value delle eventuali attivit\u00e0 o passivit\u00e0 per corrispettivi
\n
potenziali previsti contrattualmente e subordinati al realizzarsi di eventi futuri.
\n
\n\n
\n
\n\n
\n
6 Le partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in imprese controllate non significative escluse dall\u2019area di consolidamento sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Quando non si producono
\n
effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, tali partecipazioni 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 al 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 imputati in un\u2019altra posta
\n
del patrimonio netto.
\n
\n\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n\n
\n
\n
Alla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle imprese partecipate \u00e8 determinato attribuendo ai singoli elementi identificabili
\n
dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale il relativo fair value
\n
9
\n
, fatti salvi i casi in cui gli IFRS stabiliscano un differente criterio di valutazione.
\n
L\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito e il fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite, se positiva, \u00e8 iscritta nell\u2019attivo come \u201cavviamento\u201d
\n
(di seguito anche goodwill).
\n
Nel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patrimonio netto delle interessenze di terzi \u00e8 determinata sulla base della quota di
\n
spettanza dei valori correnti attribuiti alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 alla data di assunzione del controllo, escluso l\u2019eventuale goodwill a essi attribuibile
\n
(c.d. partial goodwill method). Nel caso di assunzione del controllo in fasi successive, il costo di acquisto \u00e8 determinato sommando il fair value
\n
della partecipazione precedentemente detenuta nell\u2019acquisita e l\u2019ammontare corrisposto per l\u2019ulteriore quota partecipativa. La differenza tra
\n
il fair value della partecipazione precedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione \u00e8 imputata a conto economico. Inoltre, in sede di
\n
assunzione del controllo, eventuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo sono imputati a conto
\n
economico ovvero in un\u2019altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il rigiro a conto economico.
\n
Quando la determinazione dei valori delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dell\u2019acquisita \u00e8 operata in via provvisoria nell\u2019esercizio in cui la business combination
\n
\u00e8 conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto retroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione, per tener conto di
\n
nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di acquisizione.
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PARTECIPAZIONI E BUSINESS COMBINATION
\n
La verifica dell\u2019esistenza del controllo, del controllo congiunto, dell\u2019influenza notevole su un\u2019altra entit\u00e0 nonch\u00e9, nel caso delle joint operation,
\n
la verifica dell\u2019esistenza di enforceable right and obligation sulle relative attivit\u00e0 e passivit\u00e0 richiede l\u2019esercizio di un giudizio professionale
\n
complesso da parte della Direzione Aziendale operato considerando le caratteristiche della struttura societaria, gli accordi tra le parti, nonch\u00e9
\n
ogni altro fatto e circostanza che risulti rilevante ai fini di tale verifica. L\u2019utilizzo di stime contabili significative caratterizza inoltre i processi di
\n
allocazione del fair value alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 identificabili acquisite in sede di business combination. Nel processo di allocazione, anche
\n
in sede di rilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valutazione
\n
generalmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le informazioni disponibili e, per le acquisizioni pi\u00f9 significative, si avvale di
\n
valutazioni esterne.
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n
OPERAZIONI INFRAGRUPPO
\n
Gli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non ancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati cos\u00ec come sono eliminati
\n
i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli impegni e i rischi tra imprese consolidate
\n
10
\n
. Gli utili non realizzati derivanti da operazioni
\n
con societ\u00e0 valutate secondo il metodo del patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza del Gruppo; il trattamento contabile
\n
indicato \u00e8 applicato anche nel caso di trasferimento di business alle partecipate (c.d. downstream transaction).
\n
In entrambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quanto rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.
\n
\n\n\n\n
\n
CONVERSIONE DEI BILANCI IN VALUTA DIVERSA DALL\u2019EURO
\n
I bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall\u2019euro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo nonch\u00e9 la valuta
\n
di presentazione del bilancio consolidato, sono convertiti in euro applicando alle voci dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale i cambi correnti
\n
alla data di chiusura dell\u2019esercizio, alle voci del patrimonio netto i cambi storici e alle voci del conto economico e del rendiconto finanziario i
\n
cambi medi dell\u2019esercizio.
\n
Le differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall\u2019euro, derivanti dall\u2019applicazione
\n
di cambi diversi per le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0, per il patrimonio netto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di patrimonio netto
\n
\u201cRiserva per differenze cambio da conversione\u201d per la parte di competenza del Gruppo
\n
11
\n
. La riserva per differenze di cambio \u00e8 rilevata a conto
\n
economico all\u2019atto della dismissione integrale ovvero al momento della perdita del controllo, del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole
\n
sulla partecipata. All\u2019atto della dismissione parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di cambio afferente alla frazione di
\n
partecipazione ceduta \u00e8 attribuita al patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi. In caso di dismissione parziale, senza perdita
\n
del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole, la quota delle differenze cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta \u00e8 imputata
\n
a conto economico. Il rimborso del capitale effettuato da una controllata operante in valuta diversa dall\u2019euro, senza modifica dell\u2019interessenza
\n
partecipativa detenuta, comporta l\u2019imputazione a conto economico della corrispondente quota delle differenze di cambio.
\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
10 Le differenze di cambio associate a elementi monetari infragruppo non sono oggetto di eliminazione.
\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 \u201cInteressenze di terzi\u201d.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n
Le differenze di cambio che hanno origine da rapporti di credito/debito infragruppo, il cui rimborso o pagamento non \u00e8 n\u00e9 pianificato n\u00e9
\n
probabile in un prevedibile futuro, sono rilevate nel prospetto dell\u2019utile (perdita) complessivo.
\n
I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta funzionale che per le imprese che non adottano l\u2019euro \u00e8 prevalentemente
\n
il dollaro USA. I principali cambi utilizzati per operare la conversione dei bilanci in valuta diversa dall\u2019euro sono di seguito indicati:
\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\n\n
\n\n| (ammontare di valuta per \u20ac1) | \ndell\u2019esercizio 2025 | \n31 dicembre 2025 | \ndell\u2019esercizio 2024 | \n31 dicembre 2024 | \ndell\u2019esercizio 2023 | \n31 dicembre 2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n1,13 | \n1,18 | \n1,08 | \n1,04 | \n1,08 | \n1,11 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Sterlina inglese | \n0,86 | \n0,87 | \n0,85 | \n0,83 | \n0,87 | \n0,87 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro australiano | \n1,75 | \n1,76 | \n1,64 | \n1,68 | \n1,63 | \n1,63 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\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:DisclosureOfBasisOfConsolidationExplanatory",
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"Tag14": {
"value": "\nIMPRESE CONTROLLATE
\nIl bilancio consolidato comprende il bilancio di Eni SpA e delle sue imprese controllate, direttamente o indirettamente.
\nAl riguardo, un investitore controlla un\u2019impresa quando \u00e8 esposto, o ha diritto a partecipare, alla variabilit\u00e0 dei relativi ritorni economici ed \u00e8 in
\ngrado di influenzare tali ritorni attraverso l\u2019esercizio del proprio potere decisionale sulla stessa.
\nI valori delle imprese controllate sono rilevati integralmente, nel bilancio consolidato (c.d. metodo dell\u2019integrazione globale), sulla base di
\nprincipi contabili uniformi, a partire dalla data in cui se ne assume il controllo e fino alla data in cui tale controllo cessa di esistere, apportando
\nle appropriate elisioni dei rapporti intercompany (v. punto \u201cOperazioni infragruppo\u201d). Le quote del patrimonio netto e del risultato economico
\ndi competenza delle interessenze di terzi sono iscritte in apposite voci degli schemi di bilancio. Tra le interessenze di terzi figurano anche le
\nobbligazioni perpetue subordinate emesse da societ\u00e0 controllate per le quali il Gruppo detiene il diritto incondizionato a differire il rimborso
\ndel capitale e il pagamento delle cedole.
\nTenuto conto della mancanza di effetti rilevanti
\n3
\n sulla rappresentazione della situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo
\n4
\n,
\nsono escluse dal consolidamento secondo il metodo dell\u2019integrazione globale: (i) le societ\u00e0 controllate non significative n\u00e9 singolarmente n\u00e9
\nnel complesso; e (ii) le societ\u00e0 controllate che svolgono il ruolo di operatore unico nella gestione di contratti petroliferi per conto delle societ\u00e0
\npartecipanti all\u2019iniziativa mineraria. In quest\u2019ultimo caso, l\u2019attivit\u00e0 \u00e8 finanziata pro quota, sulla base di budget approvati, dalle societ\u00e0 partecipanti
\nal contratto petrolifero cui sono periodicamente presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dalla gestione del contratto. I costi
\ne i ricavi, nonch\u00e9 i dati operativi (produzioni, riserve, ecc.) dell\u2019iniziativa mineraria sono perci\u00f2 rilevati pro quota direttamente nel bilancio delle
\nsociet\u00e0 partecipanti a cui fanno carico, inoltre, le relative obbligazioni derivanti dall\u2019iniziativa mineraria.
\nIn presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente all\u2019assunzione del controllo (acquisto di interessenze di terzi), l\u2019eventuale
\ndifferenza tra il costo di acquisto e il valore di iscrizione della corrispondente frazione di patrimonio netto acquisita \u00e8 rilevata nel patrimonio netto
\ndi competenza del Gruppo (tra gli \u201cUtili (perdite) portate a nuovo\u201d); analogamente, sono rilevati a patrimonio netto di competenza del Gruppo
\n(tra gli \u201cUtili (perdite) portate a nuovo\u201d) gli effetti derivanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo. Inoltre, nell\u2019ambito
\ndella cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo, l\u2019eventuale presenza di opzioni put sulle interessenze di terzi, esercitabili
\nal verificarsi di eventi non sotto il controllo del Gruppo, determina la rilevazione di una passivit\u00e0, pari al valore attuale del c.d. redemption
\namount, in contropartita al patrimonio netto di Gruppo. La cessione di quote che comporta la perdita del controllo determina la rilevazione a
\nconto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attivit\u00e0 nette consolidate cedute; (ii) dell\u2019effetto
\ndell\u2019allineamento al relativo fair value dell\u2019eventuale partecipazione residua mantenuta; (iii) della stima del fair value di eventuali corrispettivi
\naggiuntivi, da regolarsi per cassa al verificarsi di determinate condizioni contrattualmente definite; (iv) degli eventuali valori rilevati nelle altre
\ncomponenti dell\u2019utile complessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico
\n5
\n.
\nIl valore dell\u2019eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo, rappresenta il valore di
\nriferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
\n
\n\n\n3 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 utilizzatori principali del bilancio.
\n4 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 informazioni si fa rinvio all\u2019allegato
\n\u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d.
\n5 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 altra posta del patrimonio netto.
\n
\n\n",
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"Tag16": {
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"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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"Tag18": {
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\n\n
INTERESSENZE IN ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO
\n
Il controllo congiunto \u00e8 la condivisione, su base contrattuale, del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni relative
\n
alle attivit\u00e0 rilevanti, \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.
\n
Una joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0 nette
\n
dell\u2019accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del patrimonio
\n
netto\u201d.
\n
Una joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0 e
\n
obbligazioni per le passivit\u00e0 (c.d. enforceable right and obligation) relative all\u2019accordo; nel bilancio consolidato \u00e8 rilevata la quota di spettanza
\n
Eni delle attivit\u00e0/passivit\u00e0 e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali.
\n
Successivamente alla rilevazione iniziale, le attivit\u00e0/passivit\u00e0 e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformit\u00e0 ai criteri
\n
di valutazione applicabili.
\n
Le societ\u00e0 rappresentate da joint operation non rilevanti sono valutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando non si producono
\n
effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per perdite di valore.
\n
\n\n
\n\n\n
\n\n
PARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE
\n
Una collegata \u00e8 un\u2019impresa su cui Eni esercita un\u2019influenza notevole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle relative
\n
scelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo o il controllo congiunto.
\n
Le partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\n
Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese collegate
\n
sono distintamente indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d, in cui \u00e8 riportata anche la variazione dell\u2019area di
\n
consolidamento verificatasi nell\u2019esercizio.
\n
\n\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociatesAndJointVenturesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag20": {
"value": "\nINTERESSENZE IN ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO
\nIl controllo congiunto \u00e8 la condivisione, su base contrattuale, del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni relative
\nalle attivit\u00e0 rilevanti, \u00e8 richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.
\nUna joint venture \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0 nette
\ndell\u2019accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del patrimonio
\nnetto\u201d.
\nUna joint operation \u00e8 un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attivit\u00e0 e
\nobbligazioni per le passivit\u00e0 (c.d. enforceable right and obligation) relative all\u2019accordo; nel bilancio consolidato \u00e8 rilevata la quota di spettanza
\nEni delle attivit\u00e0/passivit\u00e0 e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali.
\nSuccessivamente alla rilevazione iniziale, le attivit\u00e0/passivit\u00e0 e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformit\u00e0 ai criteri
\ndi valutazione applicabili.
\nLe societ\u00e0 rappresentate da joint operation non rilevanti sono valutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando non si producono
\neffetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per perdite di valore.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentsInJointVentures",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag21": {
"value": "\nPARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE
\nUna collegata \u00e8 un\u2019impresa su cui Eni esercita un\u2019influenza notevole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle relative
\nscelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo o il controllo congiunto.
\nLe partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\nLe imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese collegate
\nsono distintamente indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d, in cui \u00e8 riportata anche la variazione dell\u2019area di
\nconsolidamento verificatasi nell\u2019esercizio.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociates",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag22": {
"value": "Eni SpA",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NameOfParentEntity",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag23": {
"value": "\nMETODO DEL PATRIMONIO NETTO
\n6
\nIn applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni sono inizialmente iscritte al costo di acquisto, allocando il costo sostenuto
\nsulle attivit\u00e0/passivit\u00e0 identificabili della partecipata; l\u2019eventuale eccedenza non allocabile rappresenta il goodwill, non oggetto di rilevazione
\nseparata ma incluso nel valore di iscrizione della partecipazione. L\u2019allocazione, operata in via provvisoria alla data di rilevazione iniziale, \u00e8
\nrettificabile, con effetto retroattivo, entro i successivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla
\ndata di rilevazione iniziale. Successivamente, il valore di iscrizione \u00e8 adeguato per tener conto: (i) della quota di pertinenza della partecipante
\ndei risultati economici della partecipata realizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per tener conto degli effetti dell\u2019ammortamento
\ne dell\u2019eventuale svalutazione dei maggiori valori attribuiti alle attivit\u00e0 della partecipata; e (ii) della quota di pertinenza della partecipante
\ndelle altre componenti dell\u2019utile complessivo della partecipata. Diversamente, il valore di iscrizione non \u00e8 adeguato a seguito di variazioni
\ndi patrimonio netto della partecipata derivanti, a titolo di esempio, dall\u2019emissione, da parte della partecipata, di obbligazioni subordinate
\nperpetue o obbligazioni convertibili non sottoscritte dal Gruppo. I dividendi distribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di
\niscrizione della partecipazione; eventuali eccedenze sono rilevate a conto economico. Ai fini dell\u2019applicazione del metodo del patrimonio netto, si
\nconsiderano le rettifiche previste per il processo di consolidamento (v. anche punto \u201cImprese controllate\u201d). Le perdite derivanti dall\u2019applicazione
\ndel metodo del patrimonio netto eccedenti il valore di iscrizione della partecipazione, rilevate nella voce di conto economico \u201cProventi (oneri)
\nsu partecipazioni\u201d, sono allocate sugli eventuali crediti finanziari concessi alla partecipata il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile
\nnel prevedibile futuro (c.d. long-term interest), ridotti delle relative expected credit loss (v. oltre) e che rappresentano nella sostanza un ulteriore
\ninvestimento nella societ\u00e0 partecipata. La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di
\niscrizione della partecipazione e di eventuali long-term interest (c.d. investimento netto), \u00e8 rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la
\npartecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite.
\nInoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad es. rilevanti inadempimenti contrattuali, significative difficolt\u00e0 finanziarie,
\nrischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione dell\u2019investimento netto risultante dall\u2019applicazione dei
\ncriteri sopra indicati \u00e8 verificata tenendo conto del relativo valore recuperabile, determinato adottando i criteri indicati al punto \u201cImpairment
\ndelle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, la partecipazione e il relativo long-term interest sono
\nrivalutati nei limiti delle svalutazioni effettuate, con imputazione degli effetti a conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) su partecipazioni\u201d.
\nLa cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole sulla partecipata determina
\nla rilevazione a conto economico: (i) dell\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore di iscrizione
\nceduta; (ii) dell\u2019effetto dell\u2019allineamento al relativo fair value dell\u2019eventuale partecipazione residua mantenuta
\n7
\n; (iii) degli eventuali valori rilevati
\nnelle altre componenti dell\u2019utile complessivo relativi alla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico
\n8
\n. Il valore dell\u2019eventuale
\npartecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole, rappresenta il
\nvalore di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
\n
\n
\n\n\n6 Le partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in imprese controllate non significative escluse dall\u2019area di consolidamento sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Quando non si producono
\neffetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, tali partecipazioni sono valutate al costo rettificato per perdite di valore.
\n7 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 al relativo fair value.
\n8 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 imputati in un\u2019altra posta
\ndel patrimonio netto.
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DescriptionOfAccountingPolicyForEquityMethodOfAccountingExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag25": {
"value": "\n
\n\n
BUSINESS COMBINATION
\n
Le operazioni di business combination sono rilevate secondo l\u2019acquisition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination \u00e8
\n
determinato alla data di assunzione del controllo ed \u00e8 pari al fair value delle attivit\u00e0 trasferite, delle passivit\u00e0 sostenute, nonch\u00e9 degli eventuali
\n
strumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il corrispettivo trasferito include anche il fair value delle eventuali attivit\u00e0 o passivit\u00e0 per corrispettivi
\n
potenziali previsti contrattualmente e subordinati al realizzarsi di eventi futuri.
\n
\n\n
\n\n\n
\n\n
Alla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle imprese partecipate \u00e8 determinato attribuendo ai singoli elementi identificabili
\n
dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale il relativo fair value
\n
9
\n
, fatti salvi i casi in cui gli IFRS stabiliscano un differente criterio di valutazione.
\n
L\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito e il fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite, se positiva, \u00e8 iscritta nell\u2019attivo come \u201cavviamento\u201d
\n
(di seguito anche goodwill).
\n
Nel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patrimonio netto delle interessenze di terzi \u00e8 determinata sulla base della quota di
\n
spettanza dei valori correnti attribuiti alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 alla data di assunzione del controllo, escluso l\u2019eventuale goodwill a essi attribuibile
\n
(c.d. partial goodwill method). Nel caso di assunzione del controllo in fasi successive, il costo di acquisto \u00e8 determinato sommando il fair value
\n
della partecipazione precedentemente detenuta nell\u2019acquisita e l\u2019ammontare corrisposto per l\u2019ulteriore quota partecipativa. La differenza tra
\n
il fair value della partecipazione precedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione \u00e8 imputata a conto economico. Inoltre, in sede di
\n
assunzione del controllo, eventuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo sono imputati a conto
\n
economico ovvero in un\u2019altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il rigiro a conto economico.
\n
Quando la determinazione dei valori delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dell\u2019acquisita \u00e8 operata in via provvisoria nell\u2019esercizio in cui la business combination
\n
\u00e8 conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto retroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione, per tener conto di
\n
nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di acquisizione.
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PARTECIPAZIONI E BUSINESS COMBINATION
\n
La verifica dell\u2019esistenza del controllo, del controllo congiunto, dell\u2019influenza notevole su un\u2019altra entit\u00e0 nonch\u00e9, nel caso delle joint operation,
\n
la verifica dell\u2019esistenza di enforceable right and obligation sulle relative attivit\u00e0 e passivit\u00e0 richiede l\u2019esercizio di un giudizio professionale
\n
complesso da parte della Direzione Aziendale operato considerando le caratteristiche della struttura societaria, gli accordi tra le parti, nonch\u00e9
\n
ogni altro fatto e circostanza che risulti rilevante ai fini di tale verifica. L\u2019utilizzo di stime contabili significative caratterizza inoltre i processi di
\n
allocazione del fair value alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 identificabili acquisite in sede di business combination. Nel processo di allocazione, anche
\n
in sede di rilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valutazione
\n
generalmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le informazioni disponibili e, per le acquisizioni pi\u00f9 significative, si avvale di
\n
valutazioni esterne.
\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",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsAndGoodwillExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag26": {
"value": "\nBUSINESS COMBINATION
\nLe operazioni di business combination sono rilevate secondo l\u2019acquisition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination \u00e8
\ndeterminato alla data di assunzione del controllo ed \u00e8 pari al fair value delle attivit\u00e0 trasferite, delle passivit\u00e0 sostenute, nonch\u00e9 degli eventuali
\nstrumenti di capitale emessi dall\u2019acquirente. Il corrispettivo trasferito include anche il fair value delle eventuali attivit\u00e0 o passivit\u00e0 per corrispettivi
\npotenziali previsti contrattualmente e subordinati al realizzarsi di eventi futuri.
\n
\n\n\nAlla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle imprese partecipate \u00e8 determinato attribuendo ai singoli elementi identificabili
\ndell\u2019attivo e del passivo patrimoniale il relativo fair value
\n9
\n, fatti salvi i casi in cui gli IFRS stabiliscano un differente criterio di valutazione.
\nL\u2019eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito e il fair value delle attivit\u00e0 nette acquisite, se positiva, \u00e8 iscritta nell\u2019attivo come \u201cavviamento\u201d
\n(di seguito anche goodwill).
\nNel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patrimonio netto delle interessenze di terzi \u00e8 determinata sulla base della quota di
\nspettanza dei valori correnti attribuiti alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 alla data di assunzione del controllo, escluso l\u2019eventuale goodwill a essi attribuibile
\n(c.d. partial goodwill method). Nel caso di assunzione del controllo in fasi successive, il costo di acquisto \u00e8 determinato sommando il fair value
\ndella partecipazione precedentemente detenuta nell\u2019acquisita e l\u2019ammontare corrisposto per l\u2019ulteriore quota partecipativa. La differenza tra
\nil fair value della partecipazione precedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione \u00e8 imputata a conto economico. Inoltre, in sede di
\nassunzione del controllo, eventuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti dell\u2019utile complessivo sono imputati a conto
\neconomico ovvero in un\u2019altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il rigiro a conto economico.
\nQuando la determinazione dei valori delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 dell\u2019acquisita \u00e8 operata in via provvisoria nell\u2019esercizio in cui la business combination
\n\u00e8 conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto retroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione, per tener conto di
\nnuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di acquisizione.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PARTECIPAZIONI E BUSINESS COMBINATION
\nLa verifica dell\u2019esistenza del controllo, del controllo congiunto, dell\u2019influenza notevole su un\u2019altra entit\u00e0 nonch\u00e9, nel caso delle joint operation,
\nla verifica dell\u2019esistenza di enforceable right and obligation sulle relative attivit\u00e0 e passivit\u00e0 richiede l\u2019esercizio di un giudizio professionale
\ncomplesso da parte della Direzione Aziendale operato considerando le caratteristiche della struttura societaria, gli accordi tra le parti, nonch\u00e9
\nogni altro fatto e circostanza che risulti rilevante ai fini di tale verifica. L\u2019utilizzo di stime contabili significative caratterizza inoltre i processi di
\nallocazione del fair value alle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 identificabili acquisite in sede di business combination. Nel processo di allocazione, anche
\nin sede di rilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valutazione
\ngeneralmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le informazioni disponibili e, per le acquisizioni pi\u00f9 significative, si avvale di
\nvalutazioni esterne.
\n
\n\n\n\n\n9 I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto \u201cValutazioni al fair value\u201d.
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag43": {
"value": "\nOPERAZIONI INFRAGRUPPO
\nGli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non ancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati cos\u00ec come sono eliminati
\ni crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli impegni e i rischi tra imprese consolidate
\n10
\n. Gli utili non realizzati derivanti da operazioni
\ncon societ\u00e0 valutate secondo il metodo del patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza del Gruppo; il trattamento contabile
\nindicato \u00e8 applicato anche nel caso di trasferimento di business alle partecipate (c.d. downstream transaction).
\nIn entrambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quanto rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.
\n
\n\n\n\n\n10 Le differenze di cambio associate a elementi monetari infragruppo non sono oggetto di eliminazione.
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DescriptionOfAccountingPolicyForIntragroupTransactionsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag45": {
"value": "\nCONVERSIONE DEI BILANCI IN VALUTA DIVERSA DALL\u2019EURO
\nI bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall\u2019euro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo nonch\u00e9 la valuta
\ndi presentazione del bilancio consolidato, sono convertiti in euro applicando alle voci dell\u2019attivo e del passivo patrimoniale i cambi correnti
\nalla data di chiusura dell\u2019esercizio, alle voci del patrimonio netto i cambi storici e alle voci del conto economico e del rendiconto finanziario i
\ncambi medi dell\u2019esercizio.
\nLe differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall\u2019euro, derivanti dall\u2019applicazione
\ndi cambi diversi per le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0, per il patrimonio netto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di patrimonio netto
\n\u201cRiserva per differenze cambio da conversione\u201d per la parte di competenza del Gruppo
\n11
\n. La riserva per differenze di cambio \u00e8 rilevata a conto
\neconomico all\u2019atto della dismissione integrale ovvero al momento della perdita del controllo, del controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole
\nsulla partecipata. All\u2019atto della dismissione parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di cambio afferente alla frazione di
\npartecipazione ceduta \u00e8 attribuita al patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi. In caso di dismissione parziale, senza perdita
\ndel controllo congiunto o dell\u2019influenza notevole, la quota delle differenze cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta \u00e8 imputata
\na conto economico. Il rimborso del capitale effettuato da una controllata operante in valuta diversa dall\u2019euro, senza modifica dell\u2019interessenza
\npartecipativa detenuta, comporta l\u2019imputazione a conto economico della corrispondente quota delle differenze di cambio.
\n
\n\n\n\n\n11 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 \u201cInteressenze di terzi\u201d.
\n
\n\n\n\n\nLe differenze di cambio che hanno origine da rapporti di credito/debito infragruppo, il cui rimborso o pagamento non \u00e8 n\u00e9 pianificato n\u00e9
\nprobabile in un prevedibile futuro, sono rilevate nel prospetto dell\u2019utile (perdita) complessivo.
\nI bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta funzionale che per le imprese che non adottano l\u2019euro \u00e8 prevalentemente
\nil dollaro USA. I principali cambi utilizzati per operare la conversione dei bilanci in valuta diversa dall\u2019euro sono di seguito indicati:
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFunctionalCurrencyExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag48": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \nCambi medi | \nCambi al | \nCambi medi | \nCambi al | \nCambi medi | \nCambi al | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (ammontare di valuta per \u20ac1) | \ndell\u2019esercizio 2025 | \n31 dicembre 2025 | \ndell\u2019esercizio 2024 | \n31 dicembre 2024 | \ndell\u2019esercizio 2023 | \n31 dicembre 2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n1,13 | \n1,18 | \n1,08 | \n1,04 | \n1,08 | \n1,11 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Sterlina inglese | \n0,86 | \n0,87 | \n0,85 | \n0,83 | \n0,87 | \n0,87 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro australiano | \n1,75 | \n1,76 | \n1,64 | \n1,68 | \n1,63 | \n1,63 | \n\n\n\n\n\n\n
\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:DisclosureOfEffectOfChangesInForeignExchangeRatesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag49": {
"value": "\nATTIVIT\u00c0 MINERARIA
\nCon riferimento alle attivit\u00e0 di esplorazione, appraisal e sviluppo sono adottati i principi del successful efforts method di seguito descritti.
\nACQUISIZIONE DI PERMESSI ESPLORATIVI E DI TITOLI MINERARI
\nI costi sostenuti per l\u2019acquisizione di diritti esplorativi (o per la loro estensione) sono inizialmente capitalizzati all\u2019interno delle attivit\u00e0 immateriali
\ncome \u201cdiritti esplorativi unproved\u201d in attesa di valutare l\u2019esito delle attivit\u00e0 di esplorazione e valutazione. Tali diritti esplorativi unproved non sono
\nammortizzati ma sottoposti a verifica della recuperabilit\u00e0 del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma del commitment della
\nsociet\u00e0 a proseguire le attivit\u00e0 di esplorazione e considerando fatti e circostanze che possano evidenziare la presenza di incertezze in merito
\nalla recuperabilit\u00e0 del valore iscritto. Se non sono pianificate ulteriori attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi \u00e8 imputato a
\nconto economico come radiazione (di seguito anche write-off). I diritti esplorativi di valore non significativo sono raggruppati e ammortizzati
\na quote costanti lungo il periodo di esplorazione accordato. A seguito della scoperta di riserve certe (cio\u00e8 dopo la rilevazione di riserve e
\nl\u2019approvazione interna del progetto di sviluppo), il valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi unproved \u00e8 riclassificato, sempre all\u2019interno
\ndella voce \u201cAttivit\u00e0 immateriali\u201d, come \u201cdiritti esplorativi proved\u201d. Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quando si verificano eventi che
\nfanno presumere una riduzione di valore delle attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei diritti esplorativi da riclassificare come proved \u00e8 sottoposto a
\nverifica di recuperabilit\u00e0 considerando il maggiore tra il valore d\u2019uso e il fair value, al netto dei costi di vendita.
\nI costi sostenuti per l\u2019acquisizione di titoli minerari sono rilevati in relazione alle attivit\u00e0 acquisite (potenziale esplorativo, riserve possibili, riserve
\nprobabili, riserve certe). Quando l\u2019acquisto riguarda nel complesso riserve e potenziale esplorativo, il costo \u00e8 attribuito alle diverse attivit\u00e0
\nacquisite sulla base del valore determinato attualizzando i corrispondenti flussi di cassa attesi.
\nI costi delle riserve probabili e delle riserve possibili (c.d. unproved mineral interest) sono sospesi in attesa dell\u2019esito delle attivit\u00e0 di appraisal
\ne di identificazione delle modalit\u00e0 di sviluppo funzionali alla promozione a riserve certe; in caso di esito negativo delle predette attivit\u00e0, sono
\nrilevati a conto economico. A partire dall\u2019avvio della produzione, i permessi esplorativi \u201cproved\u201d e i costi delle riserve certe sono ammortizzati
\ncon il metodo dell\u2019unit\u00e0 di prodotto (c.d. metodo UOP, descritto al punto \u201cAmmortamento UOP\u201d).
\nESPLORAZIONE ED APPRAISAL
\nI costi esplorativi relativi a studi geologici e geofisici sono rilevati a conto economico al momento del sostenimento.
\nI costi direttamente associati ad un pozzo esplorativo sono inizialmente rilevati all\u2019interno delle attivit\u00e0 materiali in corso, come \u201ccosti di
\nesplorazione e valutazione unproved\u201d (pozzi esplorativi in progress), fino al momento in cui la perforazione del pozzo \u00e8 completata e possono
\ncontinuare ad essere capitalizzati nei 12 mesi successivi (o un periodo di tempo maggiore in funzione della complessit\u00e0 del progetto e del
\nvolume di investimenti associati) in attesa della valutazione dei risultati della perforazione (pozzi esplorativi suspended).
\nSe al termine di tale periodo si accerta che il risultato \u00e8 negativo o che il ritrovamento non \u00e8 sufficientemente significativo per giustificarne lo
\nsviluppo, i pozzi sono dichiarati dry/unsuccessful e i relativi costi imputati a conto economico come write-off. Al contrario, tali costi continuano
\nad essere capitalizzati solo se e fintantoch\u00e9: (i) il pozzo ha determinato la scoperta di una quantit\u00e0 di riserve tale da giustificare il suo
\ncompletamento come pozzo di produzione; e (ii) la societ\u00e0 sta compiendo sufficienti progressi volti a valutare le riserve e la fattibilit\u00e0 economica
\ned operativa del progetto. Medesimi criteri di rilevazione sono adottati per i costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di appraisal. In caso di ritrovamento di
\nriserve certe di petrolio e/o gas naturale, i relativi costi capitalizzati come unproved sono riclassificati, sempre all\u2019interno delle attivit\u00e0 materiali
\nin corso, come \u201ccosti di esplorazione e valutazione proved\u201d. Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quando si verificano eventi che
\nfanno presumere una riduzione di valore delle attivit\u00e0, il valore di iscrizione dei costi da riclassificare come proved \u00e8 sottoposto a verifica
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
\ndi recuperabilit\u00e0 considerando il maggiore tra il valore d\u2019uso e il fair value, al netto dei costi di vendita. A partire dall\u2019avvio della produzione, i
\ncosti di esplorazione e valutazione classificati come \u201cproved\u201d sono ammortizzati secondo il metodo UOP (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d).
\nSVILUPPO E PRODUZIONE
\nI costi di sviluppo, ivi inclusi i costi relativi ai pozzi di sviluppo unsuccessful e danneggiati, sono inizialmente capitalizzati come \u201cAttivit\u00e0
\nmateriali in corso proved\u201d. Tali costi sono ammortizzati, a partire dall\u2019inizio della produzione, prevalentemente con il metodo UOP. In caso
\ndi non fattibilit\u00e0/non prosecuzione dei progetti di sviluppo, i relativi costi sono imputati a conto economico come write-off nel periodo in cui
\nviene deciso l\u2019abbandono del progetto stesso. Le svalutazioni/riprese di valore dei costi di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti
\nper le attivit\u00e0 materiali.
\nI costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di produzione (estrazione, manutenzione ordinaria dei pozzi, ecc.) sono rilevati a conto economico nell\u2019esercizio in
\ncui sono sostenuti.
\n\n
AMMORTAMENTO UOP
\n
12
\n
L\u2019ammortamento degli investimenti afferenti l\u2019attivit\u00e0 mineraria \u00e8 generalmente effettuato attraverso il metodo UOP
\n
13
\n
determinato sulla base
\n
delle differenti tipologie di riserve di idrocarburi al fine di assicurare l\u2019adeguata rappresentazione delle modalit\u00e0 di ottenimento dei benefici
\n
economici connessi all\u2019utilizzo degli asset oggetto di ammortamento. In particolare i) i diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti afferenti
\n
riserve \u201cproved\u201d sono ammortizzati considerando le riserve certe totali; ii) i costi di esplorazione, appraisal e di sviluppo capitalizzati afferenti
\n
a impianti produttivi sono ammortizzati considerando le riserve certe sviluppate; iii) le facility, in funzione del loro dimensionamento, sono
\n
ammortizzate considerando le riserve certe totali e anche le riserve probabili sviluppate che risultano ragionevolmente recuperabili dagli
\n
impianti produttivi e diritti minerari esistenti; iv) per impianti galleggianti di propriet\u00e0 (FLNG, FPSO) l\u2019ammortamento \u00e8 operato secondo
\n
il metodo UOP o straight-line-method considerando la durata delle concessioni e il recupero delle riserve certe e probabili. In presenza di
\n
significative variazioni dei prezzi di riferimento che determinano stime delle riserve e correlate aliquote di ammortamento disallineate rispetto
\n
alle modalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici futuri attese da tali asset, le riserve utilizzate ai fini della determinazione dell\u2019aliquota
\n
di ammortamento UOP, sono stimate in base a parametri di economicit\u00e0 ragionevoli e coerenti con le previsioni di produzione definite dal
\n
management, al fine di riflettere meglio le modalit\u00e0 attese di ottenimento dei benefici economici futuri derivanti da tali asset.
\n
\n\n\n\n
PRODUCTION SHARING AGREEMENTS E CONTRATTI DI SERVICE
\nLe riserve relative ai Production Sharing Agreement sono determinate sulla base delle clausole contrattuali relative al rimborso dei costi
\nsostenuti per i lavori di esplorazione, sviluppo e produzione svolti con l\u2019apporto di proprie tecnologie e mezzi finanziari (cost oil) e alla quota di
\nspettanza delle produzioni realizzate non destinate al rimborso dei costi sostenuti (profit oil). I ricavi derivanti dalla cessione delle produzioni
\nritirate (cost oil e profit oil) sono rilevati per competenza economica; i costi sostenuti relativi alle attivit\u00e0 di esplorazione, sviluppo e produzione
\nsono rilevati secondo i criteri indicati in precedenza. Un meccanismo analogo caratterizza alcuni contratti di servizio dove il corrispettivo per
\nil servizio reso \u00e8 riconosciuto tramite quote di spettanza della produzione.
\nLe quote di produzioni e di riserve tengono conto delle quote di idrocarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi contrattuali
\nprevedono che l\u2019onere tributario a carico della societ\u00e0 sia assolto dall\u2019ente nazionale in nome e per conto della societ\u00e0 a valere sulla quota
\ndi profit oil. In relazione a ci\u00f2, \u00e8 rilevato l\u2019incremento dell\u2019imponibile, tramite l\u2019aumento dei ricavi, e il corrispondente stanziamento dell\u2019onere
\ndi imposta.
\nCHIUSURA E ABBANDONO DEI POZZI
\nI costi che si presume di sostenere al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione per l\u2019abbandono dell\u2019area, lo smantellamento, la rimozione delle strutture
\ne il ripristino del sito sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale secondo i criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d e ammortizzati con il metodo UOP.
\n\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: ATTIVIT\u00c0 MINERARIA
\n
La valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di incertezza.
\n
Le riserve certe rappresentano le quantit\u00e0 stimate di idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria, potranno con ragionevole
\n
certezza essere economicamente producibili nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima.
\n
Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinch\u00e9 le riserve possano
\n
essere classificate come certe, la stima delle riserve dipende da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono: (i) la qualit\u00e0 dei
\n
dati geologici e tecnico-ingegneristici disponibili e la loro interpretazione e valutazione; (ii) le stime riguardanti l\u2019andamento futuro dei tassi
\n
\n\n\n\n
\n
12 In relazione al consolidamento del modello di investimento delle attivit\u00e0 upstream basato sull\u2019esplorazione e sviluppo di prossimit\u00e0 e lo sviluppo per fasi che determinano una estensione della vita utile delle
\n
facility nonch\u00e9 in relazione al crescente utilizzo di unit\u00e0 navali aventi vite economiche correlate allo sfruttamento anche delle riserve probabili, a partire dal secondo semestre 2025 sono state aggiornate le
\n
modalit\u00e0 di determinazione delle aliquote di ammortamento UOP delle facilities upstream per considerare, ove appropriato, anche le riserve probabili il cui recupero non necessita di significativi investimenti
\n
aggiuntivi. L\u2019aggiornamento, in quanto modifica di stima, determina solo effetti prospettici.
\n
13 Aliquota ottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel trimestre e le riserve esistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel trimestre stesso.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
di produzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento dei costi di sviluppo; (iii) modifiche della normativa fiscale vigente,
\n
delle regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv) l\u2019esito di perforazioni e di test di produzione e l\u2019effettiva performance
\n
produttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima iniziale 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 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 e di sviluppo pi\u00f9 elevati possono compromettere la capacit\u00e0 della societ\u00e0
\n
di produrre economicamente le riserve certe, determinando revisioni negative di stima.
\n
Molti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle riserve certe sono soggetti a modifiche nel tempo e, pertanto, influenzano le
\n
quantit\u00e0 di riserve certe che saranno effettivamente prodotte; analoghe incertezze riguardano la stima delle riserve unproved.
\n
La valutazione della potenzialit\u00e0 economica di una scoperta mineraria \u00e8 effettuata nell\u2019arco dei 12 mesi successivi al completamento della
\n
perforazione di un pozzo esplorativo. Il processo di delineazione della scoperta, che comporta lo svolgimento di ulteriori attivit\u00e0 di appraisal
\n
e di identificazione delle migliori modalit\u00e0 di sviluppo, richiede, nella maggior parte dei casi, un periodo di tempo maggiore in funzione della
\n
complessit\u00e0 del progetto e del volume di investimenti associati.
\n
Durante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi rimangono sospesi all\u2019attivo patrimoniale. Ad ogni modo, tali costi capitalizzati sono
\n
oggetto di verifica, almeno annuale, al fine di confermare l\u2019intenzione di sviluppare, o in ogni caso di valorizzare, la scoperta.
\n
Le riserve di un giacimento sono classificate come certe solo quando sono stati verificati tutti i criteri per l\u2019attribuzione della qualifica di
\n
riserve certe. Le riserve certe possono essere classificate come sviluppate o non sviluppate. Il passaggio a riserve certe sviluppate avviene in
\n
conseguenza dell\u2019attivit\u00e0 di sviluppo, normalmente in corrispondenza dell\u2019avvio della produzione. Nei principali progetti di sviluppo trascorrono
\n
tipicamente da uno a quattro anni, tra la registrazione iniziale delle riserve e l\u2019avvio della produzione.
\n
Le stime delle riserve rilevano sia ai fini della determinazione degli ammortamenti (v. punto \u201cAmmortamento UOP\u201d) che ai fini della definizione
\n
dei flussi di cassa futuri delle attivit\u00e0 petrolifere nell\u2019ambito del processo di impairment.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DescriptionOfAccountingPolicyForOilAndGasExplorationAppraisalDevelopmentAndProductionExpenditureExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag52": {
"value": "\nAMMORTAMENTO UOP
\n12
\nL\u2019ammortamento degli investimenti afferenti l\u2019attivit\u00e0 mineraria \u00e8 generalmente effettuato attraverso il metodo UOP
\n13
\n determinato sulla base
\ndelle differenti tipologie di riserve di idrocarburi al fine di assicurare l\u2019adeguata rappresentazione delle modalit\u00e0 di ottenimento dei benefici
\neconomici connessi all\u2019utilizzo degli asset oggetto di ammortamento. In particolare i) i diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti afferenti
\nriserve \u201cproved\u201d sono ammortizzati considerando le riserve certe totali; ii) i costi di esplorazione, appraisal e di sviluppo capitalizzati afferenti
\na impianti produttivi sono ammortizzati considerando le riserve certe sviluppate; iii) le facility, in funzione del loro dimensionamento, sono
\nammortizzate considerando le riserve certe totali e anche le riserve probabili sviluppate che risultano ragionevolmente recuperabili dagli
\nimpianti produttivi e diritti minerari esistenti; iv) per impianti galleggianti di propriet\u00e0 (FLNG, FPSO) l\u2019ammortamento \u00e8 operato secondo
\nil metodo UOP o straight-line-method considerando la durata delle concessioni e il recupero delle riserve certe e probabili. In presenza di
\nsignificative variazioni dei prezzi di riferimento che determinano stime delle riserve e correlate aliquote di ammortamento disallineate rispetto
\nalle modalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici futuri attese da tali asset, le riserve utilizzate ai fini della determinazione dell\u2019aliquota
\ndi ammortamento UOP, sono stimate in base a parametri di economicit\u00e0 ragionevoli e coerenti con le previsioni di produzione definite dal
\nmanagement, al fine di riflettere meglio le modalit\u00e0 attese di ottenimento dei benefici economici futuri derivanti da tali asset.
\n
\n\n\n\n\n12 In relazione al consolidamento del modello di investimento delle attivit\u00e0 upstream basato sull\u2019esplorazione e sviluppo di prossimit\u00e0 e lo sviluppo per fasi che determinano una estensione della vita utile delle
\nfacility nonch\u00e9 in relazione al crescente utilizzo di unit\u00e0 navali aventi vite economiche correlate allo sfruttamento anche delle riserve probabili, a partire dal secondo semestre 2025 sono state aggiornate le
\nmodalit\u00e0 di determinazione delle aliquote di ammortamento UOP delle facilities upstream per considerare, ove appropriato, anche le riserve probabili il cui recupero non necessita di significativi investimenti
\naggiuntivi. L\u2019aggiornamento, in quanto modifica di stima, determina solo effetti prospettici.
\n13 Aliquota ottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel trimestre e le riserve esistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel trimestre stesso.
\n
\n\n\n\n\nLe attivit\u00e0 materiali sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile, intesa come la stima del periodo in cui l\u2019attivit\u00e0 sar\u00e0 utilizzata
\ndall\u2019impresa.
\nQuando l\u2019attivit\u00e0 materiale \u00e8 costituita da pi\u00f9 componenti significative aventi vite utili differenti, l\u2019ammortamento \u00e8 effettuato per ciascuna
\ncomponente. Il valore da ammortizzare \u00e8 rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al termine della
\nsua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti da revisione della
\nvita utile dell\u2019asset, del valore residuo ovvero delle modalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici dell\u2019attivit\u00e0, sono rilevate prospetticamente.
\n
\n\n\n\n\n18 L\u2019ammortamento \u00e8 effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e fino al termine della vita utile del right-of-use asset. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la propriet\u00e0 dell\u2019asset
\nal locatario al termine del leasing, o se il locatario \u00e8 ragionevolmente certo di esercitare un\u2019opzione di acquisto, il right-of-use asset \u00e8 ammortizzato sistematicamente lungo la vita utile dell\u2019asset sottostante.
\n
\n\n\n\n\nLe attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile; per l\u2019ammortamento valgono i
\ncriteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d.
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDepreciationExpenseExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag56": {
"value": "\n
\n\n
\n
ATTIVIT\u00c0 MATERIALI
\n
Le attivit\u00e0 materiali sono rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi
\n
accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attivit\u00e0 pronte all\u2019uso. Quando \u00e8 necessario un rilevante periodo di tempo affinch\u00e9 il bene
\n
sia pronto all\u2019uso, il prezzo di acquisto o il costo di produzione include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si sarebbero risparmiati,
\n
durante tale periodo, qualora l\u2019investimento non fosse stato fatto. In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle
\n
attivit\u00e0 e il ripristino dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento dell\u2019abbandono delle strutture,
\n
rilevati in contropartita a uno specifico fondo (v. punto \u201cFondi per lo smantellamento e il ripristino dei siti\u201d). Analoga impostazione \u00e8 adottata
\n
con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione di progetti sociali in aree di sviluppo petrolifero (c.d. social project). Non \u00e8 ammesso
\n
effettuare rivalutazioni delle attivit\u00e0 materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche.
\n
\n
Le attivit\u00e0 materiali sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile, intesa come la stima del periodo in cui l\u2019attivit\u00e0 sar\u00e0 utilizzata
\n
dall\u2019impresa.
\n
Quando l\u2019attivit\u00e0 materiale \u00e8 costituita da pi\u00f9 componenti significative aventi vite utili differenti, l\u2019ammortamento \u00e8 effettuato per ciascuna
\n
componente. Il valore da ammortizzare \u00e8 rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al termine della
\n
sua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti da revisione della
\n
vita utile dell\u2019asset, del valore residuo ovvero delle modalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici dell\u2019attivit\u00e0, sono rilevate prospetticamente.
\n
\n\n\n\n
\n
I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione delle attivit\u00e0 materiali sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale quando \u00e8 probabile che
\n
incrementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragioni di sicurezza
\n
o ambientali che, seppur non incrementando direttamente i benefici economici futuri delle attivit\u00e0 esistenti, sono necessari per lo svolgimento
\n
dell\u2019attivit\u00e0 aziendale.
\n
I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita utile; il
\n
valore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione \u00e8 rilevato a conto economico. Le migliorie non rimovibili apportate su beni
\n
condotti in leasing sono ammortizzate lungo la minore tra la vita utile delle migliorie stesse e la durata del leasing. Le spese di manutenzione
\n
e riparazione ordinarie, diverse dalle sostituzioni di componenti identificabili, che reintegrano e non incrementano le prestazioni dei beni, sono
\n
rilevate a conto economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenute.
\n
Le attivit\u00e0 materiali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro \u00e8 atteso
\n
dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8 rilevato a conto economico.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForPropertyPlantAndEquipmentExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag57": {
"value": "\n
\nATTIVIT\u00c0 MATERIALI
\nLe attivit\u00e0 materiali sono rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi
\naccessori di diretta imputazione necessari a rendere le attivit\u00e0 pronte all\u2019uso. Quando \u00e8 necessario un rilevante periodo di tempo affinch\u00e9 il bene
\nsia pronto all\u2019uso, il prezzo di acquisto o il costo di produzione include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si sarebbero risparmiati,
\ndurante tale periodo, qualora l\u2019investimento non fosse stato fatto. In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle
\nattivit\u00e0 e il ripristino dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento dell\u2019abbandono delle strutture,
\nrilevati in contropartita a uno specifico fondo (v. punto \u201cFondi per lo smantellamento e il ripristino dei siti\u201d). Analoga impostazione \u00e8 adottata
\ncon riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione di progetti sociali in aree di sviluppo petrolifero (c.d. social project). Non \u00e8 ammesso
\neffettuare rivalutazioni delle attivit\u00e0 materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche.
\n\n
Le attivit\u00e0 materiali sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile, intesa come la stima del periodo in cui l\u2019attivit\u00e0 sar\u00e0 utilizzata
\n
dall\u2019impresa.
\n
Quando l\u2019attivit\u00e0 materiale \u00e8 costituita da pi\u00f9 componenti significative aventi vite utili differenti, l\u2019ammortamento \u00e8 effettuato per ciascuna
\n
componente. Il valore da ammortizzare \u00e8 rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al termine della
\n
sua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti da revisione della
\n
vita utile dell\u2019asset, del valore residuo ovvero delle modalit\u00e0 di ottenimento dei benefici economici dell\u2019attivit\u00e0, sono rilevate prospetticamente.
\n
\n\n\n\n
I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione delle attivit\u00e0 materiali sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale quando \u00e8 probabile che
\nincrementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragioni di sicurezza
\no ambientali che, seppur non incrementando direttamente i benefici economici futuri delle attivit\u00e0 esistenti, sono necessari per lo svolgimento
\ndell\u2019attivit\u00e0 aziendale.
\nI costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita utile; il
\nvalore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione \u00e8 rilevato a conto economico. Le migliorie non rimovibili apportate su beni
\ncondotti in leasing sono ammortizzate lungo la minore tra la vita utile delle migliorie stesse e la durata del leasing. Le spese di manutenzione
\ne riparazione ordinarie, diverse dalle sostituzioni di componenti identificabili, che reintegrano e non incrementano le prestazioni dei beni, sono
\nrilevate a conto economico nell\u2019esercizio in cui sono sostenute.
\nLe attivit\u00e0 materiali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro \u00e8 atteso
\ndal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8 rilevato a conto economico.
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentPropertyExplanatory",
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}
},
"Tag59": {
"value": "\n
\nLEASING
\n14
\nUn contratto contiene o rappresenta un leasing se conferisce al contraente il diritto di controllare l\u2019utilizzo di un asset identificato per un periodo
\ndi tempo stabilito in cambio di un corrispettivo; tale diritto sussiste se il contratto attribuisce al locatario il diritto di dirigere l\u2019asset e ottenere
\nsostanzialmente tutti i benefici economici derivanti dal suo utilizzo.
\nAlla data in cui il bene \u00e8 reso disponibile per l\u2019uso (cd. commencement date), il locatario rileva un\u2019attivit\u00e0 per il diritto di utilizzo del bene (di
\nseguito anche \u201cright-of-use asset\u201d), e una passivit\u00e0 per l\u2019obbligazione ad effettuare i pagamenti previsti lungo la durata contrattuale (di seguito
\nanche \u201cpassivit\u00e0 per leasing\u201d o \u201clease liability\u201d)
\n15
\n. La durata del leasing \u00e8 determinata considerando il periodo non annullabile del contratto,
\nnonch\u00e9, ove vi sia la ragionevole certezza, anche i periodi considerati dalle opzioni di estensione ovvero connessi al mancato esercizio delle
\nopzioni di risoluzione anticipata del contratto.
\nLa passivit\u00e0 per leasing \u00e8 rilevata inizialmente ad un ammontare pari al valore attuale dei seguenti pagamenti
\n16
\n, non ancora effettuati alla
\ncommencement date: (i) pagamenti fissi, al netto di eventuali incentivi da ricevere; (ii) pagamenti variabili che dipendono da indici o tassi
\n 17
\n;
\n(iii) stima del pagamento che il locatario dovr\u00e0 effettuare a titolo di garanzia del valore residuo del bene locato; (iv) pagamento del prezzo
\ndi esercizio dell\u2019opzione di acquisto, se il locatario \u00e8 ragionevolmente certo di esercitarla; e (v) pagamento di penalit\u00e0 contrattuali per la
\nrisoluzione del leasing, se il locatario \u00e8 ragionevolmente certo di esercitare tale opzione. Tale valore attuale \u00e8 calcolato adottando il tasso di
\ninteresse implicito del leasing ovvero, qualora questo non fosse agevolmente determinabile, il tasso di finanziamento incrementale del locatario.
\nQuest\u2019ultimo \u00e8 definito tenendo conto della durata dei contratti di leasing, della periodicit\u00e0 dei pagamenti previsti contrattualmente, della valuta
\nnella quale essi sono denominati e delle caratteristiche dell\u2019ambiente economico del locatario (sintetizzate dal country risk premium attribuito
\nai singoli Paesi in cui opera Eni).
\nDopo la rilevazione iniziale, la passivit\u00e0 per leasing \u00e8 valutata sulla base del costo ammortizzato ed \u00e8 rideterminata, generalmente in contropartita
\nal valore di iscrizione del right-of-use asset correlato, in presenza di una variazione dei pagamenti dovuti prevalentemente a:(i) rinegoziazioni
\ncontrattuali che non danno origine ad un nuovo leasing separato; (ii) variazioni di indici o tassi a cui sono correlati i pagamenti variabili; o (iii)
\nmodifiche delle aspettative sull\u2019esercizio delle opzioni contrattualmente previste.
\nIl right-of-use asset \u00e8 inizialmente rilevato come sommatoria delle seguenti componenti: (i) l\u2019importo iniziale della lease liability; (ii) i costi diretti
\niniziali sostenuti dal locatario; (iii) eventuali pagamenti effettuati alla o prima della commencement date, al netto di eventuali incentivi ricevuti
\nda parte del locatore; e (iv) la stima dei costi che il locatario prevede di sostenere per lo smantellamento, la rimozione dell\u2019asset sottostante
\ne la bonifica del sito ovvero per riportare l\u2019asset nelle condizioni stabilite dal contratto. Successivamente alla rilevazione iniziale, il right-of-use
\nasset \u00e8 rettificato, tra l\u2019altro, per tener conto delle quote di ammortamento cumulate
\n18
\n e delle eventuali perdite di valore cumulate (v. punto
\n\u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d).
\nNel caso in cui gli ammortamenti del right-of-use asset e gli interessi passivi maturati sulla lease liability siano direttamente associati alla
\nrealizzazione di asset, essi sono capitalizzati su tali asset.
\nNell\u2019ambito dell\u2019attivit\u00e0 mineraria, l\u2019operatore di una joint operation non incorporata che sottoscrive un contratto di leasing come unico firmatario
\nrileva: (i) il 100% della lease liability, se sulla base delle previsioni contrattuali e di ogni altro elemento rilevante ai fini della valutazione \u00e8
\nconsiderato \u201cprimary responsible\u201d dell\u2019adempimento delle obbligazioni nei confronti del fornitore; e (ii) il 100% del right-of-use asset, fatti salvi
\ngli eventuali casi in cui sia ravvisabile contrattualmente la presenza di un sublease posto in essere con gli altri partner dell\u2019iniziativa mineraria
\n(c.d. follower).
\nLa quota di right-of-use asset iscritta dall\u2019operatore e riferibile agli altri partner dell\u2019iniziativa mineraria \u00e8 oggetto di recupero attraverso i
\nmeccanismi contrattuali della joint operation, che prevedono l\u2019addebito dei costi dell\u2019iniziativa di spettanza dei follower (billing) e relativo
\npagamento (cash call). I riaddebiti ai follower dei costi sono rilevati dall\u2019operatore come \u201cAltri ricavi e proventi\u201d nel conto economico e inclusi,
\nnel rendiconto finanziario, all\u2019interno del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa.
\nDifferentemente, quando il contratto di leasing \u00e8 sottoscritto da tutti i partecipanti all\u2019iniziativa mineraria, \u00e8 rilevata la quota di spettanza del
\nright-of-use asset e della lease liability sulla base del working interest detenuto.
\nNessuna rilevazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per leasing \u00e8 effettuata nei casi in cui Eni non sia considerata \u201cprimary responsible\u201d dell\u2019adempimento
\ndelle obbligazioni del contratto di leasing e non sia ravvisabile, contrattualmente, la presenza di un sublease. Quando i contratti di leasing
\nsono posti in essere da societ\u00e0 non controllate che svolgono il ruolo di operatore per conto delle societ\u00e0 partecipanti all\u2019iniziativa mineraria
\n(c.d. operating company), coerentemente con la previsione dei riaddebiti ai partecipanti dei costi connessi con lo svolgimento delle attivit\u00e0,
\n\u00e8 previsto il riconoscimento nei bilanci dei partecipanti all\u2019iniziativa mineraria della propria quota di right-of-use asset e di lease liability sulla
\nbase del working interest definito avuto riguardo alle previsioni, ove attendibilmente determinabili, dell\u2019utilizzo dei beni assunti in leasing.
\n14 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 eventuali servit\u00f9 di pas-
\nsaggio connesse con le attivit\u00e0 Oil & Gas.
\n15 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 modico valore.
\n16 Le non-lease component non sono generalmente oggetto di separata rilevazione, fatta eccezione per la componente servizio inclusa nel canone unico previsto dai principali contratti afferenti alle attivit\u00e0
\nupstream (drilling rig).
\n17 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 a conto economico
\ncome costi operativi lungo la durata del contratto di leasing.
\n\n
18 L\u2019ammortamento \u00e8 effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e fino al termine della vita utile del right-of-use asset. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la propriet\u00e0 dell\u2019asset
\n
al locatario al termine del leasing, o se il locatario \u00e8 ragionevolmente certo di esercitare un\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
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: OPERAZIONI DI LEASING
\n
Per quanto riguarda i contratti di leasing, la Direzione Aziendale effettua stime contabili ed esercita giudizi significativi con riferimento a: (i) la
\n
determinazione della durata dei leasing, tenendo conto di tutti i fatti e circostanze che generano un incentivo economico, o meno, all\u2019esercizio
\n
di eventuali opzioni di estensione e/o di risoluzione previste nel contratto; (ii) la determinazione del tasso di finanziamento incrementale del
\n
locatario; (iii) l\u2019individuazione e, ove appropriato, la separazione delle non-lease component, in assenza di un prezzo stand-alone osservabile per
\n
tali componenti, tenendo anche conto di approfondimenti svolti con esperti esterni; (iv) la rilevazione dei contratti di leasing afferenti a mezzi
\n
utilizzati nelle attivit\u00e0 Oil & Gas (principalmente drilling rig e FPSO) posti in essere in qualit\u00e0 di operatore dell\u2019iniziativa mineraria intrapresa
\n
nell\u2019ambito di una joint operation non incorporata avuto riguardo alle valutazioni sulla natura di \u201cprimary responsible\u201d dell\u2019operatore e alla
\n
verifica dei rapporti con gli altri partecipanti all\u2019iniziativa mineraria; (v) l\u2019identificazione dei pagamenti variabili e delle loro caratteristiche ai fini
\n
della stima per l\u2019inclusione, o meno, nella determinazione della lease liability.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n",
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"Tag63": {
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\n\n
\n
\n
\n
\n
ATTIVIT\u00c0 IMMATERIALI
\n
Le attivit\u00e0 immateriali, comprendono le attivit\u00e0 non monetarie prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall\u2019impresa e in grado di
\n
produrre benefici economici futuri, nonch\u00e9 il goodwill. Le attivit\u00e0 immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati al
\n
punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d. Non \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche.
\n
\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile; per l\u2019ammortamento valgono i
\n
criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d.
\n
\n\n\n\n
\n
Il goodwill e le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. Per la recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione
\n
del goodwill e delle altre attivit\u00e0 immateriali valgono i criteri indicati al punto \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d.
\n
\n
I costi connessi con l\u2019acquisizione di nuova clientela sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale purch\u00e9 ne sia dimostrata la recuperabilit\u00e0. Il valore di
\n
iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 immateriale afferente a tali costi contrattuali \u00e8 ammortizzato su una base sistematica coerente con il trasferimento al
\n
cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed \u00e8 sottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0.
\n
\n\n\n\n
\n
I costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo tecnologico, ivi inclusi i costi per lo sviluppo di progetti CCS (Carbon, Capture and Storage) antecedenti la
\n
costruzione dell\u2019infrastruttura fisica, sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo \u00e8 attendibilmente
\n
determinabile; (ii) vi \u00e8 l\u2019intenzione, la disponibilit\u00e0 di risorse finanziarie e la capacit\u00e0 tecnica a rendere l\u2019attivit\u00e0 disponibile all\u2019uso o alla vendita;
\n
(iii) \u00e8 dimostrabile che l\u2019attivit\u00e0 sia in grado di produrre benefici economici futuri.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro \u00e8 atteso
\n
dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8 rilevato a conto economico.
\n
\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIntangibleAssetsAndGoodwillExplanatory",
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"Tag64": {
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\n\n
\n
\n
ATTIVIT\u00c0 IMMATERIALI
\n
Le attivit\u00e0 immateriali, comprendono le attivit\u00e0 non monetarie prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall\u2019impresa e in grado di
\n
produrre benefici economici futuri, nonch\u00e9 il goodwill. Le attivit\u00e0 immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati al
\n
punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d. Non \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche.
\n
\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile; per l\u2019ammortamento valgono i
\n
criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d.
\n
\n\n\n\n
\n
Il goodwill e le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. Per la recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione
\n
del goodwill e delle altre attivit\u00e0 immateriali valgono i criteri indicati al punto \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d.
\n
\n
I costi connessi con l\u2019acquisizione di nuova clientela sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale purch\u00e9 ne sia dimostrata la recuperabilit\u00e0. Il valore di
\n
iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 immateriale afferente a tali costi contrattuali \u00e8 ammortizzato su una base sistematica coerente con il trasferimento al
\n
cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed \u00e8 sottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0.
\n
\n\n\n\n
\n
I costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo tecnologico, ivi inclusi i costi per lo sviluppo di progetti CCS (Carbon, Capture and Storage) antecedenti la
\n
costruzione dell\u2019infrastruttura fisica, sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo \u00e8 attendibilmente
\n
determinabile; (ii) vi \u00e8 l\u2019intenzione, la disponibilit\u00e0 di risorse finanziarie e la capacit\u00e0 tecnica a rendere l\u2019attivit\u00e0 disponibile all\u2019uso o alla vendita;
\n
(iii) \u00e8 dimostrabile che l\u2019attivit\u00e0 sia in grado di produrre benefici economici futuri.
\n
Le attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro \u00e8 atteso
\n
dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8 rilevato a conto economico.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n",
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"Tag65": {
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\n
\nATTIVIT\u00c0 IMMATERIALI
\nLe attivit\u00e0 immateriali, comprendono le attivit\u00e0 non monetarie prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall\u2019impresa e in grado di
\nprodurre benefici economici futuri, nonch\u00e9 il goodwill. Le attivit\u00e0 immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati al
\npunto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d. Non \u00e8 ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche.
\n\n
Le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile; per l\u2019ammortamento valgono i
\n
criteri indicati al punto \u201cAttivit\u00e0 materiali\u201d.
\n
\n\n\n\n
Il goodwill e le attivit\u00e0 immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. Per la recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione
\ndel goodwill e delle altre attivit\u00e0 immateriali valgono i criteri indicati al punto \u201cImpairment delle attivit\u00e0 non finanziarie\u201d.
\n\n
I costi connessi con l\u2019acquisizione di nuova clientela sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale purch\u00e9 ne sia dimostrata la recuperabilit\u00e0. Il valore di
\n
iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 immateriale afferente a tali costi contrattuali \u00e8 ammortizzato su una base sistematica coerente con il trasferimento al
\n
cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed \u00e8 sottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0.
\n
\n\n\n\n
I costi relativi all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo tecnologico, ivi inclusi i costi per lo sviluppo di progetti CCS (Carbon, Capture and Storage) antecedenti la
\ncostruzione dell\u2019infrastruttura fisica, sono rilevati all\u2019attivo patrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all\u2019attivit\u00e0 di sviluppo \u00e8 attendibilmente
\ndeterminabile; (ii) vi \u00e8 l\u2019intenzione, la disponibilit\u00e0 di risorse finanziarie e la capacit\u00e0 tecnica a rendere l\u2019attivit\u00e0 disponibile all\u2019uso o alla vendita;
\n(iii) \u00e8 dimostrabile che l\u2019attivit\u00e0 sia in grado di produrre benefici economici futuri.
\nLe attivit\u00e0 immateriali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro \u00e8 atteso
\ndal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita \u00e8 rilevato a conto economico.
\n
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\niscrizione dell\u2019attivit\u00e0 immateriale afferente a tali costi contrattuali \u00e8 ammortizzato su una base sistematica coerente con il trasferimento al
\ncliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed \u00e8 sottoposto a verifica di recuperabilit\u00e0.
\n
\n\n\n\n",
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"Tag68": {
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\n\n
IMPAIRMENT DELLE ATTIVIT\u00c0 NON FINANZIARIE
\n
La recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non finanziarie (attivit\u00e0 materiali, attivit\u00e0 immateriali e right-of-use asset) \u00e8 verificata quando eventi o modifiche
\n
delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.
\n
La valutazione di recuperabilit\u00e0 \u00e8 effettuata per singola cash generating unit (di seguito anche \u201cCGU\u201d) rappresentata dal pi\u00f9 piccolo insieme
\n
identificabile di attivit\u00e0 che genera flussi di cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attivit\u00e0. Le CGU possono
\n
includere i corporate asset, ossia attivit\u00e0 che non generano flussi di cassa autonomi, ma che contribuiscono ai flussi di cassa di una pluralit\u00e0
\n
di CGU; le quote di corporate asset sono attribuite ad una specifica CGU o, laddove non possibile, ad un aggregato pi\u00f9 ampio di CGU su
\n
basi ragionevoli e coerenti. I right-of-use asset, che generalmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati alla CGU a cui si
\n
riferiscono; i right-of-use asset non specificatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate asset. La recuperabilit\u00e0 del valore di
\n
iscrizione delle common facility del settore E&P \u00e8 verificata considerando il complesso dei valori recuperabili delle CGU che beneficiano
\n
dell\u2019infrastruttura comune. Con riferimento al goodwill, la verifica \u00e8 effettuata, almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che
\n
fanno presupporre una riduzione del valore, a livello del pi\u00f9 piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente
\n
o indirettamente, il ritorno dell\u2019investimento che include il goodwill stesso.
\n
La recuperabilit\u00e0 \u00e8 verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value,
\n
al netto dei costi di dismissione, e il valore d\u2019uso. Quest\u2019ultimo \u00e8 determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall\u2019uso della CGU
\n
e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei costi di dismissione.
\n
Ai fini della verifica della recuperabilit\u00e0 di cash generating unit che includono right-of-use asset significativi, la determinazione del valore d\u2019uso
\n
avviene, generalmente, escludendo dalla stima dei flussi di cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai pagamenti dei canoni
\n
di leasing considerati ai fini della determinazione della lease liability.
\n
Ai fini dell\u2019impairment test, si considerano anche gli esborsi che si prevede di sostenere per assicurare la compliance con la normativa in materia
\n
di emissioni di CO
\n
2
\n
(ad es. Emission Trading Scheme) ovvero che si prevede di sostenere su base volontaria (ad es. gli esborsi connessi con i
\n
certificati forestali acquistati o prodotti in coerenza con la strategia di decarbonizzazione della societ\u00e0 di seguito anche \u201cforestry\u201d).
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n
In particolare, in sede di determinazione del valore d\u2019uso, avuto riguardo agli obiettivi connessi con la strategia di decarbonizzazione sono
\n
considerati gli esborsi per iniziative di forestry ad integrazione delle previsioni degli esborsi operativi; al riguardo, anche considerato che le
\n
iniziative forestali possono essere sviluppate in Paesi dove non \u00e8 presente Eni e tenuto conto della difficolt\u00e0 di operare un\u2019allocazione, su basi
\n
ragionevoli e coerenti, alle differenti CGU del settore di riferimento, i relativi esborsi, attualizzati, sono considerati a riduzione del complessivo
\n
headroom del settore E&P.
\n
Ai fini della determinazione del valore d\u2019uso, i flussi di cassa previsti sono oggetto di attualizzazione ad un tasso che riflette le valutazioni
\n
correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell\u2019attivit\u00e0 non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In particolare,
\n
il tasso di sconto utilizzato \u00e8 il Weighted Average Cost of Capital (WACC) rettificato del rischio Paese specifico in cui si trova la CGU oggetto
\n
di valutazione. La valorizzazione del rischio Paese specifico da includere nel tasso di sconto \u00e8 definita sulla base delle informazioni fornite da
\n
provider esterni. I WACC sono differenziati in funzione della rischiosit\u00e0 espressa dai settori/business in cui opera l\u2019attivit\u00e0. In particolare, per le
\n
attivit\u00e0 appartenenti ai settori e ai business diversi da E&P e REVT (Refining EVolution and Transformation), la relativa rischiosit\u00e0 \u00e8 stata definita
\n
sulla base di un campione di societ\u00e0 comparabili; per il settore E&P e il business REVT, la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata, in maniera residuale, come
\n
differenza tra quella complessiva Eni e quella degli altri settori/business. Il valore d\u2019uso \u00e8 determinato al netto dell\u2019effetto fiscale in quanto
\n
questo metodo produce valori sostanzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa al lordo delle imposte ad un tasso
\n
di sconto ante imposte derivato, in via iterativa, dal risultato della valutazione post imposte.
\n
Quando il valore di iscrizione della CGU comprensivo del goodwill a essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svalutazioni
\n
degli asset non correnti che fanno parte della cash generating unit, \u00e8 superiore al valore recuperabile, la differenza \u00e8 oggetto di svalutazione
\n
ed \u00e8 attribuita in via prioritaria al goodwill fino a concorrenza del suo ammontare; l\u2019eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goodwill
\n
\u00e8 imputata pro quota al valore di libro degli asset che costituiscono la CGU, fino all\u2019ammontare del relativo valore recuperabile.
\n
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le attivit\u00e0 sono rivalutate e la rettifica \u00e8 rilevata a conto economico; la ripresa di
\n
valore \u00e8 effettuata per un importo pari al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente
\n
effettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione. Le svalutazioni
\n
del goodwill non sono oggetto di ripresa di valore.
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n
SVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
La valutazione della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL \u00e8 effettuata sulla base
\n
del c.d. expected credit loss model
\n
19
\n
.
\n
In particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sulla base del prodotto tra: (i) l\u2019esposizione vantata verso la controparte al
\n
netto delle relative mitiganti (c.d. Exposure At Default o EAD); (ii) la probabilit\u00e0 che la controparte non ottemperi alla propria obbligazione di
\n
pagamento (c.d. Probability of Default o PD); (iii) la stima, in termini percentuali, della quantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in
\n
caso di default (c.d. Loss Given Default o LGD) definita, sulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacit\u00e0 di recupero) e delle
\n
possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni stragiudiziali, contenziosi legali, ecc.).
\n
Con riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la determinazione della Probability of Default delle controparti sono stati adottati i
\n
rating interni, gi\u00e0 utilizzati ai fini dell\u2019affidamento commerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di back-testing; per le controparti
\n
rappresentate da Entit\u00e0 Statali, ed in particolare per le National Oil Company, la Probability of Default, rappresentata essenzialmente dalla
\n
probabilit\u00e0 di un ritardato pagamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale dato di input, i country risk premium adottati ai fini della determinazione
\n
dei WACC per l\u2019impairment degli asset non finanziari. Per la clientela per la quale non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese
\n
\u00e8 basata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove opportuno, i crediti in cluster di clientela omogenei ai quali applicare percentuali
\n
di svalutazione definite sulla base dell\u2019esperienza di perdite pregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazioni previsionali
\n
in merito al rischio di credito della controparte o di cluster di controparti.
\n
Tenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si considerano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni
\n
ovvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per le quali sono in corso azioni di ristrutturazione/rinegoziazione. Sono definite
\n
in contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati o si \u00e8 in procinto di attivare interventi di recupero del credito tramite procedimenti
\n
legali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali e degli altri crediti sono rilevate nel conto economico, al netto delle eventuali riprese di
\n
valore, nella voce \u201cRiprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti\u201d.
\n
La recuperabilit\u00e0 dei crediti finanziari concessi a societ\u00e0 collegate e joint venture, il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile nel
\n
prevedibile futuro, e che nella sostanza rappresentano un ulteriore investimento nelle stesse, \u00e8 valutata, in primo luogo, sulla base dell\u2019expected
\n
credit loss model e, in secondo luogo, unitamente alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata/joint venture, applicando i criteri indicati nel
\n
punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d. Nella applicazione dell\u2019expected credit loss model non si considerano le eventuali rettifiche del valore di
\n
iscrizione dei long-term interest derivanti dall\u2019applicazione dei criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: SVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
La quantificazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie comporta valutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti quali,
\n
tra l\u2019altro, la probabilit\u00e0 di default delle controparti (PD), la valutazione delle eventuali mitiganti dell\u2019esposizione, la previsione sulla quantit\u00e0 di
\n
credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in caso di default (LGD), nonch\u00e9 il processo di clusterizzazione della clientela.
\n
Maggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determinazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie sono forniti nella
\n
nota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.
\n
\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n
19 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 expected credit loss rilevate
\n
con riferimento alle garanzie emesse non sono rilevanti.
\n
\n\n\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag70": {
"value": "\nIMPAIRMENT DELLE ATTIVIT\u00c0 NON FINANZIARIE
\nLa recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non finanziarie (attivit\u00e0 materiali, attivit\u00e0 immateriali e right-of-use asset) \u00e8 verificata quando eventi o modifiche
\ndelle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.
\nLa valutazione di recuperabilit\u00e0 \u00e8 effettuata per singola cash generating unit (di seguito anche \u201cCGU\u201d) rappresentata dal pi\u00f9 piccolo insieme
\nidentificabile di attivit\u00e0 che genera flussi di cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attivit\u00e0. Le CGU possono
\nincludere i corporate asset, ossia attivit\u00e0 che non generano flussi di cassa autonomi, ma che contribuiscono ai flussi di cassa di una pluralit\u00e0
\ndi CGU; le quote di corporate asset sono attribuite ad una specifica CGU o, laddove non possibile, ad un aggregato pi\u00f9 ampio di CGU su
\nbasi ragionevoli e coerenti. I right-of-use asset, che generalmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati alla CGU a cui si
\nriferiscono; i right-of-use asset non specificatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate asset. La recuperabilit\u00e0 del valore di
\niscrizione delle common facility del settore E&P \u00e8 verificata considerando il complesso dei valori recuperabili delle CGU che beneficiano
\ndell\u2019infrastruttura comune. Con riferimento al goodwill, la verifica \u00e8 effettuata, almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che
\nfanno presupporre una riduzione del valore, a livello del pi\u00f9 piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente
\no indirettamente, il ritorno dell\u2019investimento che include il goodwill stesso.
\nLa recuperabilit\u00e0 \u00e8 verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value,
\nal netto dei costi di dismissione, e il valore d\u2019uso. Quest\u2019ultimo \u00e8 determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall\u2019uso della CGU
\ne, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei costi di dismissione.
\nAi fini della verifica della recuperabilit\u00e0 di cash generating unit che includono right-of-use asset significativi, la determinazione del valore d\u2019uso
\navviene, generalmente, escludendo dalla stima dei flussi di cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai pagamenti dei canoni
\ndi leasing considerati ai fini della determinazione della lease liability.
\nAi fini dell\u2019impairment test, si considerano anche gli esborsi che si prevede di sostenere per assicurare la compliance con la normativa in materia
\ndi emissioni di CO
\n2
\n (ad es. Emission Trading Scheme) ovvero che si prevede di sostenere su base volontaria (ad es. gli esborsi connessi con i
\ncertificati forestali acquistati o prodotti in coerenza con la strategia di decarbonizzazione della societ\u00e0 di seguito anche \u201cforestry\u201d).
\n
\n\n\n\n\nIn particolare, in sede di determinazione del valore d\u2019uso, avuto riguardo agli obiettivi connessi con la strategia di decarbonizzazione sono
\nconsiderati gli esborsi per iniziative di forestry ad integrazione delle previsioni degli esborsi operativi; al riguardo, anche considerato che le
\niniziative forestali possono essere sviluppate in Paesi dove non \u00e8 presente Eni e tenuto conto della difficolt\u00e0 di operare un\u2019allocazione, su basi
\nragionevoli e coerenti, alle differenti CGU del settore di riferimento, i relativi esborsi, attualizzati, sono considerati a riduzione del complessivo
\nheadroom del settore E&P.
\nAi fini della determinazione del valore d\u2019uso, i flussi di cassa previsti sono oggetto di attualizzazione ad un tasso che riflette le valutazioni
\ncorrenti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell\u2019attivit\u00e0 non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In particolare,
\nil tasso di sconto utilizzato \u00e8 il Weighted Average Cost of Capital (WACC) rettificato del rischio Paese specifico in cui si trova la CGU oggetto
\ndi valutazione. La valorizzazione del rischio Paese specifico da includere nel tasso di sconto \u00e8 definita sulla base delle informazioni fornite da
\nprovider esterni. I WACC sono differenziati in funzione della rischiosit\u00e0 espressa dai settori/business in cui opera l\u2019attivit\u00e0. In particolare, per le
\nattivit\u00e0 appartenenti ai settori e ai business diversi da E&P e REVT (Refining EVolution and Transformation), la relativa rischiosit\u00e0 \u00e8 stata definita
\nsulla base di un campione di societ\u00e0 comparabili; per il settore E&P e il business REVT, la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata, in maniera residuale, come
\ndifferenza tra quella complessiva Eni e quella degli altri settori/business. Il valore d\u2019uso \u00e8 determinato al netto dell\u2019effetto fiscale in quanto
\nquesto metodo produce valori sostanzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa al lordo delle imposte ad un tasso
\ndi sconto ante imposte derivato, in via iterativa, dal risultato della valutazione post imposte.
\nQuando il valore di iscrizione della CGU comprensivo del goodwill a essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svalutazioni
\ndegli asset non correnti che fanno parte della cash generating unit, \u00e8 superiore al valore recuperabile, la differenza \u00e8 oggetto di svalutazione
\ned \u00e8 attribuita in via prioritaria al goodwill fino a concorrenza del suo ammontare; l\u2019eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goodwill
\n\u00e8 imputata pro quota al valore di libro degli asset che costituiscono la CGU, fino all\u2019ammontare del relativo valore recuperabile.
\nQuando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le attivit\u00e0 sono rivalutate e la rettifica \u00e8 rilevata a conto economico; la ripresa di
\nvalore \u00e8 effettuata per un importo pari al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente
\neffettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione. Le svalutazioni
\ndel goodwill non sono oggetto di ripresa di valore.
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfNonfinancialAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag72": {
"value": "\nCONTRIBUTI IN CONTO CAPITALE
\nI contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli organi
\ngovernativi concedenti per il loro ottenimento e sono rilevati a riduzione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attivit\u00e0 cui
\nsi riferiscono.
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForGovernmentGrants",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag73": {
"value": "\nRIMANENZE
\nLe rimanenze, incluse le scorte d\u2019obbligo, sono valutate al minore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di realizzo; quest\u2019ultimo
\nvalore \u00e8 rappresentato dall\u2019ammontare che l\u2019impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell\u2019attivit\u00e0, al netto dei
\ncosti stimati per il completamento e per realizzare la vendita, ovvero, relativamente ai volumi di rimanenze di greggio e prodotti petroliferi sui
\nquali insistono contratti di cessione gi\u00e0 stipulati, dal prezzo di vendita pattuito. Le rimanenze derivanti da acquisti operati nella prospettiva di
\nuna rivendita nel breve periodo e dell\u2019ottenimento di benefici economici derivanti dalle fluttuazioni del prezzo sono valutate al fair value al netto
\ndei costi di vendita con imputazione degli effetti a conto economico. I materiali e gli altri beni di consumo posseduti per essere impiegati nel
\nprocesso produttivo non sono oggetto di svalutazione qualora ci si attenda che i prodotti finiti nei quali verranno incorporati saranno venduti
\nad un prezzo tale da consentire il recupero del costo sostenuto.
\nIl costo delle rimanenze di idrocarburi (greggio, condensati e gas naturale) e di prodotti petroliferi \u00e8 determinato applicando il metodo del
\ncosto medio ponderato su base trimestrale ovvero, quando la finalit\u00e0 di utilizzo e la velocit\u00e0 di rigiro (turnover) delle rimanenze di greggio
\ne prodotti petroliferi lo giustificano, su un differente arco temporale (ad es. mensile); quello dei prodotti chimici \u00e8 determinato applicando il
\ncosto medio ponderato su base annuale.
\nIn presenza di clausole di \u201ctake-or-pay\u201d all\u2019interno di contratti di approvvigionamento a lungo termine di gas naturale, i volumi di gas non ritirati
\nche determinino l\u2019attivazione della clausola \u201cpay\u201d, valorizzati alle formule di prezzo previste contrattualmente, sono rilevati nella voce \u201cAltre
\nattivit\u00e0\u201d come \u201cdeferred cost\u201d in contropartita alla voce \u201cDebiti commerciali e altri debiti\u201d ovvero all\u2019esborso effettuato per il relativo regolamento.
\nI deferred cost stanziati sono imputati a conto economico: (i) all\u2019atto dell\u2019effettivo ritiro del gas naturale, partecipando alla determinazione del
\ncosto medio ponderato del magazzino; (ii) per la parte non recuperabile quando si configura l\u2019impossibilit\u00e0 di ritirare il gas precedentemente non
\nprelevato, secondo le tempistiche contrattualmente previste. Inoltre, i deferred cost stanziati sono oggetto di valutazione, al fine di verificarne
\nla recuperabilit\u00e0 economica, confrontando il loro valore di iscrizione con il relativo valore netto di realizzo.
\n
\n\n\n\n\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPAIRMENT DELLE ATTIVIT\u00c0 NON FINANZIARIE
\nLa verifica della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 non finanziarie dipende dalle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi e altamente
\nincerti, tra i quali, l\u2019evoluzione dei prezzi delle commodity e dei tassi di attualizzazione, le previsioni in merito ai costi di sviluppo e produzione,
\nl\u2019impatto dell\u2019inflazione e dell\u2019evoluzione tecnologica, le previsioni sui profili produttivi e sulle condizioni della domanda e dell\u2019offerta su scala
\nglobale o regionale anche in relazione al processo di decarbonizzazione, gli impatti delle modifiche normative e regolamentari, ecc. Il giudizio
\ndella Direzione Aziendale \u00e8 richiesto anche nella definizione delle CGU e individuazione dell\u2019appropriato livello di raggruppamento delle stesse
\nai fini della verifica della recuperabilit\u00e0 del valore di iscrizione del goodwill, dei corporate asset e delle common facility nel settore E&P. In
\nparticolare, le CGU sono definite considerando, tra l\u2019altro, le modalit\u00e0 con cui il management controlla l\u2019attivit\u00e0 operativa (ad es. per linee di
\nbusiness) o assume decisioni in merito a mantenere operativi o dismettere i beni e le attivit\u00e0 della societ\u00e0. Analoghe considerazioni rilevano
\nanche ai fini della verifica della recuperabilit\u00e0 fisica dei deferred cost (v. anche punto \u201cRimanenze\u201d) afferenti ai volumi di gas naturale non ritirati
\na fronte di contratti di approvvigionamento a lungo termine che prevedono clausole di \u201ctake-or-pay\u201d.
\nI flussi di cassa attesi utilizzati per la definizione del valore recuperabile sono quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento della
\nstima sulla base di giudizi soggettivi sull\u2019andamento di variabili future, quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi.
\nRelativamente ai prezzi delle commodity, il management assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico-finanziarie e per la
\nvalutazione a vita intera degli investimenti; tale scenario \u00e8 oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione (v. punto \u201cStime
\ncontabili e giudizi significativi formulati per tener conto degli impatti dei rischi climatici\u201d). Inoltre, la stima dei flussi di cassa futuri, che incorpora
\ni trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente potranno delinearsi, \u00e8 effettuata tenendo conto: (i) del percorso evolutivo del
\nsistema energetico futuro, (ii) dei fondamentali dei diversi mercati energetici; nonch\u00e9 (iii) del costante benchmark con le view di banche d\u2019affari e
\naltri istituti specializzati. Nel caso dell\u2019attivit\u00e0 mineraria, i flussi di cassa attesi sono stimati sulla base del complesso delle riserve certe e probabili,
\nnonch\u00e9, tra l\u2019altro, dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla produzione. In limitati casi (ad es. per i titoli minerari acquisiti
\nda terzi in sede di business combination), i flussi di cassa attesi tengono conto anche delle riserve possibili opportunamente rischiate, laddove
\nconsiderate ai fini della determinazione del corrispettivo pagato. La stima del futuro livello di produzione \u00e8 basata su assunzioni relative al prezzo
\nfuturo delle commodity, ai costi operativi, ai costi di sviluppo ed estrazione, al declino dei campi e altri fattori. Maggiori dettagli in merito alle
\nprincipali assunzioni sottostanti la determinazione del valore recuperabile delle attivit\u00e0 non finanziarie sono forniti nella nota n. 15 - Riprese di
\nvalore (svalutazioni) nette di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing. Variabilit\u00e0 dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForMeasuringInventories",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag75": {
"value": "\n
\n
\nSTRUMENTI FINANZIARI
\n\n
ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
In funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di business adottato per la relativa gestione, le attivit\u00e0 finanziarie detenute dal
\n
Gruppo sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato; e (ii) attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair
\n
value con imputazione degli effetti a conto economico.
\n
La rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le attivit\u00e0 finanziarie diverse da quelle valutate al fair value con imputazione degli
\n
effetti a conto economico, dei costi di transazione direttamente attribuibili. Per i crediti commerciali privi di una significativa componente
\n
finanziaria, il valore di rilevazione iniziale \u00e8 rappresentato dal prezzo della transazione.
\n
Successivamente alla rilevazione iniziale, le attivit\u00e0 finanziarie che generano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente di
\n
pagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortizzato se possedute con la finalit\u00e0 di incassarne i flussi di cassa contrattuali
\n
(c.d. business model hold to collect). Per le attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato sono rilevati a conto economico gli interessi attivi
\n
determinati sulla base del tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le svalutazioni (v. punto \u201cSvalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie\u201d).
\n
\n
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al costo ammortizzato sono valutate al fair value con imputazione degli
\n
effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in tale categoria le attivit\u00e0 finanziarie possedute con finalit\u00e0 di trading nonch\u00e9 i portafogli
\n
di attivit\u00e0 finanziarie gestiti e monitorati sulla base del relativo fair value.
\n\n\n
\n
Gli interessi attivi maturati su tali attivit\u00e0 finanziarie concorrono alla
\n
valutazione complessiva del relativo fair value e sono rilevati, all\u2019interno dei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, nella sottovoce \u201cProventi (oneri) netti
\n
su attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico\u201d.
\n
Quando l\u2019acquisto o la vendita di attivit\u00e0 finanziarie avviene secondo un contratto che prevede il regolamento dell\u2019operazione e la consegna
\n
dell\u2019attivit\u00e0 entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzioni del mercato (ad es. acquisto
\n
di titoli su mercati regolamentati), l\u2019operazione \u00e8 rilevata alla data del regolamento.
\n
\n\n\n
\n
DISPONIBILIT\u00c0 LIQUIDE ED EQUIVALENTI
\n
Le disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti comprendono la cassa, i depositi a vista, nonch\u00e9 le attivit\u00e0 finanziarie originariamente esigibili,
\n
generalmente, entro 3 mesi, prontamente convertibili in cassa e sottoposte ad un irrilevante rischio di variazione di valore.
\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n
\n
\n\n
\n
\n
SVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
La valutazione della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL \u00e8 effettuata sulla base
\n
del c.d. expected credit loss model
\n
19
\n
.
\n
In particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sulla base del prodotto tra: (i) l\u2019esposizione vantata verso la controparte al
\n
netto delle relative mitiganti (c.d. Exposure At Default o EAD); (ii) la probabilit\u00e0 che la controparte non ottemperi alla propria obbligazione di
\n
pagamento (c.d. Probability of Default o PD); (iii) la stima, in termini percentuali, della quantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in
\n
caso di default (c.d. Loss Given Default o LGD) definita, sulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacit\u00e0 di recupero) e delle
\n
possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni stragiudiziali, contenziosi legali, ecc.).
\n
Con riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la determinazione della Probability of Default delle controparti sono stati adottati i
\n
rating interni, gi\u00e0 utilizzati ai fini dell\u2019affidamento commerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di back-testing; per le controparti
\n
rappresentate da Entit\u00e0 Statali, ed in particolare per le National Oil Company, la Probability of Default, rappresentata essenzialmente dalla
\n
probabilit\u00e0 di un ritardato pagamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale dato di input, i country risk premium adottati ai fini della determinazione
\n
dei WACC per l\u2019impairment degli asset non finanziari. Per la clientela per la quale non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese
\n
\u00e8 basata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove opportuno, i crediti in cluster di clientela omogenei ai quali applicare percentuali
\n
di svalutazione definite sulla base dell\u2019esperienza di perdite pregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazioni previsionali
\n
in merito al rischio di credito della controparte o di cluster di controparti.
\n
Tenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si considerano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni
\n
ovvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per le quali sono in corso azioni di ristrutturazione/rinegoziazione. Sono definite
\n
in contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati o si \u00e8 in procinto di attivare interventi di recupero del credito tramite procedimenti
\n
legali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali e degli altri crediti sono rilevate nel conto economico, al netto delle eventuali riprese di
\n
valore, nella voce \u201cRiprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti\u201d.
\n
La recuperabilit\u00e0 dei crediti finanziari concessi a societ\u00e0 collegate e joint venture, il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile nel
\n
prevedibile futuro, e che nella sostanza rappresentano un ulteriore investimento nelle stesse, \u00e8 valutata, in primo luogo, sulla base dell\u2019expected
\n
credit loss model e, in secondo luogo, unitamente alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata/joint venture, applicando i criteri indicati nel
\n
punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d. Nella applicazione dell\u2019expected credit loss model non si considerano le eventuali rettifiche del valore di
\n
iscrizione dei long-term interest derivanti dall\u2019applicazione dei criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: SVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
La quantificazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie comporta valutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti quali,
\n
tra l\u2019altro, la probabilit\u00e0 di default delle controparti (PD), la valutazione delle eventuali mitiganti dell\u2019esposizione, la previsione sulla quantit\u00e0 di
\n
credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in caso di default (LGD), nonch\u00e9 il processo di clusterizzazione della clientela.
\n
Maggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determinazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie sono forniti nella
\n
nota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
PARTECIPAZIONI MINORITARIE
\nLe partecipazioni minoritarie, in quanto non possedute per finalit\u00e0 di trading, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti nella
\nriserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo, senza previsione del loro rigiro a conto economico in caso
\ndi realizzo; differentemente, i dividendi provenienti da tali partecipazioni sono rilevati a conto economico.
\n\n
PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
Le passivit\u00e0 finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi di
\n
transazione direttamente attribuibili, e sono successivamente valutate al costo ammortizzato.
\n
Le obbligazioni sustainability-linked, ossia obbligazioni caratterizzate da un potenziale incremento del relativo tasso di interesse per riflettere
\n
le performance dell\u2019emittente in termini di raggiungimento di obiettivi di sostenibilit\u00e0 (c.d. metrica ESG), sono valutate al costo ammortizzato.
\n
La variazione del tasso di interesse comporta generalmente un aggiornamento prospettico del tasso di interesse effettivo. L\u2019emissione di un
\n
prestito obbligazionario convertibile in azioni dell\u2019emittente (privo di opzioni sostanziali di regolamento alternativo per cassa) determina la
\n
separata rilevazione delle componenti dello strumento rappresentate dalla componente debito, valutata al costo ammortizzato, e dall\u2019opzione di
\n
conversione in azione dell\u2019emittente, rilevata a patrimonio netto. Eventuali costi di transazione sono ripartiti proporzionalmente tra la passivit\u00e0
\n
finanziaria e lo strumento di equity.
\n
\n\n\n
\n
\n
\n
19 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 expected credit loss rilevate
\n
con riferimento alle garanzie emesse non sono rilevanti.
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n\n
\n
\n
GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
Le societ\u00e0 del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori accordi di supplier finance arrangement (supply chain finance, payable
\n
finance, reverse factoring e accordi similari) funzionali all\u2019ottenimento di dilazioni di pagamento rispetto ai termini originari, senza prevedere
\n
il necessario ed automatico coinvolgimento di un intermediario finanziario. In tali fattispecie, la Direzione Aziendale esprime un giudizio
\n
in merito alla possibilit\u00e0 di continuare a classificare i debiti verso il fornitore come commerciali/relativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento ovvero
\n
di riclassificarli come debiti finanziari. Ai fini dell\u2019espressione di tale giudizio, la Direzione Aziendale tiene conto dei termini di pagamento
\n
rispetto alla prassi del settore di riferimento, dell\u2019eventuale rilascio di garanzie aggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza utile ai fini della
\n
valutazione. La classificazione del debito come di natura finanziaria determina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del debito,
\n
una variazione non monetaria, senza impatti sul rendiconto finanziario; (ii) all\u2019atto del regolamento, la presentazione del relativo esborso
\n
nell\u2019ambito del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento.
\n
Con riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Direzione Aziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa
\n
avere impatti sulle operations tali da pregiudicare la capacit\u00e0 reddituale dell\u2019emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito.
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING
\n
Gli strumenti finanziari derivati sono attivit\u00e0 e passivit\u00e0 rilevate e valutate al fair value. Nell\u2019ambito della strategia e degli obiettivi definiti per
\n
la gestione del rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura richiede: (i) la verifica dell\u2019esistenza di una relazione economica
\n
tra l\u2019oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione non
\n
sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la definizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione del rischio,
\n
nell\u2019ambito della strategia di risk management definita, effettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento (rebalancing). Le
\n
modifiche degli obiettivi di risk management, il venir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni come
\n
di copertura ovvero l\u2019attivazione di operazioni di ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, totale o parziale, della copertura.
\n
Quando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. copertura della
\n
variabilit\u00e0 del fair value di attivit\u00e0/passivit\u00e0 a tasso fisso), essi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico;
\n
coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value associate al
\n
rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipologia di strumento.
\n
Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. copertura
\n
della variabilit\u00e0 dei flussi di cassa di attivit\u00e0/passivit\u00e0 per effetto delle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei derivati
\n
considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo e
\n
successivamente imputate a conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall\u2019operazione coperta. Nel caso di copertura
\n
di transazioni future che comportano l\u2019iscrizione di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 non finanziaria, le variazioni cumulate del fair value dei derivati
\n
di copertura, rilevate nel patrimonio netto, sono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0/passivit\u00e0 non finanziaria oggetto della
\n
copertura (c.d. basis adjustment).
\n
Le variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico \u201cProventi
\n
(oneri) finanziari\u201d; differentemente, le variazioni del fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity sono rilevate
\n
nella voce di conto economico \u201cAltri proventi (oneri) operativi\u201d.
\n
I derivati impliciti, incorporati all\u2019interno di attivit\u00e0 finanziarie, non sono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l\u2019intero strumento
\n
ibrido \u00e8 classificato in base ai criteri generali previsti per le attivit\u00e0 finanziarie (v. punto \u201cAttivit\u00e0 finanziarie\u201d). Differentemente, i derivati impliciti
\n
incorporati all\u2019interno di passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e/o attivit\u00e0 non finanziarie, sono scorporati se le caratteristiche
\n
economiche e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi del contratto principale.
\n
La verifica dell\u2019esistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare separatamente \u00e8 effettuata al momento in cui l\u2019impresa entra a far parte
\n
del contratto e, successivamente, in presenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino significative variazioni dei flussi di
\n
cassa generati dallo stesso.
\n
Gli effetti economici delle transazioni relative all\u2019acquisto o vendita di commodity, stipulate a fronte di esigenze dell\u2019impresa per il normale
\n
svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 e per le quali \u00e8 previsto il regolamento attraverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza
\n
economica (c.d. own-use exemption).
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n
COMPENSAZIONE DI ATTIVIT\u00c0 E PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
Le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie sono compensate quando si ha il diritto legale alla compensazione, correntemente esercitabile, e si ha
\n
l\u2019intenzione di regolare il rapporto su base netta (ovvero di realizzare l\u2019attivit\u00e0 e contemporaneamente estinguere la passivit\u00e0).
\n
\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
ELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVIT\u00c0 E PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
Le attivit\u00e0 finanziarie cedute sono eliminate quando i diritti contrattuali connessi all\u2019ottenimento dei flussi di cassa associati allo strumento
\n
finanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l\u2019obbligazione
\n
specificata nel contratto \u00e8 adempiuta, cancellata o scaduta.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialInstrumentsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag78": {
"value": "\nATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nIn funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di business adottato per la relativa gestione, le attivit\u00e0 finanziarie detenute dal
\nGruppo sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato; e (ii) attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair
\nvalue con imputazione degli effetti a conto economico.
\nLa rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le attivit\u00e0 finanziarie diverse da quelle valutate al fair value con imputazione degli
\neffetti a conto economico, dei costi di transazione direttamente attribuibili. Per i crediti commerciali privi di una significativa componente
\nfinanziaria, il valore di rilevazione iniziale \u00e8 rappresentato dal prezzo della transazione.
\nSuccessivamente alla rilevazione iniziale, le attivit\u00e0 finanziarie che generano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente di
\npagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortizzato se possedute con la finalit\u00e0 di incassarne i flussi di cassa contrattuali
\n(c.d. business model hold to collect). Per le attivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato sono rilevati a conto economico gli interessi attivi
\ndeterminati sulla base del tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le svalutazioni (v. punto \u201cSvalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie\u201d).
\n
\n\n
Le attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al costo ammortizzato sono valutate al fair value con imputazione degli
\n
effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in tale categoria le attivit\u00e0 finanziarie possedute con finalit\u00e0 di trading nonch\u00e9 i portafogli
\n
di attivit\u00e0 finanziarie gestiti e monitorati sulla base del relativo fair value.
\n\n\n
Gli interessi attivi maturati su tali attivit\u00e0 finanziarie concorrono alla
\nvalutazione complessiva del relativo fair value e sono rilevati, all\u2019interno dei \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d, nella sottovoce \u201cProventi (oneri) netti
\nsu attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico\u201d.
\nQuando l\u2019acquisto o la vendita di attivit\u00e0 finanziarie avviene secondo un contratto che prevede il regolamento dell\u2019operazione e la consegna
\ndell\u2019attivit\u00e0 entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzioni del mercato (ad es. acquisto
\ndi titoli su mercati regolamentati), l\u2019operazione \u00e8 rilevata alla data del regolamento.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag79": {
"value": "\nLe attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al costo ammortizzato sono valutate al fair value con imputazione degli
\neffetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in tale categoria le attivit\u00e0 finanziarie possedute con finalit\u00e0 di trading nonch\u00e9 i portafogli
\ndi attivit\u00e0 finanziarie gestiti e monitorati sulla base del relativo fair value.
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialInstrumentsAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag80": {
"value": "\nDISPONIBILIT\u00c0 LIQUIDE ED EQUIVALENTI
\nLe disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti comprendono la cassa, i depositi a vista, nonch\u00e9 le attivit\u00e0 finanziarie originariamente esigibili,
\ngeneralmente, entro 3 mesi, prontamente convertibili in cassa e sottoposte ad un irrilevante rischio di variazione di valore.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyToDetermineComponentsOfCashAndCashEquivalents",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag82": {
"value": "\nSVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLa valutazione della recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL \u00e8 effettuata sulla base
\ndel c.d. expected credit loss model
\n19
\n.
\nIn particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sulla base del prodotto tra: (i) l\u2019esposizione vantata verso la controparte al
\nnetto delle relative mitiganti (c.d. Exposure At Default o EAD); (ii) la probabilit\u00e0 che la controparte non ottemperi alla propria obbligazione di
\npagamento (c.d. Probability of Default o PD); (iii) la stima, in termini percentuali, della quantit\u00e0 di credito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in
\ncaso di default (c.d. Loss Given Default o LGD) definita, sulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacit\u00e0 di recupero) e delle
\npossibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni stragiudiziali, contenziosi legali, ecc.).
\nCon riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la determinazione della Probability of Default delle controparti sono stati adottati i
\nrating interni, gi\u00e0 utilizzati ai fini dell\u2019affidamento commerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di back-testing; per le controparti
\nrappresentate da Entit\u00e0 Statali, ed in particolare per le National Oil Company, la Probability of Default, rappresentata essenzialmente dalla
\nprobabilit\u00e0 di un ritardato pagamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale dato di input, i country risk premium adottati ai fini della determinazione
\ndei WACC per l\u2019impairment degli asset non finanziari. Per la clientela per la quale non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese
\n\u00e8 basata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove opportuno, i crediti in cluster di clientela omogenei ai quali applicare percentuali
\ndi svalutazione definite sulla base dell\u2019esperienza di perdite pregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazioni previsionali
\nin merito al rischio di credito della controparte o di cluster di controparti.
\nTenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si considerano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni
\novvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per le quali sono in corso azioni di ristrutturazione/rinegoziazione. Sono definite
\nin contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati o si \u00e8 in procinto di attivare interventi di recupero del credito tramite procedimenti
\nlegali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali e degli altri crediti sono rilevate nel conto economico, al netto delle eventuali riprese di
\nvalore, nella voce \u201cRiprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti\u201d.
\nLa recuperabilit\u00e0 dei crediti finanziari concessi a societ\u00e0 collegate e joint venture, il cui rimborso non \u00e8 pianificato o non \u00e8 probabile nel
\nprevedibile futuro, e che nella sostanza rappresentano un ulteriore investimento nelle stesse, \u00e8 valutata, in primo luogo, sulla base dell\u2019expected
\ncredit loss model e, in secondo luogo, unitamente alla partecipazione nella societ\u00e0 collegata/joint venture, applicando i criteri indicati nel
\npunto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d. Nella applicazione dell\u2019expected credit loss model non si considerano le eventuali rettifiche del valore di
\niscrizione dei long-term interest derivanti dall\u2019applicazione dei criteri indicati nel punto \u201cMetodo del patrimonio netto\u201d.
\nSTIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: SVALUTAZIONI DI ATTIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLa quantificazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie comporta valutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti quali,
\ntra l\u2019altro, la probabilit\u00e0 di default delle controparti (PD), la valutazione delle eventuali mitiganti dell\u2019esposizione, la previsione sulla quantit\u00e0 di
\ncredito che non si riuscir\u00e0 a recuperare in caso di default (LGD), nonch\u00e9 il processo di clusterizzazione della clientela.
\nMaggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determinazione delle svalutazioni di attivit\u00e0 finanziarie sono forniti nella
\nnota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.
\n
\n\n\n\n19 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 expected credit loss rilevate
\ncon riferimento alle garanzie emesse non sono rilevanti.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfFinancialAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag85": {
"value": "\nPASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe passivit\u00e0 finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi di
\ntransazione direttamente attribuibili, e sono successivamente valutate al costo ammortizzato.
\nLe obbligazioni sustainability-linked, ossia obbligazioni caratterizzate da un potenziale incremento del relativo tasso di interesse per riflettere
\nle performance dell\u2019emittente in termini di raggiungimento di obiettivi di sostenibilit\u00e0 (c.d. metrica ESG), sono valutate al costo ammortizzato.
\nLa variazione del tasso di interesse comporta generalmente un aggiornamento prospettico del tasso di interesse effettivo. L\u2019emissione di un
\nprestito obbligazionario convertibile in azioni dell\u2019emittente (privo di opzioni sostanziali di regolamento alternativo per cassa) determina la
\nseparata rilevazione delle componenti dello strumento rappresentate dalla componente debito, valutata al costo ammortizzato, e dall\u2019opzione di
\nconversione in azione dell\u2019emittente, rilevata a patrimonio netto. Eventuali costi di transazione sono ripartiti proporzionalmente tra la passivit\u00e0
\nfinanziaria e lo strumento di equity.
\n
\n\n\n\n
\n\n
GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\n
Le societ\u00e0 del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori accordi di supplier finance arrangement (supply chain finance, payable
\n
finance, reverse factoring e accordi similari) funzionali all\u2019ottenimento di dilazioni di pagamento rispetto ai termini originari, senza prevedere
\n
il necessario ed automatico coinvolgimento di un intermediario finanziario. In tali fattispecie, la Direzione Aziendale esprime un giudizio
\n
in merito alla possibilit\u00e0 di continuare a classificare i debiti verso il fornitore come commerciali/relativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento ovvero
\n
di riclassificarli come debiti finanziari. Ai fini dell\u2019espressione di tale giudizio, la Direzione Aziendale tiene conto dei termini di pagamento
\n
rispetto alla prassi del settore di riferimento, dell\u2019eventuale rilascio di garanzie aggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza utile ai fini della
\n
valutazione. La classificazione del debito come di natura finanziaria determina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del debito,
\n
una variazione non monetaria, senza impatti sul rendiconto finanziario; (ii) all\u2019atto del regolamento, la presentazione del relativo esborso
\n
nell\u2019ambito del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento.
\n
Con riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Direzione Aziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa
\n
avere impatti sulle operations tali da pregiudicare la capacit\u00e0 reddituale dell\u2019emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito.
\n
\n\n\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialLiabilitiesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag88": {
"value": "\n
\n\n
\n
\n
STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING
\n
Gli strumenti finanziari derivati sono attivit\u00e0 e passivit\u00e0 rilevate e valutate al fair value. Nell\u2019ambito della strategia e degli obiettivi definiti per
\n
la gestione del rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura richiede: (i) la verifica dell\u2019esistenza di una relazione economica
\n
tra l\u2019oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione non
\n
sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la definizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione del rischio,
\n
nell\u2019ambito della strategia di risk management definita, effettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento (rebalancing). Le
\n
modifiche degli obiettivi di risk management, il venir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni come
\n
di copertura ovvero l\u2019attivazione di operazioni di ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, totale o parziale, della copertura.
\n
Quando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. copertura della
\n
variabilit\u00e0 del fair value di attivit\u00e0/passivit\u00e0 a tasso fisso), essi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico;
\n
coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value associate al
\n
rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipologia di strumento.
\n
Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. copertura
\n
della variabilit\u00e0 dei flussi di cassa di attivit\u00e0/passivit\u00e0 per effetto delle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei derivati
\n
considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo e
\n
successivamente imputate a conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall\u2019operazione coperta. Nel caso di copertura
\n
di transazioni future che comportano l\u2019iscrizione di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 non finanziaria, le variazioni cumulate del fair value dei derivati
\n
di copertura, rilevate nel patrimonio netto, sono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0/passivit\u00e0 non finanziaria oggetto della
\n
copertura (c.d. basis adjustment).
\n
Le variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico \u201cProventi
\n
(oneri) finanziari\u201d; differentemente, le variazioni del fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity sono rilevate
\n
nella voce di conto economico \u201cAltri proventi (oneri) operativi\u201d.
\n
I derivati impliciti, incorporati all\u2019interno di attivit\u00e0 finanziarie, non sono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l\u2019intero strumento
\n
ibrido \u00e8 classificato in base ai criteri generali previsti per le attivit\u00e0 finanziarie (v. punto \u201cAttivit\u00e0 finanziarie\u201d). Differentemente, i derivati impliciti
\n
incorporati all\u2019interno di passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e/o attivit\u00e0 non finanziarie, sono scorporati se le caratteristiche
\n
economiche e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi del contratto principale.
\n
La verifica dell\u2019esistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare separatamente \u00e8 effettuata al momento in cui l\u2019impresa entra a far parte
\n
del contratto e, successivamente, in presenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino significative variazioni dei flussi di
\n
cassa generati dallo stesso.
\n
Gli effetti economici delle transazioni relative all\u2019acquisto o vendita di commodity, stipulate a fronte di esigenze dell\u2019impresa per il normale
\n
svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 e per le quali \u00e8 previsto il regolamento attraverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza
\n
economica (c.d. own-use exemption).
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsAndHedgingExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag89": {
"value": "\n
\n\n
STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING
\n
Gli strumenti finanziari derivati sono attivit\u00e0 e passivit\u00e0 rilevate e valutate al fair value. Nell\u2019ambito della strategia e degli obiettivi definiti per
\n
la gestione del rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura richiede: (i) la verifica dell\u2019esistenza di una relazione economica
\n
tra l\u2019oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione non
\n
sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la definizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione del rischio,
\n
nell\u2019ambito della strategia di risk management definita, effettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento (rebalancing). Le
\n
modifiche degli obiettivi di risk management, il venir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni come
\n
di copertura ovvero l\u2019attivazione di operazioni di ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, totale o parziale, della copertura.
\n
Quando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. copertura della
\n
variabilit\u00e0 del fair value di attivit\u00e0/passivit\u00e0 a tasso fisso), essi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico;
\n
coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value associate al
\n
rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipologia di strumento.
\n
Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. copertura
\n
della variabilit\u00e0 dei flussi di cassa di attivit\u00e0/passivit\u00e0 per effetto delle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei derivati
\n
considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo e
\n
successivamente imputate a conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall\u2019operazione coperta. Nel caso di copertura
\n
di transazioni future che comportano l\u2019iscrizione di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 non finanziaria, le variazioni cumulate del fair value dei derivati
\n
di copertura, rilevate nel patrimonio netto, sono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0/passivit\u00e0 non finanziaria oggetto della
\n
copertura (c.d. basis adjustment).
\n
Le variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico \u201cProventi
\n
(oneri) finanziari\u201d; differentemente, le variazioni del fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity sono rilevate
\n
nella voce di conto economico \u201cAltri proventi (oneri) operativi\u201d.
\n
I derivati impliciti, incorporati all\u2019interno di attivit\u00e0 finanziarie, non sono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l\u2019intero strumento
\n
ibrido \u00e8 classificato in base ai criteri generali previsti per le attivit\u00e0 finanziarie (v. punto \u201cAttivit\u00e0 finanziarie\u201d). Differentemente, i derivati impliciti
\n
incorporati all\u2019interno di passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e/o attivit\u00e0 non finanziarie, sono scorporati se le caratteristiche
\n
economiche e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi del contratto principale.
\n
La verifica dell\u2019esistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare separatamente \u00e8 effettuata al momento in cui l\u2019impresa entra a far parte
\n
del contratto e, successivamente, in presenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino significative variazioni dei flussi di
\n
cassa generati dallo stesso.
\n
Gli effetti economici delle transazioni relative all\u2019acquisto o vendita di commodity, stipulate a fronte di esigenze dell\u2019impresa per il normale
\n
svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 e per le quali \u00e8 previsto il regolamento attraverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza
\n
economica (c.d. own-use exemption).
\n
\n\n\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag90": {
"value": "\nSTRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING
\nGli strumenti finanziari derivati sono attivit\u00e0 e passivit\u00e0 rilevate e valutate al fair value. Nell\u2019ambito della strategia e degli obiettivi definiti per
\nla gestione del rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura richiede: (i) la verifica dell\u2019esistenza di una relazione economica
\ntra l\u2019oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione non
\nsia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la definizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione del rischio,
\nnell\u2019ambito della strategia di risk management definita, effettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento (rebalancing). Le
\nmodifiche degli obiettivi di risk management, il venir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni come
\ndi copertura ovvero l\u2019attivazione di operazioni di ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, totale o parziale, della copertura.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. copertura della
\nvariabilit\u00e0 del fair value di attivit\u00e0/passivit\u00e0 a tasso fisso), essi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico;
\ncoerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value associate al
\nrischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipologia di strumento.
\nQuando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. copertura
\ndella variabilit\u00e0 dei flussi di cassa di attivit\u00e0/passivit\u00e0 per effetto delle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei derivati
\nconsiderate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo e
\nsuccessivamente imputate a conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall\u2019operazione coperta. Nel caso di copertura
\ndi transazioni future che comportano l\u2019iscrizione di un\u2019attivit\u00e0 o di una passivit\u00e0 non finanziaria, le variazioni cumulate del fair value dei derivati
\ndi copertura, rilevate nel patrimonio netto, sono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell\u2019attivit\u00e0/passivit\u00e0 non finanziaria oggetto della
\ncopertura (c.d. basis adjustment).
\nLe variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico \u201cProventi
\n(oneri) finanziari\u201d; differentemente, le variazioni del fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity sono rilevate
\nnella voce di conto economico \u201cAltri proventi (oneri) operativi\u201d.
\nI derivati impliciti, incorporati all\u2019interno di attivit\u00e0 finanziarie, non sono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l\u2019intero strumento
\nibrido \u00e8 classificato in base ai criteri generali previsti per le attivit\u00e0 finanziarie (v. punto \u201cAttivit\u00e0 finanziarie\u201d). Differentemente, i derivati impliciti
\nincorporati all\u2019interno di passivit\u00e0 finanziarie valutate al costo ammortizzato e/o attivit\u00e0 non finanziarie, sono scorporati se le caratteristiche
\neconomiche e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi del contratto principale.
\nLa verifica dell\u2019esistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare separatamente \u00e8 effettuata al momento in cui l\u2019impresa entra a far parte
\ndel contratto e, successivamente, in presenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino significative variazioni dei flussi di
\ncassa generati dallo stesso.
\nGli effetti economici delle transazioni relative all\u2019acquisto o vendita di commodity, stipulate a fronte di esigenze dell\u2019impresa per il normale
\nsvolgimento dell\u2019attivit\u00e0 e per le quali \u00e8 previsto il regolamento attraverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza
\neconomica (c.d. own-use exemption).
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForHedgingExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag91": {
"value": "\nCOMPENSAZIONE DI ATTIVIT\u00c0 E PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie sono compensate quando si ha il diritto legale alla compensazione, correntemente esercitabile, e si ha
\nl\u2019intenzione di regolare il rapporto su base netta (ovvero di realizzare l\u2019attivit\u00e0 e contemporaneamente estinguere la passivit\u00e0).
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForOffsettingOfFinancialInstrumentsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag444": {
"value": "\nELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVIT\u00c0 E PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE
\nLe attivit\u00e0 finanziarie cedute sono eliminate quando i diritti contrattuali connessi all\u2019ottenimento dei flussi di cassa associati allo strumento
\nfinanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passivit\u00e0 finanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l\u2019obbligazione
\nspecificata nel contratto \u00e8 adempiuta, cancellata o scaduta.
\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerecognitionOfFinancialInstrumentsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag445": {
"value": "\n
\n\n
\n
\n
\n
FONDI E PASSIVIT\u00c0 POTENZIALI
\n
Gli accantonamenti per fondi per rischi e oneri sono rilevati quando: (i) esiste un\u2019obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento
\n
passato; (ii) \u00e8 probabile che l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione sia oneroso; (iii) l\u2019ammontare dell\u2019obbligazione pu\u00f2 essere stimato attendibilmente.
\n
Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell\u2019ammontare che l\u2019impresa razionalmente pagherebbe per
\n
estinguere l\u2019obbligazione
\n
Gli accantonamenti relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione, al netto dei
\n
benefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l\u2019effetto finanziario del tempo \u00e8 significativo
\n
e le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l\u2019accantonamento \u00e8 determinato attualizzando i flussi di cassa attesi
\n
determinati tenendo conto dei rischi associati all\u2019obbligazione; l\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto
\n
economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n
I costi che l\u2019impresa prevede di sostenere per attuare programmi di ristrutturazione sono iscritti nell\u2019esercizio in cui viene definito formalmente
\n
il programma e si \u00e8 generata nei soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazione avr\u00e0 luogo.
\n
I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizzazione
\n
Nelle note al bilancio sono oggetto di illustrazione le passivit\u00e0 potenziali rappresentate da: (i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati,
\n
la cui esistenza sar\u00e0 confermata solo al verificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri incerti non totalmente sotto il controllo dell\u2019impresa; o
\n
(ii) obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non pu\u00f2 essere stimato attendibilmente o il cui adempimento \u00e8 probabile
\n
che non sia oneroso.
\n
FONDI PER LO SMANTELLAMENTO E IL RIPRISTINO DEI SITI
\n
Le passivit\u00e0 connesse allo smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e al ripristino dei siti al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione sono rilevate in
\n
contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono.
\n
L\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d. I fondi sono
\n
valutati periodicamente per tener conto dell\u2019aggiornamento dei costi da sostenere, dei vincoli contrattuali, delle disposizioni legislative e
\n
delle prassi vigenti nel Paese dove sono ubicate le attivit\u00e0 materiali. Le eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate generalmente
\n
in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono; al riguardo, se la variazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al valore di
\n
iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 a cui si riferisce, l\u2019eccedenza \u00e8 rilevata a conto economico.
\n
FONDI PER RISCHI AMBIENTALI
\n
Le passivit\u00e0 ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni connesse a interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei
\n
suoli e delle falde delle aree di propriet\u00e0 o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione. La
\n
passivit\u00e0 \u00e8 valutata sulla base dei costi che si presume di sostenere per adempiere all\u2019obbligazione in relazione alla situazione esistente alla
\n
data di bilancio, tenendo conto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si \u00e8 a conoscenza.
\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI, PASSIVIT\u00c0
\n
AMBIENTALI E ALTRI FONDI
\n
Eni sostiene delle passivit\u00e0 significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino ambientale dei terreni
\n
o del fondo marino al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione. La stima dell\u2019ammontare e del timing dei costi futuri di smantellamento e di ripristino
\n
\u00e8 un processo complesso e richiede l\u2019apprezzamento e il giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passivit\u00e0 da sostenersi a
\n
distanza di molti anni per l\u2019adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi, regolamenti
\n
amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre, questi obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento
\n
e di ripristino, nonch\u00e9 della continua evoluzione della sensibilit\u00e0 politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale.
\n
Il fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie, essenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termine
\n
dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore Exploration
\n
& Production.
\n
Le passivit\u00e0 di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori operativi, tenuto conto dell\u2019indeterminatezza in merito all\u2019eventuale
\n
abbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristino degli asset, nonch\u00e9 delle strategie di riconversione degli impianti 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
\n
\n
\n
l\u2019ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando \u00e8 possibile effettuare un\u2019attendibile stima dei costi di abbandono opportunamente
\n
attualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiungere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere la rilevazione di
\n
tali passivit\u00e0.
\n
Inoltre, Eni \u00e8 soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse
\n
le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attivit\u00e0 nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attivit\u00e0 svolte.
\n
Con riferimento al trattamento delle acque di falda, il know-how maturato sui trend di contaminazione delle acque nonch\u00e9 le posizioni delle
\n
autorit\u00e0 competenti consentono la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di esercizio degli impianti di trattamento delle
\n
acque di falda e, pertanto, degli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.
\n
L\u2019attendibile determinabilit\u00e0 \u00e8 verificata sulla base delle informazioni disponibili quali, a titolo di esempio, l\u2019approvazione o la presentazione
\n
dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero l\u2019assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni. Sebbene Eni
\n
attualmente non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della
\n
normativa ambientale \u2013 anche tenuto conto degli interventi gi\u00e0 effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati \u2013
\n
tuttavia non pu\u00f2 essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9,
\n
allo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la
\n
possibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti
\n
dall\u2019applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente; (iv) gli effetti di
\n
eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare le eventuali
\n
conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di altri soggetti e ai possibili indennizzi.
\n
Peraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi bonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima sono
\n
connessi alla definizione: (i) dell\u2019orizzonte temporale necessario alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi per le attivit\u00e0
\n
di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione.
\n
Oltre a rilevare le passivit\u00e0 ambientali, gli obblighi di rimozione delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti connessi
\n
prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La stima degli accantonamenti in queste materie \u00e8 frutto di un processo complesso che
\n
comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale.
\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:DescriptionOfAccountingPolicyForContingentLiabilitiesAndContingentAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag447": {
"value": "\n
\n\n
\n
FONDI E PASSIVIT\u00c0 POTENZIALI
\n
Gli accantonamenti per fondi per rischi e oneri sono rilevati quando: (i) esiste un\u2019obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento
\n
passato; (ii) \u00e8 probabile che l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione sia oneroso; (iii) l\u2019ammontare dell\u2019obbligazione pu\u00f2 essere stimato attendibilmente.
\n
Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell\u2019ammontare che l\u2019impresa razionalmente pagherebbe per
\n
estinguere l\u2019obbligazione
\n
Gli accantonamenti relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione, al netto dei
\n
benefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l\u2019effetto finanziario del tempo \u00e8 significativo
\n
e le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l\u2019accantonamento \u00e8 determinato attualizzando i flussi di cassa attesi
\n
determinati tenendo conto dei rischi associati all\u2019obbligazione; l\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto
\n
economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\n
I costi che l\u2019impresa prevede di sostenere per attuare programmi di ristrutturazione sono iscritti nell\u2019esercizio in cui viene definito formalmente
\n
il programma e si \u00e8 generata nei soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazione avr\u00e0 luogo.
\n
I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizzazione
\n
Nelle note al bilancio sono oggetto di illustrazione le passivit\u00e0 potenziali rappresentate da: (i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati,
\n
la cui esistenza sar\u00e0 confermata solo al verificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri incerti non totalmente sotto il controllo dell\u2019impresa; o
\n
(ii) obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non pu\u00f2 essere stimato attendibilmente o il cui adempimento \u00e8 probabile
\n
che non sia oneroso.
\n
FONDI PER LO SMANTELLAMENTO E IL RIPRISTINO DEI SITI
\n
Le passivit\u00e0 connesse allo smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e al ripristino dei siti al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione sono rilevate in
\n
contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono.
\n
L\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d. I fondi sono
\n
valutati periodicamente per tener conto dell\u2019aggiornamento dei costi da sostenere, dei vincoli contrattuali, delle disposizioni legislative e
\n
delle prassi vigenti nel Paese dove sono ubicate le attivit\u00e0 materiali. Le eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate generalmente
\n
in contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono; al riguardo, se la variazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al valore di
\n
iscrizione dell\u2019attivit\u00e0 a cui si riferisce, l\u2019eccedenza \u00e8 rilevata a conto economico.
\n
FONDI PER RISCHI AMBIENTALI
\n
Le passivit\u00e0 ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni connesse a interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei
\n
suoli e delle falde delle aree di propriet\u00e0 o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione. La
\n
passivit\u00e0 \u00e8 valutata sulla base dei costi che si presume di sostenere per adempiere all\u2019obbligazione in relazione alla situazione esistente alla
\n
data di bilancio, tenendo conto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si \u00e8 a conoscenza.
\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI, PASSIVIT\u00c0
\n
AMBIENTALI E ALTRI FONDI
\n
Eni sostiene delle passivit\u00e0 significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino ambientale dei terreni
\n
o del fondo marino al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione. La stima dell\u2019ammontare e del timing dei costi futuri di smantellamento e di ripristino
\n
\u00e8 un processo complesso e richiede l\u2019apprezzamento e il giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passivit\u00e0 da sostenersi a
\n
distanza di molti anni per l\u2019adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi, regolamenti
\n
amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre, questi obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento
\n
e di ripristino, nonch\u00e9 della continua evoluzione della sensibilit\u00e0 politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale.
\n
Il fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie, essenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termine
\n
dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore Exploration
\n
& Production.
\n
Le passivit\u00e0 di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori operativi, tenuto conto dell\u2019indeterminatezza in merito all\u2019eventuale
\n
abbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristino degli asset, nonch\u00e9 delle strategie di riconversione degli impianti per
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
l\u2019ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando \u00e8 possibile effettuare un\u2019attendibile stima dei costi di abbandono opportunamente
\n
attualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiungere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere la rilevazione di
\n
tali passivit\u00e0.
\n
Inoltre, Eni \u00e8 soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse
\n
le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attivit\u00e0 nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attivit\u00e0 svolte.
\n
Con riferimento al trattamento delle acque di falda, il know-how maturato sui trend di contaminazione delle acque nonch\u00e9 le posizioni delle
\n
autorit\u00e0 competenti consentono la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di esercizio degli impianti di trattamento delle
\n
acque di falda e, pertanto, degli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.
\n
L\u2019attendibile determinabilit\u00e0 \u00e8 verificata sulla base delle informazioni disponibili quali, a titolo di esempio, l\u2019approvazione o la presentazione
\n
dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero l\u2019assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni. Sebbene Eni
\n
attualmente non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della
\n
normativa ambientale \u2013 anche tenuto conto degli interventi gi\u00e0 effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati \u2013
\n
tuttavia non pu\u00f2 essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9,
\n
allo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la
\n
possibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti
\n
dall\u2019applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente; (iv) gli effetti di
\n
eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare le eventuali
\n
conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di altri soggetti e ai possibili indennizzi.
\n
Peraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi bonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima sono
\n
connessi alla definizione: (i) dell\u2019orizzonte temporale necessario alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi per le attivit\u00e0
\n
di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione.
\n
Oltre a rilevare le passivit\u00e0 ambientali, gli obblighi di rimozione delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti connessi
\n
prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La stima degli accantonamenti in queste materie \u00e8 frutto di un processo complesso che
\n
comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale.
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForProvisionsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag449": {
"value": "\n
\nFONDI E PASSIVIT\u00c0 POTENZIALI
\nGli accantonamenti per fondi per rischi e oneri sono rilevati quando: (i) esiste un\u2019obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento
\npassato; (ii) \u00e8 probabile che l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione sia oneroso; (iii) l\u2019ammontare dell\u2019obbligazione pu\u00f2 essere stimato attendibilmente.
\nGli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell\u2019ammontare che l\u2019impresa razionalmente pagherebbe per
\nestinguere l\u2019obbligazione
\nGli accantonamenti relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l\u2019adempimento dell\u2019obbligazione, al netto dei
\nbenefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l\u2019effetto finanziario del tempo \u00e8 significativo
\ne le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l\u2019accantonamento \u00e8 determinato attualizzando i flussi di cassa attesi
\ndeterminati tenendo conto dei rischi associati all\u2019obbligazione; l\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto
\neconomico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\nI costi che l\u2019impresa prevede di sostenere per attuare programmi di ristrutturazione sono iscritti nell\u2019esercizio in cui viene definito formalmente
\nil programma e si \u00e8 generata nei soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazione avr\u00e0 luogo.
\nI fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizzazione
\nNelle note al bilancio sono oggetto di illustrazione le passivit\u00e0 potenziali rappresentate da: (i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati,
\nla cui esistenza sar\u00e0 confermata solo al verificarsi o meno di uno o pi\u00f9 eventi futuri incerti non totalmente sotto il controllo dell\u2019impresa; o
\n(ii) obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non pu\u00f2 essere stimato attendibilmente o il cui adempimento \u00e8 probabile
\nche non sia oneroso.
\nFONDI PER LO SMANTELLAMENTO E IL RIPRISTINO DEI SITI
\nLe passivit\u00e0 connesse allo smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e al ripristino dei siti al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione sono rilevate in
\ncontropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono.
\nL\u2019adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo \u00e8 rilevato a conto economico alla voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d. I fondi sono
\nvalutati periodicamente per tener conto dell\u2019aggiornamento dei costi da sostenere, dei vincoli contrattuali, delle disposizioni legislative e
\ndelle prassi vigenti nel Paese dove sono ubicate le attivit\u00e0 materiali. Le eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate generalmente
\nin contropartita alle attivit\u00e0 a cui si riferiscono; al riguardo, se la variazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al valore di
\niscrizione dell\u2019attivit\u00e0 a cui si riferisce, l\u2019eccedenza \u00e8 rilevata a conto economico.
\nFONDI PER RISCHI AMBIENTALI
\nLe passivit\u00e0 ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni connesse a interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei
\nsuoli e delle falde delle aree di propriet\u00e0 o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione. La
\npassivit\u00e0 \u00e8 valutata sulla base dei costi che si presume di sostenere per adempiere all\u2019obbligazione in relazione alla situazione esistente alla
\ndata di bilancio, tenendo conto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si \u00e8 a conoscenza.
\n\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI, PASSIVIT\u00c0
\n
AMBIENTALI E ALTRI FONDI
\n
Eni sostiene delle passivit\u00e0 significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino ambientale dei terreni
\n
o del fondo marino al termine dell\u2019attivit\u00e0 di produzione. La stima dell\u2019ammontare e del timing dei costi futuri di smantellamento e di ripristino
\n
\u00e8 un processo complesso e richiede l\u2019apprezzamento e il giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passivit\u00e0 da sostenersi a
\n
distanza di molti anni per l\u2019adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi, regolamenti
\n
amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre, questi obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento
\n
e di ripristino, nonch\u00e9 della continua evoluzione della sensibilit\u00e0 politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale.
\n
Il fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie, essenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termine
\n
dell\u2019attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore Exploration
\n
& Production.
\n
Le passivit\u00e0 di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori operativi, tenuto conto dell\u2019indeterminatezza in merito all\u2019eventuale
\n
abbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristino degli asset, nonch\u00e9 delle strategie di riconversione degli impianti per
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n
l\u2019ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando \u00e8 possibile effettuare un\u2019attendibile stima dei costi di abbandono opportunamente
\n
attualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiungere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere la rilevazione di
\n
tali passivit\u00e0.
\n
Inoltre, Eni \u00e8 soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse
\n
le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attivit\u00e0 nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attivit\u00e0 svolte.
\n
Con riferimento al trattamento delle acque di falda, il know-how maturato sui trend di contaminazione delle acque nonch\u00e9 le posizioni delle
\n
autorit\u00e0 competenti consentono la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di esercizio degli impianti di trattamento delle
\n
acque di falda e, pertanto, degli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.
\n
L\u2019attendibile determinabilit\u00e0 \u00e8 verificata sulla base delle informazioni disponibili quali, a titolo di esempio, l\u2019approvazione o la presentazione
\n
dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero l\u2019assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni. Sebbene Eni
\n
attualmente non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della
\n
normativa ambientale \u2013 anche tenuto conto degli interventi gi\u00e0 effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati \u2013
\n
tuttavia non pu\u00f2 essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9,
\n
allo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la
\n
possibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti
\n
dall\u2019applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell\u2019ambiente; (iv) gli effetti di
\n
eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare le eventuali
\n
conseguenze, anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di altri soggetti e ai possibili indennizzi.
\n
Peraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi bonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima sono
\n
connessi alla definizione: (i) dell\u2019orizzonte temporale necessario alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi per le attivit\u00e0
\n
di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione.
\n
Oltre a rilevare le passivit\u00e0 ambientali, gli obblighi di rimozione delle attivit\u00e0 materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti connessi
\n
prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La stima degli accantonamenti in queste materie \u00e8 frutto di un processo complesso che
\n
comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDecommissioningRestorationAndRehabilitationProvisionsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag453": {
"value": "\n
\nBENEFICI PER I DIPENDENTI
\nI benefici per i dipendenti sono le remunerazioni erogate dall\u2019impresa in 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 piani, ancorch\u00e9 non formalizzati, che in funzione delle loro caratteristiche
\nsono distinti in piani \u201ca contributi definiti\u201d e piani \u201ca benefici definiti\u201d.
\nNei piani a contributi definiti, l\u2019obbligazione dell\u2019impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un\u2019entit\u00e0
\ngiuridicamente distinta (c.d. fondo), \u00e8 determinata sulla base dei contributi dovuti; pertanto, il relativo costo \u00e8 rilevato a conto economico nel
\nperiodo di competenza.
\nLa passivit\u00e0 relativa ai piani a benefici definiti, al netto delle eventuali attivit\u00e0 al servizio del piano, \u00e8 determinata sulla base di ipotesi attuariali
\ned \u00e8 rilevata per competenza coerentemente al periodo lavorativo necessario all\u2019ottenimento dei benefici. Gli interessi netti (c.d. net interest)
\ncomprendono gli interessi passivi sulla passivit\u00e0 e gli interessi attivi sulle attivit\u00e0 a servizio del piano. Il net interest \u00e8 determinato applicando alla
\npassivit\u00e0, al netto delle eventuali attivit\u00e0 al servizio del piano, il tasso di sconto definito per la stessa ed \u00e8 rilevato tra i \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d.
\nPer i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell\u2019utile complessivo le variazioni di valore della passivit\u00e0 netta (c.d. rivalutazioni)
\nderivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o a rettifiche basate sull\u2019esperienza passata, e
\ndal rendimento delle attivit\u00e0 al servizio del piano differente dalla componente inclusa nel net interest. Le rivalutazioni della passivit\u00e0 netta per
\nbenefici definiti, rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell\u2019utile complessivo, non sono successivamente
\nriclassificate a conto economico.
\nLe obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono determinate adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle rivalutazioni sono
\nrilevati interamente a conto economico.
\n\n
Le passivit\u00e0 per benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro (c.d. passivit\u00e0 per termination benefit) sono
\n
iscritte nella data pi\u00f9 immediata tra le seguenti: (a) il momento in cui l\u2019impresa non \u00e8 pi\u00f9 in grado di ritirare l\u2019offerta di tali benefici offerti ai
\n
dipendenti; e (b) il momento in cui l\u2019impresa rileva i costi di una ristrutturazione che implica il pagamento di benefici dovuti per la cessazione
\n
del rapporto di lavoro. Tali passivit\u00e0 sono valutate sulla base della natura del beneficio concesso. In particolare, quando i benefici concessi
\n
rappresentano un miglioramento di altri benefici successivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai dipendenti, la relativa passivit\u00e0
\n
\u00e8 valutata secondo le disposizioni previste per tale tipologia di benefici. Differentemente, la passivit\u00e0 per termination benefit \u00e8 determinata
\n
applicando le disposizioni previste: (i) per i benefici a breve termine, se ci si attende che i termination benefit siano corrisposti ai dipendenti
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n
interamente entro dodici mesi dalla data di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono stati rilevati; o (ii) per i benefici a lungo termine se ci si attende
\n
che i termination benefit non siano corrisposti ai dipendenti interamente entro i dodici mesi dalla data di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono
\n
stati rilevati.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: BENEFICI PER I DIPENDENTI E PAGAMENTI BASATI SU
\n
AZIONI
\n
I piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali. Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di
\n
tali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di inflazione si basano sui tassi che maturano su titoli obbligazionari corporate
\n
di elevata qualit\u00e0 (ovvero, in assenza di un \u201cdeep market\u201d di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle aspettative inflazionistiche dell\u2019area
\n
valutaria di riferimento; (ii) il livello delle retribuzioni future \u00e8 determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttivit\u00e0,
\n
gli avanzamenti di carriera e di anzianit\u00e0; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie \u00e8 determinato sulla base di elementi quali l\u2019andamento
\n
presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni
\n
di salute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi sanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima
\n
dell\u2019andamento di variabili, quali ad esempio la mortalit\u00e0, il turnover e l\u2019invalidit\u00e0 relative alla popolazione degli aventi diritto.
\n
Normalmente, il valore della passivit\u00e0 (attivit\u00e0) netta dei piani per benefici ai dipendenti varia in funzione delle c.d. rivalutazioni rappresentate,
\n
tra l\u2019altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono
\n
effettivamente realizzate e dal differente rendimento delle attivit\u00e0 al servizio del piano rispetto a quello considerato nel net interest.
\n
Analogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair value degli strumenti finanziari, l\u2019utilizzo di tecniche di valutazione complesse
\n
e l\u2019identificazione tramite l\u2019esercizio di giudizi articolati e/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione caratterizzano inoltre la stima
\n
del valore di mercato delle azioni sottostanti i piani di incentivazione. Maggiori dettagli in merito ai piani di incentivazione dei dirigenti con
\n
azioni Eni sono forniti nella nota n. 30 - Costi.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEmployeeBenefitsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag456": {
"value": "\nLe passivit\u00e0 per benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro (c.d. passivit\u00e0 per termination benefit) sono
\niscritte nella data pi\u00f9 immediata tra le seguenti: (a) il momento in cui l\u2019impresa non \u00e8 pi\u00f9 in grado di ritirare l\u2019offerta di tali benefici offerti ai
\ndipendenti; e (b) il momento in cui l\u2019impresa rileva i costi di una ristrutturazione che implica il pagamento di benefici dovuti per la cessazione
\ndel rapporto di lavoro. Tali passivit\u00e0 sono valutate sulla base della natura del beneficio concesso. In particolare, quando i benefici concessi
\nrappresentano un miglioramento di altri benefici successivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai dipendenti, la relativa passivit\u00e0
\n\u00e8 valutata secondo le disposizioni previste per tale tipologia di benefici. Differentemente, la passivit\u00e0 per termination benefit \u00e8 determinata
\napplicando le disposizioni previste: (i) per i benefici a breve termine, se ci si attende che i termination benefit siano corrisposti ai dipendenti
\n
\n\n\n\n\n\ninteramente entro dodici mesi dalla data di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono stati rilevati; o (ii) per i benefici a lungo termine se ci si attende
\nche i termination benefit non siano corrisposti ai dipendenti interamente entro i dodici mesi dalla data di chiusura dell\u2019esercizio in cui sono
\nstati rilevati.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTerminationBenefits",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag458": {
"value": "\n
\nPAGAMENTI BASATI SU AZIONI
\nIl costo lavoro include, coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione che assume, il costo dei piani di incentivazione con pagamento
\nbasato su azioni (Piani di Incentivazione dei dirigenti con azioni Eni e Piano di Azionariato Diffuso).
\nCon riferimento ai Piani di Incentivazione dei dirigenti con azioni Eni, il costo dell\u2019incentivazione \u00e8 determinato con riferimento al fair value
\ndegli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni che saranno effettivamente assegnate; la quota di competenza dell\u2019esercizio
\n\u00e8 determinata pro-rata temporis lungo il vesting period, ossia il periodo intercorrente tra la data dell\u2019attribuzione (c.d. grant date) e la data di
\nassegnazione. Il fair value delle azioni sottostanti il piano di incentivazione \u00e8 determinato alla grant date tenendo conto delle previsioni in merito
\nal raggiungimento dei parametri di performance associati a condizioni di mercato (ad es. Total Shareholder Return) e non \u00e8 oggetto di rettifica
\nnegli esercizi successivi; quando l\u2019ottenimento del beneficio \u00e8 connesso anche a condizioni diverse da quelle di mercato, la stima relativa a
\ntali condizioni \u00e8 riflessa adeguando, lungo il vesting period, il numero di azioni che si prevede saranno effettivamente assegnate. Al termine
\ndel vesting period, nel caso in cui il piano non assegni azioni ai partecipanti per il mancato raggiungimento delle condizioni di performance,
\nla quota del costo afferente alle condizioni di mercato non \u00e8 oggetto di reversal a conto economico. Analogo trattamento \u00e8 adottato con
\nriferimento al Piano di Azionariato Diffuso il cui costo, determinato sulla base del fair value delle azioni alla data di assegnazione, \u00e8 ripartito
\nlungo il periodo temporale (triennio) previsto affinch\u00e9 il dipendente possa acquisire la piena titolarit\u00e0 e disponibilit\u00e0 delle azioni assegnate.
\n\n
\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: BENEFICI PER I DIPENDENTI E PAGAMENTI BASATI SU
\n
AZIONI
\n
I piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali. Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di
\n
tali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di inflazione si basano sui tassi che maturano su titoli obbligazionari corporate
\n
di elevata qualit\u00e0 (ovvero, in assenza di un \u201cdeep market\u201d di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle aspettative inflazionistiche dell\u2019area
\n
valutaria di riferimento; (ii) il livello delle retribuzioni future \u00e8 determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttivit\u00e0,
\n
gli avanzamenti di carriera e di anzianit\u00e0; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie \u00e8 determinato sulla base di elementi quali l\u2019andamento
\n
presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni
\n
di salute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi sanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima
\n
dell\u2019andamento di variabili, quali ad esempio la mortalit\u00e0, il turnover e l\u2019invalidit\u00e0 relative alla popolazione degli aventi diritto.
\n
Normalmente, il valore della passivit\u00e0 (attivit\u00e0) netta dei piani per benefici ai dipendenti varia in funzione delle c.d. rivalutazioni rappresentate,
\n
tra l\u2019altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono
\n
effettivamente realizzate e dal differente rendimento delle attivit\u00e0 al servizio del piano rispetto a quello considerato nel net interest.
\n
Analogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair value degli strumenti finanziari, l\u2019utilizzo di tecniche di valutazione complesse
\n
e l\u2019identificazione tramite l\u2019esercizio di giudizi articolati e/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione caratterizzano inoltre la stima
\n
del valore di mercato delle azioni sottostanti i piani di incentivazione. Maggiori dettagli in merito ai piani di incentivazione dei dirigenti con
\n
azioni Eni sono forniti nella nota n. 30 - Costi.
\n
\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSharebasedPaymentTransactionsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag460": {
"value": "\n
\nSTRUMENTI DI EQUITY
\n\n
AZIONI PROPRIE
\n
Le azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio dei piani di incentivazione azionaria e del Piano di Azionariato Diffuso, sono rilevate al costo
\n
e iscritte a riduzione del patrimonio netto. Gli effetti economici derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati nel patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n
OBBLIGAZIONI IBRIDE
\nLe obbligazioni subordinate ibride perpetue sono classificate in bilancio come strumenti di equity, tenuto conto della circostanza che la societ\u00e0
\nemittente ha il diritto incondizionato di differire, fino alla data della propria liquidazione, il rimborso del capitale e il pagamento delle cedole
\n20
\n.
\nPertanto, il valore ricevuto dai sottoscrittori di tali strumenti, al netto dei relativi costi di emissione, \u00e8 rilevato ad incremento del patrimonio
\nnetto di Gruppo o come interessenza di terzi quando tali strumenti sono emessi da societ\u00e0 controllate (v. punto \u201cImprese controllate\u201d); di
\nconverso, i rimborsi del capitale e i pagamenti delle cedole dovute (al momento in cui sorge la relativa obbligazione contrattuale) sono rilevati
\na decremento del patrimonio netto di Gruppo.
\n20 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\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DescriptionOfAccountingPolicyForEquityInstrumentsPolicyExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag461": {
"value": "\nAZIONI PROPRIE
\nLe azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio dei piani di incentivazione azionaria e del Piano di Azionariato Diffuso, sono rilevate al costo
\ne iscritte a riduzione del patrimonio netto. Gli effetti economici derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati nel patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTreasurySharesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag462": {
"value": "\n
\nRICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
\nI ricavi da contratti con la clientela sono rilevati al soddisfacimento della relativa performance obligation, ossia all\u2019atto del trasferimento al
\ncliente del bene o servizio promesso; il trasferimento si considera completato quando il cliente ottiene il controllo del bene o del servizio, che
\npu\u00f2 avvenire nel continuo (over time) o in uno specifico momento temporale (at a point in time). Con riferimento ai prodotti venduti pi\u00f9 rilevanti
\nper Eni, il momento del riconoscimento dei ricavi coincide 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 cliente;
\n\u2022 per i prodotti petroliferi venduti sul mercato rete, con la consegna alle stazioni di servizio;
\n\u2022 per le altre vendite di prodotti petroliferi, con la 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 prodotti in campi dove Eni detiene un interesse congiuntamente con altri produttori
\nsono iscritti sulla base delle quantit\u00e0 effettivamente vendute (sales method); i costi sono rilevati coerentemente alle quantit\u00e0 vendute.
\nI ricavi sono rilevati per l\u2019ammontare del di corrispettivo a cui l\u2019impresa ritiene di aver diritto in cambio dei beni e/o servizi promessi al cliente,
\ncon esclusione degli importi incassati per conto di terzi.
\nIn presenza di un corrispettivo variabile, l\u2019impresa stima l\u2019ammontare del corrispettivo a cui avr\u00e0 diritto in cambio del trasferimento dei beni
\ne/o servizi promessi al cliente; in particolare, l\u2019ammontare del corrispettivo pu\u00f2 variare in presenza di sconti, rimborsi, incentivi, concessioni
\nsul prezzo, bonus di performance, penalit\u00e0 o qualora il prezzo stesso dipenda dal verificarsi o meno di taluni eventi futuri.
\nSe un contratto assegna al cliente un\u2019opzione ad acquistare beni o servizi aggiuntivi, gratuitamente o a prezzi scontati (ad es. incentivi di
\nvendita, punti premio del cliente, ecc.), tale opzione rappresenta una performance obligation distinta del contratto solo se l\u2019opzione attribuisce
\nal cliente un diritto significativo che non potrebbe vantare se non avesse sottoscritto il contratto.
\nLe permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto non rappresentative di operazioni di vendita, non determinano la rilevazione
\ndi ricavi.
\n\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: RICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
\n
I ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela retail comprendono lo stanziamento per le forniture intervenute tra la data dell\u2019ultima
\n
lettura (effettiva o stimata) dei consumi fatturata e il termine dell\u2019esercizio. Tali stanziamenti tengono conto delle informazioni ricevute dai
\n
trasportatori e dai distributori in riferimento sia alle quantit\u00e0 allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai consumi effettivi e stimati della
\n
clientela, nonch\u00e9 di stime interne sui consumi della clientela. Lo stanziamento dei ricavi \u00e8 pertanto l\u2019esito di una stima complessa basata sia
\n
sui volumi distribuiti ed allocati, comunicati da terzi e suscettibili di essere conguagliati, cos\u00ec come prevede la normativa di riferimento, fino
\n
al quinto anno successivo, sia su stime dei consumi della clientela. In funzione delle obbligazioni assunte in merito ai punti di consegna delle
\n
forniture, i ricavi per la vendita dell\u2019energia elettrica e del gas a clientela retail includono i costi relativi al servizio di trasporto e dispacciamento
\n
e sono rilevati in misura pari all\u2019ammontare lordo del corrispettivo a cui si reputa di aver diritto.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForRecognitionOfRevenue",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag464": {
"value": "\nCOSTI DI EMISSIONE CO
\n2
\n
\n\n
I costi relativi alle quote di emissione connessi al rispetto delle normative di riferimento (ad es. Emission Trading Scheme), determinati sulla
\n
base dei prezzi di mercato, spot o forward, sono rilevati limitatamente alle quote di emissione di anidride carbonica eccedenti le assegnazioni
\n
gratuite. I costi relativi all\u2019acquisto di diritti di emissione in eccesso rispetto alla quantit\u00e0 necessaria a soddisfare gli obblighi normativi sono
\n
capitalizzati e rilevati tra le attivit\u00e0 immateriali. I proventi relativi alle quote di emissione sono rilevati all\u2019atto del realizzo attraverso la cessione.
\n
I diritti di emissione acquistati con finalit\u00e0 di negoziazione sono rilevati tra le rimanenze.
\n\n\n\n\n
I costi sostenuti, in via volontaria, per l\u2019acquisto o
\nla produzione dei certificati forestali, anche considerando l\u2019attuale assenza di mercati attivi di riferimento, sono imputati a conto economico
\nall\u2019atto del loro sostenimento.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForExpensesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag465": {
"value": "\nI costi relativi alle quote di emissione connessi al rispetto delle normative di riferimento (ad es. Emission Trading Scheme), determinati sulla
\nbase dei prezzi di mercato, spot o forward, sono rilevati limitatamente alle quote di emissione di anidride carbonica eccedenti le assegnazioni
\ngratuite. I costi relativi all\u2019acquisto di diritti di emissione in eccesso rispetto alla quantit\u00e0 necessaria a soddisfare gli obblighi normativi sono
\ncapitalizzati e rilevati tra le attivit\u00e0 immateriali. I proventi relativi alle quote di emissione sono rilevati all\u2019atto del realizzo attraverso la cessione.
\nI diritti di emissione acquistati con finalit\u00e0 di negoziazione sono rilevati tra le rimanenze.
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEmissionRightsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag466": {
"value": "\nDIFFERENZE CAMBIO
\nI ricavi e i costi relativi a operazioni in valuta diversa da quella funzionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l\u2019operazione \u00e8 compiuta.
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 monetarie in valuta diversa da quella funzionale sono convertite nella valuta funzionale applicando il cambio corrente
\nalla data di chiusura dell\u2019esercizio di riferimento, con imputazione dell\u2019effetto a conto economico nella voce \u201cProventi (oneri) finanziari\u201d o, se
\nqualificate come strumenti di copertura dal rischio di cambio, nella voce che accoglie gli effetti economici prodotti dall\u2019oggetto della copertura.
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 non monetarie espresse in valuta diversa da quella funzionale, valutate al costo, sono iscritte al cambio di rilevazione
\n
\n\n\n\n\n\niniziale; quando la valutazione \u00e8 effettuata al fair value ovvero al valore recuperabile o di realizzo, \u00e8 adottato il cambio corrente alla data di
\ndeterminazione di tale valore.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForForeignCurrencyTranslationExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag468": {
"value": "\nDIVIDENDI
\nI dividendi sono rilevati quando \u00e8 stabilito il diritto incondizionato a riceverne il pagamento.
\nI dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rappresentati come movimenti di patrimonio netto alla data in cui sono approvati,
\nrispettivamente, dall\u2019Assemblea degli Azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDividendsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag469": {
"value": "\n
\n
\n\n
IMPOSTE SUL REDDITO
\n
Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile. I debiti e i crediti per imposte sul reddito correnti
\n
sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle autorit\u00e0 fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti o
\n
sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell\u2019esercizio.
\n
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori contabili delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 e i
\n
corrispondenti valori riconosciuti fiscalmente sulla base delle aliquote e della normativa applicabili negli esercizi in cui la differenza temporanea
\n
si annuller\u00e0, approvate o sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell\u2019esercizio di riferimento del bilancio. Le attivit\u00e0 per imposte
\n
anticipate sono rilevate quando il loro recupero \u00e8 considerato probabile, ossia quando si prevede la disponibilit\u00e0 di un reddito imponibile,
\n
nell\u2019esercizio in cui si annuller\u00e0 la differenza temporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Analogamente, nei limiti della
\n
loro recuperabilit\u00e0, sono rilevati i crediti di imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali. La recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 per
\n
imposte anticipate \u00e8 verificata con periodicit\u00e0, almeno, annuale.
\n
In relazione alle differenze temporanee imponibili associate a partecipazioni in societ\u00e0 controllate e collegate, nonch\u00e9 a interessenze in accordi
\n
a controllo congiunto, la relativa fiscalit\u00e0 differita passiva non viene rilevata nel caso in cui il partecipante sia in grado di controllare il rigiro
\n
delle differenze temporanee e sia probabile che esso non si verifichi nel futuro prevedibile.
\n
In presenza di incertezze nell\u2019applicazione della normativa fiscale, l\u2019impresa: (i) nei casi in cui ritenga probabile che l\u2019autorit\u00e0 fiscale accetti il
\n
trattamento fiscale incerto, determina le imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio in funzione del trattamento fiscale
\n
applicato o che prevede di applicare in sede di dichiarazione dei redditi; (ii) nei casi in cui ritenga non probabile che l\u2019autorit\u00e0 fiscale accetti il
\n
trattamento fiscale incerto, riflette tale incertezza nella determinazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio.
\n
Le attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 per imposte differite sono compensate a livello di singola impresa se riferite a imposte
\n
compensabili. Il saldo della compensazione, se attivo, \u00e8 iscritto alla voce \u201cAttivit\u00e0 per imposte anticipate\u201d; se passivo, alla voce \u201cPassivit\u00e0 per
\n
imposte differite\u201d.
\n
Quando i risultati delle operazioni sono rilevati nel prospetto dell\u2019utile complessivo o direttamente a patrimonio netto, le relative imposte correnti,
\n
anticipate e differite, sono anch\u2019esse rilevate nel prospetto dell\u2019utile complessivo o direttamente a patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n
\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPOSTE SUL REDDITO
\n
La corretta determinazione delle imposte sul reddito nei diversi ordinamenti in cui Eni opera richiede l\u2019interpretazione delle normative fiscali
\n
applicabili in ciascuna giurisdizione. Sebbene Eni intenda mantenere con le autorit\u00e0 fiscali dei Paesi in cui si svolge l\u2019attivit\u00e0 d\u2019impresa rapporti
\n
improntati alla trasparenza, al dialogo e alla collaborazione (ad es. rifiutando di attuare pianificazioni fiscali aggressive e utilizzando, ove
\n
presenti, gli istituti previsti dai vari ordinamenti per mitigare il rischio di contenzioso fiscale), non si pu\u00f2 escludere, con certezza, l\u2019insorgenza
\n
di contestazioni con le autorit\u00e0 fiscali a seguito di interpretazioni non univoche delle normative fiscali. La composizione di una controversia
\n
fiscale, mediante un processo di negoziazione con le autorit\u00e0 fiscali o a seguito della definizione di un contenzioso, pu\u00f2 richiedere diversi anni.
\n
La stima dell\u2019ammontare delle passivit\u00e0 relative a trattamenti fiscali incerti \u00e8 frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi
\n
da parte della Direzione Aziendale. Successivamente alla rilevazione iniziale, tali passivit\u00e0 sono periodicamente aggiornate per riflettere le
\n
variazioni delle stime effettuate, a seguito di modifiche di fatti e circostanze rilevanti.
\n
Inoltre, la necessit\u00e0 di effettuare valutazioni complesse ed esercitare un giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attivit\u00e0 connesse
\n
con la verifica della recuperabilit\u00e0 delle imposte anticipate, afferenti a differenze temporanee deducibili e perdite fiscali, che richiede di operare
\n
stime e valutazioni in merito all\u2019ammontare di redditi imponibili futuri e al relativo timing di realizzazione.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIncomeTaxExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag470": {
"value": "\nIMPOSTE SUL REDDITO
\nLe imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile. I debiti e i crediti per imposte sul reddito correnti
\nsono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle autorit\u00e0 fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti o
\nsostanzialmente approvate alla data di chiusura dell\u2019esercizio.
\nLe imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori contabili delle attivit\u00e0 e delle passivit\u00e0 e i
\ncorrispondenti valori riconosciuti fiscalmente sulla base delle aliquote e della normativa applicabili negli esercizi in cui la differenza temporanea
\nsi annuller\u00e0, approvate o sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell\u2019esercizio di riferimento del bilancio. Le attivit\u00e0 per imposte
\nanticipate sono rilevate quando il loro recupero \u00e8 considerato probabile, ossia quando si prevede la disponibilit\u00e0 di un reddito imponibile,
\nnell\u2019esercizio in cui si annuller\u00e0 la differenza temporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Analogamente, nei limiti della
\nloro recuperabilit\u00e0, sono rilevati i crediti di imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali. La recuperabilit\u00e0 delle attivit\u00e0 per
\nimposte anticipate \u00e8 verificata con periodicit\u00e0, almeno, annuale.
\nIn relazione alle differenze temporanee imponibili associate a partecipazioni in societ\u00e0 controllate e collegate, nonch\u00e9 a interessenze in accordi
\na controllo congiunto, la relativa fiscalit\u00e0 differita passiva non viene rilevata nel caso in cui il partecipante sia in grado di controllare il rigiro
\ndelle differenze temporanee e sia probabile che esso non si verifichi nel futuro prevedibile.
\nIn presenza di incertezze nell\u2019applicazione della normativa fiscale, l\u2019impresa: (i) nei casi in cui ritenga probabile che l\u2019autorit\u00e0 fiscale accetti il
\ntrattamento fiscale incerto, determina le imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio in funzione del trattamento fiscale
\napplicato o che prevede di applicare in sede di dichiarazione dei redditi; (ii) nei casi in cui ritenga non probabile che l\u2019autorit\u00e0 fiscale accetti il
\ntrattamento fiscale incerto, riflette tale incertezza nella determinazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio.
\nLe attivit\u00e0 per imposte anticipate e le passivit\u00e0 per imposte differite sono compensate a livello di singola impresa se riferite a imposte
\ncompensabili. Il saldo della compensazione, se attivo, \u00e8 iscritto alla voce \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 complessivo o direttamente a patrimonio netto, le relative imposte correnti,
\nanticipate e differite, sono anch\u2019esse rilevate nel prospetto dell\u2019utile complessivo o direttamente a patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDeferredIncomeTaxExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag472": {
"value": "\n
\n\n
ATTIVIT\u00c0 DESTINATE ALLA VENDITA
\n
Le attivit\u00e0 non correnti e le attivit\u00e0 correnti e non correnti dei gruppi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se il relativo
\n
valore di iscrizione sar\u00e0 recuperato principalmente attraverso la vendita anzich\u00e9 attraverso l\u2019uso continuativo. Questa condizione si considera
\n
rispettata quando la vendita \u00e8 altamente probabile e l\u2019attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione \u00e8 disponibile per una vendita immediata nelle sue
\n
attuali condizioni.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n
Immediatamente prima della classificazione come destinate alla vendita, le attivit\u00e0 non correnti e/o le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 rientranti in un
\n
gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili ad esse applicabili. Successivamente, le attivit\u00e0 non correnti destinate alla
\n
vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate al minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita.
\n
L\u2019eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attivit\u00e0 non correnti e il fair value al netto dei costi di vendita \u00e8 imputata a conto economico
\n
come svalutazione; le eventuali successive riprese di valore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in precedenza, ivi incluse
\n
quelle riconosciute anteriormente alla qualificazione dell\u2019attivit\u00e0 come destinata alla vendita.
\n
Quando si verificano eventi che non consentono pi\u00f9 di classificare le attivit\u00e0 non correnti o i gruppi in dismissione come destinati alla vendita,
\n
gli stessi sono riclassificati nelle rispettive voci di stato patrimoniale e rilevati al minore tra: (i) il valore di iscrizione alla data di classificazione
\n
come destinati alla vendita, rettificato degli ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati qualora le attivit\u00e0 o il
\n
gruppo in dismissione non fossero stati qualificati come destinati alla vendita; e (ii) il valore recuperabile alla data della riclassifica.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleAndDiscontinuedOperationsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag474": {
"value": "\nATTIVIT\u00c0 DESTINATE ALLA VENDITA
\nLe attivit\u00e0 non correnti e le attivit\u00e0 correnti e non correnti dei gruppi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se il relativo
\nvalore di iscrizione sar\u00e0 recuperato principalmente attraverso la vendita anzich\u00e9 attraverso l\u2019uso continuativo. Questa condizione si considera
\nrispettata quando la vendita \u00e8 altamente probabile e l\u2019attivit\u00e0 o il gruppo in dismissione \u00e8 disponibile per una vendita immediata nelle sue
\nattuali condizioni.
\n
\n\n\n\n\n\nImmediatamente prima della classificazione come destinate alla vendita, le attivit\u00e0 non correnti e/o le attivit\u00e0 e le passivit\u00e0 rientranti in un
\ngruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili ad esse applicabili. Successivamente, le attivit\u00e0 non correnti destinate alla
\nvendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate al minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita.
\nL\u2019eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attivit\u00e0 non correnti e il fair value al netto dei costi di vendita \u00e8 imputata a conto economico
\ncome svalutazione; le eventuali successive riprese di valore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in precedenza, ivi incluse
\nquelle riconosciute anteriormente alla qualificazione dell\u2019attivit\u00e0 come destinata alla vendita.
\nQuando si verificano eventi che non consentono pi\u00f9 di classificare le attivit\u00e0 non correnti o i gruppi in dismissione come destinati alla vendita,
\ngli stessi sono riclassificati nelle rispettive voci di stato patrimoniale e rilevati al minore tra: (i) il valore di iscrizione alla data di classificazione
\ncome destinati alla vendita, rettificato degli ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati qualora le attivit\u00e0 o il
\ngruppo in dismissione non fossero stati qualificati come destinati alla vendita; e (ii) il valore recuperabile alla data della riclassifica.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag476": {
"value": "\n
\nVALUTAZIONI AL FAIR VALUE
\nIl fair value \u00e8 il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un\u2019attivit\u00e0 ovvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passivit\u00e0 in una
\nregolare transazione tra operatori di mercato alla data di valutazione (c.d. exit price).
\nLe attivit\u00e0 e passivit\u00e0 valutate al fair value sono classificate secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significativit\u00e0 degli
\ninput utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia
\ndel fair value prevede i seguenti livelli:
\na) Livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attivit\u00e0 o passivit\u00e0;
\nb) Livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attivit\u00e0/passivit\u00e0
\noggetto di valutazione, sono osservabili direttamente o indirettamente;
\nc) Livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.
\n\n
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FAIR VALUE
\n
La determinazione del fair value, ancorch\u00e9 basata sulle migliori informazioni disponibili e sull\u2019adozione di adeguate metodologie e tecniche di
\n
valutazione, risulta intrinsecamente caratterizzata da elementi di aleatoriet\u00e0 e dall\u2019esercizio di un giudizio professionale e potrebbe determinare
\n
previsioni di valori differenti rispetto a quelli che si andranno effettivamente a realizzare.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFairValueMeasurementExplanatory",
"language": "it",
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"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag478": {
"value": "\n2 Schemi di bilancio
\nGli schemi di bilancio sono analoghi a quelli adottati nell\u2019esercizio precedente.
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfGeneralInformationAboutFinancialStatementsExplanatory",
"language": "it",
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}
},
"Tag479": {
"value": "\n3 Modifiche dei criteri contabili
\nLe modifiche agli IFRS, efficaci a partire dal 1\u00b0 gennaio 2025, non hanno prodotto effetti significativi.
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfChangesInAccountingPoliciesExplanatory",
"language": "it",
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"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag480": {
"value": "\n4 Principi contabili di recente emanazione
\nPRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E OMOLOGATI DALLA
\nCOMMISSIONE EUROPEA
\nCon il Regolamento n. 2025/1047 emesso dalla Commissione Europea in data 27 maggio 2025, sono state omologate le modifiche all\u2019IFRS 9 e
\nall\u2019IFRS 7 \u201cModifiche alla classificazione e alla valutazione degli strumenti finanziari\u201d volte, sostanzialmente, a chiarire il timing dell\u2019eliminazione
\ncontabile di passivit\u00e0 finanziarie regolate tramite sistemi di pagamento elettronici e a fornire chiarimenti in merito alla classificazione delle
\nattivit\u00e0 finanziarie con caratteristiche ambientali, sociali e di governance (ad es. sustainability bond). Le modifiche sono efficaci a partire dagli
\nesercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1\u00b0 gennaio 2026.
\nCon il Regolamento n. 2025/1266 emesso dalla Commissione Europea in data 30 giugno 2025, sono state omologate le modifiche all\u2019IFRS
\n9 e all\u2019IFRS 7 \u201cContratti collegati all\u2019energia elettrica dipendente dalla natura\u201d volte, sostanzialmente a: (i) chiarire l\u2019utilizzo della \u201cown-use
\nexemption\u201d per i contratti di acquisto di energia elettrica da fonti rinnovabili; e (ii) consentire, al soddisfacimento di determinate condizioni, la
\ndesignazione di una copertura cash flow hedge in presenza di contratti di acquisto o vendita di energia elettrica da fonti rinnovabili (regolabili
\nsu base netta). Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1\u00b0gennaio 2026.
\nCon il Regolamento n. 2025/1331 emesso dalla Commissione Europea in data 9 luglio 2025, \u00e8 stato omologato il documento \u201cCiclo annuale
\ndi miglioramenti ai Principi contabili IFRS \u2014 Volume 11\u201d contenente modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi
\ncontabili internazionali. Tali modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1\u00b0 gennaio 2026.
\n
\n\n\n\n\nCon il Regolamento n. 2026/338 emesso dalla Commissione Europea in data 13 febbraio 2026, \u00e8 stato omologato l\u2019IFRS 18 \u201cPresentazione e
\ninformativa di bilancio\u201d, che sostituisce lo IAS 1. Al fine di aumentare la comparabilit\u00e0 e la trasparenza delle informazioni, l\u2019IFRS 18:
\na) richiede la suddivisione del conto economico in 5 sezioni (operativa, di investimento, di finanziamento, imposte sul reddito e
\ndiscontinued operation) e la presentazione obbligatoria del risultato operativo e del risultato ante gestione finanziaria e imposte
\nsul reddito;
\nb) con riferimento al rendiconto finanziario: (a) richiede generalmente la presentazione dei dividendi e interessi pagati nell\u2019ambito del
\nflusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento; (b) prevede la rappresentazione, in linea generale, dei dividendi e interessi incassati
\nnell\u2019ambito del flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento; (c) identifica il \u201crisultato operativo\u201d quale punto di partenza per
\nl\u2019applicazione del metodo indiretto ai fini della presentazione del flusso di cassa da attivit\u00e0 operativa;
\nc) integra le disclosure della nota integrativa prevedendo la rappresentazione di misure di performance gestionali economiche (cd
\nmanagement performance measure) corredate di apposite disclosure e riconciliazioni con i risultati parziali del conto economico;
\nd) rafforza la guidance in merito all\u2019aggregazione e disaggregazione delle informazioni presentate negli schemi e nelle note illustrative.
\nLe disposizioni dell\u2019IFRS 18 saranno in vigore a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1\u00b0 gennaio 2027 con necessit\u00e0 di riesposizione
\ndei valori degli esercizi posti a confronto.
\nNel corso dell\u2019esercizio 2025, sono state avviate le attivit\u00e0 di analisi per l\u2019identificazione degli ambiti interessati dalle nuove disposizioni e dei
\nrelativi impatti.
\nPRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E NON ANCORA OMOLOGATI
\nDALLA COMMISSIONE EUROPEA
\nIn data 13 novembre 2025, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 21 \u201cTranslation to a Hyperinflationary Presentation Currency\u201d volte a chiarire
\nle modalit\u00e0 con le quali tradurre i bilanci da una valuta non iperinflazionata ad una iperinflazionata. Le modifiche sono efficaci a partire dagli
\nesercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1\u00b0 gennaio 2027.
\nAllo stato Eni sta analizzando i principi contabili di recente emanazione di cui sopra e valutando se la loro adozione avr\u00e0 un impatto significativo
\nsul bilancio.
\n
\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfExpectedImpactOfInitialApplicationOfNewStandardsOrInterpretations",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag482": {
"value": "\n
\n
\n5 Business combination e altre transazioni significative
\nACQUISIZIONI
\nPlenitude
\nIl 22 dicembre 2025 Plenitude ha finalizzato l\u2019acquisizione d a Neoen, di un portafoglio di 52 impianti di generazione rinnovabile in esercizio e di
\nun accumulo statico per un totale di circa 760 MW di capacit\u00e0 installata dislocati su tutto il territorio francese per il corrispettivo di \u20ac234 milioni
\ncon l\u2019acquisizione di: (i) attivit\u00e0 correnti e non correnti per \u20ac1.040 milioni; (ii) indebitamento finanziario netto per \u20ac724 milioni, di cui disponibilit\u00e0
\nliquide ed equivalenti per \u20ac38 milioni; (iii) passivit\u00e0 correnti e non correnti per \u20ac82 milioni. In caso di controllate acquisite esclusivamente con
\nla finalit\u00e0 di vendita/conferimento, il Gruppo, in applicazione del cd. short cut method, non effettua un consolidamento integrale delle singole
\nattivit\u00e0 e passivit\u00e0, ma evidenzia, nello stato patrimoniale, in maniera distinta, le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 oggetto di futura cessione/conferimento.
\nLe informazioni relative all'allocazione definitiva del prezzo di acquisto delle business combination effettuate nel 2024 sono fornite nella nota
\n27 \u2010 Altre informazioni.
\n\n
DISINVESTIMENTI
\n
Corporate e altre attivit\u00e0
\n
Il 18 dicembre 2025 Eni ha finalizzato la cessione del 49,99% del capitale sociale di Eni CCUS Holding Ltd al fondo di private equity Global
\n
Infrastructure Partners (GIP). Eni CCUS Holding Ltd svolge il ruolo di holding delle partecipazioni nelle societ\u00e0 operative del business CCUS
\n
controllando al 100% Liverpool Bay CCS Ltd, Eni Netherlands CCUS BV, Bacton CCS Ltd e Eni Tellus CCS Ltd. L\u2019operazione ha comportato
\n
l\u2019esclusione dall\u2019area di consolidamento di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 nette di \u20ac222 milioni, di cui altre attivit\u00e0 finanziarie correnti di \u20ac45 milioni e
\n
disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti di \u20ac40 milioni, il realizzo di una plusvalenza di \u20ac46 milioni e la rivalutazione al fair value della quota mantenuta
\n
di \u20ac27 milioni. In base agli accordi tra i soci \u00e8 stato costituito il controllo congiunto dell\u2019entit\u00e0 post cessione.
\n
\n\n\n\n
\n
I valori patrimoniali relativi alle cessioni effettuate nel 2025 sono riportati nella seguente tabella.
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nCessione Eni CCUS Holding Ltd | \nAltre cessioni | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n40 | \n | \n40 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n45 | \n | \n45 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n84 | \n1 | \n85 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 correnti | \n169 | \n1 | \n170 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Immobili, impianti e macchinari | \n222 | \n2 | \n224 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n5 | \n | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n428 | \n | \n428 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 non correnti | \n655 | \n2 | \n657 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE ATTIVIT\u00c0 | \n824 | \n3 | \n827 | \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| Altre passivit\u00e0 | \n190 | \n1 | \n191 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 correnti | \n190 | \n1 | \n191 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n407 | \n | \n407 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 | \n5 | \n | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 non correnti | \n412 | \n | \n412 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PASSIVIT\u00c0 | \n602 | \n1 | \n603 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale patrimonio netto di Eni | \n222 | \n2 | \n224 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PATRIMONIO NETTO | \n222 | \n2 | \n224 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PASSIVIT\u00c0 E PATRIMONIO NETTO | \n824 | \n3 | \n827 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag483": {
"value": "\nDISINVESTIMENTI
\nCorporate e altre attivit\u00e0
\nIl 18 dicembre 2025 Eni ha finalizzato la cessione del 49,99% del capitale sociale di Eni CCUS Holding Ltd al fondo di private equity Global
\nInfrastructure Partners (GIP). Eni CCUS Holding Ltd svolge il ruolo di holding delle partecipazioni nelle societ\u00e0 operative del business CCUS
\ncontrollando al 100% Liverpool Bay CCS Ltd, Eni Netherlands CCUS BV, Bacton CCS Ltd e Eni Tellus CCS Ltd. L\u2019operazione ha comportato
\nl\u2019esclusione dall\u2019area di consolidamento di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 nette di \u20ac222 milioni, di cui altre attivit\u00e0 finanziarie correnti di \u20ac45 milioni e
\ndisponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti di \u20ac40 milioni, il realizzo di una plusvalenza di \u20ac46 milioni e la rivalutazione al fair value della quota mantenuta
\ndi \u20ac27 milioni. In base agli accordi tra i soci \u00e8 stato costituito il controllo congiunto dell\u2019entit\u00e0 post cessione.
\n
\n\n\n\n\nBusiness combination
\nL\u2019allocazione provvisoria e definitiva del prezzo delle attivit\u00e0 nette acquisite nel 2024 \u00e8 di seguito rappresentata:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nPlenitude - Energie rinnovabili e retail(Allocazione provvisoria) | \nPlenitude - Energie rinnovabili e retail(Allocazione definitiva) | \nEnilive - Atenoil(Allocazione provvisoria) | \nEnilive - Atenoil(Allocazione definitiva) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n5 | \n5 | \n5 | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Immobili, impianti e macchinari | \n71 | \n71 | \n14 | \n30 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill | \n5 | \n5 | \n28 | \n23 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n52 | \n52 | \n23 | \n17 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | \n(53) | \n(53) | \n(10) | \n(10) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(5) | \n(5) | \n(10) | \n(15) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di acquisto | \n75 | \n75 | \n50 | \n50 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag484": {
"value": "\nI valori patrimoniali relativi alle cessioni effettuate nel 2025 sono riportati nella seguente tabella.
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nCessione Eni CCUS Holding Ltd | \nAltre cessioni | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n40 | \n | \n40 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n45 | \n | \n45 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n84 | \n1 | \n85 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 correnti | \n169 | \n1 | \n170 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Immobili, impianti e macchinari | \n222 | \n2 | \n224 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n5 | \n | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 | \n428 | \n | \n428 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 non correnti | \n655 | \n2 | \n657 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE ATTIVIT\u00c0 | \n824 | \n3 | \n827 | \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| Altre passivit\u00e0 | \n190 | \n1 | \n191 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 correnti | \n190 | \n1 | \n191 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n407 | \n | \n407 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 | \n5 | \n | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 non correnti | \n412 | \n | \n412 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PASSIVIT\u00c0 | \n602 | \n1 | \n603 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale patrimonio netto di Eni | \n222 | \n2 | \n224 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PATRIMONIO NETTO | \n222 | \n2 | \n224 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TOTALE PASSIVIT\u00c0 E PATRIMONIO NETTO | \n824 | \n3 | \n827 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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:DisclosureOfDetailedInformationAboutDivestmentsExplanatory",
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"Tag485": {
"value": "\n6 Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti
\nLe disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti di \u20ac8.100 milioni (\u20ac8.183 milioni al 31 dicembre 2024) comprendono attivit\u00e0 finanziarie esigibili all\u2019origine
\nentro 3 mesi per \u20ac5.304 milioni (\u20ac4.816 milioni al 31 dicembre 2024) riguardanti essenzialmente depositi presso istituti finanziari con vincolo
\ndi preavviso superiore alle 48 ore, valutati al costo ammortizzato e con expected credit loss non significativa.
\nLe disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da depositi in dollari USA per \u20ac4.713 milioni e in euro per \u20ac2.607 milioni
\n(rispettivamente, \u20ac5.269 milioni e \u20ac2.402 milioni al 31 dicembre 2024) e rappresentano l\u2019impiego sul mercato della liquidit\u00e0 posseduta a vista
\nper le esigenze finanziarie del Gruppo.
\nL\u2019ammontare di restricted cash \u00e8 di \u20ac1 milione (\u20ac54 milioni al 31 dicembre 2024) in relazione a misure di pignoramento da parte di terzi e di
\nvincoli relativi al pagamento di debiti.
\nLa scadenza media delle attivit\u00e0 finanziarie esigibili all\u2019origine entro 3 mesi \u00e8 di 10 giorni con un tasso di interesse effettivo del 3,92% per i
\ndepositi in dollari USA (\u20ac2.934 milioni) e di 7 giorni con un tasso di interesse effettivo del 2,21% per i depositi in euro (\u20ac1.923 milioni).
\n
\n\n\n\n",
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"Tag486": {
"value": "\n
\n
\n7 Attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\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| Titoli emessi da Stati Sovrani | \n734 | \n965 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n6.168 | \n5.474 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.902 | \n6.439 | \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| Altri titoli | \n89 | \n358 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n89 | \n358 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.991 | \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
Le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico costituiscono una riserva di liquidit\u00e0 strategica avente l\u2019obiettivo di
\nassicurare al Gruppo la necessaria flessibilit\u00e0 finanziaria in particolari situazioni di mercato (strette creditizie, crisi finanziarie e altri shock
\nmacroeconomici o settoriali), per far fronte a fabbisogni imprevisti e per garantire adeguata elasticit\u00e0 ai programmi di sviluppo. L\u2019attivit\u00e0 di
\ngestione di tale liquidit\u00e0 punta all\u2019ottimizzazione del rendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con il vincolo di tutela del
\ncapitale e disponibilit\u00e0 immediata dei fondi.
\nLe attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di prestito titoli per \u20ac579 milioni (\u20ac738 milioni al 31 dicembre 2024).
\nL\u2019analisi per valuta \u00e8 la seguente:
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\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| Euro | \n4.458 | \n4.230 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n2.444 | \n2.209 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.902 | \n6.439 | \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| Euro | \n | \n162 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n89 | \n196 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n89 | \n358 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.991 | \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\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| Titoli emessi da Stati Sovrani | \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| Italia | \n56 | \n57 | \nBaa2 | \nBBB+ | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Stati Uniti d'America | \n483 | \n481 | \nAa1 | \nAA+ | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Francia | \n65 | \n65 | \nAa3 | \nA+ | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri(a) | \n125 | \n124 | \nda Aaa a Baa2 | \nda AAA a BBB- | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n729 | \n727 | \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| Italia | \n7 | \n7 | \nBaa2 | \nBBB+ | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n7 | \n7 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale titoli emessi da Stati Sovrani | \n736 | \n734 | \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| Tasso fisso | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli quotati emessi da imprese industriali | \n2.909 | \n2.940 | \nda Aaa a Ba2 | \nda AAA a BB | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | \n1.086 | \n1.098 | \nda Aa1 a Baa3 | \nda AA+ a BBB- | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n355 | \n363 | \nda Aaa a Ba1 | \nda AAA a BB+ | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.350 | \n4.401 | \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| Titoli quotati emessi da imprese industriali | \n608 | \n612 | \nda Aa2 a Ba1 | \nda AA a BB+ | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | \n867 | \n873 | \nda Aa1 a Baa2 | \nda AA+ a BBB | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n280 | \n282 | \nda Aaa a Baa2 | \nda AAA a BBB | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.755 | \n1.767 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale Altri titoli | \n6.105 | \n6.168 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale Attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading | \n6.841 | \n6.902 | \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 | \n85 | \n89 | \nda Aaa a Baa1 | \nda AAA a BBB+ | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.926 | \n6.991 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\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 economico sono rappresentate da investimenti in Money Market Fund.
\nPer le Attivit\u00e0 finanziarie destinate al trading la gerarchia del fair value \u00e8 di livello 1 per \u20ac6.297 milioni e di livello 2 per \u20ac605 milioni; per le Altre
\nattivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico la gerarchia del fair value \u00e8 di livello 2 per l\u2019intero ammontare. Nel corso
\ndell\u2019esercizio 2025 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
\n
\n\n\n",
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"Tag488": {
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\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| Titoli emessi da Stati Sovrani | \n734 | \n965 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri titoli | \n6.168 | \n5.474 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.902 | \n6.439 | \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| Altri titoli | \n89 | \n358 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n89 | \n358 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.991 | \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",
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"Tag489": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\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| Euro | \n4.458 | \n4.230 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n2.444 | \n2.209 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.902 | \n6.439 | \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| Euro | \n | \n162 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n89 | \n196 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n89 | \n358 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n6.991 | \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",
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"Tag557": {
"value": "\n
\n8 Crediti commerciali e altri crediti
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n| Crediti commerciali | \n8.986 | \n12.562 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti verso partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n1.238 | \n1.754 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti per attivit\u00e0 di disinvestimento | \n209 | \n527 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti verso altri | \n2.003 | \n2.058 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale al netto del fondo svalutazione | \n12.436 | \n16.901 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 crediti commerciali sono generalmente infruttiferi e prevedono termini di pagamento entro 180 giorni.
\nIl decremento dei crediti commerciali di \u20ac3.576 milioni \u00e8 riferito al settore Global Gas & LNG Portfolio e Power per \u20ac1.621 milioni, al settore
\nExploration & Production per \u20ac903 milioni e alla linea di business Plenitude per \u20ac821 milioni. Il decremento relativo al settore Global Gas &
\nLNG Portfolio & Power e alla linea di business Plenitude risente della diminuzione dei prezzi delle commodity energetiche che hanno fatto
\ndiminuire il valore nominale dei crediti; il decremento del settore Exploration & Production \u00e8 dovuto all\u2019attivit\u00e0 di trading di greggi, parte del
\nreporting segment, per effetto prezzo e per le azioni di ottimizzazione del circolante.
\nNell\u2019ordinaria gestione del capitale circolante, Eni esegue operazioni di cessione pro-soluto di crediti prevalentemente commerciali con
\nscadenza 2026. L\u2019ammontare delle operazioni poste in essere nel 2025 \u00e8 aumentato di \u20ac420 milioni rispetto al 31 dicembre 2024.
\nI crediti commerciali includono \u20ac498 milioni relativi alle forniture di idrocarburi da produzioni equity verso societ\u00e0 petrolifere di Stato dell\u2019Egitto
\n(\u20ac1.256 milioni al 31 dicembre 2024). Nel corso dell\u2019esercizio \u00e8 stato registrato un significativo ridimensionamento dello scaduto grazie al
\ncompletamento del piano di regolarizzazione concordato con le Autorit\u00e0 del Paese nel 2024 sul saldo outstanding a quella data. Il fondo
\nsvalutazione corrispondente all\u2019ammontare recuperato tramite il piano di recupero \u00e8 stato interamente riversato a conto economico.
\nIl decremento dei crediti verso partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione di \u20ac516 milioni riguarda i crediti per chiamate fondi ai partner
\ndi Eni nei progetti operati.
\nI crediti verso altre controparti sono relativi: (i) per \u20ac881 milioni (\u20ac690 milioni al 31 dicembre 2024) al valore recuperabile di crediti scaduti nei
\nconfronti della societ\u00e0 di Stato del Venezuela PDVSA per le forniture di gas prodotto dalla joint venture Card\u00f3n IV SA, partecipata pariteticamente
\nda Eni e Repsol, ceduti dalla venture ai soci. Il valore recuperabile (valore nominale di $2.300 milioni pari a \u20ac1.956 milioni) \u00e8 stimato attualizzando
\nil flusso atteso di rimborsi, scontato al costo del capitale del settore E&P, rettificato del fattore di rischio paese specifico del Venezuela (WACC
\nadjusted). L\u2019incremento comprende l'aggiornamento della stima di recuperabilit\u00e0 dei crediti e riflette un contesto di sostanziale cessazione dei
\nrimborsi in-kind nel corso del 2025 per effetto della revoca delle autorizzazioni da parte delle Autorit\u00e0 USA. La valutazione del bilancio 2025
\nha tenuto conto dei recenti sviluppi nel Paese agli inizi 2026 e delle iniziative intraprese dagli USA con emissione di nuove \u00abgeneral licences\u00bb.
\nTali sviluppi migliorano le prospettive di recupero dei crediti rispetto alla situazione antecedente di sostanziale embargo USA nei confronti del
\ngreggio e dei prodotti venezuelani; (ii) per \u20ac404 milioni (\u20ac362 milioni al 31 dicembre 2024) gli acconti per servizi e verso fornitori; (iii) i crediti
\nin essere al 31 dicembre 2024 di \u20ac243 milioni relativi agli importi da ricevere da clienti a seguito dell\u2019attivazione della clausola take-or-pay dei
\ncontratti di somministrazione long-term di gas naturale sono stati compensati con il debito per la relativa fornitura.
\nI crediti commerciali e altri crediti sono denominati in euro per \u20ac6.880 milioni e in dollari USA per \u20ac5.178 milioni (rispettivamente \u20ac9.173 milioni
\ne \u20ac7.270 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
\n\n\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 a crediti commerciali e altri crediti sono state elaborate sulla base di rating interni
\ncome segue:
\n\n
\n\n\n | \nCrediti in bonis | \n | \n | \n | \n | \n\n
\n\n | \nRischio | \nRischio | \nRischio | \nCrediti | \nClienti | \n | \n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nbasso | \nmedio | \nalto | \nin default | \nPlenitude | \nTotale | \n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Clienti business | \n1.846 | \n4.240 | \n250 | \n942 | \n | \n7.278 | \n\n
\n\n| National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni | \n226 | \n589 | \n258 | \n2.655 | \n | \n3.728 | \n\n
\n\n| Altre controparti | \n1.471 | \n246 | \n12 | \n349 | \n1.978 | \n4.056 | \n\n
\n\n| Valore lordo | \n3.543 | \n5.075 | \n520 | \n3.946 | \n1.978 | \n15.062 | \n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n(8) | \n(18) | \n(12) | \n(2.034) | \n(554) | \n(2.626) | \n\n
\n\n| Valore netto | \n3.535 | \n5.057 | \n508 | \n1.912 | \n1.424 | \n12.436 | \n\n
\n\n| Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) | \n0,2 | \n0,4 | \n2,3 | \n51,5 | \n28,0 | \n17,4 | \n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni | \n369 | \n733 | \n214 | \n3.503 | \n | \n4.819 | \n\n
\n\n| Altre controparti | \n1.505 | \n610 | \n1 | \n255 | \n2.860 | \n5.231 | \n\n
\n\n| Valore lordo | \n5.419 | \n6.481 | \n468 | \n4.458 | \n2.860 | \n19.686 | \n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n(10) | \n(27) | \n(12) | \n(2.162) | \n(574) | \n(2.785) | \n\n
\n\n| Valore netto | \n5.409 | \n6.454 | \n456 | \n2.296 | \n2.286 | \n16.901 | \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
I crediti in default relativi alla National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni comprendono i crediti scaduti nei confronti della societ\u00e0 di
\nStato del Venezuela PDVSA per le forniture di gas prodotto dalla joint venture Card\u00f3n IV SA esposti al valore recuperabile.
\nMaggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni creditizie sono indicate nella nota n. 1 - Principi contabili, stime contabili e
\ngiudizi significativi.
\nLe valutazioni di recuperabilit\u00e0 dei crediti commerciali per la fornitura di idrocarburi, prodotti ed energia elettrica alla clientela retail, business
\ne national oil companies e per chiamate fondi nei confronti dei partner in joint venture della Exploration & Production (national oil companies,
\noperatori locali privati o international oil companies) sono riviste periodicamente per riflettere l\u2019andamento dello scenario e i trend correnti di
\nbusiness, nonch\u00e9 eventuali maggiori rischi controparte.
\n\n
L\u2019esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative alla clientela di Plenitude sono state stimate sulla base di una provision matrix
\n
come segue:
\n
\n
\n\n\n | \n | \n | \nScaduti | \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| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Clienti Plenitude: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| - Retail | \n812 | \n91 | \n51 | \n127 | \n281 | \n1.362 | \n\n
\n\n| - Middle | \n385 | \n15 | \n2 | \n8 | \n105 | \n515 | \n\n
\n\n| - Altri | \n96 | \n3 | \n1 | \n1 | \n | \n101 | \n\n
\n\n| Valore lordo | \n1.293 | \n109 | \n54 | \n136 | \n386 | \n1.978 | \n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n(46) | \n(25) | \n(40) | \n(95) | \n(348) | \n(554) | \n\n
\n\n| Valore netto | \n1.247 | \n84 | \n14 | \n41 | \n38 | \n1.424 | \n\n
\n\n| Expected loss (%) | \n3,6 | \n22,9 | \n74,1 | \n69,9 | \n90,2 | \n28,0 | \n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Clienti Plenitude: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| - Retail | \n1.573 | \n114 | \n60 | \n127 | \n219 | \n2.093 | \n\n
\n\n| - Middle | \n470 | \n16 | \n4 | \n17 | \n132 | \n639 | \n\n
\n\n| - Altri | \n123 | \n2 | \n1 | \n1 | \n1 | \n128 | \n\n
\n\n| Valore lordo | \n2.166 | \n132 | \n65 | \n145 | \n352 | \n2.860 | \n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n(74) | \n(38) | \n(45) | \n(99) | \n(318) | \n(574) | \n\n
\n\n| Valore netto | \n2.092 | \n94 | \n20 | \n46 | \n34 | \n2.286 | \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
Il fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti si analizza come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione iniziale | \n2.785 | \n2.338 | \n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis | \n150 | \n136 | \n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default | \n117 | \n243 | \n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in bonis | \n(21) | \n(85) | \n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in default | \n(416) | \n(324) | \n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n11 | \n477 | \n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione finale | \n2.626 | \n2.785 | \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 fondo svalutazione \u00e8 stato stanziato tenendo conto di fattori di mitigazione del rischio controparte di \u20ac2.775 milioni (\u20ac3.292 milioni al 31
\ndicembre 2024), che includono depositi, polizze assicurative, fidejussioni e garanzie bancarie.
\nGli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti in bonis sono riferiti alla linea di business Plenitude
\nper \u20ac112 milioni (\u20ac92 milioni nel 2024) e riguardano principalmente la clientela retail.
\nGli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti in default sono riferiti: (i) al settore Exploration &
\nProduction per \u20ac75 milioni (\u20ac150 milioni nel 2024) e riguardano principalmente i crediti per le forniture d\u2019idrocarburi a societ\u00e0 di stato e chiamate
\nfondi nei confronti dei partner in progetti petroliferi operati da Eni; (ii) alla linea di business Refining per \u20ac17 milioni; (iii) alla linea di business
\nPlenitude per \u20ac9 milioni (\u20ac64 milioni nel 2024).
\nI rilasci su crediti commerciali e altri crediti in bonis e in default per complessivi \u20ac437 milioni sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production
\nper \u20ac265 milioni; (ii) alla linea di business Plenitude per \u20ac138 milioni; (iii) alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio per \u20ac8 milioni
\nsostanzialmente a seguito della riduzione delle esposizioni creditizie per le migliorate condizioni di mercato.
\n\n
Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti al fondo svalutazione | \n(267) | \n(379) | \n(502) | \n\n\n\n\n
\n\n| Perdite nette su crediti | \n(117) | \n(57) | \n(98) | \n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esubero | \n373 | \n268 | \n351 | \n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti | \n(11) | \n(168) | \n(249) | \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 crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \u2013 Rapporti con parti correlate.
\n
\n\n\n\n",
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"Tag558": {
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n| Crediti commerciali | \n8.986 | \n12.562 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti verso partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n1.238 | \n1.754 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti per attivit\u00e0 di disinvestimento | \n209 | \n527 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti verso altri | \n2.003 | \n2.058 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale al netto del fondo svalutazione | \n12.436 | \n16.901 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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"Tag603": {
"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| (\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| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Clienti Plenitude: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| - Retail | \n812 | \n91 | \n51 | \n127 | \n281 | \n1.362 | \n\n
\n\n| - Middle | \n385 | \n15 | \n2 | \n8 | \n105 | \n515 | \n\n
\n\n| - Altri | \n96 | \n3 | \n1 | \n1 | \n | \n101 | \n\n
\n\n| Valore lordo | \n1.293 | \n109 | \n54 | \n136 | \n386 | \n1.978 | \n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n(46) | \n(25) | \n(40) | \n(95) | \n(348) | \n(554) | \n\n
\n\n| Valore netto | \n1.247 | \n84 | \n14 | \n41 | \n38 | \n1.424 | \n\n
\n\n| Expected loss (%) | \n3,6 | \n22,9 | \n74,1 | \n69,9 | \n90,2 | \n28,0 | \n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Clienti Plenitude: | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| - Retail | \n1.573 | \n114 | \n60 | \n127 | \n219 | \n2.093 | \n\n
\n\n| - Middle | \n470 | \n16 | \n4 | \n17 | \n132 | \n639 | \n\n
\n\n| - Altri | \n123 | \n2 | \n1 | \n1 | \n1 | \n128 | \n\n
\n\n| Valore lordo | \n2.166 | \n132 | \n65 | \n145 | \n352 | \n2.860 | \n\n
\n\n| Fondo svalutazione | \n(74) | \n(38) | \n(45) | \n(99) | \n(318) | \n(574) | \n\n
\n\n| Valore netto | \n2.092 | \n94 | \n20 | \n46 | \n34 | \n2.286 | \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
Il fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti si analizza come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione iniziale | \n2.785 | \n2.338 | \n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis | \n150 | \n136 | \n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default | \n117 | \n243 | \n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in bonis | \n(21) | \n(85) | \n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in default | \n(416) | \n(324) | \n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n11 | \n477 | \n\n\n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione finale | \n2.626 | \n2.785 | \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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"Tag600": {
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\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti al fondo svalutazione | \n(267) | \n(379) | \n(502) | \n\n\n\n\n
\n\n| Perdite nette su crediti | \n(117) | \n(57) | \n(98) | \n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esubero | \n373 | \n268 | \n351 | \n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti | \n(11) | \n(168) | \n(249) | \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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"Tag559": {
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\n9 Rimanenze e rimanenze immobilizzate \u2013 scorte d\u2019obbligo
\n\n
Le rimanenze correnti si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n| Materie prime, sussidiarie e di consumo | \n1.001 | \n1.436 | \n\n\n\n\n\n\n\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 | \n1.288 | \n1.721 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Prodotti semilavorati, finiti e merci | \n2.816 | \n3.092 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n38 | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale rimanenze correnti | \n5.143 | \n6.259 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo riguardano le cariche petrolifere e altri materiali di consumo nelle attivit\u00e0 di raffinazione
\ne chimica.
\nI materiali per attivit\u00e0 di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture sono riferite al settore Exploration & Production per \u20ac1.257
\nmilioni (\u20ac1.685 milioni al 31 dicembre 2024).
\nI prodotti semilavorati, finiti e merci riguardano le scorte di gas naturale e prodotti petroliferi per \u20ac2.141 milioni (\u20ac2.164 milioni al 31 dicembre
\n2024) e prodotti chimici per \u20ac617 milioni (\u20ac742 milioni al 31 dicembre 2024).
\nLe rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di \u20ac656 milioni (\u20ac567 milioni al 31 dicembre 2024).
\nLe rimanenze immobilizzate - scorte d\u2019obbligo di \u20ac1.187 milioni (\u20ac1.595 milioni al 31 dicembre 2024), sono possedute da societ\u00e0 italiane
\nper \u20ac1.165 milioni (\u20ac1.575 milioni al 31 dicembre 2024) e riguardano le quantit\u00e0 minime di greggio e prodotti petroliferi che le societ\u00e0 sono
\nobbligate a detenere sulla base di norme di legge.
\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) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n| Materie prime, sussidiarie e di consumo | \n1.001 | \n1.436 | \n\n\n\n\n\n\n\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 | \n1.288 | \n1.721 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Prodotti semilavorati, finiti e merci | \n2.816 | \n3.092 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n38 | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale rimanenze correnti | \n5.143 | \n6.259 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per imposte sul reddito
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Correnti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Imposte sul reddito | \n539 | \n125 | \n343 | \n40 | \n695 | \n129 | \n587 | \n40 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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Le imposte sul reddito sono analizzate alla nota n. 33 \u2013 Imposte sul reddito.
\nLe passivit\u00e0 per imposte sul reddito non correnti includono gli oneri di probabile sostenimento per contenziosi e contestazioni pendenti con le
\nAutorit\u00e0 fiscali in relazione alle incertezze applicative delle norme in vigore relativi alle consociate estere del settore Exploration & Production
\nper \u20ac28 milioni (\u20ac34 milioni al 31 dicembre 2024).
\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) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \nAttivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Correnti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Imposte sul reddito | \n539 | \n125 | \n343 | \n40 | \n695 | \n129 | \n587 | \n40 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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11 Altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0
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\n\n\n | \n | \n31 dicembre 2025 | \n | \n | \n31 dicembre 2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n791 | \n81 | \n827 | \n146 | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n788 | \n520 | \n | \n | \n552 | \n655 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n919 | \n24 | \n1.589 | \n47 | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n2.233 | \n2.734 | \n835 | \n2.677 | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.943 | \n2.839 | \n4.039 | \n3.390 | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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Il fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\n
Le attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac763 milioni, di cui \u20ac746 milioni correnti determinati dal versamento in acconto
\n
effettuato nel mese di dicembre (\u20ac847 milioni al 31 dicembre 2024, di cui \u20ac711 milioni correnti).
\n
Le altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.412 milioni
\n
correnti (\u20ac1.210 milioni al 31 dicembre 2024) e \u20ac1.570 milioni non correnti (\u20ac2.298 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) attivit\u00e0 verso un operatore
\n
italiano per \u20ac550 milioni (\u20ac732 milioni al 31 dicembre 2024) in relazione all\u2019accordo sulla ripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri
\n
sostenuti da Eni per le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in passato congiuntamente dai due partner; (iii) le posizioni di
\n
underlifting correnti del settore Exploration & Production di \u20ac199 milioni (\u20ac318 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) crediti non correnti per attivit\u00e0
\n
di disinvestimento di \u20ac169 milioni (\u20ac144 milioni al 31 dicembre 2024); (v) il costo d\u2019iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-
\n
or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac2 milioni e oltre i 12 mesi
\n
per \u20ac85 milioni (rispettivamente \u20ac3 milioni e \u20ac295 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Le passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per il
\n
potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai giacimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac496 milioni (\u20ac486 milioni
\n
al 31 dicembre 2024); (ii) buoni carburanti elettronici prepagati per \u20ac346 milioni (\u20ac331 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) acconti e anticipi
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ricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per \u20ac227 milioni (\u20ac65 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) gli anticipi incassati dal cliente Engie
\n
SA a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per \u20ac44 milioni (\u20ac218 milioni al 31 dicembre 2024), di cui correnti per \u20ac12
\n
milioni (\u20ac55 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
I ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la clientela in essere al 31 dicembre 2025 sono indicati alla nota n. 29 \u2013 Ricavi.
\n
Le passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e imposte di consumo per \u20ac811 milioni (\u20ac895 milioni al 31 dicembre 2024) e
\n
passivit\u00e0 per Iva per \u20ac384 milioni (\u20ac405 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Le altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0 di factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in base
\n
ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac1.422 milioni (\u20ac2.104 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) passivit\u00e0 correnti per posizioni di overlifting
\n
del settore Exploration & Production per \u20ac267 milioni (\u20ac396 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\n
riconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a seguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capitale riservato
\n
di \u20ac588 milioni e nel marzo 2025 di un aumento di capitale riservato di \u20ac209 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto della partecipazione
\n
a un valore minimo che consenta al fondo di rimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019iscrizione della put \u00e8 pari al valore
\n
attuale dell\u2019impegno massimo di Eni di \u20ac541 milioni (\u20ac392 milioni al 31 dicembre 2024). La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) il valore del gas prepagato
\n
dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac57 milioni (\u20ac303
\n
milioni al 31 dicembre 2024); (v) passivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac49 milioni (\u20ac96 milioni al 31 dicembre 2024).
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I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \u2013 Rapporti con parti correlate.
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11 Altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0
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\n\n\n | \n | \n31 dicembre 2025 | \n | \n | \n31 dicembre 2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n791 | \n81 | \n827 | \n146 | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n788 | \n520 | \n | \n | \n552 | \n655 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n919 | \n24 | \n1.589 | \n47 | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n2.233 | \n2.734 | \n835 | \n2.677 | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.943 | \n2.839 | \n4.039 | \n3.390 | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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Il fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
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Le attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac763 milioni, di cui \u20ac746 milioni correnti determinati dal versamento in acconto
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effettuato nel mese di dicembre (\u20ac847 milioni al 31 dicembre 2024, di cui \u20ac711 milioni correnti).
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Le altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.412 milioni
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correnti (\u20ac1.210 milioni al 31 dicembre 2024) e \u20ac1.570 milioni non correnti (\u20ac2.298 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) attivit\u00e0 verso un operatore
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italiano per \u20ac550 milioni (\u20ac732 milioni al 31 dicembre 2024) in relazione all\u2019accordo sulla ripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri
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sostenuti da Eni per le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in passato congiuntamente dai due partner; (iii) le posizioni di
\n
underlifting correnti del settore Exploration & Production di \u20ac199 milioni (\u20ac318 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) crediti non correnti per attivit\u00e0
\n
di disinvestimento di \u20ac169 milioni (\u20ac144 milioni al 31 dicembre 2024); (v) il costo d\u2019iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-
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or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac2 milioni e oltre i 12 mesi
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per \u20ac85 milioni (rispettivamente \u20ac3 milioni e \u20ac295 milioni al 31 dicembre 2024).
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Le passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per il
\n
potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai giacimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac496 milioni (\u20ac486 milioni
\n
al 31 dicembre 2024); (ii) buoni carburanti elettronici prepagati per \u20ac346 milioni (\u20ac331 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) acconti e anticipi
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ricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per \u20ac227 milioni (\u20ac65 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) gli anticipi incassati dal cliente Engie
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SA a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per \u20ac44 milioni (\u20ac218 milioni al 31 dicembre 2024), di cui correnti per \u20ac12
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milioni (\u20ac55 milioni al 31 dicembre 2024).
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I ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la clientela in essere al 31 dicembre 2025 sono indicati alla nota n. 29 \u2013 Ricavi.
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Le passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e imposte di consumo per \u20ac811 milioni (\u20ac895 milioni al 31 dicembre 2024) e
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passivit\u00e0 per Iva per \u20ac384 milioni (\u20ac405 milioni al 31 dicembre 2024).
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Le altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0 di factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in base
\n
ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac1.422 milioni (\u20ac2.104 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) passivit\u00e0 correnti per posizioni di overlifting
\n
del settore Exploration & Production per \u20ac267 milioni (\u20ac396 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\n
riconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a seguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capitale riservato
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di \u20ac588 milioni e nel marzo 2025 di un aumento di capitale riservato di \u20ac209 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto della partecipazione
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a un valore minimo che consenta al fondo di rimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019iscrizione della put \u00e8 pari al valore
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attuale dell\u2019impegno massimo di Eni di \u20ac541 milioni (\u20ac392 milioni al 31 dicembre 2024). La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) il valore del gas prepagato
\n
dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac57 milioni (\u20ac303
\n
milioni al 31 dicembre 2024); (v) passivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac49 milioni (\u20ac96 milioni al 31 dicembre 2024).
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I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \u2013 Rapporti con parti correlate.
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11 Altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0
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\n\n\n | \n | \n31 dicembre 2025 | \n | \n | \n31 dicembre 2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n791 | \n81 | \n827 | \n146 | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n788 | \n520 | \n | \n | \n552 | \n655 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n919 | \n24 | \n1.589 | \n47 | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n2.233 | \n2.734 | \n835 | \n2.677 | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.943 | \n2.839 | \n4.039 | \n3.390 | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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Il fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\n
Le attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac763 milioni, di cui \u20ac746 milioni correnti determinati dal versamento in acconto
\n
effettuato nel mese di dicembre (\u20ac847 milioni al 31 dicembre 2024, di cui \u20ac711 milioni correnti).
\n
Le altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.412 milioni
\n
correnti (\u20ac1.210 milioni al 31 dicembre 2024) e \u20ac1.570 milioni non correnti (\u20ac2.298 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) attivit\u00e0 verso un operatore
\n
italiano per \u20ac550 milioni (\u20ac732 milioni al 31 dicembre 2024) in relazione all\u2019accordo sulla ripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri
\n
sostenuti da Eni per le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in passato congiuntamente dai due partner; (iii) le posizioni di
\n
underlifting correnti del settore Exploration & Production di \u20ac199 milioni (\u20ac318 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) crediti non correnti per attivit\u00e0
\n
di disinvestimento di \u20ac169 milioni (\u20ac144 milioni al 31 dicembre 2024); (v) il costo d\u2019iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-
\n
or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac2 milioni e oltre i 12 mesi
\n
per \u20ac85 milioni (rispettivamente \u20ac3 milioni e \u20ac295 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Le passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per il
\n
potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai giacimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac496 milioni (\u20ac486 milioni
\n
al 31 dicembre 2024); (ii) buoni carburanti elettronici prepagati per \u20ac346 milioni (\u20ac331 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) acconti e anticipi
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ricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per \u20ac227 milioni (\u20ac65 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) gli anticipi incassati dal cliente Engie
\n
SA a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per \u20ac44 milioni (\u20ac218 milioni al 31 dicembre 2024), di cui correnti per \u20ac12
\n
milioni (\u20ac55 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
I ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la clientela in essere al 31 dicembre 2025 sono indicati alla nota n. 29 \u2013 Ricavi.
\n
Le passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e imposte di consumo per \u20ac811 milioni (\u20ac895 milioni al 31 dicembre 2024) e
\n
passivit\u00e0 per Iva per \u20ac384 milioni (\u20ac405 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Le altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0 di factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in base
\n
ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac1.422 milioni (\u20ac2.104 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) passivit\u00e0 correnti per posizioni di overlifting
\n
del settore Exploration & Production per \u20ac267 milioni (\u20ac396 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\n
riconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a seguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capitale riservato
\n
di \u20ac588 milioni e nel marzo 2025 di un aumento di capitale riservato di \u20ac209 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto della partecipazione
\n
a un valore minimo che consenta al fondo di rimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019iscrizione della put \u00e8 pari al valore
\n
attuale dell\u2019impegno massimo di Eni di \u20ac541 milioni (\u20ac392 milioni al 31 dicembre 2024). La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) il valore del gas prepagato
\n
dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac57 milioni (\u20ac303
\n
milioni al 31 dicembre 2024); (v) passivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac49 milioni (\u20ac96 milioni al 31 dicembre 2024).
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I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \u2013 Rapporti con parti correlate.
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11 Altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0
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\n\n\n | \n | \n31 dicembre 2025 | \n | \n | \n31 dicembre 2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n791 | \n81 | \n827 | \n146 | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n788 | \n520 | \n | \n | \n552 | \n655 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n919 | \n24 | \n1.589 | \n47 | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n2.233 | \n2.734 | \n835 | \n2.677 | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.943 | \n2.839 | \n4.039 | \n3.390 | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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Il fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
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Le attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac763 milioni, di cui \u20ac746 milioni correnti determinati dal versamento in acconto
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effettuato nel mese di dicembre (\u20ac847 milioni al 31 dicembre 2024, di cui \u20ac711 milioni correnti).
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Le altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.412 milioni
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correnti (\u20ac1.210 milioni al 31 dicembre 2024) e \u20ac1.570 milioni non correnti (\u20ac2.298 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) attivit\u00e0 verso un operatore
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italiano per \u20ac550 milioni (\u20ac732 milioni al 31 dicembre 2024) in relazione all\u2019accordo sulla ripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri
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sostenuti da Eni per le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in passato congiuntamente dai due partner; (iii) le posizioni di
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underlifting correnti del settore Exploration & Production di \u20ac199 milioni (\u20ac318 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) crediti non correnti per attivit\u00e0
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di disinvestimento di \u20ac169 milioni (\u20ac144 milioni al 31 dicembre 2024); (v) il costo d\u2019iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-
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or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac2 milioni e oltre i 12 mesi
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per \u20ac85 milioni (rispettivamente \u20ac3 milioni e \u20ac295 milioni al 31 dicembre 2024).
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Le passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per il
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potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai giacimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac496 milioni (\u20ac486 milioni
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al 31 dicembre 2024); (ii) buoni carburanti elettronici prepagati per \u20ac346 milioni (\u20ac331 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) acconti e anticipi
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ricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per \u20ac227 milioni (\u20ac65 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) gli anticipi incassati dal cliente Engie
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SA a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per \u20ac44 milioni (\u20ac218 milioni al 31 dicembre 2024), di cui correnti per \u20ac12
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milioni (\u20ac55 milioni al 31 dicembre 2024).
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I ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la clientela in essere al 31 dicembre 2025 sono indicati alla nota n. 29 \u2013 Ricavi.
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Le passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e imposte di consumo per \u20ac811 milioni (\u20ac895 milioni al 31 dicembre 2024) e
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passivit\u00e0 per Iva per \u20ac384 milioni (\u20ac405 milioni al 31 dicembre 2024).
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Le altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0 di factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in base
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ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac1.422 milioni (\u20ac2.104 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) passivit\u00e0 correnti per posizioni di overlifting
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del settore Exploration & Production per \u20ac267 milioni (\u20ac396 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
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riconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a seguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capitale riservato
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di \u20ac588 milioni e nel marzo 2025 di un aumento di capitale riservato di \u20ac209 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto della partecipazione
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a un valore minimo che consenta al fondo di rimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019iscrizione della put \u00e8 pari al valore
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attuale dell\u2019impegno massimo di Eni di \u20ac541 milioni (\u20ac392 milioni al 31 dicembre 2024). La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) il valore del gas prepagato
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dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac57 milioni (\u20ac303
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milioni al 31 dicembre 2024); (v) passivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac49 milioni (\u20ac96 milioni al 31 dicembre 2024).
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I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \u2013 Rapporti con parti correlate.
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11 Altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0
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\n\n\n | \n | \n31 dicembre 2025 | \n | \n | \n31 dicembre 2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n791 | \n81 | \n827 | \n146 | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n788 | \n520 | \n | \n | \n552 | \n655 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n919 | \n24 | \n1.589 | \n47 | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n2.233 | \n2.734 | \n835 | \n2.677 | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.943 | \n2.839 | \n4.039 | \n3.390 | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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Il fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
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Le attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac763 milioni, di cui \u20ac746 milioni correnti determinati dal versamento in acconto
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effettuato nel mese di dicembre (\u20ac847 milioni al 31 dicembre 2024, di cui \u20ac711 milioni correnti).
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Le altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.412 milioni
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correnti (\u20ac1.210 milioni al 31 dicembre 2024) e \u20ac1.570 milioni non correnti (\u20ac2.298 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) attivit\u00e0 verso un operatore
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italiano per \u20ac550 milioni (\u20ac732 milioni al 31 dicembre 2024) in relazione all\u2019accordo sulla ripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri
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sostenuti da Eni per le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in passato congiuntamente dai due partner; (iii) le posizioni di
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underlifting correnti del settore Exploration & Production di \u20ac199 milioni (\u20ac318 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) crediti non correnti per attivit\u00e0
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di disinvestimento di \u20ac169 milioni (\u20ac144 milioni al 31 dicembre 2024); (v) il costo d\u2019iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-
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or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac2 milioni e oltre i 12 mesi
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Le passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per il
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potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai giacimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac496 milioni (\u20ac486 milioni
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al 31 dicembre 2024); (ii) buoni carburanti elettronici prepagati per \u20ac346 milioni (\u20ac331 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) acconti e anticipi
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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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
ricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per \u20ac227 milioni (\u20ac65 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) gli anticipi incassati dal cliente Engie
\n
SA a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per \u20ac44 milioni (\u20ac218 milioni al 31 dicembre 2024), di cui correnti per \u20ac12
\n
milioni (\u20ac55 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
I ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la clientela in essere al 31 dicembre 2025 sono indicati alla nota n. 29 \u2013 Ricavi.
\n
Le passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e imposte di consumo per \u20ac811 milioni (\u20ac895 milioni al 31 dicembre 2024) e
\n
passivit\u00e0 per Iva per \u20ac384 milioni (\u20ac405 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Le altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0 di factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in base
\n
ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac1.422 milioni (\u20ac2.104 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) passivit\u00e0 correnti per posizioni di overlifting
\n
del settore Exploration & Production per \u20ac267 milioni (\u20ac396 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\n
riconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a seguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capitale riservato
\n
di \u20ac588 milioni e nel marzo 2025 di un aumento di capitale riservato di \u20ac209 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto della partecipazione
\n
a un valore minimo che consenta al fondo di rimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019iscrizione della put \u00e8 pari al valore
\n
attuale dell\u2019impegno massimo di Eni di \u20ac541 milioni (\u20ac392 milioni al 31 dicembre 2024). La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) il valore del gas prepagato
\n
dai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac57 milioni (\u20ac303
\n
milioni al 31 dicembre 2024); (v) passivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac49 milioni (\u20ac96 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \u2013 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",
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\n11 Altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0
\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n31 dicembre 2025 | \n | \n | \n31 dicembre 2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n791 | \n81 | \n827 | \n146 | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n788 | \n520 | \n | \n | \n552 | \n655 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n919 | \n24 | \n1.589 | \n47 | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n2.233 | \n2.734 | \n835 | \n2.677 | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.943 | \n2.839 | \n4.039 | \n3.390 | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 commentato alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\nLe attivit\u00e0 relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per \u20ac763 milioni, di cui \u20ac746 milioni correnti determinati dal versamento in acconto
\neffettuato nel mese di dicembre (\u20ac847 milioni al 31 dicembre 2024, di cui \u20ac711 milioni correnti).
\nLe altre attivit\u00e0 comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per \u20ac1.412 milioni
\ncorrenti (\u20ac1.210 milioni al 31 dicembre 2024) e \u20ac1.570 milioni non correnti (\u20ac2.298 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) attivit\u00e0 verso un operatore
\nitaliano per \u20ac550 milioni (\u20ac732 milioni al 31 dicembre 2024) in relazione all\u2019accordo sulla ripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri
\nsostenuti da Eni per le attivit\u00e0 svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in passato congiuntamente dai due partner; (iii) le posizioni di
\nunderlifting correnti del settore Exploration & Production di \u20ac199 milioni (\u20ac318 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) crediti non correnti per attivit\u00e0
\ndi disinvestimento di \u20ac169 milioni (\u20ac144 milioni al 31 dicembre 2024); (v) il costo d\u2019iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-
\nor-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi per \u20ac2 milioni e oltre i 12 mesi
\nper \u20ac85 milioni (rispettivamente \u20ac3 milioni e \u20ac295 milioni al 31 dicembre 2024).
\nLe passivit\u00e0 da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per il
\npotenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai giacimenti in Val d\u2019Agri alla raffineria di Taranto per \u20ac496 milioni (\u20ac486 milioni
\nal 31 dicembre 2024); (ii) buoni carburanti elettronici prepagati per \u20ac346 milioni (\u20ac331 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) acconti e anticipi
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per \u20ac227 milioni (\u20ac65 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) gli anticipi incassati dal cliente Engie
\nSA a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per \u20ac44 milioni (\u20ac218 milioni al 31 dicembre 2024), di cui correnti per \u20ac12
\nmilioni (\u20ac55 milioni al 31 dicembre 2024).
\nI ricavi rilevati nell\u2019esercizio a fronte di passivit\u00e0 da contratti con la clientela in essere al 31 dicembre 2025 sono indicati alla nota n. 29 \u2013 Ricavi.
\nLe passivit\u00e0 relative ad altre imposte correnti riguardano accise e imposte di consumo per \u20ac811 milioni (\u20ac895 milioni al 31 dicembre 2024) e
\npassivit\u00e0 per Iva per \u20ac384 milioni (\u20ac405 milioni al 31 dicembre 2024).
\nLe altre passivit\u00e0 comprendono: (i) debiti non correnti verso le societ\u00e0 di factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in base
\nai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac1.422 milioni (\u20ac2.104 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) passivit\u00e0 correnti per posizioni di overlifting
\ndel settore Exploration & Production per \u20ac267 milioni (\u20ac396 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) il diritto protettivo del valore dell\u2019investimento
\nriconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a seguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capitale riservato
\ndi \u20ac588 milioni e nel marzo 2025 di un aumento di capitale riservato di \u20ac209 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto della partecipazione
\na un valore minimo che consenta al fondo di rimborsare i debiti finanziari contratti per l\u2019operazione. Il valore d\u2019iscrizione della put \u00e8 pari al valore
\nattuale dell\u2019impegno massimo di Eni di \u20ac541 milioni (\u20ac392 milioni al 31 dicembre 2024). La scadenza \u00e8 nel 2027; (iv) il valore del gas prepagato
\ndai clienti per effetto dell\u2019attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per \u20ac57 milioni (\u20ac303
\nmilioni al 31 dicembre 2024); (v) passivit\u00e0 per attivit\u00e0 d\u2019investimento per \u20ac49 milioni (\u20ac96 milioni al 31 dicembre 2024).
\nI rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \u2013 Rapporti con parti correlate.
\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 | \n31 dicembre 2025 | \n | \n | \n31 dicembre 2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value su strumenti finanziari derivati | \n791 | \n81 | \n827 | \n146 | \n874 | \n88 | \n1.921 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 da contratti con la clientela | \n | \n | \n788 | \n520 | \n | \n | \n552 | \n655 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 e passivit\u00e0 relative ad altre imposte | \n919 | \n24 | \n1.589 | \n47 | \n850 | \n147 | \n1.749 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n2.233 | \n2.734 | \n835 | \n2.677 | \n1.938 | \n3.776 | \n827 | \n3.593 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.943 | \n2.839 | \n4.039 | \n3.390 | \n3.662 | \n4.011 | \n5.049 | \n4.449 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
12 Immobili, impianti e macchinari
\n
\n
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTerreni e fabbricati | \nPozzi, impianti e macchinari E&P | \nAltre attivit\u00e0 materiali | \nAttivit\u00e0 esplorativa e 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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale 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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n24 | \n70 | \n532 | \n384 | \n6.080 | \n1.612 | \n8.702 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n8 | \n259 | \n | \n267 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(60) | \n(5.295) | \n(614) | \n | \n | \n | \n(5.969) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(10) | \n(822) | \n(225) | \n | \n(307) | \n(374) | \n(1.738) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n30 | \n109 | \n | \n24 | \n42 | \n205 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n | \n(1) | \n(13) | \n | \n(2) | \n(16) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(2) | \n(4.092) | \n(132) | \n(178) | \n(1.065) | \n(24) | \n(5.493) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n(2) | \n75 | \n11 | \n(8) | \n174 | \n29 | \n279 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n10 | \n | \n5 | \n | \n | \n(224) | \n(209) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n40 | \n7.382 | \n815 | \n(128) | \n(7.254) | \n(855) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(5) | \n(2.023) | \n(317) | \n(258) | \n(3.261) | \n508 | \n(5.356) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.137 | \n33.554 | \n4.674 | \n1.549 | \n5.946 | \n3.676 | \n50.536 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.444 | \n115.147 | \n33.421 | \n1.549 | \n8.355 | \n6.276 | \n169.192 | \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 | \n3.307 | \n81.593 | \n28.747 | \n | \n2.409 | \n2.600 | \n118.656 | \n\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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Gli investimenti comprendono la capitalizzazione di oneri finanziari per \u20ac120 milioni (\u20ac220 milioni nel 2024), riferiti al settore Exploration &
\n
Production per \u20ac76 milioni (\u20ac173 milioni nel 2024), determinati utilizzando un tasso d\u2019interesse medio del 3,2% (3,5% al 31 dicembre 2024).
\n
Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per \u20ac6.666 milioni (\u20ac6.033 milioni nel 2024).
\n
Gli investimenti per l\u2019acquisto di immobili, impianti e macchinari nell\u2019ambito di supplier financing arrangement che hanno comportato la
\n
classificazione del relativo debito come finanziario sono stati rilevati tra le Altre variazioni (\u20ac1.371 milioni).
\n
Gli investimenti sono analizzati per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attivit\u00e0 e per area geografica.
\n
Gli ammortamenti diversi da quelli degli impianti oil&gas, relativi alle bioraffinerie, impianti petrolchimici, centrali termoelettriche, sistemi
\n
fotovoltaici o eolici e altre attivit\u00e0 ausiliarie sono calcolati a quote costanti, in base alla vita economico-tecnica.
\n
\n
I principali coefficienti di
\n
ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e sono rimasti sostanzialmente invariati rispetto all\u2019esercizio 2024.
\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| Fabbricati | \n2 - 10 | \n\n\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
\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
\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
\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
\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
\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
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\n
Gli impianti impiegati nell\u2019estrazione e trattamento degli idrocarburi sono ammortizzati secondo la metodologia UOP, utilizzando come base di
\n
calcolo le riserve certe stimate secondo i criteri della US Securities & Exchange Commission \u201cSEC\u201d nonch\u00e9 volumi di riserve non certe nel caso
\n
di impianti utilizzati in progetti di sviluppo per fasi o common facilities (v. nota n. 1 \u2013 Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi,
\n
sezione Criteri di valutazione \u2013 Attivit\u00e0 mineraria \u2013 Ammortamento UOP). I piani di produzione associati agli asset esistenti comportano il
\n
progressivo esaurimento delle \u201criserve certe SEC\u201d iscritte alla data di bilancio nonch\u00e9 degli ulteriori volumi di riserve non certe, che si prevede
\n
saranno prodotte entro circa tredici anni.
\n
Le svalutazioni nette delle attivit\u00e0 materiali hanno riguardato: (i) propriet\u00e0 oil&gas in Congo (\u20ac332 milioni) e Costa d\u2019Avorio (\u20ac179 milioni) il
\n
cui valore \u00e8 stato allineato al prezzo di vendita nell\u2019ambito del programma di razionalizzazione del portafoglio E&P nonch\u00e9 propriet\u00e0 oil&gas
\n
in Italia, Turkmenistan, Emirati Arabi Uniti e USA in relazione a revisioni di riserve e scenario prezzi (complessivi \u20ac564 milioni); (ii) investimenti
\n
di periodo di compliance e stay in business relativi a CGU del settore raffinazione e della chimica tradizionale svalutate in precedenti esercizi e
\n
delle quali \u00e8 stata confermata l\u2019assenza di prospettive di redditivit\u00e0 nonch\u00e9 alcuni impianti di produzione di polietilene a causa dello strutturale
\n
deterioramento dei margini (\u20ac413 milioni). Tra il 2023 e il 2025 Eni ha svalutato la totalit\u00e0 degli impianti petrolchimici legati al ciclo tradizionale
\n
a causa del deterioramento delle condizioni di mercato, degli svantaggi competitivi dell\u2019industria europea a causa dei pi\u00f9 elevati costi operativi
\n
ed energetici rispetto alle altre geografie e della crescente pressione competitiva da parte di produttori con maggiore scala e minori costi di
\n
input in un quadro di sovracapacit\u00e0 globale. \u00c8 in corso un piano di trasformazione e di riconversione industriale del settore chimico Eni che
\n
far\u00e0 leva sulle tecnologie proprietarie e sullo sviluppo di linee di business redditizie come la biochimica, la chimica da riciclo e il compounding,
\n
che comporter\u00e0 la ristrutturazione o la chiusura dei siti tradizionali non pi\u00f9 competitivi.
\n
Maggiori informazioni relative alle svalutazioni e riprese di valore del settore oil&gas sono indicate alla nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni)
\n
nette di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing. Variabilit\u00e0 dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.
\n
Le differenze di cambio da conversione sono riferite ad imprese consolidate con moneta funzionale dollaro USA per \u20ac5.445 milioni.
\n
La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l\u2019incremento dell\u2019asset retirement cost delle attivit\u00e0 materiali del settore Exploration &
\n
Production per effetto dell\u2019incremento delle stime dei costi di abbandono, dell\u2019avvio di nuovi progetti parzialmente e dal decremento dei tassi
\n
di attualizzazione, in particolare del dollaro USA.
\n
La variazione dell\u2019area di consolidamento \u00e8 riferita per \u20ac222 milioni alla cessione del controllo della societ\u00e0 Eni CCUS Holding Ltd. Maggiori
\n
informazioni sull\u2019operazione sono fornite alla nota n. 5 \u2013 Business combination e altre transazioni significative.
\n
Le altre variazioni comprendono: (i) la cessione degli asset oil&gas in Costa d\u2019Avorio per \u20ac1.160 milioni; (ii) la riclassifica ad attivit\u00e0 destinate alla
\n
vendita di asset oil&gas del valore di libro di \u20ac5.850 milioni, in Indonesia ed Emirati Arabi Uniti oggetto di business combination non monetarie
\n
con altri operatori e creazione di nuove entit\u00e0 valutate all\u2019equity, nonch\u00e9 in Congo e Costa d\u2019Avorio in relazione ai disinvestimenti in corso. I
\n
valori d\u2019iscrizione di tali porzioni di undivided properties sono stati allineati al previsto fair value di vendita. Maggiori informazioni sono fornite
\n
alla nota n. 25 \u2013 Attivit\u00e0 destinate alla vendita e passivit\u00e0 direttamente associabili.
\n
\n
I trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni in esercizio hanno riguardato per \u20ac6.280 milioni la messa in servizio di
\n
pozzi, impianti e macchinari principalmente in Congo, Costa d\u2019Avorio, Egitto, Kazakhstan, Indonesia, Italia, Algeria e Messico.
\n
Nell\u2019ambito delle attivit\u00e0 esplorative e di appraisal nel corso dell\u2019esercizio sono state rilevate radiazioni per \u20ac13 milioni riguardanti i costi dei
\n
pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell\u2019esercizio sono risultati/valutati d\u2019insuccesso, relativi in particolare ad iniziative
\n
in Oman, Algeria e Nigeria.
\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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
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\n
\n
L\u2019attivit\u00e0 esplorativa e di appraisal \u00e8 relativa per \u20ac1.441 milioni ai costi dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d\u2019esito e per \u20ac108 milioni ai costi
\n
dei pozzi in corso a fine esercizio. Di seguito i movimenti relativi ai pozzi sospesi in attesa d\u2019esito:
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio 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| Incrementi per i quali \u00e8 in corso la determinazione delle riserve certe | \n347 | \n485 | \n834 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | \n(11) | \n(362) | \n(388) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | \n(128) | \n(4) | \n(72) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni | \n(79) | \n(7) | \n(3) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n76 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n(167) | \n83 | \n(40) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(183) | \n | \n(25) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | \n1.441 | \n1.662 | \n1.391 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell\u2019esito (\u201cageing\u201d):
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\n\n\n | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - fino a 1 anno | \n218 | \n5,8 | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - da 1 a 3 anni | \n419 | \n8,3 | \n604 | \n11,3 | \n347 | \n6,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oltre 3 anni | \n804 | \n16,0 | \n805 | \n18,2 | \n627 | \n14,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.441 | \n30,1 | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | \n218 | \n5,8 | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti per i quali l'attivit\u00e0 di delineazione \u00e8 in corso | \n826 | \n13,3 | \n1.053 | \n16,1 | \n804 | \n14,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | \n397 | \n11,0 | \n356 | \n13,4 | \n170 | \n6,6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.441 | \n30,1 | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 costi dei progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi si riferiscono a 10 permessi per i quali sono tutt\u2019ora in corso le valutazioni dei risultati
\n
del drilling eseguito.
\n
I costi dei pozzi relativi ai progetti con delineazione in corso si riferiscono per circa \u20ac520 milioni a 9 permessi per i quali sono in corso studi e
\n
negoziazioni per consentire il passaggio alle fasi successive del progetto, mentre per il rimanente valore si riferiscono a 5 permessi in cui le
\n
attivit\u00e0 di drilling sono in corso o sono pianificate nel prossimo futuro.
\n
I progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento si riferiscono a iniziative principalmente in Congo, Nigeria e Emirati
\n
Arabi Uniti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\n
\n
Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso del settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle
\n
riserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto in occasione dell\u2019acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nCongo | \nNigeria | \nUSA | \nAlgeria | \nEgitto | \nEmirati Arabi Uniti | \nItalia | \nIndonesia | \nPaesi Bassi | \nTunisia | \nAustralia | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale | \n16 | \n981 | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n | \n | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n27 | \n | \n63 | \n | \n | \n | \n115 | \n | \n7 | \n3 | \n215 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(4) | \n | \n(36) | \n | \n | \n(22) | \n(2) | \n | \n(8) | \n | \n | \n(72) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(20) | \n | \n(100) | \n | \n(54) | \n | \n(804) | \n(88) | \n | \n | \n(1.066) | \n\n\n\n\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(3) | \n(114) | \n(8) | \n(20) | \n(1) | \n(137) | \n | \n(124) | \n | \n | \n19 | \n(388) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n9 | \n874 | \n33 | \n130 | \n2 | \n232 | \n | \n35 | \n24 | \n7 | \n22 | \n1.368 | \n\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\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n429 | \n924 | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n709 | \n120 | \n | \n | \n844 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(421) | \n | \n74 | \n | \n(5) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n(352) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(2) | \n(24) | \n(40) | \n(9) | \n(58) | \n | \n | \n | \n | \n | \n(133) | \n\n\n\n\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 | \n8 | \n59 | \n4 | \n12 | \n | \n28 | \n | \n50 | \n | \n | \n | \n161 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n16 | \n981 | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n | \n | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
Gli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario relativo al Blocco 245 in fase di pre-sviluppo nell\u2019offshore della Nigeria (OPL
\n
245), il cui periodo esplorativo \u00e8 scaduto l\u201911 maggio 2021. Il valore d\u2019iscrizione di \u20ac1.141 milioni comprende \u20ac835 milioni a titolo di prezzo
\n
riconosciuto nel 2011 al Governo nigeriano per l\u2019acquisizione del 50% del permesso e i successivi costi di ricerca e di pre-sviluppo capitalizzati.
\n
Concluse con esito favorevole per Eni tutte le complesse vicende giudiziarie relative a presunti reati di corruzione internazionale in merito
\n
all\u2019assegnazione della licenza, l\u2019arbitrato ICSID promosso da Eni nei confronti del Governo Federale della Nigeria per far valere il diritto alla
\n
conversione in titolo di sviluppo \u00e8 stato sospeso d\u2019intesa tra le parti per negoziare un accordo dei termini economici del progetto di sviluppo
\n
delle riserve della licenza. L\u2019accordo \u00e8 stato firmato agli inizi di marzo 2026 con rinuncia delle parti a tutte le pretese pendenti relative all\u2019asset
\n
compreso il procedimento arbitrale. La stima del valore recuperabile dell\u2019asset, determinata sulla base dei nuovi termini economici negoziati per lo
\n
sviluppo delle riserve, 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
La riclassifica a proved mineral interest degli unproved mineral interest si riferisce principalmente all\u2019Indonesia a seguito della decisione finale
\n
d\u2019investimento di alcuni progetti con conseguente iscrizione delle riserve certe.
\n
Il fondo svalutazione attivit\u00e0 materiali ammonta a \u20ac20.250 milioni (\u20ac22.205 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Gli immobili, impianti e macchinari comprendono attivit\u00e0 concesse in leasing operativo per \u20ac270 milioni riferiti, essenzialmente, a stazioni
\n
di servizio della linea di business Enilive.
\n
Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali per un valore nominale di \u20ac24 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre
\n
2024) rilasciate a copertura del pagamento di accise.
\n
I contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a \u20ac99 milioni (\u20ac88 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Gli impegni contrattuali in essere per l\u2019acquisto di attivit\u00e0 materiali sono indicati alla nota n. 28 \u2013 Garanzie, impegni e rischi \u2013 Rischio di liquidit\u00e0.
\n
Le attivit\u00e0 materiali operate in regime di concessione sono commentate alla nota n. 28 \u2013 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",
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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 attivit\u00e0 materiali | \nAttivit\u00e0 esplorativa e 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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale 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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n24 | \n70 | \n532 | \n384 | \n6.080 | \n1.612 | \n8.702 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n8 | \n259 | \n | \n267 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(60) | \n(5.295) | \n(614) | \n | \n | \n | \n(5.969) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(10) | \n(822) | \n(225) | \n | \n(307) | \n(374) | \n(1.738) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n30 | \n109 | \n | \n24 | \n42 | \n205 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n | \n(1) | \n(13) | \n | \n(2) | \n(16) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(2) | \n(4.092) | \n(132) | \n(178) | \n(1.065) | \n(24) | \n(5.493) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n(2) | \n75 | \n11 | \n(8) | \n174 | \n29 | \n279 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n10 | \n | \n5 | \n | \n | \n(224) | \n(209) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n40 | \n7.382 | \n815 | \n(128) | \n(7.254) | \n(855) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(5) | \n(2.023) | \n(317) | \n(258) | \n(3.261) | \n508 | \n(5.356) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.137 | \n33.554 | \n4.674 | \n1.549 | \n5.946 | \n3.676 | \n50.536 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.444 | \n115.147 | \n33.421 | \n1.549 | \n8.355 | \n6.276 | \n169.192 | \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 | \n3.307 | \n81.593 | \n28.747 | \n | \n2.409 | \n2.600 | \n118.656 | \n\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
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\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\n\n\n\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 \u20ac120 milioni (\u20ac220 milioni nel 2024), riferiti al settore Exploration &
\nProduction per \u20ac76 milioni (\u20ac173 milioni nel 2024), determinati utilizzando un tasso d\u2019interesse medio del 3,2% (3,5% al 31 dicembre 2024).
\nGli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per \u20ac6.666 milioni (\u20ac6.033 milioni nel 2024).
\nGli investimenti per l\u2019acquisto di immobili, impianti e macchinari nell\u2019ambito di supplier financing arrangement che hanno comportato la
\nclassificazione del relativo debito come finanziario sono stati rilevati tra le Altre variazioni (\u20ac1.371 milioni).
\nGli investimenti sono analizzati per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attivit\u00e0 e per area geografica.
\nGli ammortamenti diversi da quelli degli impianti oil&gas, relativi alle bioraffinerie, impianti petrolchimici, centrali termoelettriche, sistemi
\nfotovoltaici o eolici e altre attivit\u00e0 ausiliarie sono calcolati a quote costanti, in base alla vita economico-tecnica.
\n\n
I principali coefficienti di
\n
ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e sono rimasti sostanzialmente invariati rispetto all\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\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
\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
\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
\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
\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
\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
\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\n\n\n\n\n\n
Gli impianti impiegati nell\u2019estrazione e trattamento degli idrocarburi sono ammortizzati secondo la metodologia UOP, utilizzando come base di
\ncalcolo le riserve certe stimate secondo i criteri della US Securities & Exchange Commission \u201cSEC\u201d nonch\u00e9 volumi di riserve non certe nel caso
\ndi impianti utilizzati in progetti di sviluppo per fasi o common facilities (v. nota n. 1 \u2013 Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi,
\nsezione Criteri di valutazione \u2013 Attivit\u00e0 mineraria \u2013 Ammortamento UOP). I piani di produzione associati agli asset esistenti comportano il
\nprogressivo esaurimento delle \u201criserve certe SEC\u201d iscritte alla data di bilancio nonch\u00e9 degli ulteriori volumi di riserve non certe, che si prevede
\nsaranno prodotte entro circa tredici anni.
\nLe svalutazioni nette delle attivit\u00e0 materiali hanno riguardato: (i) propriet\u00e0 oil&gas in Congo (\u20ac332 milioni) e Costa d\u2019Avorio (\u20ac179 milioni) il
\ncui valore \u00e8 stato allineato al prezzo di vendita nell\u2019ambito del programma di razionalizzazione del portafoglio E&P nonch\u00e9 propriet\u00e0 oil&gas
\nin Italia, Turkmenistan, Emirati Arabi Uniti e USA in relazione a revisioni di riserve e scenario prezzi (complessivi \u20ac564 milioni); (ii) investimenti
\ndi periodo di compliance e stay in business relativi a CGU del settore raffinazione e della chimica tradizionale svalutate in precedenti esercizi e
\ndelle quali \u00e8 stata confermata l\u2019assenza di prospettive di redditivit\u00e0 nonch\u00e9 alcuni impianti di produzione di polietilene a causa dello strutturale
\ndeterioramento dei margini (\u20ac413 milioni). Tra il 2023 e il 2025 Eni ha svalutato la totalit\u00e0 degli impianti petrolchimici legati al ciclo tradizionale
\na causa del deterioramento delle condizioni di mercato, degli svantaggi competitivi dell\u2019industria europea a causa dei pi\u00f9 elevati costi operativi
\ned energetici rispetto alle altre geografie e della crescente pressione competitiva da parte di produttori con maggiore scala e minori costi di
\ninput in un quadro di sovracapacit\u00e0 globale. \u00c8 in corso un piano di trasformazione e di riconversione industriale del settore chimico Eni che
\nfar\u00e0 leva sulle tecnologie proprietarie e sullo sviluppo di linee di business redditizie come la biochimica, la chimica da riciclo e il compounding,
\nche comporter\u00e0 la ristrutturazione o la chiusura dei siti tradizionali non pi\u00f9 competitivi.
\nMaggiori informazioni relative alle svalutazioni e riprese di valore del settore oil&gas sono indicate alla nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni)
\nnette di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing. Variabilit\u00e0 dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.
\nLe differenze di cambio da conversione sono riferite ad imprese consolidate con moneta funzionale dollaro USA per \u20ac5.445 milioni.
\nLa rilevazione iniziale e variazione stima comprende l\u2019incremento dell\u2019asset retirement cost delle attivit\u00e0 materiali del settore Exploration &
\nProduction per effetto dell\u2019incremento delle stime dei costi di abbandono, dell\u2019avvio di nuovi progetti parzialmente e dal decremento dei tassi
\ndi attualizzazione, in particolare del dollaro USA.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento \u00e8 riferita per \u20ac222 milioni alla cessione del controllo della societ\u00e0 Eni CCUS Holding Ltd. Maggiori
\ninformazioni sull\u2019operazione sono fornite alla nota n. 5 \u2013 Business combination e altre transazioni significative.
\nLe altre variazioni comprendono: (i) la cessione degli asset oil&gas in Costa d\u2019Avorio per \u20ac1.160 milioni; (ii) la riclassifica ad attivit\u00e0 destinate alla
\nvendita di asset oil&gas del valore di libro di \u20ac5.850 milioni, in Indonesia ed Emirati Arabi Uniti oggetto di business combination non monetarie
\ncon altri operatori e creazione di nuove entit\u00e0 valutate all\u2019equity, nonch\u00e9 in Congo e Costa d\u2019Avorio in relazione ai disinvestimenti in corso. I
\nvalori d\u2019iscrizione di tali porzioni di undivided properties sono stati allineati al previsto fair value di vendita. Maggiori informazioni sono fornite
\nalla nota n. 25 \u2013 Attivit\u00e0 destinate alla vendita e passivit\u00e0 direttamente associabili.
\n\n
I trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni in esercizio hanno riguardato per \u20ac6.280 milioni la messa in servizio di
\n
pozzi, impianti e macchinari principalmente in Congo, Costa d\u2019Avorio, Egitto, Kazakhstan, Indonesia, Italia, Algeria e Messico.
\n
Nell\u2019ambito delle attivit\u00e0 esplorative e di appraisal nel corso dell\u2019esercizio sono state rilevate radiazioni per \u20ac13 milioni riguardanti i costi dei
\n
pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell\u2019esercizio sono risultati/valutati d\u2019insuccesso, relativi in particolare ad iniziative
\n
in Oman, Algeria e Nigeria.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
L\u2019attivit\u00e0 esplorativa e di appraisal \u00e8 relativa per \u20ac1.441 milioni ai costi dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d\u2019esito e per \u20ac108 milioni ai costi
\n
dei pozzi in corso a fine esercizio. Di seguito i movimenti relativi ai pozzi sospesi in attesa d\u2019esito:
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio 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| Incrementi per i quali \u00e8 in corso la determinazione delle riserve certe | \n347 | \n485 | \n834 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | \n(11) | \n(362) | \n(388) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | \n(128) | \n(4) | \n(72) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni | \n(79) | \n(7) | \n(3) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n76 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n(167) | \n83 | \n(40) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(183) | \n | \n(25) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | \n1.441 | \n1.662 | \n1.391 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell\u2019esito (\u201cageing\u201d):
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\n\n\n | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - fino a 1 anno | \n218 | \n5,8 | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - da 1 a 3 anni | \n419 | \n8,3 | \n604 | \n11,3 | \n347 | \n6,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oltre 3 anni | \n804 | \n16,0 | \n805 | \n18,2 | \n627 | \n14,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.441 | \n30,1 | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | \n218 | \n5,8 | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti per i quali l'attivit\u00e0 di delineazione \u00e8 in corso | \n826 | \n13,3 | \n1.053 | \n16,1 | \n804 | \n14,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | \n397 | \n11,0 | \n356 | \n13,4 | \n170 | \n6,6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.441 | \n30,1 | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
I costi dei progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi si riferiscono a 10 permessi per i quali sono tutt\u2019ora in corso le valutazioni dei risultati
\n
del drilling eseguito.
\n
I costi dei pozzi relativi ai progetti con delineazione in corso si riferiscono per circa \u20ac520 milioni a 9 permessi per i quali sono in corso studi e
\n
negoziazioni per consentire il passaggio alle fasi successive del progetto, mentre per il rimanente valore si riferiscono a 5 permessi in cui le
\n
attivit\u00e0 di drilling sono in corso o sono pianificate nel prossimo futuro.
\n
I progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento si riferiscono a iniziative principalmente in Congo, Nigeria e Emirati
\n
Arabi Uniti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso del settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle
\n
riserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto in occasione dell\u2019acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nCongo | \nNigeria | \nUSA | \nAlgeria | \nEgitto | \nEmirati Arabi Uniti | \nItalia | \nIndonesia | \nPaesi Bassi | \nTunisia | \nAustralia | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale | \n16 | \n981 | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n | \n | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n27 | \n | \n63 | \n | \n | \n | \n115 | \n | \n7 | \n3 | \n215 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(4) | \n | \n(36) | \n | \n | \n(22) | \n(2) | \n | \n(8) | \n | \n | \n(72) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(20) | \n | \n(100) | \n | \n(54) | \n | \n(804) | \n(88) | \n | \n | \n(1.066) | \n\n\n\n\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(3) | \n(114) | \n(8) | \n(20) | \n(1) | \n(137) | \n | \n(124) | \n | \n | \n19 | \n(388) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n9 | \n874 | \n33 | \n130 | \n2 | \n232 | \n | \n35 | \n24 | \n7 | \n22 | \n1.368 | \n\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\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n429 | \n924 | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n709 | \n120 | \n | \n | \n844 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(421) | \n | \n74 | \n | \n(5) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n(352) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(2) | \n(24) | \n(40) | \n(9) | \n(58) | \n | \n | \n | \n | \n | \n(133) | \n\n\n\n\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 | \n8 | \n59 | \n4 | \n12 | \n | \n28 | \n | \n50 | \n | \n | \n | \n161 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n16 | \n981 | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n | \n | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
Gli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario relativo al Blocco 245 in fase di pre-sviluppo nell\u2019offshore della Nigeria (OPL
\n
245), il cui periodo esplorativo \u00e8 scaduto l\u201911 maggio 2021. Il valore d\u2019iscrizione di \u20ac1.141 milioni comprende \u20ac835 milioni a titolo di prezzo
\n
riconosciuto nel 2011 al Governo nigeriano per l\u2019acquisizione del 50% del permesso e i successivi costi di ricerca e di pre-sviluppo capitalizzati.
\n
Concluse con esito favorevole per Eni tutte le complesse vicende giudiziarie relative a presunti reati di corruzione internazionale in merito
\n
all\u2019assegnazione della licenza, l\u2019arbitrato ICSID promosso da Eni nei confronti del Governo Federale della Nigeria per far valere il diritto alla
\n
conversione in titolo di sviluppo \u00e8 stato sospeso d\u2019intesa tra le parti per negoziare un accordo dei termini economici del progetto di sviluppo
\n
delle riserve della licenza. L\u2019accordo \u00e8 stato firmato agli inizi di marzo 2026 con rinuncia delle parti a tutte le pretese pendenti relative all\u2019asset
\n
compreso il procedimento arbitrale. La stima del valore recuperabile dell\u2019asset, determinata sulla base dei nuovi termini economici negoziati per lo
\n
sviluppo delle riserve, 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
La riclassifica a proved mineral interest degli unproved mineral interest si riferisce principalmente all\u2019Indonesia a seguito della decisione finale
\nd\u2019investimento di alcuni progetti con conseguente iscrizione delle riserve certe.
\nIl fondo svalutazione attivit\u00e0 materiali ammonta a \u20ac20.250 milioni (\u20ac22.205 milioni al 31 dicembre 2024).
\nGli immobili, impianti e macchinari comprendono attivit\u00e0 concesse in leasing operativo per \u20ac270 milioni riferiti, essenzialmente, a stazioni
\ndi servizio della linea di business Enilive.
\nSugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali per un valore nominale di \u20ac24 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre
\n2024) rilasciate a copertura del pagamento di accise.
\nI contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a \u20ac99 milioni (\u20ac88 milioni al 31 dicembre 2024).
\nGli impegni contrattuali in essere per l\u2019acquisto di attivit\u00e0 materiali sono indicati alla nota n. 28 \u2013 Garanzie, impegni e rischi \u2013 Rischio di liquidit\u00e0.
\nLe attivit\u00e0 materiali operate in regime di concessione sono commentate alla nota n. 28 \u2013 Garanzie, impegni e rischi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentPropertyExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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}
},
"Tag584": {
"value": "\n
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTerreni e fabbricati | \nPozzi, impianti e macchinari E&P | \nAltre attivit\u00e0 materiali | \nAttivit\u00e0 esplorativa e 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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale 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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n24 | \n70 | \n532 | \n384 | \n6.080 | \n1.612 | \n8.702 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n8 | \n259 | \n | \n267 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(60) | \n(5.295) | \n(614) | \n | \n | \n | \n(5.969) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(10) | \n(822) | \n(225) | \n | \n(307) | \n(374) | \n(1.738) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n30 | \n109 | \n | \n24 | \n42 | \n205 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n | \n(1) | \n(13) | \n | \n(2) | \n(16) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(2) | \n(4.092) | \n(132) | \n(178) | \n(1.065) | \n(24) | \n(5.493) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n(2) | \n75 | \n11 | \n(8) | \n174 | \n29 | \n279 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n10 | \n | \n5 | \n | \n | \n(224) | \n(209) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n40 | \n7.382 | \n815 | \n(128) | \n(7.254) | \n(855) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(5) | \n(2.023) | \n(317) | \n(258) | \n(3.261) | \n508 | \n(5.356) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.137 | \n33.554 | \n4.674 | \n1.549 | \n5.946 | \n3.676 | \n50.536 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.444 | \n115.147 | \n33.421 | \n1.549 | \n8.355 | \n6.276 | \n169.192 | \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 | \n3.307 | \n81.593 | \n28.747 | \n | \n2.409 | \n2.600 | \n118.656 | \n\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
(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\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDetailedInformationAboutPropertyPlantAndEquipmentExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag585": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTerreni e fabbricati | \nPozzi, impianti e macchinari E&P | \nAltre attivit\u00e0 materiali | \nAttivit\u00e0 esplorativa e 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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale 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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n24 | \n70 | \n532 | \n384 | \n6.080 | \n1.612 | \n8.702 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n | \n8 | \n259 | \n | \n267 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(60) | \n(5.295) | \n(614) | \n | \n | \n | \n(5.969) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n(10) | \n(822) | \n(225) | \n | \n(307) | \n(374) | \n(1.738) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n30 | \n109 | \n | \n24 | \n42 | \n205 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n | \n | \n(1) | \n(13) | \n | \n(2) | \n(16) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(2) | \n(4.092) | \n(132) | \n(178) | \n(1.065) | \n(24) | \n(5.493) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n(2) | \n75 | \n11 | \n(8) | \n174 | \n29 | \n279 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n10 | \n | \n5 | \n | \n | \n(224) | \n(209) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trasferimenti | \n40 | \n7.382 | \n815 | \n(128) | \n(7.254) | \n(855) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(5) | \n(2.023) | \n(317) | \n(258) | \n(3.261) | \n508 | \n(5.356) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n1.137 | \n33.554 | \n4.674 | \n1.549 | \n5.946 | \n3.676 | \n50.536 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n4.444 | \n115.147 | \n33.421 | \n1.549 | \n8.355 | \n6.276 | \n169.192 | \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 | \n3.307 | \n81.593 | \n28.747 | \n | \n2.409 | \n2.600 | \n118.656 | \n\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\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
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\n
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\n
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\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",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDetailedInformationAboutInvestmentPropertyExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag586": {
"value": "\nI principali coefficienti di
\nammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e sono rimasti sostanzialmente invariati rispetto all\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\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
\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
\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
\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
\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
\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
\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\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutDepreciationRatesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag588": {
"value": "\nI trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni in esercizio hanno riguardato per \u20ac6.280 milioni la messa in servizio di
\npozzi, impianti e macchinari principalmente in Congo, Costa d\u2019Avorio, Egitto, Kazakhstan, Indonesia, Italia, Algeria e Messico.
\nNell\u2019ambito delle attivit\u00e0 esplorative e di appraisal nel corso dell\u2019esercizio sono state rilevate radiazioni per \u20ac13 milioni riguardanti i costi dei
\npozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell\u2019esercizio sono risultati/valutati d\u2019insuccesso, relativi in particolare ad iniziative
\nin Oman, Algeria e Nigeria.
\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 \u20ac1.441 milioni ai costi dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d\u2019esito e per \u20ac108 milioni ai costi
\ndei pozzi in corso a fine esercizio. Di seguito i movimenti relativi ai pozzi sospesi in attesa d\u2019esito:
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio 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| Incrementi per i quali \u00e8 in corso la determinazione delle riserve certe | \n347 | \n485 | \n834 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | \n(11) | \n(362) | \n(388) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | \n(128) | \n(4) | \n(72) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni | \n(79) | \n(7) | \n(3) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n76 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n(167) | \n83 | \n(40) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(183) | \n | \n(25) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | \n1.441 | \n1.662 | \n1.391 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell\u2019esito (\u201cageing\u201d):
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\n\n\n | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - fino a 1 anno | \n218 | \n5,8 | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - da 1 a 3 anni | \n419 | \n8,3 | \n604 | \n11,3 | \n347 | \n6,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oltre 3 anni | \n804 | \n16,0 | \n805 | \n18,2 | \n627 | \n14,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.441 | \n30,1 | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | \n218 | \n5,8 | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti per i quali l'attivit\u00e0 di delineazione \u00e8 in corso | \n826 | \n13,3 | \n1.053 | \n16,1 | \n804 | \n14,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | \n397 | \n11,0 | \n356 | \n13,4 | \n170 | \n6,6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.441 | \n30,1 | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 costi dei progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi si riferiscono a 10 permessi per i quali sono tutt\u2019ora in corso le valutazioni dei risultati
\ndel drilling eseguito.
\nI costi dei pozzi relativi ai progetti con delineazione in corso si riferiscono per circa \u20ac520 milioni a 9 permessi per i quali sono in corso studi e
\nnegoziazioni per consentire il passaggio alle fasi successive del progetto, mentre per il rimanente valore si riferiscono a 5 permessi in cui le
\nattivit\u00e0 di drilling sono in corso o sono pianificate nel prossimo futuro.
\nI progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento si riferiscono a iniziative principalmente in Congo, Nigeria e Emirati
\nArabi Uniti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso del settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle
\n
riserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto in occasione dell\u2019acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nCongo | \nNigeria | \nUSA | \nAlgeria | \nEgitto | \nEmirati Arabi Uniti | \nItalia | \nIndonesia | \nPaesi Bassi | \nTunisia | \nAustralia | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale | \n16 | \n981 | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n | \n | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n27 | \n | \n63 | \n | \n | \n | \n115 | \n | \n7 | \n3 | \n215 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(4) | \n | \n(36) | \n | \n | \n(22) | \n(2) | \n | \n(8) | \n | \n | \n(72) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(20) | \n | \n(100) | \n | \n(54) | \n | \n(804) | \n(88) | \n | \n | \n(1.066) | \n\n\n\n\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(3) | \n(114) | \n(8) | \n(20) | \n(1) | \n(137) | \n | \n(124) | \n | \n | \n19 | \n(388) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n9 | \n874 | \n33 | \n130 | \n2 | \n232 | \n | \n35 | \n24 | \n7 | \n22 | \n1.368 | \n\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\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n429 | \n924 | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n709 | \n120 | \n | \n | \n844 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(421) | \n | \n74 | \n | \n(5) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n(352) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(2) | \n(24) | \n(40) | \n(9) | \n(58) | \n | \n | \n | \n | \n | \n(133) | \n\n\n\n\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 | \n8 | \n59 | \n4 | \n12 | \n | \n28 | \n | \n50 | \n | \n | \n | \n161 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n16 | \n981 | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n | \n | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
Gli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario relativo al Blocco 245 in fase di pre-sviluppo nell\u2019offshore della Nigeria (OPL
\n245), il cui periodo esplorativo \u00e8 scaduto l\u201911 maggio 2021. Il valore d\u2019iscrizione di \u20ac1.141 milioni comprende \u20ac835 milioni a titolo di prezzo
\nriconosciuto nel 2011 al Governo nigeriano per l\u2019acquisizione del 50% del permesso e i successivi costi di ricerca e di pre-sviluppo capitalizzati.
\nConcluse con esito favorevole per Eni tutte le complesse vicende giudiziarie relative a presunti reati di corruzione internazionale in merito
\nall\u2019assegnazione della licenza, l\u2019arbitrato ICSID promosso da Eni nei confronti del Governo Federale della Nigeria per far valere il diritto alla
\nconversione in titolo di sviluppo \u00e8 stato sospeso d\u2019intesa tra le parti per negoziare un accordo dei termini economici del progetto di sviluppo
\ndelle riserve della licenza. L\u2019accordo \u00e8 stato firmato agli inizi di marzo 2026 con rinuncia delle parti a tutte le pretese pendenti relative all\u2019asset
\ncompreso il procedimento arbitrale. La stima del valore recuperabile dell\u2019asset, determinata sulla base dei nuovi termini economici negoziati per lo
\nsviluppo delle riserve, 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
\nL\u2019analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attivit\u00e0 \u00e8 la seguente:
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Diritti esplorativi proved | \n61 | \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\n| Diritti esplorativi unproved | \n385 | \n455 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n446 | \n534 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell\u2019ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di sviluppo
\ninterno di software, diritti di utilizzazione di processi produttivi e diritti di utilizzazione di software.
\nLe radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di \u20ac17 milioni sono riferite all\u2019abbandono delle iniziative sottostanti.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento relativa alle attivit\u00e0 immateriali a vita utile definita \u00e8 riferita alla cessione del controllo della societ\u00e0
\nEni CCUS Holding Ltd. Maggiori informazioni sull\u2019operazione sono fornite alla nota n. 5 \u2013 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\n
\n
\n
\nLe altre attivit\u00e0 immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze e marchi e diritti simili per \u20ac1.096 milioni (\u20ac1.154 milioni al 31 dicembre 2024)
\ndi cui \u20ac891 milioni relativi alla linea di business Plenitude essenzialmente per attivit\u00e0 connesse a fonti di energia rinnovabili (\u20ac898 milioni al 31
\ndicembre 2024); (ii) attivit\u00e0 per acquisizione di clientela della linea di business Plenitude di \u20ac469 milioni (\u20ac412 milioni al 31 dicembre 2024);
\n(iii) customer relationship per \u20ac75 milioni rilevati a seguito dell\u2019acquisizione del gruppo Finproject da parte della linea di business Chimica
\n(\u20ac84 milioni al 31 dicembre 2024).
\nI principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e sono rimasti sostanzialmente invariati rispetto
\nall\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\n\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 saldo finale della voce goodwill \u00e8 al netto di svalutazioni cumulate per un totale di \u20ac2.642 milioni.
\n\n
Il goodwill per settore di attivit\u00e0 e linea di business si analizza come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Plenitude | \n2.916 | \n2.916 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Enilive | \n116 | \n121 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Chimica | \n119 | \n117 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n13 | \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 | \n3.164 | \n3.167 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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"Tag591": {
"value": "Di seguito i movimenti relativi ai pozzi sospesi in attesa d\u2019esito:\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio 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| Incrementi per i quali \u00e8 in corso la determinazione delle riserve certe | \n347 | \n485 | \n834 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | \n(11) | \n(362) | \n(388) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | \n(128) | \n(4) | \n(72) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni | \n(79) | \n(7) | \n(3) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n | \n76 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n(167) | \n83 | \n(40) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(183) | \n | \n(25) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | \n1.441 | \n1.662 | \n1.391 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell\u2019esito (\u201cageing\u201d):
\n\n
\n\n\n | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n(\u20ac milioni) | \n(Numero pozziin quota Eni) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - fino a 1 anno | \n218 | \n5,8 | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - da 1 a 3 anni | \n419 | \n8,3 | \n604 | \n11,3 | \n347 | \n6,1 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - oltre 3 anni | \n804 | \n16,0 | \n805 | \n18,2 | \n627 | \n14,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.441 | \n30,1 | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | \n218 | \n5,8 | \n253 | \n4,4 | \n417 | \n7,9 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti per i quali l'attivit\u00e0 di delineazione \u00e8 in corso | \n826 | \n13,3 | \n1.053 | \n16,1 | \n804 | \n14,0 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | \n397 | \n11,0 | \n356 | \n13,4 | \n170 | \n6,6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.441 | \n30,1 | \n1.662 | \n33,9 | \n1.391 | \n28,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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}
},
"Tag593": {
"value": "\nGli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso del settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle
\nriserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto in occasione dell\u2019acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nCongo | \nNigeria | \nUSA | \nAlgeria | \nEgitto | \nEmirati Arabi Uniti | \nItalia | \nIndonesia | \nPaesi Bassi | \nTunisia | \nAustralia | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale | \n16 | \n981 | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n | \n | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n27 | \n | \n63 | \n | \n | \n | \n115 | \n | \n7 | \n3 | \n215 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(4) | \n | \n(36) | \n | \n | \n(22) | \n(2) | \n | \n(8) | \n | \n | \n(72) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(20) | \n | \n(100) | \n | \n(54) | \n | \n(804) | \n(88) | \n | \n | \n(1.066) | \n\n\n\n\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(3) | \n(114) | \n(8) | \n(20) | \n(1) | \n(137) | \n | \n(124) | \n | \n | \n19 | \n(388) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n9 | \n874 | \n33 | \n130 | \n2 | \n232 | \n | \n35 | \n24 | \n7 | \n22 | \n1.368 | \n\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\n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n429 | \n924 | \n23 | \n215 | \n2 | \n475 | \n2 | \n89 | \n | \n | \n | \n2.159 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n | \n | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n709 | \n120 | \n | \n | \n844 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore (svalutazioni) nette | \n(421) | \n | \n74 | \n | \n(5) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n(352) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a Proved Mineral Interest | \n | \n(2) | \n(24) | \n(40) | \n(9) | \n(58) | \n | \n | \n | \n | \n | \n(133) | \n\n\n\n\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 | \n8 | \n59 | \n4 | \n12 | \n | \n28 | \n | \n50 | \n | \n | \n | \n161 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n16 | \n981 | \n77 | \n187 | \n3 | \n445 | \n2 | \n848 | \n120 | \n | \n | \n2.679 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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
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\n
\n
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\n
\n
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\n
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\n
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\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\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutUnprovedMineralInterests",
"language": "it",
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"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag594": {
"value": "\n
\n13 Diritto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nMezzi navali di produzione e stoccaggio (FPSO) | \nMezzi navali di perforazione (Drilling rig) | \nMezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas | \nConcessioni autostradali e locazione stazioni di servizio | \nStrutture di logistica per la distribuzione Oil & Gas | \nImmobili per uffici | \nAutoveicoli | \nAltre tipologie | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 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| Valore iniziale 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\n
\n\n| Incrementi | \n | \n266 | \n566 | \n91 | \n10 | \n138 | \n20 | \n59 | \n1.150 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti (*) | \n(176) | \n(248) | \n(496) | \n(76) | \n(20) | \n(120) | \n(10) | \n(98) | \n(1.244) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n | \n | \n | \n(11) | \n(1) | \n | \n | \n(2) | \n(14) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(295) | \n(32) | \n(14) | \n1 | \n | \n(10) | \n | \n(36) | \n(386) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(1) | \n(53) | \n(44) | \n(7) | \n(2) | \n(3) | \n(5) | \n(29) | \n(144) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n2.134 | \n352 | \n1.017 | \n450 | \n23 | \n492 | \n26 | \n690 | \n5.184 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n2.844 | \n1.309 | \n2.490 | \n954 | \n101 | \n1.142 | \n53 | \n999 | \n9.892 | \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 | \n710 | \n957 | \n1.473 | \n504 | \n78 | \n650 | \n27 | \n309 | \n4.708 | \n\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\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\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\n
\n\n| Ammortamenti (*) | \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\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\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\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\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\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\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\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\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
(*) 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
Il diritto di utilizzo beni in leasing \u201cRoU\u201d di \u20ac5.184 milioni \u00e8 riferito principalmente: (i) al settore Exploration & Production per \u20ac3.634 milioni
\n(\u20ac4.266 milioni al 31 dicembre 2024) e riguarda principalmente i leasing di unit\u00e0 navali FPSO e piattaforme utilizzate nello sviluppo dei progetti
\noffshore OCTP in Ghana, Area 1 in Messico e Baleine in Costa d\u2019Avorio della durata compresa tra 11 e 15 anni comprensiva dell\u2019opzione
\ndi rinnovo, nonch\u00e9 il noleggio pluriennale di impianti di perforazione offshore (\u201crig\u201d) in relazione alla sola lease component e le locazioni
\ndi mezzi navali per le attivit\u00e0 di shipping; (ii) alla linea di business Enilive per \u20ac538 milioni (\u20ac519 milioni al 31 dicembre 2024) e riguarda le
\nconcessioni autostradali, le locazioni di terreni e stazioni di servizio per le attivit\u00e0 di commercializzazione dei prodotti petroliferi, le locazioni
\ndi apparecchiature con architettura cloud EVS (Eni Virtual Station) per la gestione integrata delle stazioni di servizio e il parco auto dedicato
\nal business car sharing; (iii) al settore Corporate e Altre attivit\u00e0 per \u20ac532 milioni (\u20ac476 milioni al 31 dicembre 2024) e riguarda principalmente
\ni contratti di affitto di beni per l\u2019attivit\u00e0 di staff (immobili e informatica).
\nGli incrementi sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production per \u20ac860 milioni e riguardano in particolare mezzi navali e relative basi
\nlogistiche per trasporto oil&gas per \u20ac535 milioni, di cui \u20ac115 milioni della Eni Trade & Biofuels SpA e il noleggio di \u201crig\u201d di perforazione per
\n\u20ac266 milioni. I principali contratti riguardano asset in Congo, Italia e Messico; (ii) alla linea di business Enilive per \u20ac141 milioni e riguardano
\nin particolare nuovi contratti ed estensione di contratti esistenti relativi a concessioni autostradali, locazione terreni e stazioni di servizio e al
\nparco auto dedicato al business car sharing; (iii) al settore Corporate e Altre attivit\u00e0 per \u20ac122 milioni e riguardano in particolare a proroghe dei
\ncontratti di locazione di immobili in Italia per \u20ac94 milioni.
\nI contratti di leasing sottoscritti per i quali l\u2019asset non \u00e8 stato ancora messo a disposizione riguardano essenzialmente un contratto dal valore
\nnominale di \u20ac331 milioni relativo alla locazione di uffici in Italia della durata di 20 anni.
\nI principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono riflessi nella determinazione della passivit\u00e0 per leasing sono relativi a opzioni
\ndi proroga o risoluzione in essere al 31 dicembre 2025 di: (i) contratti di asset a servizio del business upstream per \u20ac830 milioni; (ii) contratti
\ndi locazione di stazioni di servizio per le attivit\u00e0 di commercializzazione dei prodotti petroliferi per \u20ac153 milioni; (iii) contratti di locazione di
\nimmobili ad uso uffici in Italia per \u20ac166 milioni.
\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 si analizzano come segue:
\n\n
\n
\n\n\n | \nQuote a breve | \n | \n | \n\n
\n\n | \ndi passivit\u00e0 per | \nPassivit\u00e0 per | \n | \n\n
\n\n | \nbeni in leasing a | \nbeni in leasing a | \n | \n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nlungo termine | \nlungo termine | \nTotale | \n\n
\n\n| 2025 | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Valore iniziale | \n1.279 | \n5.174 | \n6.453 | \n\n
\n\n| Incrementi | \n | \n1.150 | \n1.150 | \n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.240) | \n(10) | \n(1.250) | \n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(73) | \n(349) | \n(422) | \n\n
\n\n| Altre variazioni | \n1.297 | \n(1.528) | \n(231) | \n\n
\n\n| Valore finale | \n1.263 | \n4.437 | \n5.700 | \n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Valore iniziale | \n1.128 | \n4.208 | \n5.336 | \n\n
\n\n| Incrementi | \n | \n2.109 | \n2.109 | \n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.194) | \n(11) | \n(1.205) | \n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n36 | \n175 | \n211 | \n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n35 | \n15 | \n50 | \n\n
\n\n| Altre variazioni | \n1.274 | \n(1.322) | \n(48) | \n\n
\n\n| Valore finale | \n1.279 | \n5.174 | \n6.453 | \n\n
\n\n\n
\n\n
\n
\n
La passivit\u00e0 per beni in leasing \u00e8 riferibile per \u20ac761 milioni (\u20ac616 milioni al 31 dicembre 2024) alla quota delle passivit\u00e0 di competenza di joint
\noperator nei progetti a guida Eni che sar\u00e0 recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call.
\nIl totale dei flussi finanziari in uscita per leasing comprende: (i) i pagamenti per il rimborso della quota capitale della passivit\u00e0 per beni in leasing
\nper \u20ac1.250 milioni; (ii) gli interessi passivi pagati per \u20ac324 milioni.
\nLa passivit\u00e0 per beni in leasing \u00e8 denominata in dollari USA per \u20ac3.788 milioni e in euro per \u20ac1.703 milioni (rispettivamente, \u20ac4.510 milioni e
\n\u20ac1.723 milioni al 31 dicembre 2024).
\nLe altre variazioni relative al diritto di utilizzo beni in leasing e alle passivit\u00e0 per beni in leasing riguardano essenzialmente la chiusura anticipata
\no la rinegoziazione di contratti di leasing.
\nI debiti per beni in leasing verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \u2013 Rapporti con parti correlate.
\n\n
Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n
\n\n| Altri ricavi e proventi | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Proventi da remeasurement delle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n22 | \n14 | \n17 | \n\n
\n\n | \n22 | \n14 | \n17 | \n\n
\n\n| Acquisti, prestazioni e costi diversi | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Oneri da remeasurement delle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n2 | \n3 | \n3 | \n\n
\n\n| Leasing di breve durata | \n69 | \n81 | \n59 | \n\n
\n\n| Leasing di modico valore | \n39 | \n37 | \n37 | \n\n
\n\n| Canoni di leasing variabili non inclusi nelle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n24 | \n22 | \n20 | \n\n
\n\n| Incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(4) | \n(5) | \n(5) | \n\n
\n\n | \n130 | \n138 | \n114 | \n\n
\n\n| Ammortamenti, svalutazioni nette e radiazioni | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing | \n1.244 | \n1.199 | \n973 | \n\n
\n\n| Capitalizzazioni ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n(260) | \n(277) | \n(199) | \n\n
\n\n| Svalutazioni diritto di utilizzo beni in leasing | \n14 | \n40 | \n41 | \n\n
\n\n| Riprese di valore diritto di utilizzo beni in leasing | \n(2) | \n(4) | \n(5) | \n\n
\n\n| Radiazioni diritto di utilizzo beni in leasing | \n | \n3 | \n | \n\n
\n\n | \n996 | \n961 | \n810 | \n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Interessi passivi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(348) | \n(314) | \n(267) | \n\n
\n\n| Oneri finanziari su passivit\u00e0 per beni in leasing imputati ad attivit\u00e0 materiali | \n7 | \n17 | \n11 | \n\n
\n\n| Differenze di cambio nette su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n62 | \n(36) | \n19 | \n\n
\n\n | \n(279) | \n(333) | \n(237) | \n\n
\n\n\n
\n\n
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nMezzi navali di produzione e stoccaggio (FPSO) | \nMezzi navali di perforazione (Drilling rig) | \nMezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas | \nConcessioni autostradali e locazione stazioni di servizio | \nStrutture di logistica per la distribuzione Oil & Gas | \nImmobili per uffici | \nAutoveicoli | \nAltre tipologie | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 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| Valore iniziale 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\n
\n\n| Incrementi | \n | \n266 | \n566 | \n91 | \n10 | \n138 | \n20 | \n59 | \n1.150 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti (*) | \n(176) | \n(248) | \n(496) | \n(76) | \n(20) | \n(120) | \n(10) | \n(98) | \n(1.244) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n | \n | \n | \n(11) | \n(1) | \n | \n | \n(2) | \n(14) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(295) | \n(32) | \n(14) | \n1 | \n | \n(10) | \n | \n(36) | \n(386) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(1) | \n(53) | \n(44) | \n(7) | \n(2) | \n(3) | \n(5) | \n(29) | \n(144) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale netto | \n2.134 | \n352 | \n1.017 | \n450 | \n23 | \n492 | \n26 | \n690 | \n5.184 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore finale lordo | \n2.844 | \n1.309 | \n2.490 | \n954 | \n101 | \n1.142 | \n53 | \n999 | \n9.892 | \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 | \n710 | \n957 | \n1.473 | \n504 | \n78 | \n650 | \n27 | \n309 | \n4.708 | \n\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\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\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\n
\n\n| Ammortamenti (*) | \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\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\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\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\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\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\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\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\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(*) 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",
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\n\n\n | \nQuote a breve | \n | \n | \n\n
\n\n | \ndi passivit\u00e0 per | \nPassivit\u00e0 per | \n | \n\n
\n\n | \nbeni in leasing a | \nbeni in leasing a | \n | \n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nlungo termine | \nlungo termine | \nTotale | \n\n
\n\n| 2025 | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Valore iniziale | \n1.279 | \n5.174 | \n6.453 | \n\n
\n\n| Incrementi | \n | \n1.150 | \n1.150 | \n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.240) | \n(10) | \n(1.250) | \n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(73) | \n(349) | \n(422) | \n\n
\n\n| Altre variazioni | \n1.297 | \n(1.528) | \n(231) | \n\n
\n\n| Valore finale | \n1.263 | \n4.437 | \n5.700 | \n\n
\n\n| 2024 | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Valore iniziale | \n1.128 | \n4.208 | \n5.336 | \n\n
\n\n| Incrementi | \n | \n2.109 | \n2.109 | \n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.194) | \n(11) | \n(1.205) | \n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n36 | \n175 | \n211 | \n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n35 | \n15 | \n50 | \n\n
\n\n| Altre variazioni | \n1.274 | \n(1.322) | \n(48) | \n\n
\n\n| Valore finale | \n1.279 | \n5.174 | \n6.453 | \n\n
\n\n\n
\n\n
Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n
\n\n| Altri ricavi e proventi | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Proventi da remeasurement delle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n22 | \n14 | \n17 | \n\n
\n\n | \n22 | \n14 | \n17 | \n\n
\n\n| Acquisti, prestazioni e costi diversi | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Oneri da remeasurement delle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n2 | \n3 | \n3 | \n\n
\n\n| Leasing di breve durata | \n69 | \n81 | \n59 | \n\n
\n\n| Leasing di modico valore | \n39 | \n37 | \n37 | \n\n
\n\n| Canoni di leasing variabili non inclusi nelle passivit\u00e0 per beni in leasing | \n24 | \n22 | \n20 | \n\n
\n\n| Incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 materiali | \n(4) | \n(5) | \n(5) | \n\n
\n\n | \n130 | \n138 | \n114 | \n\n
\n\n| Ammortamenti, svalutazioni nette e radiazioni | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing | \n1.244 | \n1.199 | \n973 | \n\n
\n\n| Capitalizzazioni ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n(260) | \n(277) | \n(199) | \n\n
\n\n| Svalutazioni diritto di utilizzo beni in leasing | \n14 | \n40 | \n41 | \n\n
\n\n| Riprese di valore diritto di utilizzo beni in leasing | \n(2) | \n(4) | \n(5) | \n\n
\n\n| Radiazioni diritto di utilizzo beni in leasing | \n | \n3 | \n | \n\n
\n\n | \n996 | \n961 | \n810 | \n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n | \n | \n | \n\n
\n\n| Interessi passivi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(348) | \n(314) | \n(267) | \n\n
\n\n| Oneri finanziari su passivit\u00e0 per beni in leasing imputati ad attivit\u00e0 materiali | \n7 | \n17 | \n11 | \n\n
\n\n| Differenze di cambio nette su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n62 | \n(36) | \n19 | \n\n
\n\n | \n(279) | \n(333) | \n(237) | \n\n
\n\n\n
\n\n
\n\n
\n
\n
14 Attivit\u00e0 immateriali
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nDiritti e potenziale esplorativo | \nDiritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | \nAltre attivit\u00e0 immateriali | \nAttivit\u00e0 immateriali a vita utile definita | \nGoodwill | \nAltre attivit\u00e0 a vita utile indefinita | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale 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\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n7 | \n14 | \n506 | \n527 | \n | \n | \n527 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n6 | \n6 | \n | \n | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(4) | \n(98) | \n(307) | \n(409) | \n | \n | \n(409) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n | \n | \n(45) | \n(45) | \n | \n | \n(45) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n | \n8 | \n8 | \n | \n | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(17) | \n | \n | \n(17) | \n | \n | \n(17) | \n\n\n\n\n\n\n\n\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(428) | \n(428) | \n2 | \n | \n(426) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(54) | \n | \n(21) | \n(75) | \n | \n | \n(75) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(20) | \n39 | \n5 | \n24 | \n(5) | \n | \n19 | \n\n\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 finale netto | \n446 | \n352 | \n2.034 | \n2.832 | \n3.164 | \n26 | \n6.022 | \n\n\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 finale lordo | \n869 | \n2.215 | \n5.235 | \n8.319 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\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 | \n423 | \n1.863 | \n3.201 | \n5.487 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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
(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
I diritti e potenziale esplorativo riguardano il valore di libro residuo dei bonus di firma e dei costi di acquisizione di licenze esplorative relativi
\n
ad aree con riserve proved, oggetto di ammortamento in base al criterio UOP e di impairment test, e aree con riserve unproved i cui costi sono
\n
sospesi in attesa dell\u2019esito dell\u2019attivit\u00e0 esplorativa o fino a quando \u00e8 confermato il committment del management nell\u2019iniziativa. Gli investimenti
\n
dell\u2019anno riguardano bonus di firma relativi a nuovi acreage esplorativi principalmente in Costa d\u2019Avorio.
\n
\n
\n
L\u2019analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attivit\u00e0 \u00e8 la seguente:
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Diritti esplorativi proved | \n61 | \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\n| Diritti esplorativi unproved | \n385 | \n455 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n446 | \n534 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell\u2019ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di sviluppo
\n
interno di software, diritti di utilizzazione di processi produttivi e diritti di utilizzazione di software.
\n
Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di \u20ac17 milioni sono riferite all\u2019abbandono delle iniziative sottostanti.
\n
La variazione dell\u2019area di consolidamento relativa alle attivit\u00e0 immateriali a vita utile definita \u00e8 riferita alla cessione del controllo della societ\u00e0
\n
Eni CCUS Holding Ltd. Maggiori informazioni sull\u2019operazione sono fornite alla nota n. 5 \u2013 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
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
Le altre attivit\u00e0 immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze e marchi e diritti simili per \u20ac1.096 milioni (\u20ac1.154 milioni al 31 dicembre 2024)
\n
di cui \u20ac891 milioni relativi alla linea di business Plenitude essenzialmente per attivit\u00e0 connesse a fonti di energia rinnovabili (\u20ac898 milioni al 31
\n
dicembre 2024); (ii) attivit\u00e0 per acquisizione di clientela della linea di business Plenitude di \u20ac469 milioni (\u20ac412 milioni al 31 dicembre 2024);
\n
(iii) customer relationship per \u20ac75 milioni rilevati a seguito dell\u2019acquisizione del gruppo Finproject da parte della linea di business Chimica
\n
(\u20ac84 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e sono rimasti sostanzialmente invariati rispetto
\n
all\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\n\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 saldo finale della voce goodwill \u00e8 al netto di svalutazioni cumulate per un totale di \u20ac2.642 milioni.
\n
\n
Il goodwill per settore di attivit\u00e0 e linea di business si analizza come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Plenitude | \n2.916 | \n2.916 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Enilive | \n116 | \n121 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Chimica | \n119 | \n117 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n13 | \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 | \n3.164 | \n3.167 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 variazione dell\u2019area di consolidamento relativa al goodwill \u00e8 riferita all\u2019entrata nell\u2019area di consolidamento della societ\u00e0 Tecnofilm SpA
\n
incorporata in corso d\u2019anno dalla societ\u00e0 Finproject SpA.
\n
Le altre variazioni relative al goodwill riguardano l\u2019allocazione definitiva di alcune acquisizioni effettuate nel 2024 la cui allocazione era stata
\n
effettuata su basi provvisorie (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 27 \u2013 Altre informazioni).
\n
I contributi portati a decremento delle attivit\u00e0 immateriali ammontano a \u20ac8 milioni (\u20ac37 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Il goodwill rilevato a seguito di business combination \u00e8 attribuito alle cash generating unit (\u201cCGU\u201d) che beneficiano delle sinergie derivanti
\n
dall\u2019acquisizione.
\n
La linea di business Plenitude \u00e8 attiva nella commercializzazione retail di gas naturale ed energia elettrica, nella generazione di energia elettrica
\n
da fonti rinnovabili e nella gestione di una rete di punti di ricarica per veicoli elettrici. Plenitude ha fatto diverse acquisizioni in ciascuna delle
\n
suddette attivit\u00e0 che hanno portato alla rilevazione di valori significativi di goodwill.
\n
Il goodwill allocato al business di vendita retail di gas naturale ed energia elettrica \u00e8 pari a \u20ac1.220 milioni ed \u00e8 stato sottoposto a test di
\n
recuperabilit\u00e0 creando un'unica CGU che copre tutti i mercati europei in cui Plenitude \u00e8 attiva, considerando le sinergie cross-market e da
\n
integrazione geografica. In sede di impairment test la CGU Retail conferma la tenuta del valore di libro del goodwill. La recuperabilit\u00e0 del valore
\n
di libro della CGU Retail, compreso l\u2019ammontare del goodwill allocato, \u00e8 stata verificata mediante confronto con il valore d\u2019uso stimato sulla
\n
base dei flussi di cassa del piano industriale approvato dal management per il periodo 2026-2030 e di un valore terminale calcolato con il
\n
metodo della perpetuity dell\u2019ultimo anno del piano assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero, invariato rispetto
\n
al 2024. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC post-tax dell\u2019attivit\u00e0 retail rettificato per il rischio dei paesi di operativit\u00e0, compresi in
\n
un intorno tra il 4,3% e il 4,8%, corrispondenti ad un range tra il 5,5% e il 6,6% pre-tax. Non vi sono allo stato ipotesi realistiche di variazione del
\n
tasso di sconto, del tasso di crescita, della redditivit\u00e0 o dei volumi che comportino l\u2019azzeramento dell\u2019headroom di circa \u20ac8 miliardi del valore
\n
d\u2019uso della CGU Retail rispetto al valore di libro, compreso il goodwill ad essa allocato.
\n
La linea di business Plenitude relativa alle energie rinnovabili comprende un goodwill di \u20ac978 milioni relativo alle operazioni di business
\n
combination eseguite in Italia e nei principali mercati europei di operativit\u00e0 (Spagna, Francia e Grecia). Ai fini del test di recuperabilit\u00e0 le attivit\u00e0
\n
sono state raggruppate per CGU omogenee, corrispondenti ad aree geografiche, avuto riguardo ad aspetti tecnici, economici e contrattuali. La
\n
recuperabilit\u00e0 del goodwill \u00e8 stata valutata con riferimento al complesso delle CGU. L\u2019impairment test per la verifica di recuperabilit\u00e0 dei valori
\n
di libro compreso il goodwill allocato \u00e8 stato eseguito sulla base del calcolo del valore d\u2019uso attraverso il metodo dei flussi di cassa scontati
\n
che comprendono per i primi quattro anni di proiezione il piano aziendale approvato dal management; per gli anni successivi la proiezione
\n
coincide con la vita economico tecnica degli impianti utilizzando flussi di cassa normalizzati. I flussi di cassa sono stati determinati sulla base
\n
di previsioni di prezzi all\u2019ingrosso dell\u2019energia elettrica stimate dal management, differenziate per area geografica; per l\u2019Italia \u00e8 stato assunto un
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
prezzo medio di circa 106 \u20ac/kWh nel piano industriale 2026-2030 e di circa 111 \u20ac/kWh nel lungo termine. I flussi di cassa sono stati attualizzati
\n
a WACC compresi tra il 5,5% e l\u20198,9%, corrispondenti ad un range tra il 7,0% e l\u201911,1% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilit\u00e0 dei valori di
\n
libro compreso il goodwill allocato. L\u2019headroom di circa \u20ac695 milioni si azzera in caso di incremento medio di 1,4% del WACC o di una riduzione
\n
dei prezzi dell\u2019energia elettrica di circa il 14%.
\n
Il goodwill della linea di business Plenitude relativo all\u2019attivit\u00e0 mobilit\u00e0 elettrica di \u20ac718 milioni \u00e8 riferito all\u2019acquisizione avvenuta nel 2021 del
\n
100% di Be Charge (oggi Plenitude On The Road) che \u00e8 il secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture di ricarica per la mobilit\u00e0
\n
elettrica ed \u00e8 stato valutato aggiornando il modello di valutazione dell\u2019operazione. Tale goodwill \u00e8 stato testato ai fini della recuperabilit\u00e0 sulla
\n
base del calcolo del valore d\u2019uso attraverso le proiezioni dei flussi di cassa espliciti per 10 anni e, successivamente, proiezioni basate sul metodo
\n
della perpetuity dell\u2019ultimo anno normalizzato, utilizzando un tasso di crescita in termini nominali rischiato rispetto alle proiezioni sullo sviluppo
\n
del mercato dei veicoli elettrici fornite da primari provider di mercato. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC del 9,2%, corrispondenti
\n
al 12,8% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilit\u00e0 dei valori di libro compreso il goodwill allocato. L\u2019headroom di circa \u20ac1 miliardo si azzera
\n
in caso di incremento di 3,7% del WACC e rimarrebbe positivo pur ipotizzando un 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n
\n14 Attivit\u00e0 immateriali
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nDiritti e potenziale esplorativo | \nDiritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | \nAltre attivit\u00e0 immateriali | \nAttivit\u00e0 immateriali a vita utile definita | \nGoodwill | \nAltre attivit\u00e0 a vita utile indefinita | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale 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\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n7 | \n14 | \n506 | \n527 | \n | \n | \n527 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n6 | \n6 | \n | \n | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(4) | \n(98) | \n(307) | \n(409) | \n | \n | \n(409) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n | \n | \n(45) | \n(45) | \n | \n | \n(45) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n | \n8 | \n8 | \n | \n | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(17) | \n | \n | \n(17) | \n | \n | \n(17) | \n\n\n\n\n\n\n\n\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(428) | \n(428) | \n2 | \n | \n(426) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(54) | \n | \n(21) | \n(75) | \n | \n | \n(75) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(20) | \n39 | \n5 | \n24 | \n(5) | \n | \n19 | \n\n\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 finale netto | \n446 | \n352 | \n2.034 | \n2.832 | \n3.164 | \n26 | \n6.022 | \n\n\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 finale lordo | \n869 | \n2.215 | \n5.235 | \n8.319 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\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 | \n423 | \n1.863 | \n3.201 | \n5.487 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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
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\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
I diritti e potenziale esplorativo riguardano il valore di libro residuo dei bonus di firma e dei costi di acquisizione di licenze esplorative relativi
\nad aree con riserve proved, oggetto di ammortamento in base al criterio UOP e di impairment test, e aree con riserve unproved i cui costi sono
\nsospesi in attesa dell\u2019esito dell\u2019attivit\u00e0 esplorativa o fino a quando \u00e8 confermato il committment del management nell\u2019iniziativa. Gli investimenti
\ndell\u2019anno riguardano bonus di firma relativi a nuovi acreage esplorativi principalmente in Costa d\u2019Avorio.
\n\n
\n
L\u2019analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attivit\u00e0 \u00e8 la seguente:
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Diritti esplorativi proved | \n61 | \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\n| Diritti esplorativi unproved | \n385 | \n455 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n446 | \n534 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell\u2019ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di sviluppo
\n
interno di software, diritti di utilizzazione di processi produttivi e diritti di utilizzazione di software.
\n
Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di \u20ac17 milioni sono riferite all\u2019abbandono delle iniziative sottostanti.
\n
La variazione dell\u2019area di consolidamento relativa alle attivit\u00e0 immateriali a vita utile definita \u00e8 riferita alla cessione del controllo della societ\u00e0
\n
Eni CCUS Holding Ltd. Maggiori informazioni sull\u2019operazione sono fornite alla nota n. 5 \u2013 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
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\n
Le altre attivit\u00e0 immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze e marchi e diritti simili per \u20ac1.096 milioni (\u20ac1.154 milioni al 31 dicembre 2024)
\n
di cui \u20ac891 milioni relativi alla linea di business Plenitude essenzialmente per attivit\u00e0 connesse a fonti di energia rinnovabili (\u20ac898 milioni al 31
\n
dicembre 2024); (ii) attivit\u00e0 per acquisizione di clientela della linea di business Plenitude di \u20ac469 milioni (\u20ac412 milioni al 31 dicembre 2024);
\n
(iii) customer relationship per \u20ac75 milioni rilevati a seguito dell\u2019acquisizione del gruppo Finproject da parte della linea di business Chimica
\n
(\u20ac84 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e sono rimasti sostanzialmente invariati rispetto
\n
all\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\n\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 saldo finale della voce goodwill \u00e8 al netto di svalutazioni cumulate per un totale di \u20ac2.642 milioni.
\n
\n
Il goodwill per settore di attivit\u00e0 e linea di business si analizza come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Plenitude | \n2.916 | \n2.916 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Enilive | \n116 | \n121 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Chimica | \n119 | \n117 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n13 | \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 | \n3.164 | \n3.167 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 variazione dell\u2019area di consolidamento relativa al goodwill \u00e8 riferita all\u2019entrata nell\u2019area di consolidamento della societ\u00e0 Tecnofilm SpA
\nincorporata in corso d\u2019anno dalla societ\u00e0 Finproject SpA.
\nLe altre variazioni relative al goodwill riguardano l\u2019allocazione definitiva di alcune acquisizioni effettuate nel 2024 la cui allocazione era stata
\neffettuata su basi provvisorie (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 27 \u2013 Altre informazioni).
\nI contributi portati a decremento delle attivit\u00e0 immateriali ammontano a \u20ac8 milioni (\u20ac37 milioni al 31 dicembre 2024).
\nIl goodwill rilevato a seguito di business combination \u00e8 attribuito alle cash generating unit (\u201cCGU\u201d) che beneficiano delle sinergie derivanti
\ndall\u2019acquisizione.
\nLa linea di business Plenitude \u00e8 attiva nella commercializzazione retail di gas naturale ed energia elettrica, nella generazione di energia elettrica
\nda fonti rinnovabili e nella gestione di una rete di punti di ricarica per veicoli elettrici. Plenitude ha fatto diverse acquisizioni in ciascuna delle
\nsuddette attivit\u00e0 che hanno portato alla rilevazione di valori significativi di goodwill.
\nIl goodwill allocato al business di vendita retail di gas naturale ed energia elettrica \u00e8 pari a \u20ac1.220 milioni ed \u00e8 stato sottoposto a test di
\nrecuperabilit\u00e0 creando un'unica CGU che copre tutti i mercati europei in cui Plenitude \u00e8 attiva, considerando le sinergie cross-market e da
\nintegrazione geografica. In sede di impairment test la CGU Retail conferma la tenuta del valore di libro del goodwill. La recuperabilit\u00e0 del valore
\ndi libro della CGU Retail, compreso l\u2019ammontare del goodwill allocato, \u00e8 stata verificata mediante confronto con il valore d\u2019uso stimato sulla
\nbase dei flussi di cassa del piano industriale approvato dal management per il periodo 2026-2030 e di un valore terminale calcolato con il
\nmetodo della perpetuity dell\u2019ultimo anno del piano assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero, invariato rispetto
\nal 2024. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC post-tax dell\u2019attivit\u00e0 retail rettificato per il rischio dei paesi di operativit\u00e0, compresi in
\nun intorno tra il 4,3% e il 4,8%, corrispondenti ad un range tra il 5,5% e il 6,6% pre-tax. Non vi sono allo stato ipotesi realistiche di variazione del
\ntasso di sconto, del tasso di crescita, della redditivit\u00e0 o dei volumi che comportino l\u2019azzeramento dell\u2019headroom di circa \u20ac8 miliardi del valore
\nd\u2019uso della CGU Retail rispetto al valore di libro, compreso il goodwill ad essa allocato.
\nLa linea di business Plenitude relativa alle energie rinnovabili comprende un goodwill di \u20ac978 milioni relativo alle operazioni di business
\ncombination eseguite in Italia e nei principali mercati europei di operativit\u00e0 (Spagna, Francia e Grecia). Ai fini del test di recuperabilit\u00e0 le attivit\u00e0
\nsono state raggruppate per CGU omogenee, corrispondenti ad aree geografiche, avuto riguardo ad aspetti tecnici, economici e contrattuali. La
\nrecuperabilit\u00e0 del goodwill \u00e8 stata valutata con riferimento al complesso delle CGU. L\u2019impairment test per la verifica di recuperabilit\u00e0 dei valori
\ndi libro compreso il goodwill allocato \u00e8 stato eseguito sulla base del calcolo del valore d\u2019uso attraverso il metodo dei flussi di cassa scontati
\nche comprendono per i primi quattro anni di proiezione il piano aziendale approvato dal management; per gli anni successivi la proiezione
\ncoincide con la vita economico tecnica degli impianti utilizzando flussi di cassa normalizzati. I flussi di cassa sono stati determinati sulla base
\ndi previsioni di prezzi all\u2019ingrosso dell\u2019energia elettrica stimate dal management, differenziate per area geografica; per l\u2019Italia \u00e8 stato assunto un
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nprezzo medio di circa 106 \u20ac/kWh nel piano industriale 2026-2030 e di circa 111 \u20ac/kWh nel lungo termine. I flussi di cassa sono stati attualizzati
\na WACC compresi tra il 5,5% e l\u20198,9%, corrispondenti ad un range tra il 7,0% e l\u201911,1% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilit\u00e0 dei valori di
\nlibro compreso il goodwill allocato. L\u2019headroom di circa \u20ac695 milioni si azzera in caso di incremento medio di 1,4% del WACC o di una riduzione
\ndei prezzi dell\u2019energia elettrica di circa il 14%.
\nIl goodwill della linea di business Plenitude relativo all\u2019attivit\u00e0 mobilit\u00e0 elettrica di \u20ac718 milioni \u00e8 riferito all\u2019acquisizione avvenuta nel 2021 del
\n100% di Be Charge (oggi Plenitude On The Road) che \u00e8 il secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture di ricarica per la mobilit\u00e0
\nelettrica ed \u00e8 stato valutato aggiornando il modello di valutazione dell\u2019operazione. Tale goodwill \u00e8 stato testato ai fini della recuperabilit\u00e0 sulla
\nbase del calcolo del valore d\u2019uso attraverso le proiezioni dei flussi di cassa espliciti per 10 anni e, successivamente, proiezioni basate sul metodo
\ndella perpetuity dell\u2019ultimo anno normalizzato, utilizzando un tasso di crescita in termini nominali rischiato rispetto alle proiezioni sullo sviluppo
\ndel mercato dei veicoli elettrici fornite da primari provider di mercato. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC del 9,2%, corrispondenti
\nal 12,8% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilit\u00e0 dei valori di libro compreso il goodwill allocato. L\u2019headroom di circa \u20ac1 miliardo si azzera
\nin caso di incremento di 3,7% del WACC e rimarrebbe positivo pur ipotizzando un 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",
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nDiritti e potenziale esplorativo | \nDiritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | \nAltre attivit\u00e0 immateriali | \nAttivit\u00e0 immateriali a vita utile definita | \nGoodwill | \nAltre attivit\u00e0 a vita utile indefinita | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 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| Valore iniziale 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\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti | \n7 | \n14 | \n506 | \n527 | \n | \n | \n527 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Capitalizzazione ammortamenti | \n | \n | \n6 | \n6 | \n | \n | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti(a) | \n(4) | \n(98) | \n(307) | \n(409) | \n | \n | \n(409) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni | \n | \n | \n(45) | \n(45) | \n | \n | \n(45) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore | \n | \n | \n8 | \n8 | \n | \n | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(17) | \n | \n | \n(17) | \n | \n | \n(17) | \n\n\n\n\n\n\n\n\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(428) | \n(428) | \n2 | \n | \n(426) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(54) | \n | \n(21) | \n(75) | \n | \n | \n(75) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(20) | \n39 | \n5 | \n24 | \n(5) | \n | \n19 | \n\n\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 finale netto | \n446 | \n352 | \n2.034 | \n2.832 | \n3.164 | \n26 | \n6.022 | \n\n\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 finale lordo | \n869 | \n2.215 | \n5.235 | \n8.319 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\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 | \n423 | \n1.863 | \n3.201 | \n5.487 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\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| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Diritti esplorativi proved | \n61 | \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\n| Diritti esplorativi unproved | \n385 | \n455 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n446 | \n534 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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"Tag940": {
"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\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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\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\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\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\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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},
"Tag941": {
"value": "\nIl goodwill per settore di attivit\u00e0 e linea di business si analizza come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Plenitude | \n2.916 | \n2.916 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Enilive | \n116 | \n121 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Chimica | \n119 | \n117 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n13 | \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 | \n3.164 | \n3.167 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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},
"Tag942": {
"value": "\n15 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di
\nutilizzo beni in leasing. Variabilit\u00e0 dei risultati agli scenari di decarbonizzazione
\nEsposizione dei valori di bilancio al rischio transizione
\nLa verifica di recuperabilit\u00e0 dei valori di libro delle cash generating unit (CGU) del settore oil&gas \u00e8 la pi\u00f9 importante delle stime contabili
\ncritiche utilizzate nella redazione del bilancio consolidato di Eni, in considerazione del peso relativo del capitale investito nel settore sul totale
\ndelle attivit\u00e0 consolidate e dell\u2019ampia soggettivit\u00e0 nella determinazione dei valori.
\nI futuri flussi di cassa attesi associati all'utilizzo delle attivit\u00e0 oil&gas sono stimati sulla base del giudizio e dell\u2019apprezzamento che la Direzione
\nesercita nella previsione di variabili caratterizzate da un\u2019elevata alea d\u2019incertezza quali i prezzi di lungo termine degli idrocarburi, le vite utili
\ndegli asset, le proiezioni dei costi operativi e di sviluppo, i volumi di riserve che saranno prodotti, il timing e i costi di decommissioning. Inoltre,
\nla recuperabilit\u00e0 dei valori iscritti dipende dall\u2019impegno della Direzione nella prosecuzione delle attivit\u00e0 di sviluppo e dalle decisioni di capital
\nallocation. La previsione dei prezzi degli idrocarburi incorpora le aspettative della Direzione sull\u2019andamento della domanda e dell\u2019offerta
\npetrolifera nel medio-lungo termine, basata su assunzioni in merito a numerose variabili, quali: la crescita macroeconomica, l\u2019evoluzione
\ndelle preferenze dei consumatori e del quadro normativo/politico degli Stati in materia di tutela dell\u2019ambiente e contrasto al cambiamento
\nclimatico, il ritmo della transizione energetica, il ruolo delle tecnologie, nonch\u00e9 i piani produttivi delle compagnie petrolifere indipendenti e il ruolo
\ndell\u2019alleanza dei produttori dell\u2019OPEC+. Le previsioni di prezzo dell\u2019Eni sono oggetto di benchmark con le view di banche d\u2019affari e di consulenti
\nenergetici. Le previsioni di prezzo a breve termine considerano inoltre i fattori di rischio e incertezza dello scenario economico e politico
\nglobale (la crisi in corso in Medio Oriente e altri rischi macroeconomici quali l\u2019impatto delle dispute commerciali internazionali e altri fattori).
\nI rischi connessi alla transizione energetica sono stati incorporati nel test di recuperabilit\u00e0 dei valori contabili delle CGU oil&gas, inclusa la
\nvalutazione degli asset esplorativi e degli interessi minerari non-proved. Considerato che la transizione potrebbe avere significativi effetti sui
\nvalori recuperabili degli attivi e sulle future capitalizzazioni, la Societ\u00e0 ha adottato rigorosi criteri di selezione degli investimenti basati su robusti
\nprocessi di valutazione della redditivit\u00e0 e di autorizzazione manageriale per mitigare i rischi di avere riserve non producibili economicamente
\nin futuro \u201cstranded\u201d e di dover rilevare possibili svalutazioni di conto economico una volta che un nuovo progetto \u00e8 capitalizzato tra le
\nimmobilizzazioni materiali. I processi di capital budgeting degli investimenti, compresi gli investimenti in esplorazione e l\u2019acquisizione di
\nrisorse, incorporano obiettivi emissivi coerenti con la strategia di decarbonizzazione della Societ\u00e0, considerando il contributo di ogni nuovo
\nprogetto a migliorare la resilienza del portafoglio della Societ\u00e0 in termini di riduzione dell\u2019intensit\u00e0 media di carbonio e miglioramento delle
\nmetriche di redditivit\u00e0.
\nI ritorni economici e i flussi di cassa attesi dei progetti sono stimati sulla base delle assunzioni del management sui prezzi di lungo termine del
\npetrolio e del gas fissati nel piano industriale approvato dal Consiglio di Amministrazione. I costi incorporati nella stima includono lo sviluppo,
\nle spese operative, gli oneri di abbandono, rimozione impianti e chiusura pozzi al termine dell\u2019attivit\u00e0, nonch\u00e9 gli oneri connessi all\u2019azzeramento
\ndelle emissioni di scope 1&2, in coerenza con l\u2019obiettivo aziendale di neutralit\u00e0 carbonica dell\u2019upstream al 2030.
\nCome risultato di questo processo di valutazione e dell'attenzione della Societ\u00e0 alla creazione di valore e alla generazione di cassa rispetto
\nai volumi, nel processo di allocazione del capitale Eni prioritizza i nuovi progetti oil&gas caratterizzati da: (i) contenuti prezzi di breakeven;
\ni nuovi progetti oil&gas hanno un prezzo medio di breakeven del Brent di circa $35 al barile; (ii) tasso interno di rendimento superiore a una
\nsoglia definita internamente, composta dal WACC di Gruppo pari al 6% post-tax pi\u00f9 un premio per il rischio paese e un ulteriore step-up per
\ncoprire i progetti esplorativi e generare un extra-rendimento; (iii) capacit\u00e0 di ridurre l'intensit\u00e0 carbonica media del portafoglio (scope 1&2);
\n(iv) resilienza al rischio di transizione, misurata in termini di variazione dell'IRR dei progetti applicando un costo stimato internamente per
\ntonnellata di CO
\n2
\n emessa (soglia interna in $/t CO
\n2
\n).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nInoltre, la recente razionalizzazione del portafoglio oil&gas, con la cessione di alcuni giacimenti petroliferi \u201dlong-life\u201d caratterizzati da elevate
\nspese future previste e da un'intensit\u00e0 di carbonio superiore alla media, tra cui i giacimenti onshore di Alaska, Nigeria e Congo, ha rafforzato
\nil profilo di rischio e la resilienza del portafoglio di petrolio e gas nel contesto della transizione.
\nIl test di impairment degli asset oil&gas di Eni \u00e8 elaborato in coerenza con le principali assunzioni tecnico-economiche del piano industriale
\napprovato dal Consiglio di Amministrazione, comprese le previsioni relative ai prezzi delle commodity.
\nI principi applicati nella stima dei valori recuperabili delle CGU petrolio e gas sono i seguenti:
\n- i flussi di cassa futuri sono stati determinati utilizzando le assunzioni operative e gli scenari di prezzo del piano industriale 2026-2030 e del
\npiano pluriennale della Societ\u00e0 approvato dal Consiglio di Amministrazione. Le assunzioni operative che comprendono in particolare i costi
\noperativi, le spese di sviluppo, la stima delle riserve di petrolio e gas, i volumi futuri prodotti e commercializzati, nonch\u00e9 i tempi e i costi di
\nsmantellamento degli impianti e delle strutture petrolifere al termine della vita utile dei giacimenti, rappresentano la migliore stima da parte
\ndella Direzione Aziendale delle condizioni economiche e tecniche per la vita residua degli asset.
\nLe previsioni dei prezzi del petrolio e del gas adottate dalla Societ\u00e0 si basano sulle seguenti ipotesi:
\n- la domanda di petrolio ha registrato una crescita sostenuta dopo la crisi del Covid, trainata dalla ripresa economica globale, e ha continuato
\na crescere nel 2025. Si prevede che il consumo di petrolio continuer\u00e0 a crescere fino almeno al 2030, sostenuto dalla crescita demografica e
\ndall'innalzamento del tenore di vita, in particolare nei paesi emergenti. Dopo il 2030 la crescita \u00e8 attesa pi\u00f9 moderata a causa della graduale
\ndiffusione di tecnologie a contenute emissioni di carbonio. Pertanto, in questo contesto di crescita moderata della domanda trainata dai paesi
\nemergenti e ipotizzando una continua disciplina negli investimenti da parte delle compagnie petrolifere internazionali, il raggiungimento della
\nmassima capacit\u00e0 sostenibile da parte dei paesi membri dell'alleanza OPEC+ e un livellamento nella crescita delle produzioni non convenzionali
\nnegli Stati Uniti, lo scenario Eni prevede una graduale ripresa dei prezzi del petrolio, attesi a 68 dollari barile nel 2026 per poi raggiungere i 75
\ndollari al barile (in termini reali 2025) al 2030. La previsione 2026 sconta in misura marginale i correnti rischi geopolitici.
\n- oltre il 2030, prevediamo un calo lineare di circa l'1,7% all'anno, a 65 dollari nel 2040 e 53 dollari nel 2050 (in termini reali 2025). Tale previsione
\ndi lungo termine sconta i rischi della transizione energetica e di una possibile contrazione della domanda globale di petrolio dopo il 2030.
\nI prezzi del Brent nel periodo 2026-2050 si attestano quindi a una media di circa 65 dollari al barile in termini reali 2025.
\n\n
\n\n\n | \n2026 | \n2027 | \n2028-2030 | \n2050 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrolio Brent $/bbl | \n68 | \n66 | \n75 | \n53 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Per il gas naturale, il combustibile di transizione, le proiezioni di prezzo adottate dalla Societ\u00e0 scontano un mercato globale del gas meno
\nteso nei prossimi anni, poich\u00e9 si prevede che l'aumento della domanda, trainato anche dal crescente fabbisogno di elettricit\u00e0 in relazione in
\nparticolare ai nuovi segmenti di consumo (es. datacenter, IA), si accompagner\u00e0 all\u2019aumento di capacit\u00e0 di produzione del GNL, con l\u2019entrata
\ndi nuovi progetti che saranno completati nei prossimi anni, soprattutto negli Stati Uniti e Qatar. In questo contesto, i prezzi del gas utilizzati
\nper determinare il valore d'uso delle CGU i cui ricavi sono indicizzati ai prezzi spot del gas sono i seguenti (in termini reali 2025):
\n\n
\n\n\n | \n2026 | \n2027-2029 | \n2030-2050 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TTF Europa $/Mbtu | \n11,8 | \n8,5 | \n7,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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 prezzi del gas per i progetti GNL e nelle principali aree geografiche del Gruppo sono indicizzati principalmente al prezzo del petrolio greggio.
\nI costi operativi futuri sono stati determinati tenendo conto delle tecnologie esistenti, della fluttuazione dei prezzi dei servizi petroliferi in linea
\ncon gli sviluppi del mercato e dei programmi interni di riduzione dei costi effettivamente implementati.
\nLa determinazione del valore d'uso tiene conto per tutte le CGU identificate, degli investimenti previsti per ridurre l'impronta di carbonio
\n(emissioni di CO
\n2
\n scope 1&2). Inoltre, si prevede che eventuali emissioni residue a seguito delle azioni di efficienza siano compensate con crediti
\ndi carbonio, le cui spese sono considerate nella valutazione dell\u2019headroom del segmento E&P complessivo di Eni. Le CGU in aree geografiche
\nsoggette a sistemi di emission trading includono nei rispettivi flussi di cassa le spese future per le quote di emissione.
\nI flussi di cassa futuri sono stimati su un arco temporale coerente con la vita utile delle CGU. Sono elaborati al netto delle imposte e tengono
\nconto dei rischi specifici delle CGU. Sono attualizzati applicando un tasso di sconto post-tax del 6%, che rappresenta il costo medio ponderato
\ndel capitale per il Gruppo, stimato sulla base di dati di mercato per quanto riguarda i tassi delle attivit\u00e0 risk-free, il market risk premium e
\nla volatilit\u00e0 del titolo Eni e delle proiezioni future del mix di fondi impiegati basate sul piano finanziario di Gruppo. Tale tasso era pari al 6%
\npost-tax nel 2024. Gli impairment test rate sono determinati aggiungendo al costo del capitale di Gruppo uno spread per il rischio specifico
\ndi ciascun paese di operativit\u00e0 (WACC adjusted). Il valore d'uso calcolato attualizzando i flussi di cassa post-imposte sopra indicati non si
\ndiscosta sostanzialmente dal valore d'uso calcolato attualizzando i flussi di cassa pre-imposte utilizzando un tasso di sconto pre-imposte
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\ndeterminato mediante un calcolo iterativo a partire dal valore d'uso post-imposte. Tali tassi di sconto pre-imposte variano generalmente dal
\n9% al 15% per le CGU svalutate nel 2025.
\nIn applicazione della metodologia descritta, nel bilancio 2025 sono state rilevate \u20ac564 milioni di svalutazioni di attivit\u00e0 principalmente in
\nTurkmenistan, Emirati Arabi Uniti e USA e attivit\u00e0 gas in Italia dovute a revisioni di stima delle riserve ed effetti prezzo.
\nI risultati del test di recuperabilit\u00e0 dei valori di bilancio delle attivit\u00e0 oil&gas stimati sulla base dei piani aziendali sono soggetti a test di sensitivit\u00e0
\nper valutarne la ragionevolezza e la variabilit\u00e0 degli esiti al variare dei principali parametri di stima. In particolare, la recuperabilit\u00e0 degli attivi
\n\u00e8 stata sottoposta a stress test ipotizzando le seguenti variazioni dei parametri di stima:
\n- taglio lineare del 10% nei prezzi degli idrocarburi, per tutta la proiezione dei futuri flussi di cassa
\n- aumento di 100 punti base nel tasso di sconto dei futuri flussi di cassa
\n- considerazione delle curve di prezzo e del costo della CO
\n2
\n dello Scenario Net Zero dell'IEA 2050 per tutte le CGU.
\n\n
\n\n\n | \nHeadroom valore d'uso delle CGU O&G Vs Valori di libroCosti CO2 deducibili | \nPossibili svalutazioni\u20ac 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Scenario Eni | \n63% | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Haircut del 10% prezzi scenario Eni | \n45% | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Scenario Eni con incremento WACC +1% | \n53% | \n(0,2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Scenario IEA NZE 2050 | \n18% | \n(3,4) | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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 perimetro delle sensitivity comprende le attivit\u00e0 delle subsidiaries e delle joint venture a guida Eni; sono esclusi gli asset delle entit\u00e0 all\u2019equity
\nautonome V\u00e5r Energi ASA, Ithaca Energy Plc e Azule Energy Holdings Ltd, nonch\u00e9 gli asset destinati alla cessione (Indonesia, Congo, una
\nquota della Costa d\u2019Avorio e alcune attivit\u00e0 in UAE).
\nLe sensitivity non considerano possibili azioni di recupero di valore, quali riprogrammazione e/o cancellazione di attivit\u00e0 di sviluppo pianificate,
\nrinegoziazioni contrattuali, effetto sui costi o azioni volte ad accelerare il pay-back period. La sensitivity non \u00e8 stata applicata alle linee di
\nbusiness Generazione elettrica da gas, a motivo dei valori contabili poco significativi delle immobilizzazioni materiali (\u20ac887 milioni) e della
\nvita economico-tecnica residua, e bioraffinazione (\u20ac2.711 milioni) poich\u00e9 non esposta al rischio di transizione. Nessun impatto pu\u00f2 essere
\nassociato alle raffinerie e agli impianti petrolchimici considerando che i loro valori contabili sono pari a zero.
\nLe caratteristiche del portafoglio Eni, l\u2019approccio di sviluppo accelerato \u201cfast-track\u201d e per fasi nella produzione delle riserve e l\u2019assenza di
\nesposizione a progetti non convenzionali mitigano il rischio di avere riserve \u201cstranded\u201d in futuro qualora si verifichi un declino strutturale della
\ndomanda di idrocarburi dovuto a normative e vincoli ambientali globali pi\u00f9 severi o a cambiamenti nelle preferenze dei consumatori. La Societ\u00e0
\ncontinuer\u00e0 a rivedere le ipotesi di prezzo con l'avanzare della transizione energetica e ci\u00f2 potrebbe comportare possibili svalutazioni in futuro.
\nDate le caratteristiche del portafoglio di attivit\u00e0 petrolifere e del gas della Societ\u00e0, il suo valore di bilancio sar\u00e0 quasi interamente ammortizzato
\nentro il 2035. Di conseguenza, Eni non prevede cambiamenti significativi nella vita utile delle sue attivit\u00e0 petrolifere e del gas esistenti che
\npotrebbero rappresentare un elemento di valutazione significativo con un impatto sui suoi conti consolidati in futuro.
\nAltri asset esposti al rischio di transizione, tra cui raffinerie e impianti petrolchimici, sono stati completamente svalutati negli esercizi precedenti
\ne sono in gran parte oggetto di processi di riconversione e riconfigurazione industriale che comportano nuovi investimenti che saranno
\ncapitalizzati quando sostenuti nei periodi di rendicontazione futuri. Eventuali fondi di smantellamento sono rilevati nei casi di impianti di
\nraffinazione e complessi petrolchimici definitivamente chiusi, la cui riconversione \u00e8 valutata non economica. Nel 2025 \u00e8 stata svalutata la sola
\nCGU di Versalis avente un valore di libro relativa agli impianti di polietilene (\u20ac151 milioni).
\nAltri rischi di bilancio
\nLa transizione energetica potrebbe anticipare gli obblighi di dismissione di alcune attivit\u00e0 petrolifere e del gas, aumentando cos\u00ec il valore
\nattuale degli accantonamenti associati.
\nGli obblighi di dismissione di attivit\u00e0, rimozione e smantellamento delle strutture produttive e chiusura mineraria dei pozzi, che derivano da
\nun'obbligazione legale o implicita, sono rilevati sulla base di una stima ragionevole nel periodo in cui sorge l'obbligazione, e sono capitalizzati
\ncome parte del valore contabile dell'attivit\u00e0 sottostante e ammortizzati durante la vita utile di tale attivit\u00e0. Considerato il lungo orizzonte
\ntemporale di sostenimento del relativo esborso finanziario, la passivit\u00e0 \u00e8 attualizzata con un fattore di sconto che fa riferimento ai rendimenti
\ndi titoli governativi aventi scadenza paragonabile al timing di dismissione.
\nIl tasso di sconto utilizzato per la valutazione dell'obbligo di dismissione delle attivit\u00e0 \u00e8 in un range 2,0-5,2% nel 2025, leggermente inferiore
\nal 2024 per il dollaro USA, superiore per l\u2019euro (le spese sono stimate ai valori correnti della valuta con tassi di inflazione compresi tra il 2,0%
\ne il 2,4%).
\nIl valore del fondo \u00e8 sensibile al numero di anni di attualizzazione. Posto che le assunzioni adottate rappresentano la migliore corrente previsione
\ndelle ipotesi di rimozione e smantellamento, assumendo di anticipare di cinque anni il momento di sostenimento dei costi rispetto all\u2019assunzione
\ndi bilancio per considerare il rischio di transizione, ne deriverebbe un incremento del valore contabile del fondo di circa \u20ac1,2 miliardi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nNelle attivit\u00e0 upstream, in applicazione delle procedure interne, Eni rivede regolarmente, attivit\u00e0 per attivit\u00e0, la stima dei costi futuri di dismissione
\ndegli asset, nonch\u00e9 l\u2019orizzonte temporale di sostenimento degli oneri.
\nLa Societ\u00e0 continuer\u00e0 a rivedere regolarmente le proprie stime sia dei costi sia della scadenza degli impegni e prender\u00e0 in considerazione
\nqualsiasi impatto significativo che potrebbe derivare da modifiche di questi parametri in futuro.
\nUn piano di scadenza di tali obblighi \u00e8 presentato nella nota 28 \u201cGaranzie, impegni e rischi\".
\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:DisclosureOfImpairmentOfAssetsExplanatory",
"language": "it",
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"Tag946": {
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\n16 Partecipazioni
\nPartecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 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| Partecipazioni in imprese controllate | \nPartecipazioni in joint venture | \nPartecipazioni in imprese collegate | \nTotale | \nPartecipazioni in imprese controllate | \nPartecipazioni in joint venture | \nPartecipazioni in imprese collegate | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\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 | \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| Acquisizioni e sottoscrizioni | \n21 | \n399 | \n175 | \n595 | \n35 | \n450 | \n242 | \n727 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni e rimborsi | \n | \n(84) | \n(20) | \n(104) | \n(2) | \n(291) | \n(33) | \n(326) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incremento per effetto del risultato | \n4 | \n664 | \n746 | \n1.414 | \n5 | \n795 | \n402 | \n1.202 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decremento per effetto del risultato | \n(9) | \n(102) | \n(141) | \n(252) | \n(12) | \n(123) | \n(181) | \n(316) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decremento per dividendi | \n(1) | \n(573) | \n(938) | \n(1.512) | \n(3) | \n(655) | \n(1.094) | \n(1.752) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n(13) | \n138 | \n | \n125 | \n8 | \n635 | \n7 | \n650 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(1) | \n(940) | \n(478) | \n(1.419) | \n | \n461 | \n206 | \n667 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n9 | \n65 | \n84 | \n158 | \n(2) | \n(73) | \n743 | \n668 | \n\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 finale | \n92 | \n9.016 | \n4.047 | \n13.155 | \n82 | \n9.449 | \n4.619 | \n14.150 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano: (i) per \u20ac111 milioni l\u2019acquisizione nella linea di business Plenitude di partecipazioni nelle due joint
\nventure 2024 Sol XV Llc (Plenitude 37,98%) e 2024 Sol XVI Llc (Plenitude 32,07%) titolari di due impianti fotovoltaici operativi e di un impianto
\ndi stoccaggio di energia elettrica in costruzione in California (Stati Uniti), con una capacit\u00e0 installata complessiva di circa 245 MW in quota
\nPlenitude; (ii) per \u20ac108 milioni la sottoscrizione dell\u2019aumento di capitale di QatarEnergy LNG NFE (5) (Eni 25%) che partecipa con una quota del
\n12,5% nel progetto North Field East (NFE) assicurando a Eni una quota del 3,125% nel megaprogetto del Qatar per lo sviluppo dell\u2019LNG; (iii) per
\n\u20ac62 milioni l\u2019incremento di un ulteriore quota partecipativa pari al 12% della E&E Algeria Touat BV (Eni 66%); (iv) per \u20ac55 milioni l'acquisizione
\ndella societ\u00e0 2025 Bateria II Llc (Plenitude 33,92%); (v) per \u20ac45 milioni la sottoscrizione dell\u2019aumento di capitale di LG-Eni BioRefining Co Ltd
\n(Enilive 49%) impegnata nella costruzione di un impianto di bioraffinazione in Corea del Sud; (vi) per \u20ac30 milioni la sottoscrizione dell\u2019aumento
\ndi capitale di V\u00e5rgr\u00f8nn AS, la joint venture (Plenitude 65%) che possiede la quota del 20% nei progetti eolici offshore Doggerbank A, B e C nel
\nRegno Unito; (vii) per \u20ac29 milioni la sottoscrizione dell\u2019aumento di capitale di Lotte Versalis Elastomers Co Ltd (Versalis 50%).
\nLe cessioni e rimborsi riguardano: per \u20ac83 milioni il rimborso di capitale da parte di E&E Algeria Touat BV.
\nGli incrementi per effetto del risultato sono riferiti essenzialmente a: (i) V\u00e5r Energi ASA per \u20ac602 milioni, che comprende l\u2019eccedenza del
\ndividendo distribuito nell\u2019anno dalla partecipata rispetto alla frazione di patrimonio netto in quota Eni riportandolo a zero; (ii) Azule Energy
\nHoldings Ltd per \u20ac415 milioni; (iii) ADNOC Global Trading Ltd per \u20ac96 milioni; (iv) Saipem SpA per \u20ac71 milioni; (v) Card\u00f3n IV SA per \u20ac62 milioni.
\nI decrementi per effetto del risultato sono riferiti a: (i) St. Bernard Renewables Llc per \u20ac58 milioni; (ii) V\u00e5rgr\u00f8nn AS per \u20ac35 milioni.
\nIl decremento per dividendi \u00e8 riferito a: (i) V\u00e5r Energi ASA per \u20ac653 milioni; (ii) Azule Energy Holdings Ltd per \u20ac386 milioni; (iii) Ithaca Energy
\nPlc per \u20ac161 milioni; (iv) SeaCorridor Srl per \u20ac95 milioni; (v) Saipem SpA per \u20ac72 milioni; (vi) Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) per
\n\u20ac56 milioni; (vii) ADNOC Global Trading Ltd per \u20ac49 milioni.
\nLa variazione dell\u2019area di consolidamento riguarda per \u20ac138 milioni l'iscrizione della partecipazione in\u2008Eni CCUS Holding Ltd, societ\u00e0 in joint
\nventure con il fondo GIP, alla quale Eni ha conferito gli asset CCUS in UK e nei Paesi Bassi. La partecipazione \u00e8 stata rilevata al fair value
\nriconosciuto da GIP per l\u2019acquisto del 49,99%; d'ora in poi sar\u00e0 valutata con il metodo 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
Il valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese.
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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| Valore contabile | \n% di partecipazione | \nValore contabile | \n% di partecipazione | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n92 | \n | \n82 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n92 | \n | \n82 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Azule Energy Holdings Ltd | \n4.634 | \n50,00 | \n5.211 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| E&E Algeria Touat BV | \n671 | \n66,00 | \n646 | \n54,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| St. Bernard Renewables Llc | \n657 | \n50,00 | \n806 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Saipem SpA | \n581 | \n21,80 | \n528 | \n21,61 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| SeaCorridor Srl | \n411 | \n50,10 | \n485 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n374 | \n65,00 | \n406 | \n65,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n370 | \n50,00 | \n351 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n366 | \n35,71 | \n382 | \n35,71 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GreenIT SpA | \n140 | \n51,00 | \n111 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni CCUS Holding Ltd | \n136 | \n50,01 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 Sol IX Llc | \n131 | \n73,62 | \n149 | \n73,59 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n81 | \n50,00 | \n61 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mangistau Power BV | \n75 | \n51,00 | \n51 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 Sol XV Llc | \n67 | \n47,47 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2022 Sol VII Llc | \n53 | \n75,24 | \n61 | \n75,26 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 Bateria II Llc | \n53 | \n33,92 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Hergo Renewables SpA | \n35 | \n65,00 | \n33 | \n65,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mangistau Renewables BV | \n35 | \n51,00 | \n21 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 Sol XVI Llc | \n31 | \n40,58 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SOM SpA | \n13 | \n70,00 | \n18 | \n70,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| LabAnalysis Environmental Scienze Srl | \n | \n | \n26 | \n30,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n102 | \n | \n103 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n9.016 | \n | \n9.449 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | \n1.980 | \n20,00 | \n2.275 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| QatarEnergy LNG NFE (5) | \n661 | \n25,00 | \n633 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n486 | \n35,92 | \n725 | \n37,17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ADNOC Global Trading Ltd | \n192 | \n20,00 | \n165 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n184 | \n25,00 | \n231 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| LG-Eni BioRefining Co Ltd | \n93 | \n49,00 | \n56 | \n49,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| United Gas Derivatives Co | \n71 | \n33,33 | \n79 | \n33,33 | \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| Novis Renewables Holdings Llc | \n66 | \n49,00 | \n74 | \n49,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Bluebell Solar Class A Holdings II Llc | \n62 | \n99,00 | \n72 | \n99,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| LabAnalysis Environmental Scienze Srl | \n26 | \n30,00 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n63,04 | \n | \n63,04 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n226 | \n | \n309 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.047 | \n | \n4.619 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n13.155 | \n | \n14.150 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\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 valore di carico della partecipazione V\u00e5r Energi ASA \u00e8 pari a zero in relazione 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 analizzate per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 - Informazioni per settore
\ndi attivit\u00e0 e per area geografica.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n
Al 31 dicembre 2025 i valori di libro e di mercato della Saipem SpA, della V\u00e5r Energi ASA e della Ithaca Energy Plc, societ\u00e0 quotate in borsa
\n
partecipate da Eni e valutate ad equity, sono i seguenti:
\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Numero di azioni ordinarie | \n | \n422.920.192 | \n1.573.713.749 | \n594.048.748 | \n\n\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 partecipazione | \n | \n21,80 | \n63,04 | \n35,92 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Prezzo delle azioni | \n(\u20ac) | \n2,425 | \n2,787 | \n1,899 | \n\n\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 di mercato | \n(\u20ac milioni) | \n1.025 | \n4.386 | \n1.128 | \n\n\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 di libro | \n(\u20ac milioni) | \n581 | \n | \n486 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenza Valore di mercato e valore di libro | \n(\u20ac milioni) | \n444 | \n4.386 | \n642 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Le ulteriori informazioni richieste sulle partecipazioni sono indicate alla nota n. 37 \u2013 Altre informazioni sulle partecipazioni.
\n\n
Altre partecipazioni
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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 | \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| Acquisizioni e sottoscrizioni | \n87 | \n71 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valutazione al fair value con effetto a OCI | \n(30) | \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| Differenze di cambio da conversione | \n(108) | \n56 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(15) | \n(50) | \n\n\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 finale | \n1.329 | \n1.395 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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 minoritarie non quotate, rientrante nel livello 3 della gerarchia del fair value, \u00e8 stata
\n
determinata adottando principalmente, quale tecnica di valutazione, un approccio che tiene conto del patrimonio netto contabile e del valore
\n
attuale degli extra redditi attesi (c.d. residual income approach). Tale tecnica di valutazione considera, tra l\u2019altro, i seguenti input: (i) gli utili netti
\n
attesi, considerati rappresentativi della futura profittabilit\u00e0 delle partecipate, determinati sulla base dei piani aziendali e rettificati, ove opportuno,
\n
per tener conto delle ipotesi che sarebbero considerate da operatori di mercato; (ii) il costo del capitale (pari al 6%), rettificato per tener conto
\n
del rischio Paese specifico in cui si svolgono le attivit\u00e0 intraprese dalle partecipate. Variazioni dell\u20191% del costo del capitale considerato nella
\n
valutazione non producono significative modifiche del fair value.
\n
I dividendi distribuiti dalle altre partecipazioni minoritarie sono commentati alla nota n. 32 - Proventi (oneri) su partecipazioni.
\n
Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano per \u20ac50 milioni l\u2019acquisizione di una partecipazione di minoranza nella societ\u00e0 BF International
\n
Best Fields Best Food Ltd (Eni 10,58%).
\n
Il valore di libro delle partecipazioni al 31 dicembre 2025 include: (i) la Nigeria LNG Ltd per \u20ac607 milioni (\u20ac690 milioni al 31 dicembre 2024);
\n
(ii) la Saudi European Petrochemical Co 'IBN ZAHR' per \u20ac110 milioni (\u20ac127 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) la Darwin LNG Pty Ltd per \u20ac84
\n
milioni (\u20ac96 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, collegate e rilevanti al 31 dicembre 2025 sono indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni
\n
di Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d che 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\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",
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}
},
"Tag949": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 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| Partecipazioni in imprese controllate | \nPartecipazioni in joint venture | \nPartecipazioni in imprese collegate | \nTotale | \nPartecipazioni in imprese controllate | \nPartecipazioni in joint venture | \nPartecipazioni in imprese collegate | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\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 | \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| Acquisizioni e sottoscrizioni | \n21 | \n399 | \n175 | \n595 | \n35 | \n450 | \n242 | \n727 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Cessioni e rimborsi | \n | \n(84) | \n(20) | \n(104) | \n(2) | \n(291) | \n(33) | \n(326) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Incremento per effetto del risultato | \n4 | \n664 | \n746 | \n1.414 | \n5 | \n795 | \n402 | \n1.202 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decremento per effetto del risultato | \n(9) | \n(102) | \n(141) | \n(252) | \n(12) | \n(123) | \n(181) | \n(316) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Decremento per dividendi | \n(1) | \n(573) | \n(938) | \n(1.512) | \n(3) | \n(655) | \n(1.094) | \n(1.752) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento | \n(13) | \n138 | \n | \n125 | \n8 | \n635 | \n7 | \n650 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(1) | \n(940) | \n(478) | \n(1.419) | \n | \n461 | \n206 | \n667 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n9 | \n65 | \n84 | \n158 | \n(2) | \n(73) | \n743 | \n668 | \n\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 finale | \n92 | \n9.016 | \n4.047 | \n13.155 | \n82 | \n9.449 | \n4.619 | \n14.150 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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| Valore contabile | \n% di partecipazione | \nValore contabile | \n% di partecipazione | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n92 | \n | \n82 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n92 | \n | \n82 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Azule Energy Holdings Ltd | \n4.634 | \n50,00 | \n5.211 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| E&E Algeria Touat BV | \n671 | \n66,00 | \n646 | \n54,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| St. Bernard Renewables Llc | \n657 | \n50,00 | \n806 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Saipem SpA | \n581 | \n21,80 | \n528 | \n21,61 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| SeaCorridor Srl | \n411 | \n50,10 | \n485 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n374 | \n65,00 | \n406 | \n65,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n370 | \n50,00 | \n351 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n366 | \n35,71 | \n382 | \n35,71 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GreenIT SpA | \n140 | \n51,00 | \n111 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni CCUS Holding Ltd | \n136 | \n50,01 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 Sol IX Llc | \n131 | \n73,62 | \n149 | \n73,59 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n81 | \n50,00 | \n61 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mangistau Power BV | \n75 | \n51,00 | \n51 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 Sol XV Llc | \n67 | \n47,47 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2022 Sol VII Llc | \n53 | \n75,24 | \n61 | \n75,26 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 Bateria II Llc | \n53 | \n33,92 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Hergo Renewables SpA | \n35 | \n65,00 | \n33 | \n65,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mangistau Renewables BV | \n35 | \n51,00 | \n21 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2024 Sol XVI Llc | \n31 | \n40,58 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SOM SpA | \n13 | \n70,00 | \n18 | \n70,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| LabAnalysis Environmental Scienze Srl | \n | \n | \n26 | \n30,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n102 | \n | \n103 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n9.016 | \n | \n9.449 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | \n1.980 | \n20,00 | \n2.275 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| QatarEnergy LNG NFE (5) | \n661 | \n25,00 | \n633 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n486 | \n35,92 | \n725 | \n37,17 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ADNOC Global Trading Ltd | \n192 | \n20,00 | \n165 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n184 | \n25,00 | \n231 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| LG-Eni BioRefining Co Ltd | \n93 | \n49,00 | \n56 | \n49,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| United Gas Derivatives Co | \n71 | \n33,33 | \n79 | \n33,33 | \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| Novis Renewables Holdings Llc | \n66 | \n49,00 | \n74 | \n49,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Bluebell Solar Class A Holdings II Llc | \n62 | \n99,00 | \n72 | \n99,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| LabAnalysis Environmental Scienze Srl | \n26 | \n30,00 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n | \n63,04 | \n | \n63,04 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n226 | \n | \n309 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.047 | \n | \n4.619 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n13.155 | \n | \n14.150 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\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:DisclosureOfDetailedInformationAboutEntityWideEquityAccountedInvestmentsExplanatory",
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"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag951": {
"value": "\nAl 31 dicembre 2025 i valori di libro e di mercato della Saipem SpA, della V\u00e5r Energi ASA e della Ithaca Energy Plc, societ\u00e0 quotate in borsa
\npartecipate da Eni e valutate ad equity, sono i seguenti:
\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Numero di azioni ordinarie | \n | \n422.920.192 | \n1.573.713.749 | \n594.048.748 | \n\n\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 partecipazione | \n | \n21,80 | \n63,04 | \n35,92 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Prezzo delle azioni | \n(\u20ac) | \n2,425 | \n2,787 | \n1,899 | \n\n\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 di mercato | \n(\u20ac milioni) | \n1.025 | \n4.386 | \n1.128 | \n\n\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 di libro | \n(\u20ac milioni) | \n581 | \n | \n486 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenza Valore di mercato e valore di libro | \n(\u20ac milioni) | \n444 | \n4.386 | \n642 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag952": {
"value": "\nAltre partecipazioni
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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 | \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| Acquisizioni e sottoscrizioni | \n87 | \n71 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valutazione al fair value con effetto a OCI | \n(30) | \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| Differenze di cambio da conversione | \n(108) | \n56 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(15) | \n(50) | \n\n\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 finale | \n1.329 | \n1.395 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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 minoritarie non quotate, rientrante nel livello 3 della gerarchia del fair value, \u00e8 stata
\ndeterminata adottando principalmente, quale tecnica di valutazione, un approccio che tiene conto del patrimonio netto contabile e del valore
\nattuale degli extra redditi attesi (c.d. residual income approach). Tale tecnica di valutazione considera, tra l\u2019altro, i seguenti input: (i) gli utili netti
\nattesi, considerati rappresentativi della futura profittabilit\u00e0 delle partecipate, determinati sulla base dei piani aziendali e rettificati, ove opportuno,
\nper tener conto delle ipotesi che sarebbero considerate da operatori di mercato; (ii) il costo del capitale (pari al 6%), rettificato per tener conto
\ndel rischio Paese specifico in cui si svolgono le attivit\u00e0 intraprese dalle partecipate. Variazioni dell\u20191% del costo del capitale considerato nella
\nvalutazione non producono significative modifiche del fair value.
\nI dividendi distribuiti dalle altre partecipazioni minoritarie sono commentati alla nota n. 32 - Proventi (oneri) su partecipazioni.
\nLe acquisizioni e sottoscrizioni riguardano per \u20ac50 milioni l\u2019acquisizione di una partecipazione di minoranza nella societ\u00e0 BF International
\nBest Fields Best Food Ltd (Eni 10,58%).
\nIl valore di libro delle partecipazioni al 31 dicembre 2025 include: (i) la Nigeria LNG Ltd per \u20ac607 milioni (\u20ac690 milioni al 31 dicembre 2024);
\n(ii) la Saudi European Petrochemical Co 'IBN ZAHR' per \u20ac110 milioni (\u20ac127 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) la Darwin LNG Pty Ltd per \u20ac84
\nmilioni (\u20ac96 milioni al 31 dicembre 2024).
\nLe partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, collegate e rilevanti al 31 dicembre 2025 sono indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni
\ndi Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d che 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\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory",
"language": "it",
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"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag953": {
"value": "\n
\n
\n
\n17 Altre attivit\u00e0 finanziarie
\n\n
\n
\n\n\n | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa a lungo termine | \n1 | \n910 | \n1 | \n1.044 | \n\n\n\n
\n\n | \n1 | \n910 | \n1 | \n1.044 | \n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari a lungo termine | \n3.067 | \n136 | \n44 | \n2.109 | \n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari a breve termine | \n642 | \n | \n1.040 | \n | \n\n\n\n
\n\n | \n3.709 | \n136 | \n1.084 | \n2.109 | \n\n\n\n
\n\n | \n3.710 | \n1.046 | \n1.085 | \n3.153 | \n\n\n\n
\n\n| Titoli strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa | \n | \n63 | \n | \n62 | \n\n\n\n
\n\n| Totale al netto del fondo svalutazione | \n3.710 | \n1.109 | \n1.085 | \n3.215 | \n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n
\n\n
\n
I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n427 | \n383 | \n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti | \n1 | \n26 | \n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esubero | \n(2) | \n(3) | \n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(47) | \n24 | \n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(2) | \n(3) | \n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n377 | \n427 | \n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n
\n\n
I crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa riguardano finanziamenti concessi principalmente dal settore Exploration & Production
\n(\u20ac741 milioni) a societ\u00e0 collegate e joint agreement per l\u2019esecuzione di progetti industriali di interesse Eni. Tali crediti sono espressione di
\ninteressenze di lungo termine nelle iniziative finanziate. L\u2019esposizione maggiore \u00e8 nei confronti della Coral FLNG SA (Eni 25%) per \u20ac417 milioni
\n(\u20ac522 milioni al 31 dicembre 2024), che ha realizzato l\u2019impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell\u2019Area 4 in Mozambico.
\nI crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa con scadenza oltre i 5 anni ammontano a \u20ac90 milioni (\u20ac214 milioni al 31 dicembre 2024).
\nIl fair value dei crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa non correnti ammonta a \u20ac910 milioni ed \u00e8 stimato sulla base del valore attuale
\ndei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,9% e 4,8% (1,7% e 4,8% al 31 dicembre 2024).
\nPer la valutazione delle altre attivit\u00e0 finanziarie a lungo termine \u00e8 stata considerata la probabilit\u00e0 di default nei successivi 12 mesi non essendosi
\nravvisati significativi deterioramenti dei meriti di credito.
\nI crediti finanziari riguardano: (i) per \u20ac2.318 milioni (\u20ac1.769 milioni al 31 dicembre 2024) il credito verso la Mozambique Rovuma Venture SpA (Eni
\n35,71%) impegnata nella produzione delle riserve di gas naturale del giacimento Coral South e nello sviluppo di quelle del giacimento Coral North
\nnell\u2019area di esclusiva. Tale credito si differenzia da quelli strumentali in virt\u00f9 della autonomia operativa e finanziaria della venture, per cui Eni \u00e8 esposta
\nsolo al rischio controparte; (ii) per \u20ac710 milioni crediti verso i coventures derivanti dalla riallocazione del working interest nei progetti di sviluppo in
\ncorso nell\u2019Area 4 nell\u2019off-shore del Mozambico; (iii) per \u20ac495 milioni (\u20ac937 milioni al 31 dicembre 2024) depositi vincolati a garanzia di operazioni
\nsu contratti derivati riferiti essenzialmente alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio per \u20ac463 milioni (\u20ac907 milioni al 31 dicembre 2024).
\nI crediti finanziari sono denominati in dollari USA per \u20ac4.325 milioni e in euro per \u20ac307 milioni (rispettivamente, \u20ac3.351 milioni e \u20ac855 milioni
\nal 31 dicembre 2024).
\nTitoli per \u20ac18 milioni (\u20ac11 milioni al 31 dicembre 2024) sono vincolati a garanzia del cauzionamento bombole del gas sulla base di norme di
\nlegge italiane.
\n\n
L\u2019analisi dei titoli per emittente \u00e8 la seguente:
\n
\n
\n\n\n | \n | \n | \n | \nTasso di | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n | \nCosto Ammortizzato | \nValore Nominale | \nFair Value | \nrendimento | \nAnno | \nClasse di rating | \nClasse di | \n\n\n\n
\n\n | \n(\u20ac milioni) | \n(\u20ac milioni) | \n(\u20ac milioni) | \nnominale (%) | \ndi scadenza | \nMoody's | \nrating S&P | \n\n\n\n
\n\n| Stati Sovrani | \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| Italia | \n18 | \n18 | \n17 | \nda 0 a 3,6 | \ndal 2026 al 2035 | \nBaa2 | \nBBB+ | \n\n\n\n
\n\n| Altri (*) | \n31 | \n31 | \n31 | \nda 0 a 5,0 | \ndal 2026 al 2030 | \nda Aa1 a Baa2 | \nda AA+ a BBB- | \n\n\n\n
\n\n| Tasso variabile | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Italia | \n11 | \n11 | \n11 | \nda 2,6 a 2,9 | \ndal 2026 al 2029 | \nBaa2 | \nBBB+ | \n\n\n\n
\n\n| Totale Stati Sovrani | \n60 | \n60 | \n59 | \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| Banca Europea per gli investimenti | \n3 | \n3 | \n3 | \n3,75 | \n2026 | \nAaa | \nAAA | \n\n\n\n
\n\n| Totale | \n63 | \n63 | \n62 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n
(*) Di importo unitario inferiore a \u20ac10 milioni.
\n
\n\n
I titoli in portafoglio che scadono entro cinque anni ammontano a \u20ac49 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 \u2013 Rapporti con parti correlate.
\n
\n\n",
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}
},
"Tag954": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nCorrenti | \nNon correnti | \nCorrenti | \nNon correnti | \n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa a lungo termine | \n1 | \n910 | \n1 | \n1.044 | \n\n\n\n
\n\n | \n1 | \n910 | \n1 | \n1.044 | \n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari a lungo termine | \n3.067 | \n136 | \n44 | \n2.109 | \n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari a breve termine | \n642 | \n | \n1.040 | \n | \n\n\n\n
\n\n | \n3.709 | \n136 | \n1.084 | \n2.109 | \n\n\n\n
\n\n | \n3.710 | \n1.046 | \n1.085 | \n3.153 | \n\n\n\n
\n\n| Titoli strumentali all\u2019attivit\u00e0 operativa | \n | \n63 | \n | \n62 | \n\n\n\n
\n\n| Totale al netto del fondo svalutazione | \n3.710 | \n1.109 | \n1.085 | \n3.215 | \n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n",
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}
},
"Tag955": {
"value": "\nI crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n\n\n\n
\n\n| Valore iniziale | \n427 | \n383 | \n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti | \n1 | \n26 | \n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esubero | \n(2) | \n(3) | \n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(47) | \n24 | \n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(2) | \n(3) | \n\n\n\n
\n\n| Valore finale | \n377 | \n427 | \n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n",
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"concept": "eni:DisclosureOfAllowanceForCreditLossesOtherFinancialAssetsExplanatory",
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}
},
"Tag956": {
"value": "\nL\u2019analisi dei titoli per emittente \u00e8 la seguente:
\n\n
\n\n\n | \n | \n | \n | \nTasso di | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n | \nCosto Ammortizzato | \nValore Nominale | \nFair Value | \nrendimento | \nAnno | \nClasse di rating | \nClasse di | \n\n\n\n
\n\n | \n(\u20ac milioni) | \n(\u20ac milioni) | \n(\u20ac milioni) | \nnominale (%) | \ndi scadenza | \nMoody's | \nrating S&P | \n\n\n\n
\n\n| Stati Sovrani | \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| Italia | \n18 | \n18 | \n17 | \nda 0 a 3,6 | \ndal 2026 al 2035 | \nBaa2 | \nBBB+ | \n\n\n\n
\n\n| Altri (*) | \n31 | \n31 | \n31 | \nda 0 a 5,0 | \ndal 2026 al 2030 | \nda Aa1 a Baa2 | \nda AA+ a BBB- | \n\n\n\n
\n\n| Tasso variabile | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Italia | \n11 | \n11 | \n11 | \nda 2,6 a 2,9 | \ndal 2026 al 2029 | \nBaa2 | \nBBB+ | \n\n\n\n
\n\n| Totale Stati Sovrani | \n60 | \n60 | \n59 | \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| Banca Europea per gli investimenti | \n3 | \n3 | \n3 | \n3,75 | \n2026 | \nAaa | \nAAA | \n\n\n\n
\n\n| Totale | \n63 | \n63 | \n62 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n
(*) Di importo unitario inferiore a \u20ac10 milioni.
\n
\n\n",
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}
},
"Tag957": {
"value": "\n
\n
\n18 Debiti commerciali e altri debiti
\n\n
\n
\n\n\n | \n31 dicembre | \n31 dicembre | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n13.901 | \n15.170 | \n\n\n
\n\n| Acconti e anticipi da partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n714 | \n767 | \n\n\n
\n\n| Debiti verso fornitori per attivit\u00e0 di investimento | \n1.666 | \n1.939 | \n\n\n
\n\n| Debiti verso partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n1.114 | \n1.377 | \n\n\n
\n\n| Debiti verso altri | \n2.866 | \n2.839 | \n\n\n
\n\n | \n20.261 | \n22.092 | \n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n
\n\n
Il decremento dei debiti commerciali di \u20ac1.269 milioni \u00e8 riferito alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio per \u20ac1.929 milioni a seguito
\ndi minori acquisti di gas e, in aumento, alla linea di business Enilive per \u20ac374 milioni.
\nI debiti commerciali comprendono debiti per lettere di credito con termini di pagamento allineati a quelli commerciali e con commissioni fisse.
\nI debiti verso altri comprendono: (i) debiti verso societ\u00e0 di factoring connessi alla cessione del credito d\u2019imposta maturato in base ai
\nprovvedimenti Ecobonus e Superbonus per \u20ac1.322 milioni (\u20ac1.129 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) debiti verso il personale per \u20ac260 milioni
\n(\u20ac268 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale per \u20ac124 milioni (\u20ac120 milioni al 31 dicembre 2024).
\nI debiti commerciali e altri debiti sono denominati in euro per \u20ac10.937 milioni e in dollari USA per \u20ac8.994 milioni (rispettivamente \u20ac11.487
\nmilioni e \u20ac10.047 milioni al 31 dicembre 2024), con valore d\u2019iscrizione sostanzialmente allineato al fair value.
\nI debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \u2013 Rapporti con parti correlate.
\n
\n\n",
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}
},
"Tag958": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n31 dicembre | \n31 dicembre | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n13.901 | \n15.170 | \n\n\n
\n\n| Acconti e anticipi da partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n714 | \n767 | \n\n\n
\n\n| Debiti verso fornitori per attivit\u00e0 di investimento | \n1.666 | \n1.939 | \n\n\n
\n\n| Debiti verso partner per attivit\u00e0 di esplorazione e produzione | \n1.114 | \n1.377 | \n\n\n
\n\n| Debiti verso altri | \n2.866 | \n2.839 | \n\n\n
\n\n | \n20.261 | \n22.092 | \n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n",
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}
},
"Tag960": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n | \n31 dicembre 2025 | \n | \n | \n31 dicembre 2024 | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \nQuote a breve | \n | \n | \n | \nQuote a breve | \n | \n | \n\n\n
\n\n | \nPassivit\u00e0 | \ndi passivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n | \nPassivit\u00e0 | \ndi passivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n | \n\n\n
\n\n | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \n | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \n | \n\n\n
\n\n | \na breve | \na lungo | \na lungo | \n | \na breve | \na lungo | \na lungo | \n | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ntermine | \ntermine | \ntermine | \nTotale | \ntermine | \ntermine | \ntermine | \nTotale | \n\n\n
\n\n| Banche | \n3.394 | \n330 | \n1.268 | \n4.992 | \n2.941 | \n269 | \n921 | \n4.131 | \n\n\n
\n\n| Obbligazioni ordinarie | \n | \n2.320 | \n17.855 | \n20.175 | \n | \n2.695 | \n19.641 | \n22.336 | \n\n\n
\n\n| Obbligazioni convertibili sustainability-linked | \n | \n9 | \n939 | \n948 | \n | \n9 | \n928 | \n937 | \n\n\n
\n\n| Altri finanziatori | \n1.535 | \n775 | \n77 | \n2.387 | \n1.297 | \n1.609 | \n80 | \n2.986 | \n\n\n
\n\n | \n4.929 | \n3.434 | \n20.139 | \n28.502 | \n4.238 | \n4.582 | \n21.570 | \n30.390 | \n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n",
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}
},
"Tag981": {
"value": "\nL\u2019analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l\u2019indicazione della scadenza e del tasso di interesse \u00e8 la seguente:
\n\n
\n\n\n | \n | \nDisaggio di emissione | \n | \n | \n | \nTasso | \n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \ne rateo di interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \n(%) | \n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 emittente | \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| Eni SpA | \n1.250 | \n24 | \n1.274 | \nEUR | \n2033 | \n4,250 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n49 | \n1.049 | \nEUR | \n2029 | \n3,625 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n26 | \n1.026 | \nEUR | \n2034 | \n3,875 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n14 | \n1.014 | \nEUR | \n2026 | \n1,500 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n11 | \n1.011 | \nEUR | \n2031 | \n2,000 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n7 | \n1.007 | \nEUR | \n2026 | \n1,250 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n4 | \n1.004 | \nEUR | \n2030 | \n0,625 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n800 | \n5 | \n805 | \nEUR | \n2028 | \n1,625 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n10 | \n760 | \nEUR | \n2027 | \n1,500 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n(2) | \n748 | \nEUR | \n2034 | \n1,000 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n638 | \n8 | \n646 | \nUSD | \n2027 | \nvariabile | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n600 | \n | \n600 | \nEUR | \n2028 | \n1,125 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n100 | \n4 | \n104 | \nEUR | \n2028 | \n5,441 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n75 | \n | \n75 | \nEUR | \n2043 | \n3,875 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n70 | \n1 | \n71 | \nEUR | \n2032 | \n4,000 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n50 | \n | \n50 | \nEUR | \n2031 | \n4,800 | \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| Eni SpA - Sustainability-linked | \n750 | \n16 | \n766 | \nEUR | \n2027 | \n3,625 | \n\n\n\n
\n\n | \n12.833 | \n177 | \n13.010 | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Altri prestiti obbligazionari | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.063 | \n(21) | \n1.042 | \nUSD | \n2054 | \n5,950 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n8 | \n859 | \nUSD | \n2028 | \n4,750 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n2 | \n853 | \nUSD | \n2029 | \n4,250 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n7 | \n858 | \nUSD | \n2034 | \n5,500 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n(7) | \n844 | \nUSD | \n2035 | \n5,750 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n298 | \n1 | \n299 | \nUSD | \n2040 | \n5,700 | \n\n\n\n
\n\n| Eni USA Inc | \n340 | \n3 | \n343 | \nUSD | \n2027 | \n7,300 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked - Retail | \n2.000 | \n67 | \n2.067 | \nEUR | \n2028 | \n4,300 | \n\n\n\n
\n\n | \n7.105 | \n60 | \n7.165 | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n | \n19.938 | \n237 | \n20.175 | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n",
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}
},
"Tag961": {
"value": "\n
\n
\n
\n\n
\n
Nell\u2019anno sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie in euro da parte di Eni SpA per un valore nominale di \u20ac851 milioni.
\n
Eni SpA ha in essere sustainability-linked bond per un valore nominale complessivo di \u20ac3.750 milioni. Nel caso di mancato raggiungimento
\n
degli obiettivi gli accordi prevedono un marginale incremento del tasso di interesse.
\n
Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a \u20ac3.500 milioni di valore nominale.
\n
\n
Le informazioni relative alle obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked sono le seguenti:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \nDisaggio di emissionee rateo di interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \nTasso (%) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked | \n1.000 | \n27 | \n1.027 | \nEUR | \n2030 | \n2,950 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| \u205f di\u205fcui:\u205fcomponente\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziaria | \n920 | \n28 | \n948 | \nEUR | \n | \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 cui: componente di patrimonio nettto | \n80 | \n(1) | \n79 | \nEUR | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Eni SpA ha in essere un prestito obbligazionario convertibile senior unsecured sustainability-linked per un valore nominale complessivo di
\n
\u20ac1.000 milioni. Le obbligazioni saranno convertibili in azioni ordinarie Eni acquistate nell\u2019ambito del piano di acquisto di azioni proprie approvato
\n
dalla Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023 e avranno una durata di 7 anni. Il prezzo di conversione \u00e8 di \u20ac17,5513.
\n
Le sustainability-linked bond e le obbligazioni convertibili sono collegate al conseguimento dei target di sostenibilit\u00e0 relativi a emissioni nette
\n
di gas serra (Scope 1&2) associate alle operazioni Upstream e alla capacit\u00e0 installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili,
\n
secondo le modalit\u00e0 previste nei termini e condizioni delle obbligazioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Le passivit\u00e0 finanziarie sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono denominate e con l\u2019indicazione del tasso medio ponderato
\ndi riferimento.
\n\n
\n
\n\n\n | \n31 dicembre 2025 31 dicembre 2024 | \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 a breve termine (\u20ac milioni) | \nTasso medio ponderato(%) | \nPassivit\u00e0 finanziarie a lungo termine e quote a breve di passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine (\u20ac milioni) | \nTasso medio ponderato(%) | \nPassivit\u00e0 finanziarie a breve termine (\u20ac milioni) | \nTasso medio ponderato(%) | \nPassivit\u00e0 finanziarie a lungo termine e quote a breve di passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine (\u20ac milioni) | \nTasso medio ponderato(%) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Euro | \n4.449 | \n2,1 | \n16.959 | \n2,5 | \n3.518 | \n3,0 | \n19.547 | \n2,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n437 | \n3,0 | \n6.612 | \n4,9 | \n707 | \n4,8 | \n6.603 | \n5,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre valute | \n43 | \n1,7 | \n2 | \n2,7 | \n13 | \n2,2 | \n2 | \n2,7 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n4.929 | \n | \n23.573 | \n | \n4.238 | \n | \n26.152 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
Al 31 dicembre 2025 Eni dispone di linee di credito committed di \u20ac9.012 milioni (\u20ac9.001 milioni al 31 dicembre 2024), di cui \u20ac9.000 milioni non
\nutilizzate. Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato.
\nAl 31 dicembre 2025 non risultano inadempimenti di clausole contrattuali connesse a contratti di finanziamento.
\n\n
Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine si analizza come segue:
\n
\n
\n\n\n | \n31 dicembre | \n31 dicembre | \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 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni ordinarie e Obbligazioni Sustainability\u2010Linked | \n20.119 | \n21.026 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni convertibili Sustainability\u2010Linked | \n1.071 | \n973 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Banche | \n1.608 | \n1.143 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri finanziatori | \n852 | \n1.689 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n23.650 | \n24.831 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 fair value dei debiti finanziari \u00e8 stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,9% e 4,8%
\n(1,7% e 4,8% al 31 dicembre 2024).
\nLa valutazione al fair value delle passivit\u00e0 finanziarie a breve termine non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo
\nintercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
VARIAZIONI DELLE PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE DERIVANTI DA ATTIVIT\u00c0 DI FINANZIAMENTO
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nDebiti finanziari a lungo termine e quote a breve di debiti finanziari a lungo termine | \nDebiti finanziari a breve termine | \nPassivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine e quote a breve di passivit\u00e0 per leasing a lungo termine | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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 nominale al 31 dicembre 2024 | \n26.152 | \n4.238 | \n6.453 | \n36.843 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni monetarie | \n(2.279) | \n(276) | \n(1.250) | \n(3.805) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e da allineamento | \n(586) | \n201 | \n(484) | \n(869) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n470 | \n4 | \n | \n474 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni non monetarie | \n(184) | \n762 | \n981 | \n1.559 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore nominale al 31 dicembre 2025 | \n23.573 | \n4.929 | \n5.700 | \n34.202 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore nominale al 31 dicembre 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| 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\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\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\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore nominale al 31 dicembre 2024 | \n26.152 | \n4.238 | \n6.453 | \n36.843 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 variazione dell\u2019area di consolidamento \u00e8 riferita all\u2019acquisizione di Plenitude Production France SA per \u20ac762 milioni e alla cessione del
\ncontrollo di Eni CCUS Holding Ltd per \u20ac298 milioni.
\nLe altre variazioni non monetarie comprendono \u20ac1.442 milioni di supplier financing arrangement classificati come passivit\u00e0 finanziarie,
\n\u20ac1.150 milioni di assunzioni di passivit\u00e0 per beni in leasing e, in diminuzione, \u20ac762 la riclassifica ad attivit\u00e0 destinate alla vendita di Plenitude
\nProduction France SA.
\nLe passivit\u00e0 per beni in leasing sono commentate alla nota n. 13 \u2013 Diritto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\nI debiti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \u2013 Rapporti con parti correlate.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n19 Passivit\u00e0 finanziarie
\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n31 dicembre 2025 | \n | \n | \n31 dicembre 2024 | \n | \n\n\n
\n\n | \n | \nQuote a breve | \n | \n | \n | \nQuote a breve | \n | \n | \n\n\n
\n\n | \nPassivit\u00e0 | \ndi passivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n | \nPassivit\u00e0 | \ndi passivit\u00e0 | \nPassivit\u00e0 | \n | \n\n\n
\n\n | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \n | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \nfinanziarie | \n | \n\n\n
\n\n | \na breve | \na lungo | \na lungo | \n | \na breve | \na lungo | \na lungo | \n | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ntermine | \ntermine | \ntermine | \nTotale | \ntermine | \ntermine | \ntermine | \nTotale | \n\n\n
\n\n| Banche | \n3.394 | \n330 | \n1.268 | \n4.992 | \n2.941 | \n269 | \n921 | \n4.131 | \n\n\n
\n\n| Obbligazioni ordinarie | \n | \n2.320 | \n17.855 | \n20.175 | \n | \n2.695 | \n19.641 | \n22.336 | \n\n\n
\n\n| Obbligazioni convertibili sustainability-linked | \n | \n9 | \n939 | \n948 | \n | \n9 | \n928 | \n937 | \n\n\n
\n\n| Altri finanziatori | \n1.535 | \n775 | \n77 | \n2.387 | \n1.297 | \n1.609 | \n80 | \n2.986 | \n\n\n
\n\n | \n4.929 | \n3.434 | \n20.139 | \n28.502 | \n4.238 | \n4.582 | \n21.570 | \n30.390 | \n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n
\n\n
Il decremento delle passivit\u00e0 finanziarie di \u20ac1.888 milioni \u00e8 dettagliato nella tabella \u201cVariazioni delle passivit\u00e0 finanziarie derivanti da attivit\u00e0
\ndi finanziamento\u201d riportata alla fine della presente nota.
\nAl 31 dicembre 2025 le passivit\u00e0 finanziarie con banche comprendono \u20ac200 milioni (\u20ac300 milioni al 31 dicembre 2024) di contratti di
\nfinanziamento sustainability-linked, che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo del finanziamento collegato al conseguimento
\ndi determinati obiettivi di sostenibilit\u00e0, che sono indicati nel commento dei prestiti obbligazionari.
\nGli altri finanziatori comprendono Supplier Finance Arrangement (SFA) come segue:
\n\n
\n\n\n | \nSupplier finance | \nSupplier finance arrangement | \n | \n\n\n
\n\n | \narrangement a | \na breve termine comprensive | \n | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nlungo termine | \ndelle quote a breve termine | \nTotale | \n\n\n
\n\n| Valore nominale al 31 dicembre 2024 | \n26 | \n2.542 | \n2.568 | \n\n\n
\n\n| Variazioni monetarie | \n | \n(2.249) | \n(2.249) | \n\n\n
\n\n| Incrementi non monetari | \n12 | \n1.430 | \n1.442 | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e da allineamento | \n | \n(174) | \n(174) | \n\n\n
\n\n| Altre variazioni non monetarie | \n(18) | \n16 | \n(2) | \n\n\n
\n\n| Valore nominale al 31 dicembre 2025 | \n20 | \n1.565 | \n1.585 | \n\n\n
\n\n| Valore nominale al 31 dicembre 2023 | \n92 | \n893 | \n985 | \n\n\n
\n\n| Variazioni monetarie | \n | \n(844) | \n(844) | \n\n\n
\n\n| Incrementi non monetari | \n451 | \n1.788 | \n2.239 | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e da allineamento | \n2 | \n92 | \n94 | \n\n\n
\n\n| Altre variazioni non monetarie | \n(519) | \n613 | \n94 | \n\n\n
\n\n| Valore nominale al 31 dicembre 2024 | \n26 | \n2.542 | \n2.568 | \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 rientrano nel perimetro dei SFA sono compresi tra 145 e 450 giorni confrontato
\ncon i termini di altri debiti commerciali comparabili non rientranti nell\u2019accordo che sono compresi tra 30 e 60 giorni. Eni formalmente non
\nha informazioni sui tempi di regolamento operati dalla banca ai fornitori. Le principali operazioni rientranti negli accordi di SFA riguardano:
\n(i) la costruzione nell\u2019ambito del progetto Congo della nave di produzione di GNL galleggiante \u201cFLNG\u201d Nguya, entrata in esercizio a fine 2025
\nconsentendo di incrementare la capacit\u00e0 di liquefazione del progetto fino a 3 MTPA dagli attuali 0,6 MTPA; (ii) contratti EPC per la riconversione
\ndi alcuni impianti, per la posa di linee sottomarine e a contratti per il trasporto e l'installazione delle linee e dei cavi sottomarini; (iii) installazioni
\nproduttive nell\u2019offshore del Messico (Area 1); (iv) il contratto di trasporto e installazione di condotte rigide e cavi ombelicali e il sistema di
\nproduzione sottomarino del progetto Baleine Fase II nell\u2019offshore della Costa d\u2019Avorio.
\nEni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di un
\nrating minimo. Nel caso di perdita del rating minimo, gli accordi prevedono la facolt\u00e0 per la Banca Europea per gli Investimenti di richiedere
\ngaranzie alternative accettabili per la stessa Banca. Al 31 dicembre 2025 e al 31 dicembre 2024 i debiti finanziari soggetti a queste clausole
\nrestrittive ammontavano rispettivamente a \u20ac981 milioni e a \u20ac613 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate.
\nEni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo pu\u00f2 emettere obbligazioni fino al plafond massimo di
\n\u20ac20 miliardi; al 31 dicembre 2025 il programma risulta utilizzato per \u20ac12,8 miliardi.
\n\n
\n
\n
L\u2019analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l\u2019indicazione della scadenza e del tasso di interesse \u00e8 la seguente:
\n
\n
\n\n\n | \n | \nDisaggio di emissione | \n | \n | \n | \nTasso | \n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \ne rateo di interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \n(%) | \n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 emittente | \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| Eni SpA | \n1.250 | \n24 | \n1.274 | \nEUR | \n2033 | \n4,250 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n49 | \n1.049 | \nEUR | \n2029 | \n3,625 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n26 | \n1.026 | \nEUR | \n2034 | \n3,875 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n14 | \n1.014 | \nEUR | \n2026 | \n1,500 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n11 | \n1.011 | \nEUR | \n2031 | \n2,000 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n7 | \n1.007 | \nEUR | \n2026 | \n1,250 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n4 | \n1.004 | \nEUR | \n2030 | \n0,625 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n800 | \n5 | \n805 | \nEUR | \n2028 | \n1,625 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n10 | \n760 | \nEUR | \n2027 | \n1,500 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n(2) | \n748 | \nEUR | \n2034 | \n1,000 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n638 | \n8 | \n646 | \nUSD | \n2027 | \nvariabile | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n600 | \n | \n600 | \nEUR | \n2028 | \n1,125 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n100 | \n4 | \n104 | \nEUR | \n2028 | \n5,441 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n75 | \n | \n75 | \nEUR | \n2043 | \n3,875 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n70 | \n1 | \n71 | \nEUR | \n2032 | \n4,000 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n50 | \n | \n50 | \nEUR | \n2031 | \n4,800 | \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| Eni SpA - Sustainability-linked | \n750 | \n16 | \n766 | \nEUR | \n2027 | \n3,625 | \n\n\n\n
\n\n | \n12.833 | \n177 | \n13.010 | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Altri prestiti obbligazionari | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.063 | \n(21) | \n1.042 | \nUSD | \n2054 | \n5,950 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n8 | \n859 | \nUSD | \n2028 | \n4,750 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n2 | \n853 | \nUSD | \n2029 | \n4,250 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n7 | \n858 | \nUSD | \n2034 | \n5,500 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n(7) | \n844 | \nUSD | \n2035 | \n5,750 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n298 | \n1 | \n299 | \nUSD | \n2040 | \n5,700 | \n\n\n\n
\n\n| Eni USA Inc | \n340 | \n3 | \n343 | \nUSD | \n2027 | \n7,300 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked - Retail | \n2.000 | \n67 | \n2.067 | \nEUR | \n2028 | \n4,300 | \n\n\n\n
\n\n | \n7.105 | \n60 | \n7.165 | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n | \n19.938 | \n237 | \n20.175 | \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",
"dimensions": {
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"Tag963": {
"value": "\n
\nNell\u2019anno sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie in euro da parte di Eni SpA per un valore nominale di \u20ac851 milioni.
\nEni SpA ha in essere sustainability-linked bond per un valore nominale complessivo di \u20ac3.750 milioni. Nel caso di mancato raggiungimento
\ndegli obiettivi gli accordi prevedono un marginale incremento del tasso di interesse.
\nLe obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a \u20ac3.500 milioni di valore nominale.
\n\n
Le informazioni relative alle obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked sono le seguenti:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \nDisaggio di emissionee rateo di interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \nTasso (%) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked | \n1.000 | \n27 | \n1.027 | \nEUR | \n2030 | \n2,950 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| \u205f di\u205fcui:\u205fcomponente\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziaria | \n920 | \n28 | \n948 | \nEUR | \n | \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 cui: componente di patrimonio nettto | \n80 | \n(1) | \n79 | \nEUR | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Eni SpA ha in essere un prestito obbligazionario convertibile senior unsecured sustainability-linked per un valore nominale complessivo di
\n\u20ac1.000 milioni. Le obbligazioni saranno convertibili in azioni ordinarie Eni acquistate nell\u2019ambito del piano di acquisto di azioni proprie approvato
\ndalla Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023 e avranno una durata di 7 anni. Il prezzo di conversione \u00e8 di \u20ac17,5513.
\nLe sustainability-linked bond e le obbligazioni convertibili sono collegate al conseguimento dei target di sostenibilit\u00e0 relativi a emissioni nette
\ndi gas serra (Scope 1&2) associate alle operazioni Upstream e alla capacit\u00e0 installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili,
\nsecondo le modalit\u00e0 previste nei termini e condizioni delle obbligazioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
L\u2019analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l\u2019indicazione della scadenza e del tasso di interesse \u00e8 la seguente:
\n
\n
\n\n\n | \n | \nDisaggio di emissione | \n | \n | \n | \nTasso | \n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \ne rateo di interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \n(%) | \n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 emittente | \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| Eni SpA | \n1.250 | \n24 | \n1.274 | \nEUR | \n2033 | \n4,250 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n49 | \n1.049 | \nEUR | \n2029 | \n3,625 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n26 | \n1.026 | \nEUR | \n2034 | \n3,875 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n14 | \n1.014 | \nEUR | \n2026 | \n1,500 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n11 | \n1.011 | \nEUR | \n2031 | \n2,000 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n7 | \n1.007 | \nEUR | \n2026 | \n1,250 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.000 | \n4 | \n1.004 | \nEUR | \n2030 | \n0,625 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n800 | \n5 | \n805 | \nEUR | \n2028 | \n1,625 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n10 | \n760 | \nEUR | \n2027 | \n1,500 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n750 | \n(2) | \n748 | \nEUR | \n2034 | \n1,000 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n638 | \n8 | \n646 | \nUSD | \n2027 | \nvariabile | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n600 | \n | \n600 | \nEUR | \n2028 | \n1,125 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n100 | \n4 | \n104 | \nEUR | \n2028 | \n5,441 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n75 | \n | \n75 | \nEUR | \n2043 | \n3,875 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n70 | \n1 | \n71 | \nEUR | \n2032 | \n4,000 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n50 | \n | \n50 | \nEUR | \n2031 | \n4,800 | \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| Eni SpA - Sustainability-linked | \n750 | \n16 | \n766 | \nEUR | \n2027 | \n3,625 | \n\n\n\n
\n\n | \n12.833 | \n177 | \n13.010 | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Altri prestiti obbligazionari | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n1.063 | \n(21) | \n1.042 | \nUSD | \n2054 | \n5,950 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n8 | \n859 | \nUSD | \n2028 | \n4,750 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n2 | \n853 | \nUSD | \n2029 | \n4,250 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n7 | \n858 | \nUSD | \n2034 | \n5,500 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n851 | \n(7) | \n844 | \nUSD | \n2035 | \n5,750 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA | \n298 | \n1 | \n299 | \nUSD | \n2040 | \n5,700 | \n\n\n\n
\n\n| Eni USA Inc | \n340 | \n3 | \n343 | \nUSD | \n2027 | \n7,300 | \n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Sustainability-linked - Retail | \n2.000 | \n67 | \n2.067 | \nEUR | \n2028 | \n4,300 | \n\n\n\n
\n\n | \n7.105 | \n60 | \n7.165 | \n | \n | \n | \n\n\n\n
\n\n | \n19.938 | \n237 | \n20.175 | \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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"Tag964": {
"value": "\nLe informazioni relative alle obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked sono le seguenti:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nImporto | \nDisaggio di emissionee rateo di interesse | \nTotale | \nValuta | \nScadenza | \nTasso (%) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni SpA - Obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked | \n1.000 | \n27 | \n1.027 | \nEUR | \n2030 | \n2,950 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| \u205f di\u205fcui:\u205fcomponente\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziaria | \n920 | \n28 | \n948 | \nEUR | \n | \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 cui: componente di patrimonio nettto | \n80 | \n(1) | \n79 | \nEUR | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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"Tag965": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n31 dicembre 2025 31 dicembre 2024 | \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 a breve termine (\u20ac milioni) | \nTasso medio ponderato(%) | \nPassivit\u00e0 finanziarie a lungo termine e quote a breve di passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine (\u20ac milioni) | \nTasso medio ponderato(%) | \nPassivit\u00e0 finanziarie a breve termine (\u20ac milioni) | \nTasso medio ponderato(%) | \nPassivit\u00e0 finanziarie a lungo termine e quote a breve di passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine (\u20ac milioni) | \nTasso medio ponderato(%) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Euro | \n4.449 | \n2,1 | \n16.959 | \n2,5 | \n3.518 | \n3,0 | \n19.547 | \n2,5 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dollaro USA | \n437 | \n3,0 | \n6.612 | \n4,9 | \n707 | \n4,8 | \n6.603 | \n5,3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre valute | \n43 | \n1,7 | \n2 | \n2,7 | \n13 | \n2,2 | \n2 | \n2,7 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n4.929 | \n | \n23.573 | \n | \n4.238 | \n | \n26.152 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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"Tag966": {
"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 | \n31 dicembre | \n31 dicembre | \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 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni ordinarie e Obbligazioni Sustainability\u2010Linked | \n20.119 | \n21.026 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Obbligazioni convertibili Sustainability\u2010Linked | \n1.071 | \n973 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Banche | \n1.608 | \n1.143 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri finanziatori | \n852 | \n1.689 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n23.650 | \n24.831 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\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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"Tag967": {
"value": "\nVARIAZIONI DELLE PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE DERIVANTI DA ATTIVIT\u00c0 DI FINANZIAMENTO
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nDebiti finanziari a lungo termine e quote a breve di debiti finanziari a lungo termine | \nDebiti finanziari a breve termine | \nPassivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine e quote a breve di passivit\u00e0 per leasing a lungo termine | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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 nominale al 31 dicembre 2024 | \n26.152 | \n4.238 | \n6.453 | \n36.843 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni monetarie | \n(2.279) | \n(276) | \n(1.250) | \n(3.805) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e da allineamento | \n(586) | \n201 | \n(484) | \n(869) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n470 | \n4 | \n | \n474 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni non monetarie | \n(184) | \n762 | \n981 | \n1.559 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore nominale al 31 dicembre 2025 | \n23.573 | \n4.929 | \n5.700 | \n34.202 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore nominale al 31 dicembre 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| 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\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\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\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore nominale al 31 dicembre 2024 | \n26.152 | \n4.238 | \n6.453 | \n36.843 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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:DisclosureOfReconciliationOfLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesExplanatory",
"language": "it",
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"Tag968": {
"value": "\n
\n20 Analisi dell\u2019indebitamento finanziario netto
\n\n
\n
\n\n\n | \n | \n31 dicembre | \n31 dicembre | \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 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| A. | \nDisponibilit\u00e0 liquide | \n2.796 | \n3.367 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| B. | \nMezzi equivalenti a disponibilit\u00e0 liquide | \n5.304 | \n4.816 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| C. | \nAltre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n10.700 | \n7.881 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| D. | \nLiquidit\u00e0 (A+B+C) | \n18.800 | \n16.064 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| E. | \nDebito finanziario corrente | \n7.258 | \n6.942 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| F. | \nQuota corrente del debito finanziario non corrente | \n2.368 | \n3.157 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| G. | \nIndebitamento finanziario corrente (E+F) | \n9.626 | \n10.099 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| H. | \nIndebitamento finanziario corrente netto (G-D) | \n(9.174) | \n(5.965) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| I. | \nDebito finanziario non corrente | \n5.782 | \n6.175 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| J. | \nStrumenti di debito | \n18.756 | \n20.527 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| K. | \nDebiti commerciali e altri debiti non correnti | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| L. | \nIndebitamento finanziario non corrente (I+J+K) | \n24.538 | \n26.702 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| M. | \nTotale indebitamento finanziario Consob (H+L) | \n15.364 | \n20.737 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
L\u2019indebitamento finanziario netto non comprende \u20ac136 milioni di crediti finanziari non correnti (\u20ac2.109 milioni al 31 dicembre 2024).
\nLe altre attivit\u00e0 finanziarie correnti comprendono: (i) le attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico che sono
\ncommentate alla nota n. 7 \u2013 Attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico; (ii) crediti finanziari che sono commentati
\nalla nota n. 17 - Altre attivit\u00e0 finanziarie.
\nLa composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non correnti \u00e8 indicata alla nota n. 19 \u2013 Passivit\u00e0 finanziarie.
\nGli strumenti di debito comprendono \u20ac38 milioni (\u20ac42 milioni al 31 dicembre 2024) di contratti derivati attivi fair value hedge a copertura di
\nprestiti obbligazionari a tasso fisso.
\nLa quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito finanziario non corrente comprendono passivit\u00e0 per beni in leasing rispettivamente
\nper \u20ac1.263 milioni e \u20ac4.437 milioni (rispettivamente \u20ac1.279 milioni e \u20ac5.174 milioni al 31 dicembre 2024). Maggiori informazioni sulle passivit\u00e0
\nper beni in leasing sono riportate alla nota n. 13 - 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 | \n | \n31 dicembre | \n31 dicembre | \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 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| A. | \nDisponibilit\u00e0 liquide | \n2.796 | \n3.367 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| B. | \nMezzi equivalenti a disponibilit\u00e0 liquide | \n5.304 | \n4.816 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| C. | \nAltre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n10.700 | \n7.881 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| D. | \nLiquidit\u00e0 (A+B+C) | \n18.800 | \n16.064 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| E. | \nDebito finanziario corrente | \n7.258 | \n6.942 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| F. | \nQuota corrente del debito finanziario non corrente | \n2.368 | \n3.157 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| G. | \nIndebitamento finanziario corrente (E+F) | \n9.626 | \n10.099 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| H. | \nIndebitamento finanziario corrente netto (G-D) | \n(9.174) | \n(5.965) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| I. | \nDebito finanziario non corrente | \n5.782 | \n6.175 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| J. | \nStrumenti di debito | \n18.756 | \n20.527 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| K. | \nDebiti commerciali e altri debiti non correnti | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| L. | \nIndebitamento finanziario non corrente (I+J+K) | \n24.538 | \n26.702 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| M. | \nTotale indebitamento finanziario Consob (H+L) | \n15.364 | \n20.737 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\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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"Tag970": {
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\n\n
\n
\n
\n
21 Fondi per rischi e oneri
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nFondo abbandono e ripristino siti e social project | \nFondo rischi ambientali | \nFondo rischi per contenziosi | \nFondo per imposte non sul reddito | \nFondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione | \nFondo copertura perdite di imprese partecipate | \nFondo mutua assicurazione Everen | \nAltri fondi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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 al 31 dicembre 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| Accantonamenti | \n135 | \n641 | \n353 | \n19 | \n89 | \n6 | \n23 | \n404 | \n1.670 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n279 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n279 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | \n290 | \n(40) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utilizzi a fronte oneri | \n(824) | \n(671) | \n(175) | \n(18) | \n(132) | \n | \n(1) | \n(135) | \n(1.956) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esuberanza | \n(144) | \n(42) | \n(85) | \n | \n | \n(5) | \n(1) | \n(238) | \n(515) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n(554) | \n(4) | \n(36) | \n(8) | \n | \n(5) | \n(1) | \n(17) | \n(625) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(272) | \n(42) | \n26 | \n22 | \n2 | \n7 | \n(7) | \n(33) | \n(297) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31 dicembre 2025 | \n8.622 | \n3.542 | \n677 | \n173 | \n188 | \n237 | \n99 | \n1.042 | \n14.580 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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
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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Il fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie: (i) per \u20ac7.557 milioni la stima dei costi che saranno sostenuti al termine dell\u2019attivit\u00e0
\n
di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti; (ii) per \u20ac507 milioni la stima
\n
degli oneri per social project del settore Exploration & Production riferiti per \u20ac230 milioni agli oneri da sostenere a fronte degli impegni assunti
\n
tra Eni SpA e la Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell\u2019area della concessione Val d\u2019Agri; (iii) per \u20ac442 milioni
\n
la stima dei costi di abbandono/smantellamento di impianti di raffinazione per i quali non esistono prospettive di utilizzo economico o di
\n
riconversione in processi di decarbonizzazione nell\u2019attuale contesto di mercato, nonch\u00e9 di distribuzione carburanti.
\n
Gli accantonamenti al fondo abbandono e ripristino siti riguardano: (i) per \u20ac79 milioni la revisione stima dei costi di abbandono di asset Oil &
\n
Gas completamente ammortizzati o esausti; (ii) per \u20ac55 milioni i costi stimati di abbandono/smantellamento di impianti di raffinazione e di
\n
distribuzione carburanti per i quali il management ha valutato l\u2019assenza di prospettive economiche nell\u2019attuale contesto di mercato. I rilasci
\n
per esuberanza riguardano principalmente un impianto downstream in Italia per il quale sono in corso negoziazioni di cessione a terzi.
\n
La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l\u2019aggiornamento delle stime dei costi di smantellamento e ripristino siti (principalmente
\n
in Italia e Algeria), parzialmente compensato dall\u2019aumento della curva dei tassi d\u2019interesse euro. L\u2019effetto attualizzazione e oneri finanziari
\n
connessi al trascorrere del tempo rilevati a conto economico sono stati determinati con tassi di attualizzazione compresi tra il 1,7% e il 5,6%
\n
(1,8% e 5,3% al 31 dicembre 2024). Gli utilizzi a fronte oneri riguardano principalmente attivit\u00e0 di smantellamento delle strutture produttive e
\n
ripristino siti in Italia \u20ac253 milioni, in UK per \u20ac243 milioni e in Libia per \u20ac111 milioni. Le altre variazioni includono per \u20ac231 milioni la riclassifica
\n
a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita del settore Exploration & Production. Gli esborsi connessi agli interventi
\n
di smantellamento e di ripristino saranno sostenuti in un arco temporale che copre i prossimi 50 anni, con inizio degli utilizzi essenzialmente
\n
oltre i 12 mesi. Maggiori informazioni sull\u2019incertezza relativa alla stima dei tempi di smantellamento e ripristino degli impianti di estrazione
\n
degli idrocarburi sono riportate alla nota n. 15 \u2013 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni
\n
in leasing. Variabilit\u00e0 dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.
\n
Il fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi a interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei suoli e delle falde
\n
delle aree di propriet\u00e0 o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione per i quali sussiste, alla
\n
data di bilancio, un\u2019obbligazione legale o \u201cconstructive\u201d dell\u2019Eni all\u2019esecuzione degli interventi, compresi gli oneri da \u201cstrict liability\u201d cio\u00e8 connessi
\n
agli obblighi di ripristino di siti contaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui si verificarono gli episodi di inquinamento
\n
o a causa della responsabilit\u00e0 di terzi operatori ai quali Eni \u00e8 subentrato nella gestione del sito. Il presupposto per la rilevazione di tali costi
\n
ambientali \u00e8 la valutazione della probabilit\u00e0 di sostenimento e la possibilit\u00e0 di stimarli in modo attendibile. Gli accantonamenti riguardano: (i)
\n
per circa \u20ac294 milioni impianti di raffinazione, depositi, distribuzione carburanti e oleodotti; (ii) per \u20ac191 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso i
\n
siti industriali dismessi in Italia e i costi relativi al trattamento delle acque di falda; (iii) per \u20ac78 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso gli impianti
\n
petrolchimici. Gli utilizzi a fronte oneri sono relativi all\u2019avanzamento delle operazioni di bonifica e ripristino ambientale. Alla data di bilancio, la
\n
consistenza del fondo \u00e8 riferita alla Eni Rewind SpA per \u20ac2.251 milioni e al settore Refining e Chimica per \u20ac750 milioni.
\n
Il fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contestazioni
\n
contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura. Il fondo \u00e8 stato
\n
stanziato sulla base della miglior stima della passivit\u00e0 esistente alla data di bilancio ed \u00e8 riferito al settore Exploration & Production per \u20ac282
\n
milioni. Inoltre, il fondo accoglie la stima di soccombenza in alcuni procedimenti antitrust.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\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 fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si prevede di sostenere per contenziosi e contestazioni pendenti con le Autorit\u00e0 fiscali
\n
in relazione alle incertezze applicative delle norme in vigore ed \u00e8 riferito al settore Exploration & Production per \u20ac142 milioni. In particolare, gli
\n
oneri sono relativi principalmente al contenzioso in materia di potere impositivo delle amministrazioni locali italiane sulle piattaforme offshore
\n
Eni localizzate nelle acque territoriali comunali.
\n
Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione accoglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla compagnia
\n
di assicurazione di Gruppo Eni Insurance SpA. A fronte di tale passivit\u00e0 sono iscritti all\u2019attivo di bilancio \u20ac34 milioni di crediti verso compagnie
\n
di assicurazione presso le quali sono stati riassicurati parte dei suddetti rischi.
\n
Il fondo copertura perdite di imprese partecipate accoglie gli stanziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di
\n
perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate e riguarda in particolare Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in
\n
liquidazione) per \u20ac176 milioni.
\n
Il fondo mutua assicurazione Everen accoglie gli oneri relativi ai premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mutua
\n
Assicurazione a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere.
\n
Gli altri fondi sono relativi a rinegoziazioni commerciali e altre pretese di terzi nell\u2019ambito dell\u2019ordinaria gestione. Tali fondi riguardano
\n
principalmente le linee di business Global Gas & LNG Portfolio ed Enilive.
\n
Sulla base delle previsioni di esborso in relazione all\u2019avanzamento delle attivit\u00e0 di bonifica e di decommissioning di asset petroliferi esauriti,
\n
la quota a breve termine dei fondi rischi ammonta a circa \u20ac1,7 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",
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21 Fondi per rischi e oneri
\n
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nFondo abbandono e ripristino siti e social project | \nFondo rischi ambientali | \nFondo rischi per contenziosi | \nFondo per imposte non sul reddito | \nFondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione | \nFondo copertura perdite di imprese partecipate | \nFondo mutua assicurazione Everen | \nAltri fondi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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 al 31 dicembre 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| Accantonamenti | \n135 | \n641 | \n353 | \n19 | \n89 | \n6 | \n23 | \n404 | \n1.670 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n279 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n279 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | \n290 | \n(40) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utilizzi a fronte oneri | \n(824) | \n(671) | \n(175) | \n(18) | \n(132) | \n | \n(1) | \n(135) | \n(1.956) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esuberanza | \n(144) | \n(42) | \n(85) | \n | \n | \n(5) | \n(1) | \n(238) | \n(515) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n(554) | \n(4) | \n(36) | \n(8) | \n | \n(5) | \n(1) | \n(17) | \n(625) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(272) | \n(42) | \n26 | \n22 | \n2 | \n7 | \n(7) | \n(33) | \n(297) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31 dicembre 2025 | \n8.622 | \n3.542 | \n677 | \n173 | \n188 | \n237 | \n99 | \n1.042 | \n14.580 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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Il fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie: (i) per \u20ac7.557 milioni la stima dei costi che saranno sostenuti al termine dell\u2019attivit\u00e0
\n
di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti; (ii) per \u20ac507 milioni la stima
\n
degli oneri per social project del settore Exploration & Production riferiti per \u20ac230 milioni agli oneri da sostenere a fronte degli impegni assunti
\n
tra Eni SpA e la Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell\u2019area della concessione Val d\u2019Agri; (iii) per \u20ac442 milioni
\n
la stima dei costi di abbandono/smantellamento di impianti di raffinazione per i quali non esistono prospettive di utilizzo economico o di
\n
riconversione in processi di decarbonizzazione nell\u2019attuale contesto di mercato, nonch\u00e9 di distribuzione carburanti.
\n
Gli accantonamenti al fondo abbandono e ripristino siti riguardano: (i) per \u20ac79 milioni la revisione stima dei costi di abbandono di asset Oil &
\n
Gas completamente ammortizzati o esausti; (ii) per \u20ac55 milioni i costi stimati di abbandono/smantellamento di impianti di raffinazione e di
\n
distribuzione carburanti per i quali il management ha valutato l\u2019assenza di prospettive economiche nell\u2019attuale contesto di mercato. I rilasci
\n
per esuberanza riguardano principalmente un impianto downstream in Italia per il quale sono in corso negoziazioni di cessione a terzi.
\n
La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l\u2019aggiornamento delle stime dei costi di smantellamento e ripristino siti (principalmente
\n
in Italia e Algeria), parzialmente compensato dall\u2019aumento della curva dei tassi d\u2019interesse euro. L\u2019effetto attualizzazione e oneri finanziari
\n
connessi al trascorrere del tempo rilevati a conto economico sono stati determinati con tassi di attualizzazione compresi tra il 1,7% e il 5,6%
\n
(1,8% e 5,3% al 31 dicembre 2024). Gli utilizzi a fronte oneri riguardano principalmente attivit\u00e0 di smantellamento delle strutture produttive e
\n
ripristino siti in Italia \u20ac253 milioni, in UK per \u20ac243 milioni e in Libia per \u20ac111 milioni. Le altre variazioni includono per \u20ac231 milioni la riclassifica
\n
a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita del settore Exploration & Production. Gli esborsi connessi agli interventi
\n
di smantellamento e di ripristino saranno sostenuti in un arco temporale che copre i prossimi 50 anni, con inizio degli utilizzi essenzialmente
\n
oltre i 12 mesi. Maggiori informazioni sull\u2019incertezza relativa alla stima dei tempi di smantellamento e ripristino degli impianti di estrazione
\n
degli idrocarburi sono riportate alla nota n. 15 \u2013 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni
\n
in leasing. Variabilit\u00e0 dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.
\n
Il fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi a interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei suoli e delle falde
\n
delle aree di propriet\u00e0 o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione per i quali sussiste, alla
\n
data di bilancio, un\u2019obbligazione legale o \u201cconstructive\u201d dell\u2019Eni all\u2019esecuzione degli interventi, compresi gli oneri da \u201cstrict liability\u201d cio\u00e8 connessi
\n
agli obblighi di ripristino di siti contaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui si verificarono gli episodi di inquinamento
\n
o a causa della responsabilit\u00e0 di terzi operatori ai quali Eni \u00e8 subentrato nella gestione del sito. Il presupposto per la rilevazione di tali costi
\n
ambientali \u00e8 la valutazione della probabilit\u00e0 di sostenimento e la possibilit\u00e0 di stimarli in modo attendibile. Gli accantonamenti riguardano: (i)
\n
per circa \u20ac294 milioni impianti di raffinazione, depositi, distribuzione carburanti e oleodotti; (ii) per \u20ac191 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso i
\n
siti industriali dismessi in Italia e i costi relativi al trattamento delle acque di falda; (iii) per \u20ac78 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso gli impianti
\n
petrolchimici. Gli utilizzi a fronte oneri sono relativi all\u2019avanzamento delle operazioni di bonifica e ripristino ambientale. Alla data di bilancio, la
\n
consistenza del fondo \u00e8 riferita alla Eni Rewind SpA per \u20ac2.251 milioni e al settore Refining e Chimica per \u20ac750 milioni.
\n
Il fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contestazioni
\n
contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura. Il fondo \u00e8 stato
\n
stanziato sulla base della miglior stima della passivit\u00e0 esistente alla data di bilancio ed \u00e8 riferito al settore Exploration & Production per \u20ac282
\n
milioni. Inoltre, il fondo accoglie la stima di soccombenza in alcuni procedimenti antitrust.
\n
\n\n\n\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 fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si prevede di sostenere per contenziosi e contestazioni pendenti con le Autorit\u00e0 fiscali
\n
in relazione alle incertezze applicative delle norme in vigore ed \u00e8 riferito al settore Exploration & Production per \u20ac142 milioni. In particolare, gli
\n
oneri sono relativi principalmente al contenzioso in materia di potere impositivo delle amministrazioni locali italiane sulle piattaforme offshore
\n
Eni localizzate nelle acque territoriali comunali.
\n
Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione accoglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla compagnia
\n
di assicurazione di Gruppo Eni Insurance SpA. A fronte di tale passivit\u00e0 sono iscritti all\u2019attivo di bilancio \u20ac34 milioni di crediti verso compagnie
\n
di assicurazione presso le quali sono stati riassicurati parte dei suddetti rischi.
\n
Il fondo copertura perdite di imprese partecipate accoglie gli stanziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di
\n
perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate e riguarda in particolare Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in
\n
liquidazione) per \u20ac176 milioni.
\n
Il fondo mutua assicurazione Everen accoglie gli oneri relativi ai premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mutua
\n
Assicurazione a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere.
\n
Gli altri fondi sono relativi a rinegoziazioni commerciali e altre pretese di terzi nell\u2019ambito dell\u2019ordinaria gestione. Tali fondi riguardano
\n
principalmente le linee di business Global Gas & LNG Portfolio ed Enilive.
\n
Sulla base delle previsioni di esborso in relazione all\u2019avanzamento delle attivit\u00e0 di bonifica e di decommissioning di asset petroliferi esauriti,
\n
la quota a breve termine dei fondi rischi ammonta a circa \u20ac1,7 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",
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\n 21 Fondi per rischi e oneri
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nFondo abbandono e ripristino siti e social project | \nFondo rischi ambientali | \nFondo rischi per contenziosi | \nFondo per imposte non sul reddito | \nFondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione | \nFondo copertura perdite di imprese partecipate | \nFondo mutua assicurazione Everen | \nAltri fondi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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 al 31 dicembre 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| Accantonamenti | \n135 | \n641 | \n353 | \n19 | \n89 | \n6 | \n23 | \n404 | \n1.670 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n279 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n279 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | \n290 | \n(40) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utilizzi a fronte oneri | \n(824) | \n(671) | \n(175) | \n(18) | \n(132) | \n | \n(1) | \n(135) | \n(1.956) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esuberanza | \n(144) | \n(42) | \n(85) | \n | \n | \n(5) | \n(1) | \n(238) | \n(515) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n(554) | \n(4) | \n(36) | \n(8) | \n | \n(5) | \n(1) | \n(17) | \n(625) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(272) | \n(42) | \n26 | \n22 | \n2 | \n7 | \n(7) | \n(33) | \n(297) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31 dicembre 2025 | \n8.622 | \n3.542 | \n677 | \n173 | \n188 | \n237 | \n99 | \n1.042 | \n14.580 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie: (i) per \u20ac7.557 milioni la stima dei costi che saranno sostenuti al termine dell\u2019attivit\u00e0
\ndi produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti; (ii) per \u20ac507 milioni la stima
\ndegli oneri per social project del settore Exploration & Production riferiti per \u20ac230 milioni agli oneri da sostenere a fronte degli impegni assunti
\ntra Eni SpA e la Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell\u2019area della concessione Val d\u2019Agri; (iii) per \u20ac442 milioni
\nla stima dei costi di abbandono/smantellamento di impianti di raffinazione per i quali non esistono prospettive di utilizzo economico o di
\nriconversione in processi di decarbonizzazione nell\u2019attuale contesto di mercato, nonch\u00e9 di distribuzione carburanti.
\nGli accantonamenti al fondo abbandono e ripristino siti riguardano: (i) per \u20ac79 milioni la revisione stima dei costi di abbandono di asset Oil &
\nGas completamente ammortizzati o esausti; (ii) per \u20ac55 milioni i costi stimati di abbandono/smantellamento di impianti di raffinazione e di
\ndistribuzione carburanti per i quali il management ha valutato l\u2019assenza di prospettive economiche nell\u2019attuale contesto di mercato. I rilasci
\nper esuberanza riguardano principalmente un impianto downstream in Italia per il quale sono in corso negoziazioni di cessione a terzi.
\nLa rilevazione iniziale e variazione stima comprende l\u2019aggiornamento delle stime dei costi di smantellamento e ripristino siti (principalmente
\nin Italia e Algeria), parzialmente compensato dall\u2019aumento della curva dei tassi d\u2019interesse euro. L\u2019effetto attualizzazione e oneri finanziari
\nconnessi al trascorrere del tempo rilevati a conto economico sono stati determinati con tassi di attualizzazione compresi tra il 1,7% e il 5,6%
\n(1,8% e 5,3% al 31 dicembre 2024). Gli utilizzi a fronte oneri riguardano principalmente attivit\u00e0 di smantellamento delle strutture produttive e
\nripristino siti in Italia \u20ac253 milioni, in UK per \u20ac243 milioni e in Libia per \u20ac111 milioni. Le altre variazioni includono per \u20ac231 milioni la riclassifica
\na passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita del settore Exploration & Production. Gli esborsi connessi agli interventi
\ndi smantellamento e di ripristino saranno sostenuti in un arco temporale che copre i prossimi 50 anni, con inizio degli utilizzi essenzialmente
\noltre i 12 mesi. Maggiori informazioni sull\u2019incertezza relativa alla stima dei tempi di smantellamento e ripristino degli impianti di estrazione
\ndegli idrocarburi sono riportate alla nota n. 15 \u2013 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni
\nin leasing. Variabilit\u00e0 dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.
\nIl fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi a interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei suoli e delle falde
\ndelle aree di propriet\u00e0 o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione per i quali sussiste, alla
\ndata di bilancio, un\u2019obbligazione legale o \u201cconstructive\u201d dell\u2019Eni all\u2019esecuzione degli interventi, compresi gli oneri da \u201cstrict liability\u201d cio\u00e8 connessi
\nagli obblighi di ripristino di siti contaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui si verificarono gli episodi di inquinamento
\no a causa della responsabilit\u00e0 di terzi operatori ai quali Eni \u00e8 subentrato nella gestione del sito. Il presupposto per la rilevazione di tali costi
\nambientali \u00e8 la valutazione della probabilit\u00e0 di sostenimento e la possibilit\u00e0 di stimarli in modo attendibile. Gli accantonamenti riguardano: (i)
\nper circa \u20ac294 milioni impianti di raffinazione, depositi, distribuzione carburanti e oleodotti; (ii) per \u20ac191 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso i
\nsiti industriali dismessi in Italia e i costi relativi al trattamento delle acque di falda; (iii) per \u20ac78 milioni le attivit\u00e0 di bonifica presso gli impianti
\npetrolchimici. Gli utilizzi a fronte oneri sono relativi all\u2019avanzamento delle operazioni di bonifica e ripristino ambientale. Alla data di bilancio, la
\nconsistenza del fondo \u00e8 riferita alla Eni Rewind SpA per \u20ac2.251 milioni e al settore Refining e Chimica per \u20ac750 milioni.
\nIl fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contestazioni
\ncontrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura. Il fondo \u00e8 stato
\nstanziato sulla base della miglior stima della passivit\u00e0 esistente alla data di bilancio ed \u00e8 riferito al settore Exploration & Production per \u20ac282
\nmilioni. Inoltre, il fondo accoglie la stima di soccombenza in alcuni procedimenti antitrust.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nIl fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si prevede di sostenere per contenziosi e contestazioni pendenti con le Autorit\u00e0 fiscali
\nin relazione alle incertezze applicative delle norme in vigore ed \u00e8 riferito al settore Exploration & Production per \u20ac142 milioni. In particolare, gli
\noneri sono relativi principalmente al contenzioso in materia di potere impositivo delle amministrazioni locali italiane sulle piattaforme offshore
\nEni localizzate nelle acque territoriali comunali.
\nIl fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione accoglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla compagnia
\ndi assicurazione di Gruppo Eni Insurance SpA. A fronte di tale passivit\u00e0 sono iscritti all\u2019attivo di bilancio \u20ac34 milioni di crediti verso compagnie
\ndi assicurazione presso le quali sono stati riassicurati parte dei suddetti rischi.
\nIl fondo copertura perdite di imprese partecipate accoglie gli stanziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di
\nperdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate e riguarda in particolare Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in
\nliquidazione) per \u20ac176 milioni.
\nIl fondo mutua assicurazione Everen accoglie gli oneri relativi ai premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mutua
\nAssicurazione a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere.
\nGli altri fondi sono relativi a rinegoziazioni commerciali e altre pretese di terzi nell\u2019ambito dell\u2019ordinaria gestione. Tali fondi riguardano
\nprincipalmente le linee di business Global Gas & LNG Portfolio ed Enilive.
\nSulla base delle previsioni di esborso in relazione all\u2019avanzamento delle attivit\u00e0 di bonifica e di decommissioning di asset petroliferi esauriti,
\nla quota a breve termine dei fondi rischi ammonta a circa \u20ac1,7 miliardi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nFondo abbandono e ripristino siti e social project | \nFondo rischi ambientali | \nFondo rischi per contenziosi | \nFondo per imposte non sul reddito | \nFondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione | \nFondo copertura perdite di imprese partecipate | \nFondo mutua assicurazione Everen | \nAltri fondi | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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 al 31 dicembre 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| Accantonamenti | \n135 | \n641 | \n353 | \n19 | \n89 | \n6 | \n23 | \n404 | \n1.670 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilevazione iniziale e variazione stima | \n279 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n279 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | \n290 | \n(40) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n250 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utilizzi a fronte oneri | \n(824) | \n(671) | \n(175) | \n(18) | \n(132) | \n | \n(1) | \n(135) | \n(1.956) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rilasci per esuberanza | \n(144) | \n(42) | \n(85) | \n | \n | \n(5) | \n(1) | \n(238) | \n(515) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio da conversione | \n(554) | \n(4) | \n(36) | \n(8) | \n | \n(5) | \n(1) | \n(17) | \n(625) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(272) | \n(42) | \n26 | \n22 | \n2 | \n7 | \n(7) | \n(33) | \n(297) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore al 31 dicembre 2025 | \n8.622 | \n3.542 | \n677 | \n173 | \n188 | \n237 | \n99 | \n1.042 | \n14.580 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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\n22 Fondi per benefici ai dipendenti
\n\n
\n
\n\n\n | \n31 dicembre | \n31 dicembre | \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 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TFR | \n143 | \n151 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Piani esteri a benefici definiti | \n89 | \n108 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fisde, altri piani medici esteri e altri | \n112 | \n112 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Piani a benefici definiti | \n344 | \n371 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri fondi per benefici ai dipendenti | \n252 | \n310 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondi per benefici ai dipendenti | \n596 | \n681 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 passivit\u00e0 relativa agli impegni Eni di copertura delle spese sanitarie del personale \u00e8 determinata considerando, tra l\u2019altro, i contributi versati
\ndall\u2019azienda.
\nGli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano gli incentivi monetari differiti per \u20ac139 milioni (\u20ac134 milioni al 31 dicembre 2024), il contratto
\ndi espansione per \u20ac51 milioni (\u20ac86 milioni al 31 dicembre 2024), i piani isopensione di Eni Plenitude SpA per \u20ac28 milioni (\u20ac47 milioni al 31
\ndicembre 2024), i premi di anzianit\u00e0 per \u20ac18 milioni (\u20ac25 milioni al 31 dicembre 2024) e gli altri piani a lungo termine per \u20ac16 milioni (\u20ac18
\nmilioni al 31 dicembre 2024).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n\n\n
\n\n| TFR | \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 esteri a benefici definiti | \nFisde, altri piani medici esteri e altri | \nTotale piani a benefici definiti | \nAltri fondi per benefici ai dipendenti | \nTotale | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio | \n151 | \n369 | \n112 | \n632 | \n310 | \n942 | \n156 | \n380 | \n118 | \n654 | \n353 | \n1.007 | \n\n\n
\n\n| Costo corrente | \n1 | \n6 | \n2 | \n9 | \n57 | \n66 | \n1 | \n12 | \n2 | \n15 | \n56 | \n71 | \n\n\n
\n\n| Interessi passivi | \n5 | \n17 | \n3 | \n25 | \n8 | \n33 | \n5 | \n18 | \n4 | \n27 | \n11 | \n38 | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni: | \n(4) | \n7 | \n(2) | \n1 | \n(8) | \n(7) | \n(1) | \n(22) | \n(2) | \n(25) | \n1 | \n(24) | \n\n\n
\n\n| \u2009\u2009-\u2009(Utili)\u2009perdite\u2009attuariali\u2009risultanti\u2009da\u2009variazioni\u2009nelle\u2009ipotesi\u2009demografiche | \n | \n(7) | \n | \n(7) | \n | \n(7) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n\n\n
\n\n| \u2009-\u2009(Utili)\u2009perdite\u2009attuariali\u2009risultanti\u2009da\u2009variazioni\u2009nelle\u2009ipotesi\u2009finanziarie | \n(1) | \n | \n(1) | \n(2) | \n(3) | \n(5) | \n | \n(22) | \n | \n(22) | \n5 | \n(17) | \n\n\n
\n\n| - Effetto dell'esperienza passata | \n(3) | \n14 | \n(1) | \n10 | \n(5) | \n5 | \n(1) | \n1 | \n(2) | \n(2) | \n(4) | \n(6) | \n\n\n
\n\n| Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | \n | \n1 | \n5 | \n6 | \n(9) | \n(3) | \n | \n9 | \n | \n9 | \n3 | \n12 | \n\n\n
\n\n| Contributi al piano: | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| - Contributi dei dipendenti | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| Benefici pagati | \n(11) | \n(31) | \n(8) | \n(50) | \n(105) | \n(155) | \n(10) | \n(85) | \n(8) | \n(103) | \n(113) | \n(216) | \n\n\n
\n\n| Riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita | \n | \n(16) | \n | \n(16) | \n(1) | \n(17) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n1 | \n(7) | \n | \n(6) | \n | \n(6) | \n | \n55 | \n(2) | \n53 | \n(1) | \n52 | \n\n\n
\n\n| Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) | \n143 | \n347 | \n112 | \n602 | \n252 | \n854 | \n151 | \n369 | \n112 | \n632 | \n310 | \n942 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano all'inizio dell'esercizio | \n | \n263 | \n | \n263 | \n | \n263 | \n | \n261 | \n | \n261 | \n | \n261 | \n\n\n
\n\n| Interessi attivi | \n | \n18 | \n | \n18 | \n | \n18 | \n | \n14 | \n | \n14 | \n | \n14 | \n\n\n
\n\n| Rendimento delle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n(8) | \n | \n(8) | \n | \n(8) | \n | \n(17) | \n | \n(17) | \n | \n(17) | \n\n\n
\n\n| Spese amministrative pagate | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n\n\n
\n\n| Contributi al piano: | \n | \n21 | \n | \n21 | \n | \n21 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n\n\n
\n\n| - Contributi dei dipendenti | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| - Contributi del datore di lavoro | \n | \n20 | \n | \n20 | \n | \n20 | \n | \n23 | \n | \n23 | \n | \n23 | \n\n\n
\n\n| Benefici pagati | \n | \n(24) | \n | \n(24) | \n | \n(24) | \n | \n(25) | \n | \n(25) | \n | \n(25) | \n\n\n
\n\n| Riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n | \n(8) | \n | \n(8) | \n | \n(8) | \n | \n6 | \n | \n6 | \n | \n6 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) | \n | \n260 | \n | \n260 | \n | \n260 | \n | \n263 | \n | \n263 | \n | \n263 | \n\n\n
\n\n| Massimale di attivit\u00e0 all'inizio dell'esercizio | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| Modifiche nel massimale di attivit\u00e0 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \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) | \n143 | \n89 | \n112 | \n344 | \n252 | \n596 | \n151 | \n108 | \n112 | \n371 | \n310 | \n681 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n
\n\n
\n\n\n
\n\n
I costi relativi alle passivit\u00e0 per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano
\n
come segue:
\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 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Costo corrente | \n1 | \n6 | \n2 | \n9 | \n57 | \n66 | \n\n\n
\n\n| Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | \n | \n1 | \n5 | \n6 | \n(9) | \n(3) | \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 | \n17 | \n3 | \n25 | \n8 | \n33 | \n\n\n
\n\n| - Interessi attivi sulle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n(18) | \n | \n(18) | \n | \n(18) | \n\n\n
\n\n| Totale interessi passivi (attivi) netti | \n5 | \n(1) | \n3 | \n7 | \n8 | \n15 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel Costo lavoro | \n | \n | \n | \n | \n8 | \n8 | \n\n\n
\n\n| \u2009-\u2009di\u2009cui\u2009rilevato\u2009nei\u2009Proventi\u2009(oneri)\u2009finanziari | \n5 | \n(1) | \n3 | \n7 | \n | \n7 | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni dei piani a lungo termine | \n | \n | \n | \n | \n(8) | \n(8) | \n\n\n
\n\n| Spese amministrative pagate | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| Totale | \n6 | \n7 | \n10 | \n23 | \n48 | \n71 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel Costo lavoro | \n1 | \n8 | \n7 | \n16 | \n48 | \n64 | \n\n\n
\n\n| \u2009-\u2009di\u2009cui\u2009rilevato\u2009nei\u2009Proventi\u2009(oneri)\u2009finanziari | \n5 | \n(1) | \n3 | \n7 | \n | \n7 | \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| \u2009-\u2009di\u2009cui\u2009rilevato\u2009nei\u2009Proventi\u2009(oneri)\u2009finanziari | \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| \u2009-\u2009di\u2009cui\u2009rilevato\u2009nei\u2009Proventi\u2009(oneri)\u2009finanziari | \n5 | \n4 | \n4 | \n13 | \n | \n13 | \n\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 | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \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 esteri a benefici definiti | \nFisde, altri piani medici esteri e altri | \nTotale piani a benefici definiti | \n\n\n
\n\n| (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | \n | \n(7) | \n | \n(7) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n\n\n
\n\n| (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | \n(1) | \n | \n(1) | \n(2) | \n | \n(22) | \n | \n(22) | \n\n\n
\n\n| Effetto dell'esperienza passata | \n(3) | \n14 | \n(1) | \n10 | \n(1) | \n1 | \n(2) | \n(2) | \n\n\n
\n\n| Rendimento delle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n8 | \n | \n8 | \n | \n17 | \n | \n17 | \n\n\n
\n\n| Modifiche nel massimale di attivi\u00e0 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni | \n(4) | \n15 | \n(2) | \n9 | \n(1) | \n(5) | \n(2) | \n(8) | \n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n
\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
Le attivit\u00e0 al servizio del piano si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nDisponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \nStrumenti rappresentativi di capitale | \nStrumenti rappresentativi di debito | \nImmobili | \nDerivati | \nFondi comuni di investimento | \nAttivit\u00e0 detenute da compagnie di assicurazione | \nAltre attivit\u00e0 | \nTotale | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| 31 dicembre 2025 | \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| - con prezzi quotati in mercati attivi | \n9 | \n24 | \n126 | \n11 | \n41 | \n | \n4 | \n15 | \n230 | \n\n\n
\n\n| - con prezzi non quotati in mercati attivi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n30 | \n | \n30 | \n\n\n
\n\n | \n9 | \n24 | \n126 | \n11 | \n41 | \n | \n34 | \n15 | \n260 | \n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| - con prezzi quotati in mercati attivi | \n4 | \n25 | \n125 | \n11 | \n43 | \n1 | \n32 | \n19 | \n260 | \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 | \n4 | \n25 | \n125 | \n11 | \n43 | \n1 | \n35 | \n19 | \n263 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
Le principali ipotesi attuariali adottate per valutare le passivit\u00e0 alla fine dell\u2019esercizio e per determinare il costo dell\u2019esercizio successivo sono
\n
di seguito indicate:
\n
\n
\n\n\n | \n | \nTFR | \nPiani esteri a benefici definiti | \nFisde | \nAltri fondi per benefici ai dipendenti | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,2 | \n1,3-20,5 | \n3,2 | \n2,4-3,2 | \n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n3,0 | \n2,0-19,7 | \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| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n | \n14-24 | \n24 | \n | \n\n\n
\n\n| 2024 | \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| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n3,0 | \n2,0-15,0 | \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| 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\n
\n
\n
\n
\n
\n
Le 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 | \nEurozona | \nResto Europa | \nAfrica | \nResto del Mondo | \nPiani esteri a benefici definiti | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,4-4,2 | \n1,3-5,5 | \n4,0-20,5 | \n | \n1,3-20,5 | \n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n2,0-3,4 | \n2,8 | \n5,0-19,7 | \n | \n2,0-19,7 | \n\n\n
\n\n| Tasso d\u2019inflazione | \n(%) | \n2,0 | \n1,0-3,1 | \n3,0-14,0 | \n | \n1,0-14,0 | \n\n\n
\n\n| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n21-23 | \n22-24 | \n14-18 | \n | \n14-24 | \n\n\n
\n\n| 2024 | \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| 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| 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| 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\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
Gli effetti derivanti da modifiche ragionevolmente possibili delle principali ipotesi attuariali alla fine dell\u2019esercizio sono irrilevanti.
\n
\n
L\u2019ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell\u2019esercizio successivo ammonta a \u20ac130 milioni, di
\ncui \u20ac40 milioni relativi ai piani a benefici definiti.
\n\n\n\n\n\n
Il 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 | \nPiani esteri a | \nFisde, altri piani | \nAltri fondi per benefici | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n | \nTFR | \nbenefici definiti | \nmedici esteri e altri | \nai dipendenti | \n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| 2026 | \n | \n18 | \n17 | \n8 | \n90 | \n\n\n
\n\n| 2027 | \n | \n16 | \n25 | \n8 | \n79 | \n\n\n
\n\n| 2028 | \n | \n17 | \n19 | \n8 | \n64 | \n\n\n
\n\n| 2029 | \n | \n18 | \n21 | \n7 | \n5 | \n\n\n
\n\n| 2030 | \n | \n18 | \n20 | \n7 | \n3 | \n\n\n
\n\n| Oltre | \n | \n56 | \n245 | \n74 | \n11 | \n\n\n
\n\n| Durata media ponderata | \n(anni) | \n5,8 | \n12,4 | \n10,9 | \n2,1 | \n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| 2025 | \n | \n19 | \n24 | \n8 | \n108 | \n\n\n
\n\n| 2026 | \n | \n16 | \n26 | \n7 | \n92 | \n\n\n
\n\n| 2027 | \n | \n16 | \n21 | \n7 | \n80 | \n\n\n
\n\n| 2028 | \n | \n17 | \n16 | \n7 | \n13 | \n\n\n
\n\n| 2029 | \n | \n18 | \n19 | \n7 | \n5 | \n\n\n
\n\n| Oltre | \n | \n65 | \n263 | \n76 | \n12 | \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
\n
\n
\n
\n\n\n | \n31 dicembre | \n31 dicembre | \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 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| TFR | \n143 | \n151 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Piani esteri a benefici definiti | \n89 | \n108 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fisde, altri piani medici esteri e altri | \n112 | \n112 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Piani a benefici definiti | \n344 | \n371 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri fondi per benefici ai dipendenti | \n252 | \n310 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondi per benefici ai dipendenti | \n596 | \n681 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\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:DisclosureOfBenefitPlansExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag983": {
"value": "\nI fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n\n\n
\n\n| TFR | \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 esteri a benefici definiti | \nFisde, altri piani medici esteri e altri | \nTotale piani a benefici definiti | \nAltri fondi per benefici ai dipendenti | \nTotale | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio | \n151 | \n369 | \n112 | \n632 | \n310 | \n942 | \n156 | \n380 | \n118 | \n654 | \n353 | \n1.007 | \n\n\n
\n\n| Costo corrente | \n1 | \n6 | \n2 | \n9 | \n57 | \n66 | \n1 | \n12 | \n2 | \n15 | \n56 | \n71 | \n\n\n
\n\n| Interessi passivi | \n5 | \n17 | \n3 | \n25 | \n8 | \n33 | \n5 | \n18 | \n4 | \n27 | \n11 | \n38 | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni: | \n(4) | \n7 | \n(2) | \n1 | \n(8) | \n(7) | \n(1) | \n(22) | \n(2) | \n(25) | \n1 | \n(24) | \n\n\n
\n\n| \u2009\u2009-\u2009(Utili)\u2009perdite\u2009attuariali\u2009risultanti\u2009da\u2009variazioni\u2009nelle\u2009ipotesi\u2009demografiche | \n | \n(7) | \n | \n(7) | \n | \n(7) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n\n\n
\n\n| \u2009-\u2009(Utili)\u2009perdite\u2009attuariali\u2009risultanti\u2009da\u2009variazioni\u2009nelle\u2009ipotesi\u2009finanziarie | \n(1) | \n | \n(1) | \n(2) | \n(3) | \n(5) | \n | \n(22) | \n | \n(22) | \n5 | \n(17) | \n\n\n
\n\n| - Effetto dell'esperienza passata | \n(3) | \n14 | \n(1) | \n10 | \n(5) | \n5 | \n(1) | \n1 | \n(2) | \n(2) | \n(4) | \n(6) | \n\n\n
\n\n| Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | \n | \n1 | \n5 | \n6 | \n(9) | \n(3) | \n | \n9 | \n | \n9 | \n3 | \n12 | \n\n\n
\n\n| Contributi al piano: | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| - Contributi dei dipendenti | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| Benefici pagati | \n(11) | \n(31) | \n(8) | \n(50) | \n(105) | \n(155) | \n(10) | \n(85) | \n(8) | \n(103) | \n(113) | \n(216) | \n\n\n
\n\n| Riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita | \n | \n(16) | \n | \n(16) | \n(1) | \n(17) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n1 | \n(7) | \n | \n(6) | \n | \n(6) | \n | \n55 | \n(2) | \n53 | \n(1) | \n52 | \n\n\n
\n\n| Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) | \n143 | \n347 | \n112 | \n602 | \n252 | \n854 | \n151 | \n369 | \n112 | \n632 | \n310 | \n942 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano all'inizio dell'esercizio | \n | \n263 | \n | \n263 | \n | \n263 | \n | \n261 | \n | \n261 | \n | \n261 | \n\n\n
\n\n| Interessi attivi | \n | \n18 | \n | \n18 | \n | \n18 | \n | \n14 | \n | \n14 | \n | \n14 | \n\n\n
\n\n| Rendimento delle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n(8) | \n | \n(8) | \n | \n(8) | \n | \n(17) | \n | \n(17) | \n | \n(17) | \n\n\n
\n\n| Spese amministrative pagate | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n\n\n
\n\n| Contributi al piano: | \n | \n21 | \n | \n21 | \n | \n21 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n | \n25 | \n\n\n
\n\n| - Contributi dei dipendenti | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| - Contributi del datore di lavoro | \n | \n20 | \n | \n20 | \n | \n20 | \n | \n23 | \n | \n23 | \n | \n23 | \n\n\n
\n\n| Benefici pagati | \n | \n(24) | \n | \n(24) | \n | \n(24) | \n | \n(25) | \n | \n(25) | \n | \n(25) | \n\n\n
\n\n| Riclassifica a passivit\u00e0 direttamente associabili ad attivit\u00e0 destinate alla vendita | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | \n | \n(8) | \n | \n(8) | \n | \n(8) | \n | \n6 | \n | \n6 | \n | \n6 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) | \n | \n260 | \n | \n260 | \n | \n260 | \n | \n263 | \n | \n263 | \n | \n263 | \n\n\n
\n\n| Massimale di attivit\u00e0 all'inizio dell'esercizio | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n | \n2 | \n\n\n
\n\n| Modifiche nel massimale di attivit\u00e0 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \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) | \n143 | \n89 | \n112 | \n344 | \n252 | \n596 | \n151 | \n108 | \n112 | \n371 | \n310 | \n681 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfNetBenefitLiabilityAssetExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag985": {
"value": "\nI costi relativi alle passivit\u00e0 per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano
\ncome segue:
\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 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Costo corrente | \n1 | \n6 | \n2 | \n9 | \n57 | \n66 | \n\n\n
\n\n| Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | \n | \n1 | \n5 | \n6 | \n(9) | \n(3) | \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 | \n17 | \n3 | \n25 | \n8 | \n33 | \n\n\n
\n\n| - Interessi attivi sulle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n(18) | \n | \n(18) | \n | \n(18) | \n\n\n
\n\n| Totale interessi passivi (attivi) netti | \n5 | \n(1) | \n3 | \n7 | \n8 | \n15 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel Costo lavoro | \n | \n | \n | \n | \n8 | \n8 | \n\n\n
\n\n| \u2009-\u2009di\u2009cui\u2009rilevato\u2009nei\u2009Proventi\u2009(oneri)\u2009finanziari | \n5 | \n(1) | \n3 | \n7 | \n | \n7 | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni dei piani a lungo termine | \n | \n | \n | \n | \n(8) | \n(8) | \n\n\n
\n\n| Spese amministrative pagate | \n | \n1 | \n | \n1 | \n | \n1 | \n\n\n
\n\n| Totale | \n6 | \n7 | \n10 | \n23 | \n48 | \n71 | \n\n\n
\n\n| - di cui rilevato nel Costo lavoro | \n1 | \n8 | \n7 | \n16 | \n48 | \n64 | \n\n\n
\n\n| \u2009-\u2009di\u2009cui\u2009rilevato\u2009nei\u2009Proventi\u2009(oneri)\u2009finanziari | \n5 | \n(1) | \n3 | \n7 | \n | \n7 | \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| \u2009-\u2009di\u2009cui\u2009rilevato\u2009nei\u2009Proventi\u2009(oneri)\u2009finanziari | \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| \u2009-\u2009di\u2009cui\u2009rilevato\u2009nei\u2009Proventi\u2009(oneri)\u2009finanziari | \n5 | \n4 | \n4 | \n13 | \n | \n13 | \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 | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \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 esteri a benefici definiti | \nFisde, altri piani medici esteri e altri | \nTotale piani a benefici definiti | \n\n\n
\n\n| (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | \n | \n(7) | \n | \n(7) | \n | \n(1) | \n | \n(1) | \n\n\n
\n\n| (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | \n(1) | \n | \n(1) | \n(2) | \n | \n(22) | \n | \n(22) | \n\n\n
\n\n| Effetto dell'esperienza passata | \n(3) | \n14 | \n(1) | \n10 | \n(1) | \n1 | \n(2) | \n(2) | \n\n\n
\n\n| Rendimento delle attivit\u00e0 a servizio del piano | \n | \n8 | \n | \n8 | \n | \n17 | \n | \n17 | \n\n\n
\n\n| Modifiche nel massimale di attivi\u00e0 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Rivalutazioni | \n(4) | \n15 | \n(2) | \n9 | \n(1) | \n(5) | \n(2) | \n(8) | \n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutEmployeeBenefitsCostsChargedToProfitAndLossAccountAndOtherComprehensiveIncomeExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag987": {
"value": "\nLe attivit\u00e0 al servizio del piano si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nDisponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \nStrumenti rappresentativi di capitale | \nStrumenti rappresentativi di debito | \nImmobili | \nDerivati | \nFondi comuni di investimento | \nAttivit\u00e0 detenute da compagnie di assicurazione | \nAltre attivit\u00e0 | \nTotale | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| 31 dicembre 2025 | \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| - con prezzi quotati in mercati attivi | \n9 | \n24 | \n126 | \n11 | \n41 | \n | \n4 | \n15 | \n230 | \n\n\n
\n\n| - con prezzi non quotati in mercati attivi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n30 | \n | \n30 | \n\n\n
\n\n | \n9 | \n24 | \n126 | \n11 | \n41 | \n | \n34 | \n15 | \n260 | \n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| - con prezzi quotati in mercati attivi | \n4 | \n25 | \n125 | \n11 | \n43 | \n1 | \n32 | \n19 | \n260 | \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 | \n4 | \n25 | \n125 | \n11 | \n43 | \n1 | \n35 | \n19 | \n263 | \n\n\n
\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": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag988": {
"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 | \nTFR | \nPiani esteri a benefici definiti | \nFisde | \nAltri fondi per benefici ai dipendenti | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,2 | \n1,3-20,5 | \n3,2 | \n2,4-3,2 | \n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n3,0 | \n2,0-19,7 | \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| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n | \n14-24 | \n24 | \n | \n\n\n
\n\n| 2024 | \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| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n3,0 | \n2,0-15,0 | \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| 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\n
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:ScheduleOfActuarialAssumptionsInMeasurementOfBenefitLiabilitiesAndEstimateOfCostsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag989": {
"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 | \nEurozona | \nResto Europa | \nAfrica | \nResto del Mondo | \nPiani esteri a benefici definiti | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Tasso di sconto | \n(%) | \n3,4-4,2 | \n1,3-5,5 | \n4,0-20,5 | \n | \n1,3-20,5 | \n\n\n
\n\n| Tasso tendenziale di crescita dei salari | \n(%) | \n2,0-3,4 | \n2,8 | \n5,0-19,7 | \n | \n2,0-19,7 | \n\n\n
\n\n| Tasso d\u2019inflazione | \n(%) | \n2,0 | \n1,0-3,1 | \n3,0-14,0 | \n | \n1,0-14,0 | \n\n\n
\n\n| Aspettativa di vita all'et\u00e0 di 65 anni | \n(anni) | \n21-23 | \n22-24 | \n14-18 | \n | \n14-24 | \n\n\n
\n\n| 2024 | \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| 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| 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| 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\n
\n
\n
\n
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutGeographicalAreaRelatedToMainActuarialAssumptionsUsedInValuationOfPrincipalForeignDefinedBenefitPlansExplanatory",
"language": "it",
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"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag990": {
"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 | \nPiani esteri a | \nFisde, altri piani | \nAltri fondi per benefici | \n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n | \nTFR | \nbenefici definiti | \nmedici esteri e altri | \nai dipendenti | \n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| 2026 | \n | \n18 | \n17 | \n8 | \n90 | \n\n\n
\n\n| 2027 | \n | \n16 | \n25 | \n8 | \n79 | \n\n\n
\n\n| 2028 | \n | \n17 | \n19 | \n8 | \n64 | \n\n\n
\n\n| 2029 | \n | \n18 | \n21 | \n7 | \n5 | \n\n\n
\n\n| 2030 | \n | \n18 | \n20 | \n7 | \n3 | \n\n\n
\n\n| Oltre | \n | \n56 | \n245 | \n74 | \n11 | \n\n\n
\n\n| Durata media ponderata | \n(anni) | \n5,8 | \n12,4 | \n10,9 | \n2,1 | \n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n
\n\n| 2025 | \n | \n19 | \n24 | \n8 | \n108 | \n\n\n
\n\n| 2026 | \n | \n16 | \n26 | \n7 | \n92 | \n\n\n
\n\n| 2027 | \n | \n16 | \n21 | \n7 | \n80 | \n\n\n
\n\n| 2028 | \n | \n17 | \n16 | \n7 | \n13 | \n\n\n
\n\n| 2029 | \n | \n18 | \n19 | \n7 | \n5 | \n\n\n
\n\n| Oltre | \n | \n65 | \n263 | \n76 | \n12 | \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
Il profilo di scadenza e la durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici ai dipendenti sono di seguito indicate:
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfInformationAboutMaturityProfileOfBenefitObligationExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag994": {
"value": "\n\n\n23 Passivit\u00e0 per imposte differite e attivit\u00e0 per imposte anticipate
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite lorde | \n6.937 | \n8.724 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate compensabili | \n(2.132) | \n(3.143) | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite | \n4.805 | \n5.581 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | \n8.848 | \n9.465 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite compensabili | \n(2.132) | \n(3.143) | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n6.716 | \n6.322 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n
\n
\n
La natura delle differenze temporanee pi\u00f9 significative che hanno determinato le passivit\u00e0 per imposte differite e attivit\u00e0 per imposte anticipate
\n
\u00e8 la seguente:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Ammortamenti eccedenti | \n4.875 | \n5.755 | \n\n\n
\n\n| Contratti di leasing | \n297 | \n354 | \n\n\n
\n\n| Abbandono e ripristino siti (attivit\u00e0 materiali) | \n269 | \n368 | \n\n\n
\n\n| Differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti | \n108 | \n858 | \n\n\n
\n\n| Contratti derivati | \n80 | \n44 | \n\n\n
\n\n| Applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze | \n20 | \n20 | \n\n\n
\n\n| Altre | \n1.288 | \n1.325 | \n\n\n
\n\n | \n6.937 | \n8.724 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Perdite fiscali portate a nuovo | \n(4.746) | \n(5.018) | \n\n\n
\n\n| Abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri) | \n(1.953) | \n(2.148) | \n\n\n
\n\n| Ammortamenti deducibili in futuri esercizi | \n(1.738) | \n(1.847) | \n\n\n
\n\n| Accantonamenti per svalutazione crediti e fondi rischi e oneri non deducibili | \n(1.329) | \n(1.432) | \n\n\n
\n\n| Svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili | \n(1.378) | \n(1.320) | \n\n\n
\n\n| Contratti derivati | \n(104) | \n(352) | \n\n\n
\n\n| Contratti di leasing | \n(268) | \n(338) | \n\n\n
\n\n| Benefici ai dipendenti | \n(134) | \n(151) | \n\n\n
\n\n| Over/under lifting | \n(89) | \n(120) | \n\n\n
\n\n| Utili infragruppo | \n(71) | \n(77) | \n\n\n
\n\n| Altre | \n(1.193) | \n(1.313) | \n\n\n
\n\n | \n(13.003) | \n(14.116) | \n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n4.155 | \n4.651 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | \n(8.848) | \n(9.465) | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n
\n
\n
La 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 lorde | \nFondo svalutazione attivit\u00e0 per imposte anticipate | \nAttivit\u00e0 per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| Valore al 31 dicembre 2024 | \n8.724 | \n(14.116) | \n4.651 | \n(9.465) | \n\n\n
\n\n| Incrementi | \n506 | \n(2.628) | \n528 | \n(2.100) | \n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(600) | \n1.469 | \n(60) | \n1.409 | \n\n\n
\n\n| Variazioni con effetto ad OCI | \n77 | \n173 | \n | \n173 | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(897) | \n679 | \n(245) | \n434 | \n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n1 | \n3 | \n | \n3 | \n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(874) | \n1.417 | \n(719) | \n698 | \n\n\n
\n\n| Valore al 31 dicembre 2025 | \n6.937 | \n(13.003) | \n4.155 | \n(8.848) | \n\n\n
\n\n| Valore al 31 dicembre 2023 | \n8.461 | \n(13.909) | \n5.668 | \n(8.241) | \n\n\n
\n\n| Incrementi | \n946 | \n(1.862) | \n457 | \n(1.405) | \n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.042) | \n2.176 | \n(1.663) | \n513 | \n\n\n
\n\n| Variazioni con effetto ad OCI | \n(351) | \n92 | \n | \n92 | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n484 | \n(384) | \n121 | \n(263) | \n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n193 | \n156 | \n(168) | \n(12) | \n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n33 | \n(385) | \n236 | \n(149) | \n\n\n
\n\n| Valore al 31 dicembre 2024 | \n8.724 | \n(14.116) | \n4.651 | \n(9.465) | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
Le perdite fiscali ammontano a \u20ac18.575 milioni e sono utilizzabili illimitatamente per \u20ac15.432 milioni. Le perdite fiscali sono riferite a societ\u00e0
\nitaliane per \u20ac10.841 milioni e a societ\u00e0 estere per \u20ac7.734 milioni; le relative attivit\u00e0 per imposte anticipate al lordo del fondo svalutazione
\nammontano rispettivamente a \u20ac2.602 milioni e \u20ac2.144 milioni.
\nSecondo la normativa fiscale italiana le perdite fiscali possono essere portate a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali delle imprese estere
\nsono riportabili a nuovo in un periodo mediamente superiore a cinque esercizi con una parte rilevante riportabile a nuovo illimitatamente. Le
\nperdite fiscali sono recuperabili con l\u2019aliquota del 24% per le imprese italiane e con un\u2019aliquota media del 27,7% per le imprese estere.
\nIl fondo svalutazione attivit\u00e0 per imposte anticipate \u00e8 riferito a societ\u00e0 italiane per \u20ac2.134 milioni e a societ\u00e0 estere per \u20ac2.021 milioni.
\nLe imposte sono indicate alla nota n. 33 \u2013 Imposte sul reddito.
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDeferredTaxesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag995": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite lorde | \n6.937 | \n8.724 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate compensabili | \n(2.132) | \n(3.143) | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite | \n4.805 | \n5.581 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | \n8.848 | \n9.465 | \n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite compensabili | \n(2.132) | \n(3.143) | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n6.716 | \n6.322 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
La natura delle differenze temporanee pi\u00f9 significative che hanno determinato le passivit\u00e0 per imposte differite e attivit\u00e0 per imposte anticipate
\n\u00e8 la seguente:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| Passivit\u00e0 per imposte differite | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Ammortamenti eccedenti | \n4.875 | \n5.755 | \n\n\n
\n\n| Contratti di leasing | \n297 | \n354 | \n\n\n
\n\n| Abbandono e ripristino siti (attivit\u00e0 materiali) | \n269 | \n368 | \n\n\n
\n\n| Differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti | \n108 | \n858 | \n\n\n
\n\n| Contratti derivati | \n80 | \n44 | \n\n\n
\n\n| Applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze | \n20 | \n20 | \n\n\n
\n\n| Altre | \n1.288 | \n1.325 | \n\n\n
\n\n | \n6.937 | \n8.724 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n | \n | \n\n\n
\n\n| Perdite fiscali portate a nuovo | \n(4.746) | \n(5.018) | \n\n\n
\n\n| Abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri) | \n(1.953) | \n(2.148) | \n\n\n
\n\n| Ammortamenti deducibili in futuri esercizi | \n(1.738) | \n(1.847) | \n\n\n
\n\n| Accantonamenti per svalutazione crediti e fondi rischi e oneri non deducibili | \n(1.329) | \n(1.432) | \n\n\n
\n\n| Svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili | \n(1.378) | \n(1.320) | \n\n\n
\n\n| Contratti derivati | \n(104) | \n(352) | \n\n\n
\n\n| Contratti di leasing | \n(268) | \n(338) | \n\n\n
\n\n| Benefici ai dipendenti | \n(134) | \n(151) | \n\n\n
\n\n| Over/under lifting | \n(89) | \n(120) | \n\n\n
\n\n| Utili infragruppo | \n(71) | \n(77) | \n\n\n
\n\n| Altre | \n(1.193) | \n(1.313) | \n\n\n
\n\n | \n(13.003) | \n(14.116) | \n\n\n
\n\n| Fondo svalutazione attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n4.155 | \n4.651 | \n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | \n(8.848) | \n(9.465) | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
La 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 lorde | \nFondo svalutazione attivit\u00e0 per imposte anticipate | \nAttivit\u00e0 per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n| Valore al 31 dicembre 2024 | \n8.724 | \n(14.116) | \n4.651 | \n(9.465) | \n\n\n
\n\n| Incrementi | \n506 | \n(2.628) | \n528 | \n(2.100) | \n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(600) | \n1.469 | \n(60) | \n1.409 | \n\n\n
\n\n| Variazioni con effetto ad OCI | \n77 | \n173 | \n | \n173 | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n(897) | \n679 | \n(245) | \n434 | \n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n1 | \n3 | \n | \n3 | \n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n(874) | \n1.417 | \n(719) | \n698 | \n\n\n
\n\n| Valore al 31 dicembre 2025 | \n6.937 | \n(13.003) | \n4.155 | \n(8.848) | \n\n\n
\n\n| Valore al 31 dicembre 2023 | \n8.461 | \n(13.909) | \n5.668 | \n(8.241) | \n\n\n
\n\n| Incrementi | \n946 | \n(1.862) | \n457 | \n(1.405) | \n\n\n
\n\n| Decrementi | \n(1.042) | \n2.176 | \n(1.663) | \n513 | \n\n\n
\n\n| Variazioni con effetto ad OCI | \n(351) | \n92 | \n | \n92 | \n\n\n
\n\n| Differenze di cambio da conversione | \n484 | \n(384) | \n121 | \n(263) | \n\n\n
\n\n| Variazione area di consolidamento | \n193 | \n156 | \n(168) | \n(12) | \n\n\n
\n\n| Altre variazioni | \n33 | \n(385) | \n236 | \n(149) | \n\n\n
\n\n| Valore al 31 dicembre 2024 | \n8.724 | \n(14.116) | \n4.651 | \n(9.465) | \n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n\n
\n
\n
\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfReconciliationOfChangesInDeferredTaxLiabilityAssetsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag498": {
"value": "\n24 Strumenti finanziari derivati e hedge accounting
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value attivo | \nFair value passivo | \nGerarchia del fair value - Livello | \nFair value attivo | \nFair value passivo | \nGerarchia del fair value - Livello | \n\n\n\n\n\n\n\n
\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| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest rate swap | \n41 | \n18 | \n2 | \n20 | \n27 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altro | \n1 | \n | \n2 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n42 | \n18 | \n | \n20 | \n27 | \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| - Currency swap | \n26 | \n72 | \n2 | \n233 | \n33 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest currency swap | \n5 | \n2 | \n2 | \n | \n125 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Outright | \n | \n11 | \n2 | \n3 | \n24 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n31 | \n85 | \n | \n236 | \n182 | \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| - Over the counter | \n633 | \n767 | \n2 | \n632 | \n923 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Future | \n816 | \n999 | \n1 | \n1.429 | \n1.538 | \n1 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Opzioni | \n11 | \n22 | \n1 | \n61 | \n111 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altro | \n6 | \n | \n2 | \n | \n8 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.466 | \n1.788 | \n | \n2.122 | \n2.580 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.539 | \n1.891 | \n | \n2.378 | \n2.789 | \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| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest rate swap | \n38 | \n | \n2 | \n42 | \n | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n38 | \n | \n | \n42 | \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| - Outright | \n | \n | \n | \n2 | \n | \n1 | \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 | \n38 | \n | \n | \n44 | \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| Contratti su merci | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Over the counter | \n167 | \n | \n2 | \n20 | \n335 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Future | \n256 | \n89 | \n1 | \n28 | \n421 | \n1 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altro | \n5 | \n105 | \n2 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n428 | \n194 | \n | \n48 | \n756 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n428 | \n194 | \n | \n48 | \n756 | \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| - Altre opzioni | \n | \n21 | \n2 | \n | \n37 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n21 | \n | \n | \n37 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale contratti derivati lordi | \n2.005 | \n2.106 | \n | \n2.470 | \n3.582 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Compensazione | \n(1.133) | \n(1.133) | \n | \n(1.508) | \n(1.508) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale contratti derivati netti | \n872 | \n973 | \n | \n962 | \n2.074 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - correnti | \n791 | \n827 | \n | \n874 | \n1.921 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - non correnti | \n81 | \n146 | \n | \n88 | \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
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\n
\nEni \u00e8 esposta al rischio mercato, cio\u00e8 al rischio che variazioni dei prezzi delle commodity energetiche, dei tassi di cambio e dei tassi d\u2019interesse
\npossano ridurre i cash flow attesi o il fair value degli asset. Eni stipula contratti derivati finanziari e fisici in mercati organizzati, MTF, OTF o
\nnegoziati nei circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) per ridurre o
\ngestire tali rischi con sottostante commodity, valute o tassi, nonch\u00e9 in misura limitata e nel rispetto di soglie autorizzative interne, con finalit\u00e0
\nspeculative cio\u00e8 per trarre profitto da andamenti attesi di mercato.
\n
\n\n\n\n
\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati \u00e8 calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti
\nnon quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.
\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguarda essenzialmente vendite a termine di gas naturale per le quali \u00e8 prevista
\nla consegna fisica, non oggetto di applicazione della own use exemption, nonch\u00e9 operazioni di trading proprietario.
\nIl fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguarda essenzialmente operazioni in derivati su commodity poste
\nin essere nella linea di business Global Gas & LNG Portfolio con l\u2019obiettivo di minimizzare il rischio di variabilit\u00e0 dei cash flow futuri associati a
\noperazioni commerciali con elevata probabilit\u00e0 o a operazioni commerciali gi\u00e0 contrattate derivanti dalla differente indicizzazione dei contratti
\ndi somministrazione rispetto ai contratti di approvvigionamento. La medesima logica \u00e8 utilizzata nell\u2019ambito delle strategie di riduzione del
\nrischio di cambio. Ai fini della qualificazione di tali strumenti come di copertura \u00e8 verificata l\u2019esistenza di una relazione economica con l\u2019oggetto
\ncoperto in modo da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacit\u00e0 di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di
\ncredito di controparte. Il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento di copertura, c.d. hedge ratio, \u00e8 definito in modo coerente
\ncon le strategie e gli obiettivi specifici di risk management definiti. Le relazioni di copertura sono discontinuate in presenza di modifiche delle
\ncondizioni di riferimento tali da rendere le operazioni poste in essere non pi\u00f9 coerenti con la strategia di copertura.
\nGli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alla nota n. 26 \u2013 Patrimonio netto.
\nLe informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 28 \u2013 Garanzie, impegni e rischi \u2013
\nGestione dei rischi finanziari.
\nL\u2019esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati in dollari USA (\u20ac2.326 milioni) compresi nel portafoglio di liquidit\u00e0 strategica,
\n\u00e8 gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una relazione fair value hedge, le differenze di cambio (positive di \u20ac262 milioni nel corso
\ndel 2025) che maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (\u20ac2.010 milioni).
\nLa compensazione degli strumenti finanziari derivati \u00e8 riferita a Eni Global Energy Markets SpA e Eni Trade & Biofuels SpA.
\nNel corso dell\u2019esercizio 2025 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
\n\n
Gli strumenti finanziari di copertura cash flow hedge e fair value hedge si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore nominale dello strumento di copertura | \nVariazione fair value efficace | \nVariazione fair value inefficace | \nValore nominale dello strumento di copertura | \nVariazione fair value efficace | \nVariazione fair value inefficace | \n\n\n\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| Contratti su commodity | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Over the counter | \n1.506 | \n448 | \n2 | \n1.753 | \n(524) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Future | \n3.472 | \n184 | \n1 | \n3.375 | \n(499) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.978 | \n632 | \n3 | \n5.128 | \n(1.023) | \n26 | \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| - Altri | \n | \n | \n | \n348 | \n(12) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n348 | \n(12) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.978 | \n632 | \n3 | \n5.476 | \n(1.035) | \n26 | \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| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest rate swap | \n1.962 | \n(4) | \n | \n1.981 | \n42 | \n1 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.962 | \n(4) | \n | \n1.981 | \n42 | \n1 | \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| - Outright | \n | \n | \n | \n43 | \n2 | \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 | \n1.962 | \n(4) | \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
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\n\n\n\n
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\n\n
Di seguito \u00e8 fornita l\u2019analisi deglioggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell\u2019ambito di coperture cash flow hedge e fair value hedge:
\n
\n
\n\n\n | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nVariazione di valore cumulata dell'oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell'inefficacia delle coperture | \nRiserva cash flow hedge | \nRigiro a conto economico | \nVariazione di valore cumulata dell'oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell'inefficacia delle coperture | \nRiserva cash flow hedge | \nRigiro a conto economico | \n\n\n\n\n
\n\n| Cash flow hedge | \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| - Vendite programmate | \n(600) | \n10 | \n(233) | \n1.023 | \n(850) | \n(123) | \n\n\n\n\n
\n\n| Altri strumenti di copertura | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n
\n\n| - Flussi su ammontari coperti | \n(26) | \n24 | \n | \n12 | \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 | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nValore contabile dell'oggetto coperto | \nVariazione fair value cumulato dell'oggetto coperto | \nVariazione fair value dell'esercizio dell'oggetto coperto | \nValore contabile dell'oggetto coperto | \nVariazione fair value cumulato dell'oggetto coperto | \nVariazione fair value dell'esercizio dell'oggetto coperto | \n\n\n\n\n
\n\n| Fair value hedge | \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| - Passivit\u00e0 finanziarie | \n2.008 | \n39 | \n(5) | \n2.066 | \n44 | \n44 | \n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su valute | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n
\n\n| - Partecipazioni | \n | \n | \n | \n43 | \n(2) | \n(2) | \n\n\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 sono fornite alla nota n. 28 \u2013 Garanzie, impegni e rischi \u2013 Gestione dei rischi finanziari.
\nEFFETTI RILEVATI TRA GLI ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI
\n\n
Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | \n3 | \n26 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati | \n638 | \n(378) | \n472 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n641 | \n(352) | \n478 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli strumenti
\nfinanziari derivati su commodity.
\nI proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati riguardano gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti
\nfinanziari derivati su merci privi dei requisiti formali per essere trattati in base all\u2019hedge accounting secondo gli IFRS, di trading sui prezzi delle
\ncommodity e per attivit\u00e0 di trading proprietario.
\n
\n\n\n\n
\n\n
EFFETTI RILEVATI TRA I PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Strumenti finanziari derivati su valute | \n(86) | \n310 | \n(63) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | \n6 | \n(32) | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(80) | \n278 | \n(61) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 proventi finanziari netti su strumenti finanziari derivati comprendono la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi dei
\nrequisiti formali per essere trattati in base all\u2019hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all\u2019esposizione
\nnetta dei rischi su cambi e su tassi d\u2019interesse e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. Gli strumenti
\nfinanziari derivati su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio economico implicito nelle formule prezzo delle commodity.
\nI rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
\n
\n\n\n",
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\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore nominale dello strumento di copertura | \nVariazione fair value efficace | \nVariazione fair value inefficace | \nValore nominale dello strumento di copertura | \nVariazione fair value efficace | \nVariazione fair value inefficace | \n\n\n\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| Contratti su commodity | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Over the counter | \n1.506 | \n448 | \n2 | \n1.753 | \n(524) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Future | \n3.472 | \n184 | \n1 | \n3.375 | \n(499) | \n13 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.978 | \n632 | \n3 | \n5.128 | \n(1.023) | \n26 | \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| - Altri | \n | \n | \n | \n348 | \n(12) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n348 | \n(12) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n4.978 | \n632 | \n3 | \n5.476 | \n(1.035) | \n26 | \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| Contratti su interessi | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interest rate swap | \n1.962 | \n(4) | \n | \n1.981 | \n42 | \n1 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.962 | \n(4) | \n | \n1.981 | \n42 | \n1 | \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| - Outright | \n | \n | \n | \n43 | \n2 | \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 | \n1.962 | \n(4) | \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",
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"Tag503": {
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\n\n
\n\n\n | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nVariazione di valore cumulata dell'oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell'inefficacia delle coperture | \nRiserva cash flow hedge | \nRigiro a conto economico | \nVariazione di valore cumulata dell'oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell'inefficacia delle coperture | \nRiserva cash flow hedge | \nRigiro a conto economico | \n\n\n\n\n
\n\n| Cash flow hedge | \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| - Vendite programmate | \n(600) | \n10 | \n(233) | \n1.023 | \n(850) | \n(123) | \n\n\n\n\n
\n\n| Altri strumenti di copertura | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n
\n\n| - Flussi su ammontari coperti | \n(26) | \n24 | \n | \n12 | \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 | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nValore contabile dell'oggetto coperto | \nVariazione fair value cumulato dell'oggetto coperto | \nVariazione fair value dell'esercizio dell'oggetto coperto | \nValore contabile dell'oggetto coperto | \nVariazione fair value cumulato dell'oggetto coperto | \nVariazione fair value dell'esercizio dell'oggetto coperto | \n\n\n\n\n
\n\n| Fair value hedge | \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| - Passivit\u00e0 finanziarie | \n2.008 | \n39 | \n(5) | \n2.066 | \n44 | \n44 | \n\n\n\n\n
\n\n| Contratti su valute | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n
\n\n| - Partecipazioni | \n | \n | \n | \n43 | \n(2) | \n(2) | \n\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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}
},
"Tag504": {
"value": "\nGli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | \n3 | \n26 | \n6 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati | \n638 | \n(378) | \n472 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n641 | \n(352) | \n478 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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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},
"Tag505": {
"value": "\nEFFETTI RILEVATI TRA I PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Strumenti finanziari derivati su valute | \n(86) | \n310 | \n(63) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | \n6 | \n(32) | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(80) | \n278 | \n(61) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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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}
},
"Tag506": {
"value": "\n25 Attivit\u00e0 destinate alla vendita e passivit\u00e0 direttamente associabili
\nLe attivit\u00e0 destinate alla vendita di \u20ac8.005 milioni (\u20ac420 milioni al 31 dicembre 2024) e passivit\u00e0 direttamente associabili \u20ac2.026 milioni (\u20ac195
\nmilioni al 31 dicembre 2024) riguardano principalmente: asset oil&gas in Indonesia, Emirati Arabi Uniti, Congo e Costa d\u2019Avorio i cui valori di
\niscrizione ammontano rispettivamente a \u20ac6.924 milioni e \u20ac1.182 milioni. Maggiori informazioni sugli asset oggetto di cessione sono riportare
\nalla nota n. 12 \u2013 Immobili, impianti e macchinari. La societ\u00e0 Plenitude Production France SAS, acquisita nel mese di dicembre 2025, con attivit\u00e0
\ne passivit\u00e0 rispettivamente per \u20ac1.078 milioni e \u20ac844 milioni rientra nella casistica delle societ\u00e0 acquisite in vista della successiva cessione.
\nNel corso dell'esercizio sono state cedute le attivit\u00e0 destinate alla vendita indicate nel bilancio 2024 relative ad asset oil&gas petroliferi in Congo.
\n
\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory",
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}
},
"Tag507": {
"value": "\n
\n26 Patrimonio netto
\n\n
INTERESSENZE DI TERZI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nRisultato netto | \nPatrimonio netto | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 | \n2024 | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Gruppo Eni Plenitude | \n6 | \n54 | \n1.816 | \n491 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni Marine Services SpA | \n | \n | \n1.701 | \n1.924 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enilive | \n87 | \n | \n860 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo EniPower | \n64 | \n85 | \n457 | \n446 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n(7) | \n1 | \n13 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n150 | \n140 | \n4.847 | \n2.863 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\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 6 marzo 2025 Eni e il fondo di private equity KKR hanno finalizzato l\u2019operazione di investimento da parte di KKR relativa a un\u2019interessenza
\ndi minoranza del 25% nella controllata Enilive con un incasso complessivo per Eni di \u20ac2.968 milioni compreso un aumento di capitale di
\n\u20ac500 milioni. Successivamente, l\u201911 aprile 2025 Eni e KKR hanno completato un\u2019operazione analoga alla precedente per un investimento di
\nun ulteriore 5% per il corrispettivo di \u20ac601 milioni. Ad esito dell\u2019operazione, KKR \u00e8 titolare di una partecipazione complessiva pari al 30% del
\ncapitale sociale di Enilive.
\nIl 31 marzo 2025 \u00e8 stato perfezionato l'aumento della partecipazione di Energy Infrastructure Partners (EIP) nel capitale sociale di Plenitude,
\nraggiungendo una quota complessiva del 10%. L\u2019incremento della partecipazione di EIP \u00e8 avvenuto attraverso un aumento di capitale di \u20ac209
\nmilioni che, tenuto conto di \u20ac588 milioni versati a marzo 2024, porta l\u2019investimento complessivo a circa \u20ac800 milioni. Il 4 novembre \u00e8 stato
\nperfezionato tra Eni e il fondo di private equity Ares Capital l\u2019investimento in un\u2019interessenza di minoranza del 20% nel capitale sociale di
\nPlenitude per il corrispettivo di \u20ac2.003 milioni.
\nLe interessenze di terzi relative alla Eni Marine Services SpA sono riferite alle obbligazioni subordinate perpetue emesse in dollari USA per
\nfinanziare un progetto d\u2019investimento di interesse Eni in Congo. Le obbligazioni subordinate perpetue sono state rilevate nelle interessenze di
\nterzi in considerazione del diritto incondizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di liquidit\u00e0 o altre attivit\u00e0 finanziarie agli obbligazionisti.
\nIl valore d\u2019iscrizione al 31 dicembre 2025 \u00e8 stato adeguato al cambio puntuale EUR/USD rilevando una diminuzione di \u20ac223 milioni.
\n
\n\n\n\n
\n
\n
\n\n
PATRIMONIO NETTO DI ENI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\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| Utili relativi a esercizi precedenti | \n33.209 | \n32.552 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva per differenze cambio da conversione | \n1.936 | \n8.081 | \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| - Obbligazioni subordinate perpetue | \n5.000 | \n5.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva legale | \n959 | \n959 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva per acquisto di azioni proprie | \n2.782 | \n2.883 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | \n42 | \n(612) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | \n(94) | \n(91) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto | \n92 | \n28 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value | \n104 | \n160 | \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| Azioni proprie | \n(2.782) | \n(2.883) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile dell'esercizio | \n2.608 | \n2.624 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n47.940 | \n52.785 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n
Capitale sociale
\n\n
Al 31 dicembre 2025, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a \u20ac4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicembre
\n
2024) ed \u00e8 rappresentato da n. 3.146.765.114 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (3.284.490.525 azioni ordinarie al 31
\n
dicembre 2024).
\n
\n\n\n
Il 14 maggio 2025, l\u2019Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azionisti di Eni SpA ha deliberato:
\n\n
(i) la possibilit\u00e0 di utilizzare le riserve disponibili
\n
di Eni SpA a titolo e in luogo del pagamento del dividendo dell\u2019esercizio 2025, stabilito in \u20ac1,05 per azione da regolarsi in 4 tranches, nei mesi
\n
di settembre 2025 (\u20ac0,26 per azione), novembre 2025 (\u20ac0,26 per azione), marzo 2026 (\u20ac0,26 per azione) e maggio 2026 (\u20ac0,27 per azione);
\n\n\n
\n(ii) l\u2019autorizzazione al Consiglio di Amministrazione \u2013 ai sensi e per gli effetti dell'art. 2357 del Codice Civile \u2013 a procedere all\u2019acquisto di azioni
\ndella Societ\u00e0, in pi\u00f9 volte, per un periodo fino alla fine di aprile 2026, all'acquisto massimo di un numero di 315.000.000 di azioni ordinarie
\nper un esborso complessivo fino a \u20ac3,5 miliardi; (iii) l\u2019autorizzazione al Consiglio di Amministrazione ad annullare fino ad un massimo di n.
\n315.000.000 azioni proprie che verranno acquistate in forza dell\u2019autorizzazione assembleare del punto precedente. In esecuzione di detta
\ndelibera al 31 dicembre 2025 sono state acquistate n. 102.255.755 azioni proprie per un controvalore complessivo di \u20ac1.520 milioni.
\n\n
\n
Riserva per differenze cambio
\n
La riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valute diverse
\n
dall\u2019euro.
\n
\n
Obbligazioni subordinate perpetue
\n
Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessivamente a \u20ac5
\n
miliardi (stesso ammontare al 31 dicembre 2024).
\n
Le caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1,5 miliardi con periodo di
\n
\u201cnon-call\u201d di 9 anni, con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 100% e una cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13
\n
ottobre 2029. Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato,
\n
tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 364,1
\n
punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal 13 ottobre 2034 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti
\n
base partire dal 13 ottobre 2049; (ii) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-call\u201d di 6 anni,
\n
con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 100% e una cedola annua del 2% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio 2027. Qualora non
\n
sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga
\n
interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 220,4 punti base, incrementato
\n
di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall\u201911 maggio 2032 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall\u201911
\n
maggio 2047; (iii) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-call\u201d di 9 anni, con un prezzo di re-
\n
offer all\u2019emissione del 99,607% e una cedola annua del 2,75% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio 2030. Qualora non sia avvenuto
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\n
il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui
\n
pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulteriore
\n
margine di 25 punti base a partire dall\u201911 maggio 2035 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall\u201911 maggio 2050;
\n
(iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di 900 milioni di euro, con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 99,354% e una
\n
cedola annua del 4,5% fino alla prima data di reset prevista a 6,25 anni dall\u2019emissione (21 aprile 2031). Qualora non sia avvenuto il rimborso
\n
anticipato, la cedola annua verr\u00e0 rideterminata a partire dal 21 aprile 2031 e successivamente ogni 5 anni, con un tasso pari all\u2019Euro Mid Swap
\n
a 5 anni di volta in volta in vigore sommato a un margine iniziale di 208,3 punti base. Tale margine sar\u00e0 ulteriormente incrementato di 25 punti
\n
base a partire dal 21 aprile 2036 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2051; (v) emissione perpetua
\n
subordinata ibrida dell\u2019ammontare di 600 milioni di euro, con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 99,114% e una cedola annua del 4,875%
\n
fino alla prima data di reset prevista a 9,25 anni dall\u2019emissione (21 aprile 2034). Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato, la cedola
\n
annua verr\u00e0 rideterminata a partire dal 21 aprile 2034 e successivamente ogni 5 anni, con un tasso pari all\u2019Euro Mid Swap a 5 anni di volta in
\n
volta in vigore sommato a un margine iniziale di 239,9 punti base. Tale margine sar\u00e0 ulteriormente incrementato di 25 punti base a partire dal
\n
21 aprile 2039 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2054.
\n
\n\n\n
\n
Riserva legale
\n
La riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall\u2019art. 2430 del Codice Civile, non pu\u00f2 essere distribuita
\n
a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l\u2019ammontare massimo richiesto dalla legge.
\n
Riserva per acquisto di azioni proprie
\n
La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costituita per l\u2019acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni dell\u2019Assemblea
\n
degli azionisti.
\n
Riserve per utile (perdita) complessivo
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nRiserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | \nRiserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | \nRiserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto (a) | \nRiserva OCI partecipazioni valutate al fair value | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva lorda | \nEffetto fiscale | \nRiserva netta | \nRiserva lorda | \nEffetto fiscale | \nRiserva netta | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Riserva al 31 dicembre 2024 | \n(861) | \n249 | \n(612) | \n(121) | \n30 | \n(91) | \n28 | \n160 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'esercizio | \n661 | \n(197) | \n464 | \n(11) | \n2 | \n(9) | \n73 | \n(32) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio | \n3 | \n(1) | \n2 | \n1 | \n(1) | \n | \n | \n(19) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento e interessenze di terzi | \n27 | \n(9) | \n18 | \n8 | \n(2) | \n6 | \n(9) | \n(5) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rigiro a rettifica rimanenze | \n5 | \n(1) | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rigiro a conto economico | \n233 | \n(67) | \n166 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31 dicembre 2025 | \n68 | \n(26) | \n42 | \n(123) | \n29 | \n(94) | \n92 | \n104 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31 dicembre 2023 | \n50 | \n(14) | \n36 | \n(94) | \n6 | \n(88) | \n98 | \n98 | \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| Differenze cambio | \n | \n | \n | \n(5) | \n3 | \n(2) | \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| Rigiro a conto economico | \n123 | \n(36) | \n87 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31 dicembre 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\n\n\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)
\n
La riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto al 31 dicembre 2025 comprende riserve pari a \u20ac1 milione relative ai piani a benefici definiti per i dipendenti (stesso ammontare al 31 dicembre 2024).
\n
\n
Azioni proprie
\n
Le azioni proprie ammontano a \u20ac2.782 milioni (\u20ac2.883 milioni al 31 dicembre 2024) e sono rappresentate da n. 189.083.769 azioni ordinarie
\n
Eni (203.137.967 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2024) possedute da Eni SpA.
\n
Nell\u2019esercizio 2025, sono state acquistate n. 128.453.526 azioni proprie per un controvalore complessivo di \u20ac1.881 milioni, nell\u2019ambito del
\n
completamento del piano di buy-back 2024 e dell\u2019esecuzione del programma 2025 da \u20ac1,8 miliardi completato al 84% alla data di bilancio,
\n
nel rispetto delle autorizzazioni assembleari. Sono state cancellate n. 137.725.411 azioni proprie per un controvalore complessivo di \u20ac1.908
\n
milioni, sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti Eni n. 1.492.968 azioni proprie, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting
\n
come previsto dal \u201cPiano di incentivazione di lungo termine 2020-2022\u201d approvato dall\u2019Assemblea di Eni del 13 maggio 2020 e sono state
\n
assegnate a titolo gratuito ai dipendenti Eni n. 3.289.345 azioni proprie come previsto dal \u201cPiano di Azionariato Diffuso 2024-2026 (\u201cPAD\u201d)\u201d
\n
approvato dall\u2019Assemblea di Eni del 15 maggio 2024. Le condizioni di vesting e di performance dei piani di incentivazione di lungo termine
\n
sono riportate alla nota n. 30 \u2013 Costi.
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n\n\n\n
\n
\n\n
Riserve distribuibili
\n
Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2025 comprende riserve distribuibili per circa \u20ac38 miliardi.
\n
\n\n\n
\n
Prospetto di raccordo del risultato dell\u2019esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidati
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nRisultato dell'esercizio | \nPatrimonio netto | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 | \n2024 | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\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 | \n4.429 | \n6.419 | \n50.986 | \n50.735 | \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 delle partecipazioni in imprese consolidate | \n(1.643) | \n(2.029) | \n1.643 | \n4.338 | \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| - differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile | \n | \n | \n153 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - rettifiche per uniformit\u00e0 dei principi contabili | \n(285) | \n(1.722) | \n425 | \n1.240 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - eliminazione di utili infragruppo | \n219 | \n(80) | \n(301) | \n(537) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - imposte sul reddito differite e anticipate | \n38 | \n176 | \n(119) | \n(281) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.758 | \n2.764 | \n52.787 | \n55.648 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenze di terzi | \n(150) | \n(140) | \n(4.847) | \n(2.863) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Come da bilancio consolidato | \n2.608 | \n2.624 | \n47.940 | \n52.785 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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}
},
"Tag511": {
"value": "\nINTERESSENZE DI TERZI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nRisultato netto | \nPatrimonio netto | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 | \n2024 | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Gruppo Eni Plenitude | \n6 | \n54 | \n1.816 | \n491 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni Marine Services SpA | \n | \n | \n1.701 | \n1.924 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enilive | \n87 | \n | \n860 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo EniPower | \n64 | \n85 | \n457 | \n446 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n(7) | \n1 | \n13 | \n2 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n150 | \n140 | \n4.847 | \n2.863 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\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 DI
\nTERZI
\nDi seguito sono riportati i dati economici, patrimoniali e finanziari, al lordo delle elisioni infragruppo, relativi al gruppo Enilive posseduto da
\nEni al 70% e al gruppo Plenitude posseduto da Eni al 70% e al gruppo EniPower posseduto da Eni al 51%. La percentuale di possesso del non
\ncontrolling interest corrisponde ai diritti di voto assembleare.
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nGruppo Enilive2025 | \nGruppo Plenitude | \nGruppo EniPower | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 | \n2024 | \n2025 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Non controlling interest (%) | \n30,00 | \n30,00 | \n7,58 | \n49,00 | \n49,00 | \n\n\n\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 correnti | \n5.607 | \n3.725 | \n4.571 | \n851 | \n695 | \n\n\n\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 non correnti | \n4.683 | \n12.053 | \n11.185 | \n927 | \n934 | \n\n\n\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 correnti | \n5.605 | \n4.482 | \n4.626 | \n839 | \n709 | \n\n\n\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 non correnti | \n1.786 | \n5.351 | \n5.156 | \n29 | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi | \n19.120 | \n10.168 | \n10.179 | \n1.142 | \n962 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile netto dell'esercizio | \n344 | \n(3) | \n803 | \n126 | \n167 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile complessivo dell'esercizio | \n268 | \n(158) | \n821 | \n126 | \n167 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n771 | \n1.196 | \n916 | \n206 | \n178 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(542) | \n(1.206) | \n(1.389) | \n(77) | \n(92) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n435 | \n(13) | \n(85) | \n1 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto dell'esercizio | \n773 | \n104 | \n(23) | \n21 | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) netto dell'esercizio di pertinenza delle interessenze di terzi azionisti | \n87 | \n6 | \n54 | \n64 | \n85 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi pagati alle interessenze di terzi azionisti | \n212 | \n9 | \n5 | \n56 | \n41 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\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 2025 \u00e8 di \u20ac4.847 milioni (\u20ac2.863 milioni al 31 dicembre
\n
2024) e comprende l\u2019obbligazione subordinata perpetua di Eni Marine Services SpA di \u20ac1.701 milioni (\u20ac1.924 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 26 \u2013 Patrimonio netto \u2013 Interessenze di terzi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Modifiche dell\u2019interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo
\nIl 6 marzo 2025 Eni e il fondo di private equity KKR hanno finalizzato l\u2019operazione di investimento da parte di KKR relativa a un\u2019interessenza
\ndi minoranza del 25% nella controllata Enilive con un incasso complessivo per Eni di \u20ac2.968 milioni compreso un aumento di capitale pari a
\n\u20ac500 milioni. Successivamente, l\u201911 aprile 2025 Eni e KKR hanno completato un\u2019operazione analoga alla precedente per un investimento di
\nun ulteriore 5% per il corrispettivo di \u20ac601 milioni. Ad esito dell\u2019operazione, KKR \u00e8 titolare di una partecipazione complessiva pari al 30% del
\ncapitale sociale di Enilive.
\nIl 31 marzo 2025 \u00e8 stato perfezionato l'aumento della partecipazione di Energy Infrastructure Partners (EIP) nel capitale sociale di Plenitude,
\nraggiungendo una quota complessiva pari al 10%. L\u2019incremento della partecipazione di EIP \u00e8 avvenuto attraverso un aumento di capitale di
\n\u20ac209 milioni che, tenuto conto di \u20ac588 milioni versati a marzo 2024, porta l\u2019investimento complessivo a circa \u20ac800 milioni. Il 4 novembre \u00e8
\nstato perfezionato tra Eni e il fondo di private equity Ares Capital l\u2019investimento in un\u2019interessenza di minoranza del 20% nel capitale sociale
\ndi Plenitude per il corrispettivo di \u20ac2.003 milioni.
\n2 L\u2019elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2025 \u00e8 indicato nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d che costituisce parte inte-
\ngrante 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",
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},
"Tag512": {
"value": "\nPATRIMONIO NETTO DI ENI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\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| Utili relativi a esercizi precedenti | \n33.209 | \n32.552 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva per differenze cambio da conversione | \n1.936 | \n8.081 | \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| - Obbligazioni subordinate perpetue | \n5.000 | \n5.000 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva legale | \n959 | \n959 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva per acquisto di azioni proprie | \n2.782 | \n2.883 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | \n42 | \n(612) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | \n(94) | \n(91) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto | \n92 | \n28 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value | \n104 | \n160 | \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| Azioni proprie | \n(2.782) | \n(2.883) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile dell'esercizio | \n2.608 | \n2.624 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n47.940 | \n52.785 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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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}
},
"Tag513": {
"value": "\nAl 31 dicembre 2025, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a \u20ac4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicembre
\n2024) ed \u00e8 rappresentato da n. 3.146.765.114 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (3.284.490.525 azioni ordinarie al 31
\ndicembre 2024).
\n
\n\n\n",
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}
},
"Tag514": {
"value": "\n(i) la possibilit\u00e0 di utilizzare le riserve disponibili
\ndi Eni SpA a titolo e in luogo del pagamento del dividendo dell\u2019esercizio 2025, stabilito in \u20ac1,05 per azione da regolarsi in 4 tranches, nei mesi
\ndi settembre 2025 (\u20ac0,26 per azione), novembre 2025 (\u20ac0,26 per azione), marzo 2026 (\u20ac0,26 per azione) e maggio 2026 (\u20ac0,27 per azione);
\n\n\n",
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"Tag515": {
"value": "1.05",
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"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToOwnersPerShare",
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"Tag516": {
"value": "\n
\nRiserva per differenze cambio
\nLa riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valute diverse
\ndall\u2019euro.
\n\n
Obbligazioni subordinate perpetue
\n
Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessivamente a \u20ac5
\n
miliardi (stesso ammontare al 31 dicembre 2024).
\n
Le caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1,5 miliardi con periodo di
\n
\u201cnon-call\u201d di 9 anni, con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 100% e una cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13
\n
ottobre 2029. Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato,
\n
tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 364,1
\n
punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal 13 ottobre 2034 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti
\n
base partire dal 13 ottobre 2049; (ii) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-call\u201d di 6 anni,
\n
con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 100% e una cedola annua del 2% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio 2027. Qualora non
\n
sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga
\n
interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 220,4 punti base, incrementato
\n
di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall\u201911 maggio 2032 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall\u201911
\n
maggio 2047; (iii) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-call\u201d di 9 anni, con un prezzo di re-
\n
offer all\u2019emissione del 99,607% e una cedola annua del 2,75% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio 2030. Qualora non sia avvenuto
\n
\n\n\n
\n\n\n\n
\n
\n\n
il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui
\n
pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulteriore
\n
margine di 25 punti base a partire dall\u201911 maggio 2035 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall\u201911 maggio 2050;
\n
(iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di 900 milioni di euro, con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 99,354% e una
\n
cedola annua del 4,5% fino alla prima data di reset prevista a 6,25 anni dall\u2019emissione (21 aprile 2031). Qualora non sia avvenuto il rimborso
\n
anticipato, la cedola annua verr\u00e0 rideterminata a partire dal 21 aprile 2031 e successivamente ogni 5 anni, con un tasso pari all\u2019Euro Mid Swap
\n
a 5 anni di volta in volta in vigore sommato a un margine iniziale di 208,3 punti base. Tale margine sar\u00e0 ulteriormente incrementato di 25 punti
\n
base a partire dal 21 aprile 2036 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2051; (v) emissione perpetua
\n
subordinata ibrida dell\u2019ammontare di 600 milioni di euro, con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 99,114% e una cedola annua del 4,875%
\n
fino alla prima data di reset prevista a 9,25 anni dall\u2019emissione (21 aprile 2034). Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato, la cedola
\n
annua verr\u00e0 rideterminata a partire dal 21 aprile 2034 e successivamente ogni 5 anni, con un tasso pari all\u2019Euro Mid Swap a 5 anni di volta in
\n
volta in vigore sommato a un margine iniziale di 239,9 punti base. Tale margine sar\u00e0 ulteriormente incrementato di 25 punti base a partire dal
\n
21 aprile 2039 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2054.
\n
\n\n\n
Riserva legale
\nLa riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall\u2019art. 2430 del Codice Civile, non pu\u00f2 essere distribuita
\na titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l\u2019ammontare massimo richiesto dalla legge.
\nRiserva per acquisto di azioni proprie
\nLa riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costituita per l\u2019acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni dell\u2019Assemblea
\ndegli azionisti.
\nRiserve per utile (perdita) complessivo
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nRiserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | \nRiserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | \nRiserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto (a) | \nRiserva OCI partecipazioni valutate al fair value | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva lorda | \nEffetto fiscale | \nRiserva netta | \nRiserva lorda | \nEffetto fiscale | \nRiserva netta | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Riserva al 31 dicembre 2024 | \n(861) | \n249 | \n(612) | \n(121) | \n30 | \n(91) | \n28 | \n160 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'esercizio | \n661 | \n(197) | \n464 | \n(11) | \n2 | \n(9) | \n73 | \n(32) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze cambio | \n3 | \n(1) | \n2 | \n1 | \n(1) | \n | \n | \n(19) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione dell'area di consolidamento e interessenze di terzi | \n27 | \n(9) | \n18 | \n8 | \n(2) | \n6 | \n(9) | \n(5) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rigiro a rettifica rimanenze | \n5 | \n(1) | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rigiro a conto economico | \n233 | \n(67) | \n166 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31 dicembre 2025 | \n68 | \n(26) | \n42 | \n(123) | \n29 | \n(94) | \n92 | \n104 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31 dicembre 2023 | \n50 | \n(14) | \n36 | \n(94) | \n6 | \n(88) | \n98 | \n98 | \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| Differenze cambio | \n | \n | \n | \n(5) | \n3 | \n(2) | \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| Rigiro a conto economico | \n123 | \n(36) | \n87 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riserva al 31 dicembre 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\n\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)
\n La riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto al 31 dicembre 2025 comprende riserve pari a \u20ac1 milione relative ai piani a benefici definiti per i dipendenti (stesso ammontare al 31 dicembre 2024).
\n\n
Azioni proprie
\n
Le azioni proprie ammontano a \u20ac2.782 milioni (\u20ac2.883 milioni al 31 dicembre 2024) e sono rappresentate da n. 189.083.769 azioni ordinarie
\n
Eni (203.137.967 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2024) possedute da Eni SpA.
\n
Nell\u2019esercizio 2025, sono state acquistate n. 128.453.526 azioni proprie per un controvalore complessivo di \u20ac1.881 milioni, nell\u2019ambito del
\n
completamento del piano di buy-back 2024 e dell\u2019esecuzione del programma 2025 da \u20ac1,8 miliardi completato al 84% alla data di bilancio,
\n
nel rispetto delle autorizzazioni assembleari. Sono state cancellate n. 137.725.411 azioni proprie per un controvalore complessivo di \u20ac1.908
\n
milioni, sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti Eni n. 1.492.968 azioni proprie, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting
\n
come previsto dal \u201cPiano di incentivazione di lungo termine 2020-2022\u201d approvato dall\u2019Assemblea di Eni del 13 maggio 2020 e sono state
\n
assegnate a titolo gratuito ai dipendenti Eni n. 3.289.345 azioni proprie come previsto dal \u201cPiano di Azionariato Diffuso 2024-2026 (\u201cPAD\u201d)\u201d
\n
approvato dall\u2019Assemblea di Eni del 15 maggio 2024. Le condizioni di vesting e di performance dei piani di incentivazione di lungo termine
\n
sono riportate alla nota n. 30 \u2013 Costi.
\n
\n\n\n
\n\n\n\nRiserve distribuibili
\nIl patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2025 comprende riserve distribuibili per circa \u20ac38 miliardi.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfReservesAndOtherEquityInterestExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag519": {
"value": "\nObbligazioni subordinate perpetue
\nLe obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessivamente a \u20ac5
\nmiliardi (stesso ammontare al 31 dicembre 2024).
\nLe caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1,5 miliardi con periodo di
\n\u201cnon-call\u201d di 9 anni, con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 100% e una cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13
\nottobre 2029. Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato,
\ntale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 364,1
\npunti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal 13 ottobre 2034 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti
\nbase partire dal 13 ottobre 2049; (ii) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-call\u201d di 6 anni,
\ncon un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 100% e una cedola annua del 2% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio 2027. Qualora non
\nsia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga
\ninteressi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 220,4 punti base, incrementato
\ndi un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall\u201911 maggio 2032 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall\u201911
\nmaggio 2047; (iii) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di \u20ac1 miliardo con periodo di \u201cnon-call\u201d di 9 anni, con un prezzo di re-
\noffer all\u2019emissione del 99,607% e una cedola annua del 2,75% fino alla prima data di reset prevista l\u201911 maggio 2030. Qualora non sia avvenuto
\n
\n\n\n\nil rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l\u2019ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui
\npari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulteriore
\nmargine di 25 punti base a partire dall\u201911 maggio 2035 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall\u201911 maggio 2050;
\n(iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell\u2019ammontare di 900 milioni di euro, con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 99,354% e una
\ncedola annua del 4,5% fino alla prima data di reset prevista a 6,25 anni dall\u2019emissione (21 aprile 2031). Qualora non sia avvenuto il rimborso
\nanticipato, la cedola annua verr\u00e0 rideterminata a partire dal 21 aprile 2031 e successivamente ogni 5 anni, con un tasso pari all\u2019Euro Mid Swap
\na 5 anni di volta in volta in vigore sommato a un margine iniziale di 208,3 punti base. Tale margine sar\u00e0 ulteriormente incrementato di 25 punti
\nbase a partire dal 21 aprile 2036 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2051; (v) emissione perpetua
\nsubordinata ibrida dell\u2019ammontare di 600 milioni di euro, con un prezzo di re-offer all\u2019emissione del 99,114% e una cedola annua del 4,875%
\nfino alla prima data di reset prevista a 9,25 anni dall\u2019emissione (21 aprile 2034). Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato, la cedola
\nannua verr\u00e0 rideterminata a partire dal 21 aprile 2034 e successivamente ogni 5 anni, con un tasso pari all\u2019Euro Mid Swap a 5 anni di volta in
\nvolta in vigore sommato a un margine iniziale di 239,9 punti base. Tale margine sar\u00e0 ulteriormente incrementato di 25 punti base a partire dal
\n21 aprile 2039 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2054.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfSubordinatedLiabilitiesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag521": {
"value": "\nAzioni proprie
\nLe azioni proprie ammontano a \u20ac2.782 milioni (\u20ac2.883 milioni al 31 dicembre 2024) e sono rappresentate da n. 189.083.769 azioni ordinarie
\nEni (203.137.967 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2024) possedute da Eni SpA.
\nNell\u2019esercizio 2025, sono state acquistate n. 128.453.526 azioni proprie per un controvalore complessivo di \u20ac1.881 milioni, nell\u2019ambito del
\ncompletamento del piano di buy-back 2024 e dell\u2019esecuzione del programma 2025 da \u20ac1,8 miliardi completato al 84% alla data di bilancio,
\nnel rispetto delle autorizzazioni assembleari. Sono state cancellate n. 137.725.411 azioni proprie per un controvalore complessivo di \u20ac1.908
\nmilioni, sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti Eni n. 1.492.968 azioni proprie, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting
\ncome previsto dal \u201cPiano di incentivazione di lungo termine 2020-2022\u201d approvato dall\u2019Assemblea di Eni del 13 maggio 2020 e sono state
\nassegnate a titolo gratuito ai dipendenti Eni n. 3.289.345 azioni proprie come previsto dal \u201cPiano di Azionariato Diffuso 2024-2026 (\u201cPAD\u201d)\u201d
\napprovato dall\u2019Assemblea di Eni del 15 maggio 2024. Le condizioni di vesting e di performance dei piani di incentivazione di lungo termine
\nsono riportate alla nota n. 30 \u2013 Costi.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfTreasurySharesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag522": {
"value": "\nProspetto di raccordo del risultato dell\u2019esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidati
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nRisultato dell'esercizio | \nPatrimonio netto | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 | \n2024 | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\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 | \n4.429 | \n6.419 | \n50.986 | \n50.735 | \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 delle partecipazioni in imprese consolidate | \n(1.643) | \n(2.029) | \n1.643 | \n4.338 | \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| - differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile | \n | \n | \n153 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - rettifiche per uniformit\u00e0 dei principi contabili | \n(285) | \n(1.722) | \n425 | \n1.240 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - eliminazione di utili infragruppo | \n219 | \n(80) | \n(301) | \n(537) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - imposte sul reddito differite e anticipate | \n38 | \n176 | \n(119) | \n(281) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.758 | \n2.764 | \n52.787 | \n55.648 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenze di terzi | \n(150) | \n(140) | \n(4.847) | \n(2.863) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Come da bilancio consolidato | \n2.608 | \n2.624 | \n47.940 | \n52.785 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\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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"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag523": {
"value": "\n
\n27 Altre informazioni
\n\n
Informazioni supplementari del Rendiconto finanziario
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\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| Attivit\u00e0 correnti | \n | \n486 | \n408 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n1.040 | \n3.863 | \n1.985 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | \n(724) | \n(468) | \n(91) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(82) | \n(1.825) | \n(622) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto netto degli investimenti | \n234 | \n2.056 | \n1.680 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill | \n | \n33 | \n25 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo | \n | \n(28) | \n(271) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenze di terzi | \n | \n(1) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di acquisto | \n234 | \n2.060 | \n1.432 | \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| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n(38) | \n(265) | \n(155) | \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 | \n196 | \n1.795 | \n1.277 | \n\n\n\n\n\n\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| Attivit\u00e0 correnti | \n85 | \n802 | \n130 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n657 | \n2.695 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | \n(322) | \n101 | \n180 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(196) | \n(2.267) | \n(124) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto netto dei disinvestimenti | \n224 | \n1.331 | \n339 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute per business combination | \n(138) | \n(788) | \n(580) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a conto economico delle altre componenti dell'utile complessivo | \n | \n | \n(7) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plusvalenza per business combination e disinvestimenti | \n45 | \n379 | \n427 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value della quota di partecipazione mantenuta dopo la cessione del controllo | \n27 | \n118 | \n414 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti per disinvestimenti | \n | \n | \n(173) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di vendita | \n158 | \n1.040 | \n420 | \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| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n(40) | \n(153) | \n(25) | \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 | \n118 | \n887 | \n395 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n\n\n
Gli investimenti e i disinvestimenti del 2025 sono commentati alla nota n. 5 \u2013 Business Combination e altre transazioni significative.
\n
\n\n\n\n
\n\n
Business combination
\n
L\u2019allocazione provvisoria e definitiva del prezzo delle attivit\u00e0 nette acquisite nel 2024 \u00e8 di seguito rappresentata:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nPlenitude - Energie rinnovabili e retail(Allocazione provvisoria) | \nPlenitude - Energie rinnovabili e retail(Allocazione definitiva) | \nEnilive - Atenoil(Allocazione provvisoria) | \nEnilive - Atenoil(Allocazione definitiva) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n5 | \n5 | \n5 | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Immobili, impianti e macchinari | \n71 | \n71 | \n14 | \n30 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill | \n5 | \n5 | \n28 | \n23 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n52 | \n52 | \n23 | \n17 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | \n(53) | \n(53) | \n(10) | \n(10) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(5) | \n(5) | \n(10) | \n(15) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di acquisto | \n75 | \n75 | \n50 | \n50 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 seguito dell\u2019allocazione definitiva delle Business Combination 2024 gli schemi di bilancio non sono stati rideterminati tenuto conto della
\nirrilevanza delle variazioni.
\n
\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfCashFlowStatementExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag525": {
"value": "\nInformazioni supplementari del Rendiconto finanziario
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\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| Attivit\u00e0 correnti | \n | \n486 | \n408 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n1.040 | \n3.863 | \n1.985 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | \n(724) | \n(468) | \n(91) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(82) | \n(1.825) | \n(622) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto netto degli investimenti | \n234 | \n2.056 | \n1.680 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill | \n | \n33 | \n25 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo | \n | \n(28) | \n(271) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenze di terzi | \n | \n(1) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di acquisto | \n234 | \n2.060 | \n1.432 | \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| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n(38) | \n(265) | \n(155) | \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 | \n196 | \n1.795 | \n1.277 | \n\n\n\n\n\n\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| Attivit\u00e0 correnti | \n85 | \n802 | \n130 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n657 | \n2.695 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disponibilit\u00e0 finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | \n(322) | \n101 | \n180 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti e non correnti | \n(196) | \n(2.267) | \n(124) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto netto dei disinvestimenti | \n224 | \n1.331 | \n339 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute per business combination | \n(138) | \n(788) | \n(580) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riclassifica a conto economico delle altre componenti dell'utile complessivo | \n | \n | \n(7) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plusvalenza per business combination e disinvestimenti | \n45 | \n379 | \n427 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fair value della quota di partecipazione mantenuta dopo la cessione del controllo | \n27 | \n118 | \n414 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti per disinvestimenti | \n | \n | \n(173) | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale prezzo di vendita | \n158 | \n1.040 | \n420 | \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| Disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n(40) | \n(153) | \n(25) | \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 | \n118 | \n887 | \n395 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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:DisclosureOfDetailedInformationAboutSupplementalCashFlowInformationExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag490": {
"value": "\n
\n\n
\n
\n
28 Garanzie, impegni e rischi
\n
\n
GARANZIE
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Imprese collegate | \n6.694 | \n9.063 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese in joint venture | \n1.473 | \n165 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n634 | \n424 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n8.801 | \n9.652 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n
\n
Nel normale svolgimento del business Eni emette garanzie nell\u2019interesse di societ\u00e0 non consolidate (joint venture o collegate) in relazione
\n
all\u2019adempimento di obbligazioni contrattuali, principalmente contratti autonomi a garanzia di buona esecuzione dei lavori, partecipazioni a
\n
gare d\u2019appalto e altri impegni delle societ\u00e0 partecipate nel settore Exploration & Production, nonch\u00e9 parent company guarantees a favore di
\n
banche e istituti finanziari che hanno erogato fondi a partecipate Eni per l\u2019esecuzione di progetti d\u2019interesse del Gruppo. Alcune garanzie sono
\n
state rilasciate a favore di governi ed enti di Stato con la finalit\u00e0 di assicurare questi da eventuali danni ambientali o in relazione a negligenti
\n
condotte nello sviluppo di progetti petroliferi o al mancato rispetto di norme contrattuali. Nei casi in cui le garanzie per danni ambientali e simili
\n
violazioni contrattuali non prevedano un tetto, i dati riportati includono la migliore stima della potenziale massima esposizione. Nei casi in cui
\n
il management non sia in grado di stimare tale ammontare massimo di potenziali futuri pagamenti, si ritiene che l\u2019evento avverso abbia solo
\n
una remota possibilit\u00e0 di accadimento o abbia un impatto trascurabile, come nel caso della parent company guarantee rilasciata alla societ\u00e0
\n
a controllo congiunto Card\u00f3n IV SA in caso di default sulle forniture di gas equity all\u2019ente di stato del Venezuela.
\n
Il decremento di \u20ac851 milioni \u00e8 stato determinato principalmente dall\u2019estinzione dei contratti autonomi rilasciati a favore di banche e alla
\n
societ\u00e0 petrolifera di Stato del Mozambico ENH nell\u2019interesse del consorzio dei finanziatori con i quali \u00e8 stato strutturato il project financing
\n
per lo sviluppo delle riserve gas della scoperta Coral (\u20ac1.710 milioni). Questa diminuzione \u00e8 stata parzialmente compensata dall\u2019emissione
\n
di nuove garanzie a fronte della vendita del 49,99% delle attivit\u00e0 CCUS nel Regno Unito e Olanda a un fondo di private equity (\u20ac1.218 milioni).
\n
L\u2019impegno effettivo rispetto al valore nominale delle garanzie ammonta a \u20ac5.223 milioni e tiene conto dell\u2019avanzamento delle attivit\u00e0 e dei
\n
finanziamenti rimborsati (\u20ac5.790 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Anche sulla base dell\u2019esperienza storica, si ritiene ragionevolmente probabile che tali garanzie non avranno effetti significativi sui risultati
\n
economici e sui flussi di cassa del bilancio consolidato.
\n
\n
IMPEGNI E RISCHI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Impegni | \n77.006 | \n84.129 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rischi | \n856 | \n1.046 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n77.862 | \n85.175 | \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
Gli impegni riguardano principalmente: (i) le parent company guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore
\n
Exploration & Production per l\u2019attivit\u00e0 di esplorazione e produzione di idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire,
\n
in \u20ac72.797 milioni (\u20ac79.858 milioni al 31 dicembre 2024). Il decremento di \u20ac7.061 milioni \u00e8 stato determinato principalmente da differenze
\n
di cambio e dalla chiusura della parent company guarantee relativa a Eni RAK BV (\u20ac1.924 milioni); (ii) la parent company guarantee per un
\n
ammontare complessivo di \u20ac3.402 milioni (\u20ac3.849 milioni al 31 dicembre 2024) rilasciata nell\u2019interesse di Eni Abu Dhabi Refining & Trading
\n
BV a seguito dell\u2019accordo con la societ\u00e0 Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) che ha portato all\u2019acquisizione del 20% della societ\u00e0
\n
ADNOC Refining e alla costituzione della joint venture ADNOC Global Trading Ltd dedicata alla commercializzazione di prodotti petroliferi. La
\n
parent company guarantee rimarr\u00e0 in essere fino a quando sar\u00e0 mantenuta la partecipazione azionaria; (iii) gli impegni della linea di business
\n
Plenitude per l\u2019acquisto di progetti nel campo delle energie rinnovabili in Italia e in Spagna per \u20ac560 milioni (\u20ac246 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
I rischi riguardano: (i) rischi di custodia di beni di terzi per \u20ac610 milioni (\u20ac772 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) indennizzi relativi a impegni
\n
assunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per \u20ac236 milioni (\u20ac264 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
ALTRI IMPEGNI E RISCHI
\n
Gli altri impegni includono gli accordi assunti per le iniziative di forestry, poste in essere nell\u2019ambito della strategia low carbon definita
\n
dall\u2019impresa e riguardano in particolare gli impegni per l\u2019acquisto, fino al 2038, di crediti di carbonio prodotti e certificati secondo standard
\n
internazionali da soggetti specializzati nei programmi di conservazione delle foreste.
\n
\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
Inoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali o di operazioni di perdita del controllo, Eni ha assunto rischi non quantificabili
\n
per eventuali indennizzi a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale correlabili al periodo durante
\n
il quale tali attivit\u00e0 erano operate da Eni o anche a seguito del deconsolidamento di controllate. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno
\n
effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.
\n
Relativamente ai contratti di fornitura take-or-pay con le societ\u00e0 di Stato russe (Gazprom e le sue affiliate), dal 2023 Eni ha cessato dal fare
\n
prelievi di gas naturale dai contratti in essere con Gazprom per la commercializzazione nei mercati UE nell\u2019ambito di varie controversie
\n
commerciali tra le parti. Eni prevede che tale situazione si protrarr\u00e0 anche nel 2026.
\n
Nell\u2019ambito delle cessioni di asset oil&gas, incluse transazioni concluse in esercizi precedenti, gli obblighi di abbandono e ripristino siti
\n
potrebbero ritornare in capo al venditore qualora l'acquirente non adempia agli obblighi dovuti.
\n
Gestione dei rischi finanziari
\n
Di seguito \u00e8 fornita la descrizione dei rischi finanziari e della relativa gestione. Con riferimento al rischio di credito i parametri adottati per la
\n
determinazione dell\u2019Expected Credit Loss sono stati aggiornati per tener conto della crisi energetica in atto e degli impatti connessi al conflitto
\n
tra Russia e Ucraina e alla guerra in Medio Oriente.
\n
Al 31 dicembre 2025 la Societ\u00e0 dispone di riserve di liquidit\u00e0 che il management reputa sufficienti a far fronte alle obbligazioni finanziarie in
\n
scadenza nei prossimi diciotto mesi.
\n
\n
Rischi finanziari
\n
La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA nell\u2019esercizio del suo ruolo di
\n
indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l\u2019obiettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari
\n
(\u201cLinee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari\u201d). Le \u201cLinee di indirizzo\u201d definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le
\n
componenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l\u2019obiettivo di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura
\n
dei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.
\n
\n\n\n
\n
\n
Rischio di mercato
\n
Il rischio di mercato consiste nella possibilit\u00e0 che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire
\n
negativamente sul valore delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0 o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato \u00e8 disciplinata dalle sopraindicate
\n
\u201cLinee di indirizzo\u201d e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attivit\u00e0 finanziarie, basato sulle Strutture di
\n
Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate e Banque Eni SA, quest\u2019ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di \u201cConcentration
\n
Risk\u201d) nonch\u00e9 su Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA per quanto attiene alle attivit\u00e0 in derivati su commodity. In particolare,
\n
Finanza Eni Corporate garantisce, per le societ\u00e0 Eni la copertura dei fabbisogni e l\u2019assorbimento dei surplus finanziari, le operazioni in cambi e in
\n
derivati finanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA assicurano la negoziazione sui mercati
\n
dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l\u2019attivit\u00e0 di execution. Eni SpA, Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets
\n
SpA (anche per tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue
\n
esterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme
\n
di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entit\u00e0 legali di Eni che
\n
hanno necessit\u00e0 di derivati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA ed Eni
\n
SpA sulla base delle asset class di competenza. I contratti derivati sono stipulati con l\u2019obiettivo di minimizzare l\u2019esposizione ai rischi di tasso di
\n
cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un\u2019ottica
\n
di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attivit\u00e0 in derivati classificata come risk reducing sia direttamente o indirettamente collegata agli asset
\n
industriali coperti ed effettivamente ottimizzi il profilo di rischio a cui Eni \u00e8 esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio
\n
risulti che alcuni derivati non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L\u2019attivit\u00e0 di trading proprietario \u00e8 segregata
\n
ex ante dalle altre attivit\u00e0 in appositi portafogli di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA e la relativa esposizione \u00e8 soggetta a
\n
specifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attivit\u00e0 di trading proprietario, a livello
\n
di Eni, \u00e8 confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento definito attraverso le \u201cLinee di indirizzo\u201d
\n
prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile espressi
\n
in termini di Stop Loss, ossia della massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e di Soglie
\n
di revisione strategia, ossia del livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione della strategia utilizzata, e in termini di Value
\n
at Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding
\n
period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio.
\n
Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza
\n
\n\n\n
\n
\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
Operativa che centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici del netting. Le metodologie
\n
di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti
\n
di rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell\u2019ambito di un gruppo industriale. Alle societ\u00e0 operative
\n
\u00e8 indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Eni Corporate.
\n
Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le \u201cLinee di indirizzo\u201d definiscono le regole per una gestione finalizzata all\u2019ottimizzazione
\n
dell\u2019attivit\u00e0 \u201ccore\u201d e al perseguimento degli obiettivi di stabilit\u00e0 relativi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi
\n
di rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi con riferimento all\u2019esposizione di natura commerciale
\n
e di trading proprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA. La delega a gestire il rischio
\n
di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unit\u00e0 di business esposte.
\n
Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attivit\u00e0 (di natura commerciale e di
\n
trading), accentrano le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell\u2019ambito
\n
dei mercati di riferimento.
\n
Nell\u2019ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziario approvato dal Consiglio di Amministrazione, Eni ha definito la
\n
costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidit\u00e0 all\u2019interno della quale si individua l\u2019ammontare di liquidit\u00e0 strategica, per consentire
\n
di far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l\u2019obiettivo di ottimizzazione del rendimento pur
\n
garantendo la massima tutela del capitale e la sua immediata liquidabilit\u00e0 nell\u2019ambito dei limiti assegnati. L\u2019attivit\u00e0 di gestione della liquidit\u00e0
\n
strategica comporta per Eni l\u2019assunzione di rischio mercato riconducibile all\u2019attivit\u00e0 di asset management realizzata tramite operazioni in
\n
conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di
\n
tutela del capitale e disponibilit\u00e0 immediata della liquidit\u00e0. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo
\n
sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.
\n
Rischio di mercato - tasso di cambio
\n
L\u2019esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall\u2019operativit\u00e0 dell\u2019impresa in valute diverse dall\u2019euro (principalmente il dollaro
\n
USA) e determina i seguenti impatti: sul risultato economico per effetto della differente significativit\u00e0 di costi e ricavi denominati in valuta
\n
rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti
\n
commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio il risultato economico e patrimonio netto per effetto della
\n
conversione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall\u2019euro. In generale, un apprezzamento del
\n
dollaro USA rispetto all\u2019euro ha un effetto positivo sull\u2019utile operativo di Eni e viceversa. L\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 la minimizzazione
\n
del rischio di tasso di cambio transattivo e l\u2019ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodity; il rischio
\n
derivante dalla maturazione del reddito d\u2019esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di aziende che redigono il bilancio
\n
con moneta funzionale diversa dall\u2019euro non \u00e8 di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica.
\n
Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attivit\u00e0 di
\n
business coinvolte e coprendo con il mercato l\u2019esposizione residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire l\u2019esposizione
\n
residua, le \u201cLinee di indirizzo\u201d ammettono l\u2019utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swap e forward, nonch\u00e9 opzioni
\n
su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di
\n
algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante
\n
dall\u2019accentramento sulle Strutture di Finanza Eni Corporate di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera
\n
secondo l\u2019approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di un giorno.
\n
Rischio di mercato - tasso d\u2019interesse
\n
Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie dell\u2019impresa valutate al fair value e
\n
sul livello degli oneri e proventi finanziari.
\n
L\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria
\n
definiti e approvati nel \u201cPiano Finanziario\u201d. Le Strutture di Finanza Eni Corporate, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i
\n
fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del \u201cPiano
\n
Finanziario\u201d e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse per gestire il
\n
bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti
\n
derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato
\n
fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secondo
\n
l\u2019approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di un giorno.
\n
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Rischio di mercato - commodity
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Il rischio di prezzo delle commodity \u00e8 identificato come la possibilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base
\n
producano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli
\n
obiettivi definiti nel piano industriale 2026-2030 e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity \u00e8 riconducibile alle seguenti categorie
\n
di esposizione: (i) esposizione strategica: esposizioni identificate direttamente dal Consiglio di Amministrazione in quanto frutto di scelte
\n
strategiche di investimento o al di fuori dell\u2019orizzonte di pianificazione del rischio. Includono, ad esempio, le esposizioni associate al programma
\n
di produzione delle riserve, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (gi\u00e0
\n
stipulati o previsti), il margine derivante dal processo di trasformazione della chimica, il margine di raffinazione e gli stoccaggi di lungo periodo
\n
funzionali alle connesse attivit\u00e0 logistico-industriali; (ii) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni \u00e8 costituita dalle componenti
\n
contrattualizzate collegate alle attivit\u00e0 commerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma afferenti l\u2019orizzonte temporale del piano
\n
industriale 2026-2030 e del budget, le componenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con ragionevole certezza (esposizione
\n
committed) e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attivit\u00e0
\n
di gestione sistematica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento tramite l\u2019implementazione di una o pi\u00f9 strategie e sono
\n
soggette a limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop Loss). All\u2019interno delle esposizioni commerciali sono ricomprese,
\n
in particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flessibilit\u00e0/opzionalit\u00e0 degli asset; (iii) esposizione di trading
\n
proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery con
\n
l\u2019intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di prezzi, spread e/o volatilit\u00e0 attuate in conto proprio ed effettuate a prescindere dalle esposizioni
\n
del portafoglio commerciale, dagli asset fisici e contrattuali, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Il rischio
\n
strategico non \u00e8 oggetto di sistematica attivit\u00e0 di gestione/copertura, che \u00e8 eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali
\n
o di mercato. Lo svolgimento di attivit\u00e0 di hedging del rischio strategico, dato il carattere di straordinariet\u00e0, \u00e8 demandato al top management
\n
previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione. Sempre previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione,
\n
le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere impiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commerciale al fine
\n
di sfruttare opportunit\u00e0 di naturale compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso agli strumenti derivati
\n
(attivando pertanto logiche di mercato interno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l\u2019obiettivo di risk management Eni
\n
\u00e8 l\u2019ottimizzazione delle attivit\u00e0 \u201ccore\u201d e preservare i risultati economici/finanziari. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante
\n
dall\u2019esposizione commerciale, Eni, per mezzo delle unit\u00e0 di Trading (Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA) per la gestione
\n
del rischio commodity e delle competenti funzioni di Finanza Eni Corporate per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti
\n
derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap,
\n
forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di
\n
emissione. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi
\n
di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del
\n
settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di Business esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo
\n
l\u2019approccio della simulazione storica ponderata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno.
\n
Rischio di mercato \u2013 liquidit\u00e0 strategica
\n
Il rischio di mercato riveniente dall\u2019attivit\u00e0 di gestione della porzione di riserva di liquidit\u00e0 denominata \u201cliquidit\u00e0 strategica\u201d \u00e8 identificato come
\n
la possibilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento)
\n
influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione o quando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il mantenimento
\n
della riserva di liquidit\u00e0 si propongono principalmente di garantire la flessibilit\u00e0 finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni
\n
straordinari (es. difficolt\u00e0 di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie) ed \u00e8 dimensionata in modo
\n
da assicurare la copertura del debito a breve termine e del debito a medio-lungo termine in scadenza in un orizzonte temporale di 24 mesi.
\n
Al fine di regolare l\u2019attivit\u00e0 di investimento della liquidit\u00e0 strategica, Eni ha definito una politica di investimento con specifici obiettivi e vincoli,
\n
articolati in termini di tipologia di strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento, nonch\u00e9 limiti operativi, quantitativi e di
\n
durata; ha individuato altres\u00ec un insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di controllo. In particolare,
\n
l\u2019attivit\u00e0 di gestione della liquidit\u00e0 strategica \u00e8 sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con
\n
holding period un giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), stop loss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emittente,
\n
comparto di attivit\u00e0 e Paese di emissione, duration, classe di rating e tipologia degli strumenti di investimento da inserire nel portafoglio,
\n
volti a minimizzare sia il rischio di mercato che quello di liquidit\u00e0. In nessun caso \u00e8 permesso il ricorso alla leva finanziaria n\u00e9 la vendita allo
\n
scoperto. Al 31 dicembre 2025 il rating del portafoglio complessivo di Liquidit\u00e0 Strategica \u00e8 pari a A/A- in linea rispetto a quello di fine 2024.
\n
Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2025 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell\u2019esercizio 2024) per quanto attiene ai rischi
\n
tasso di interesse e di cambio nonch\u00e9 al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione); relativamente alla liquidit\u00e0
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strategica, \u00e8 riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse.
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(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%)
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\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di interesse(a) | \n10,29 | \n4,45 | \n7,48 | \n4,45 | \n13,03 | \n3,92 | \n5,95 | \n7,50 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di cambio(a) | \n7,99 | \n0,07 | \n2,07 | \n0,43 | \n5,47 | \n0,07 | \n1,65 | \n0,69 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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(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.
\n
(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
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\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Portfolio Management Esposizioni | \n34,93 | \n2,79 | \n16,37 | \n2,79 | \n69,66 | \n6,20 | \n24,10 | \n6,32 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Commerciali(a) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trading(b) | \n1,34 | \n0,30 | \n0,63 | \n0,37 | \n1,74 | \n0,21 | \n0,53 | \n0,31 | \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
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\n
(a) Il perimetro consiste nell'area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR \u00e8
\n
calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l'anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell'anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di
\n
conseguenza l'andamento del VaR di GGP, Power G&M, REVT e di Plenitude nel corso dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all'interno dell'orizzonte annuo fissato.
\n
(b) L'attivit\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.
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(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
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\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio euro | \n0,64 | \n0,53 | \n0,58 | \n0,54 | \n0,60 | \n0,20 | \n0,40 | \n0,60 | \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
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(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
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\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ($ milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio | \n0,18 | \n0,12 | \n0,15 | \n0,16 | \n0,20 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| dollaro USA | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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Rischio di credito
\n
Il rischio di credito rappresenta l\u2019esposizione dell\u2019impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte
\n
dalla controparte. Eni ha definito policy di gestione del rischio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle controparti delle
\n
transazioni commerciali e finanziarie nell\u2019ambito del modello di finanza accentrata prescelto. Eni ha adottato un modello per la quantificazione
\n
e il controllo del rischio di credito basato sulla valutazione dell\u2019Expected Credit Loss. L\u2019Expected Credit Loss costituisce il valore della perdita
\n
attesa a fronte di un credito vantato nei confronti di una controparte, per la quale si stima una Probabilit\u00e0 di Default e una capacit\u00e0 di recupero
\n
sul credito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given Default. All\u2019interno del modello di gestione e controllo del rischio di credito,
\n
le esposizioni creditizie sono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura commerciale, sostanzialmente relative ai contratti di
\n
vendita delle commodity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finanziaria relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali
\n
depositi, derivati e investimenti in titoli mobiliari.
\n
Rischio di credito per esposizioni di natura commerciale
\n
Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura commerciale, la gestione del credito \u00e8 affidata alle unit\u00e0 di business e alle funzioni
\n
specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedicate, ed \u00e8 operata sulla base di procedure formalizzate per la valutazione e
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l\u2019affidamento delle controparti commerciali, per il monitoraggio delle esposizioni creditizie, per le attivit\u00e0 di recupero crediti e per l\u2019eventuale
\n
gestione del contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il controllo della
\n
rischiosit\u00e0 del cliente, in particolare la rischiosit\u00e0 delle controparti commerciali \u00e8 valutata attraverso un modello di rating interno che combina
\n
i diversi fattori predittivi del default derivanti dalle variabili di contesto economico, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di pagamento e
\n
dalle informazioni dei principali info provider specialistici. Per le controparti rappresentate da Entit\u00e0 Statali o ad esse strettamente correlate
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
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(es. National Oil Company) la Probabilit\u00e0 di Default, essenzialmente la probabilit\u00e0 di un ritardato pagamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale
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dato di input, i Country Risk Premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l\u2019impairment degli asset non finanziari. Infine, per le
\n
posizioni retail, in assenza di rating specifici, la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata differenziando la clientela per cluster omogenei di rischio sulla base
\n
delle serie storiche dei dati relativi agli incassi, periodicamente aggiornate.
\n
Rischio di credito per esposizioni di natura finanziaria
\n
Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanziaria derivante essenzialmente dall\u2019impiego della liquidit\u00e0 corrente e strategica
\n
e dalle posizioni in contratti derivati, le policy interne prevedono il controllo dell\u2019esposizione e della concentrazione attraverso limiti di rischio
\n
credito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie, basate sul rating fornito dalle
\n
principali agenzie. Il rischio \u00e8 gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA, da Eni Trade & Biofuels SpA, e da
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Eni Trading & Shipping Inc per l\u2019attivit\u00e0 in derivati su commodity in coerenza con il modello di finanza accentrata. Nell\u2019ambito dei massimali
\n
definiti per classe di rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a
\n
ciascuna un limite massimo di affidamento per la singola entit\u00e0 legale e complessivamente per il gruppo di appartenenza, che viene monitorato
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e controllato attraverso la valutazione giornaliera dell\u2019utilizzo degli affidamenti e l\u2019analisi periodica di Expected Credit Loss e concentrazione.
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Rischio di liquidit\u00e0
\n
Il rischio liquidit\u00e0 \u00e8 il rischio che l\u2019impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficolt\u00e0 di reperire fondi
\n
(funding liquidity risk) o di liquidare attivit\u00e0 sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento \u00e8 un impatto
\n
negativo sul risultato economico nel caso in cui l\u2019impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come
\n
estrema conseguenza, una situazione di insolvibilit\u00e0 che pone a rischio la continuit\u00e0 aziendale. Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi \u00e8 il
\n
mantenimento di un ammontare adeguato di risorse finanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di
\n
scenario, restrizioni nell\u2019accesso al mercato dei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticit\u00e0 operativa ai programmi di sviluppo
\n
dell\u2019azienda. A tal fine, Eni mantiene una riserva di liquidit\u00e0 strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine ed
\n
alta liquidabilit\u00e0, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Societ\u00e0 ritiene di disporre di fonti di finanziamento pi\u00f9
\n
che adeguate a soddisfare le prevedibili necessit\u00e0 finanziarie, attraverso la disponibilit\u00e0 di attivi finanziari e di linee di credito nonch\u00e9 l\u2019accesso,
\n
tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, ad un\u2019ampia gamma di tipologie di finanziamento.
\n
Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo pu\u00f2 reperire sul mercato dei capitali fino a \u20ac20 miliardi;
\n
al 31 dicembre 2025 il programma risulta utilizzato per \u20ac12,8 miliardi.
\n
Standard & Poor\u2019s assegna ad Eni il rating A- con outlook Negativo per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody\u2019s nel corso
\n
del 2025 ha rivisto il rating di Eni da Baa1 a A3 con outlook Stabile e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook
\n
Stabile per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating Eni \u00e8 legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al
\n
rating sovrano dell\u2019Italia.
\n
Al 31 dicembre 2025 il valore complessivo delle linee di credito committed disponibili \u00e8 pari a \u20ac9 miliardi.
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PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE, DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI
\n
Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari e alle passivit\u00e0
\n
per beni in leasing compresi i pagamenti per interessi, alle passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati.
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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| (\u20ac milioni) | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n7.982 | \n2.793 | \n5.492 | \n1.944 | \n2.139 | \n7.908 | \n28.258 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.250 | \n751 | \n581 | \n478 | \n434 | \n2.241 | \n5.735 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n827 | \n41 | \n23 | \n14 | \n12 | \n56 | \n973 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n10.059 | \n3.585 | \n6.096 | \n2.436 | \n2.585 | \n10.205 | \n34.966 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n811 | \n699 | \n595 | \n418 | \n360 | \n2.529 | \n5.412 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n302 | \n244 | \n206 | \n176 | \n150 | \n553 | \n1.631 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.113 | \n943 | \n801 | \n594 | \n510 | \n3.082 | \n7.043 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| 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| 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 | \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| 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| 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 | \n1.216 | \n989 | \n909 | \n764 | \n553 | \n3.494 | \n7.925 | \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
Le passivit\u00e0 per beni in leasing comprensive della quota interessi sono riferibili per \u20ac1.082 milioni (\u20ac925 milioni al 31 dicembre 2024) alla quota
\n
di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni che sar\u00e0 recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito
\n
delle cash call.
\n
Il decremento di \u20ac1.102 milioni delle garanzie finanziarie \u00e8 stato determinato dall\u2019estinzione dei contratti autonomi rilasciati a favore di banche e
\n
alla societ\u00e0 petrolifera di Stato del Mozambico ENH nell\u2019interesse del consorzio dei finanziatori con i quali \u00e8 stato strutturato il project financing
\n
per lo sviluppo delle riserve gas della scoperta Coral.
\n
Nella 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| (\u20ac milioni) | \n2026 | \n2027-2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n13.901 | \n | \n | \n13.901 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.360 | \n74 | \n111 | \n6.545 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n20.261 | \n74 | \n111 | \n20.446 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026-2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| Altri debiti e anticipi | \n6.922 | \n59 | \n121 | \n7.102 | \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
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\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
PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI
\n
1
\n
In aggiunta ai debiti finanziari, alle passivit\u00e0 per beni in leasing e ai debiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patrimoniale,
\n
Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adempimento
\n
comporter\u00e0 esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni sono valorizzate in base al costo netto per l\u2019impresa di terminazione del contratto,
\n
costituito dall\u2019importo minimo tra i costi di adempimento dell\u2019obbligazione contrattuale e l\u2019ammontare dei risarcimenti/penalit\u00e0 contrattuali
\n
connesse al mancato adempimento.
\n
Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay in base ai quali Eni ha l\u2019obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di
\n
pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilit\u00e0 di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti
\n
sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale 2026-2030 approvato
\n
dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management.
\n
Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni
\n
contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere pagati nel 2026 per lo smantellamento degli asset Oil & Gas e per il risanamento
\n
ambientale si basano sulle stime della direzione e non rappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura.
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAnni di scadenza | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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) | \n911 | \n748 | \n581 | \n539 | \n565 | \n10.362 | \n13.706 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi relativi a fondi ambientali | \n812 | \n563 | \n438 | \n341 | \n319 | \n1.099 | \n3.572 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni di acquisto(b) | \n16.750 | \n13.397 | \n12.393 | \n11.372 | \n9.068 | \n62.467 | \n125.447 | \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| . take-or-pay | \n14.757 | \n12.643 | \n11.756 | \n11.138 | \n8.901 | \n62.230 | \n121.425 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| . ship or pay | \n632 | \n271 | \n254 | \n225 | \n159 | \n211 | \n1.752 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri impegni di acquisto | \n1.361 | \n483 | \n383 | \n9 | \n8 | \n26 | \n2.270 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri Impegni | \n6 | \n15 | \n | \n | \n | \n | \n21 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Memorandum di intenti Val d'Agri | \n6 | \n15 | \n | \n | \n | \n | \n21 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale(c) | \n18.479 | \n14.723 | \n13.412 | \n12.252 | \n9.952 | \n73.928 | \n142.746 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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'attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle
\n
strutture e il ripristino dei siti.
\n
(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa \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
\n
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 \u20ac404
\n
milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
IMPEGNI PER INVESTIMENTI
\n
Nel prossimo piano industriale 2026-2030 Eni prevede di eseguire un programma d\u2019investimenti tecnici e in partecipazioni di circa \u20ac29 miliardi.
\n
Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un
\n
progetto \u00e8 considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono
\n
stati gi\u00e0 collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement.
\n
Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investimenti ambientali.
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAnni di scadenza | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Impegni per investimenti committed | \n6.250 | \n4.847 | \n3.932 | \n2.871 | \n1.984 | \n304 | \n20.188 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 \u2013 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
ALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI
\n
\n
\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\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\n
\n\n | \n | \n | \nAltre | \n | \n | \nAltre | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \ncomponenti | \n | \n | \ncomponenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nValore | \nConto | \ndell'utile | \nValore | \nConto | \ndell'utile | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ndi iscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \ndi iscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \n\n\n\n\n\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\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico(a) | \n6.991 | \n235 | \n | \n6.797 | \n388 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti derivati non di copertura e di trading(b) | \n(18) | \n559 | \n | \n(1.119) | \n(73) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni minoritarie valutate al fair value(c) | \n1.329 | \n242 | \n(30) | \n1.395 | \n227 | \n62 | \n\n\n\n\n\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\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti(d) | \n13.216 | \n(18) | \n | \n17.753 | \n(106) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari(e) | \n4.756 | \n(49) | \n | \n4.238 | \n233 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli(a) | \n63 | \n1 | \n | \n62 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti(a) | \n20.446 | \n | \n | \n22.273 | \n(153) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti finanziari(f) | \n28.502 | \n(296) | \n | \n30.390 | \n(1.176) | \n | \n\n\n\n\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) | \n(83) | \n(262) | \n865 | \n7 | \n(95) | \n(912) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 \"Proventi (oneri) finanziari\".
\n
(b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli \"Altri proventi (oneri) operativi\" per \u20ac641 milioni di proventi (oneri per \u20ac352 milioni nel 2024) e nei \"Proventi (oneri) finanziari\".
\n
(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Proventi (oneri) su partecipazioni - Dividendi\".
\n
(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nelle \"Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti\" per \u20ac11 milioni di svalutazioni nette (\u20ac168 milioni di svalutazioni nette nel
\n
2024) e nei \"Proventi (oneri) finanziari\" per \u20ac7 milioni di oneri (proventi per \u20ac62 milioni nel 2024), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d'interesse effettivo per \u20ac26 milioni (\u20ac27 milioni di
\n
interessi attivi nel 2024).
\n
(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Proventi (oneri) finanziari\", comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac222 milioni (\u20ac175 milioni di interessi attivi
\n
nel 2024) e rivalutazioni nette per \u20ac1 milione (\u20ac22 milioni di svalutazioni nette nel 2024).
\n
(f) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Proventi (oneri) finanziari\", comprensivi di interessi passivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac861 milioni (\u20ac897 milioni di interessi
\n
passivi nel 2024).
\n
(g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Ricavi della gestione caratteristica\", negli \"Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi\" e \"Proventi (oneri) finanziari\".
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
INFORMAZIONI SULLA COMPENSAZIONE DI STRUMENTI FINANZIARI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAmmontare lordo delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie | \nAmmontare lordo delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie compensate | \nAmmontare netto delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie rilevate nello 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 31 dicembre 2025 | \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| Crediti commerciali e altri crediti | \n17.017 | \n4.581 | \n12.436 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n5.076 | \n1.133 | \n3.943 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n2.852 | \n13 | \n2.839 | \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| Debiti commerciali e altri debiti | \n24.842 | \n4.581 | \n20.261 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n5.172 | \n1.133 | \n4.039 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n3.403 | \n13 | \n3.390 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| 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| 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| 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| Passivit\u00e0 finanziarie | \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| 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| 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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La compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie riguarda: (i) crediti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production per
\n
\u20ac4.581 milioni (\u20ac4.429 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti e non correnti relative a strumenti finanziari derivati
\n
per \u20ac1.133 milioni (\u20ac1.508 milioni al 31 dicembre 2024) e altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per \u20ac13 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2024).
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Contenziosi
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Eni SpA \u00e8 parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attivit\u00e0. Sulla base delle
\n
informazioni attualmente disponibili, tenuto conto dei fondi stanziati e rappresentando che in alcuni casi non \u00e8 possibile una stima attendibile
\n
dell\u2019onere eventuale, Eni ritiene che verosimilmente da tali procedimenti ed azioni non deriveranno effetti negativi rilevanti. Oltre a quanto
\n
indicato nella nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri, di seguito sono sintetizzati i procedimenti pi\u00f9 significativi per i quali, generalmente e salvo
\n
diversa indicazione, non \u00e8 stato effettuato uno stanziamento al fondo rischi in quanto un esito sfavorevole \u00e8 giudicato improbabile o l\u2019entit\u00e0
\n
dello stanziamento non \u00e8 stimabile in modo attendibile.
\n
1. PROCEDIMENTI IN MATERIA DI SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE
\n
1.1. Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura penale
\n
i. Eni Rewind SpA \u2013 Discarica di Minciaredda, sito di Porto Torres. Nel 2015 la Procura di Sassari ha avviato un procedimento penale per
\n
presunti reati di gestione di discarica non autorizzata e disastro ambientale, avente a oggetto l\u2019area di discarica interna allo stabilimento di
\n
Porto Torres denominata \u201cMinciaredda\u201d, gestita da Eni Rewind SpA, alla quale \u00e8 stato contestato il corrispondente illecito amministrativo
\n
ai sensi del D.lgs. 231/01. Con riferimento all\u2019iter di bonifica dell\u2019area Minciaredda, nel luglio 2018 \u00e8 stato decretato il progetto di bonifica
\n
dei suoli e delle falde c.d. Nuraghe Fase 1. All\u2019esito delle indagini preliminari \u00e8 stata presentata richiesta di rinvio a giudizio. In udienza
\n
preliminare gli enti territoriali e alcune associazioni ambientaliste si sono costituite parte civile. Sono state ammesse la Regione Sardegna,
\n
il Comune di Sassari, il Comune di Porto Torres, il WWF e l\u2019Ente Parco Asinara. Il Giudice ha autorizzato la citazione del responsabile civile
\n
Eni Rewind SpA. All\u2019esito dell\u2019udienza preliminare il GUP ha disposto il rinvio a giudizio degli imputati e della Societ\u00e0 davanti al Tribunale
\n
di Sassari ammettendo la costituzione di parte civile del MITE, della Regione Sardegna e di altri enti e soggetti privati. Successivamente
\n
Eni Rewind \u00e8 stata prosciolta per improcedibilit\u00e0 dell\u2019azione ai sensi del D.lgs. 231/01 nei suoi confronti e definitivamente estromessa dal
\n
processo penale. Nell\u2019ambito del procedimento penale a carico dei dirigenti di Eni Rewind, invece, in data 13 novembre 2022, il Tribunale di
\n
Sassari ha pronunciato sentenza di assoluzione per insussistenza del fatto. Il PM e le parti civili hanno depositato atto di appello avverso
\n
la sentenza di primo grado; si resta in attesa di fissazione del giudizio di appello.
\n
ii. Raffineria di Gela SpA e Eni Mediterranea Idrocarburi (EniMed) SpA \u2013 Disastro innominato. Procedimento penale pendente a carico di
\n
dirigenti della Raffineria di Gela e della EniMed per i reati di disastro innominato, gestione illecita di rifiuti e scarico di acque reflue industriali
\n
senza autorizzazione. Alla Raffineria di Gela \u00e8 contestato l\u2019illecito amministrativo da reato ai sensi del D.lgs. 231/01. Questo procedimento
\n
penale aveva inizialmente ad oggetto l\u2019accertamento del presunto inquinamento del sottosuolo derivante da perdite di prodotto da 14
\n
serbatoi di stoccaggio della Raffineria di Gela non ancora dotati di doppio fondo, nonch\u00e9 fenomeni di contaminazione nelle aree marine
\n
costiere adiacenti lo stabilimento in ragione della mancata tenuta del sistema di barrieramento realizzato nell\u2019ambito del procedimento di
\n
bonifica del sito. Il Giudice ha poi riunito in questo procedimento altre indagini aventi ad oggetto episodi inquinanti collegati all\u2019esercizio di
\n
altri impianti della Raffineria di Gela e perdite di idrocarburi dalle condotte della societ\u00e0 EniMed. \u00c8 stata emessa sentenza di assoluzione
\n
di primo grado nei confronti degli imputati e dell\u2019ente. La sentenza \u00e8 stata impugnata dalla Procura della Repubblica di Gela. Si \u00e8 dunque
\n
incardinato il giudizio di Appello innanzi alla Corte d\u2019Appello di Caltanissetta.
\n
iii. Eni SpA \u2013 Indagine Val d\u2019Agri. A valle delle indagini condotte per accertare la sussistenza di un traffico illecito di rifiuti prodotti dal Centro
\n
Olio Val d\u2019Agri (COVA) di Viggiano e smaltiti in impianti di depurazione su territorio nazionale, nel marzo 2016 la Procura di Potenza ha
\n
disposto gli arresti domiciliari per cinque dipendenti Eni e posto sotto sequestro alcuni impianti funzionali all\u2019attivit\u00e0 produttiva in Val d\u2019Agri,
\n
che conseguentemente \u00e8 stata interrotta. La difesa ha condotto degli accertamenti tecnici indipendenti avvalendosi di esperti di livello
\n
internazionale, i quali hanno accertato la rispondenza dell\u2019impianto alle Best Available Technologies e alle Best Practice internazionali.
\n
Parallelamente, la Societ\u00e0 ha individuato una soluzione tecnica consistente in modifiche non sostanziali all\u2019impianto, per il convogliamento
\n
delle acque risultanti dal processo di trattamento delle linee gas, con la finalit\u00e0 di eliminare l\u2019azione di \u201cmiscelazione\u201d nei termini contestati.
\n
Tale soluzione \u00e8 stata approvata dalla Procura, consentendo a Eni di riavviare la produzione e la reiniezione in giacimento nel pozzo Costa
\n
Molina 2 nell\u2019agosto 2016. Su richiesta della Regione \u00e8 stato aperto l\u2019iter amministrativo di riesame dell\u2019AIA. Nell\u2019ambito del procedimento
\n
penale, la Procura ha richiesto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati per le ipotesi di traffico illecito di rifiuti, violazione del divieto di
\n
miscelazione di rifiuti, gestione non autorizzata di rifiuti e falso ideologico in atto pubblico, e la persona giuridica Eni ai sensi del D.lgs.
\n
231/2001. A seguito dell\u2019udienza preliminare, il processo si \u00e8 aperto nel novembre 2017. All\u2019esito dell\u2019istruttoria dibattimentale, il Tribunale
\n
di Potenza, in data 10 marzo 2021, ha emesso il dispositivo di sentenza con cui, in relazione alla contestazione di falso ideologico in
\n
atto pubblico, ha assolto tutti gli imputati; in relazione alle contravvenzioni in contestazione, ha dichiarato non doversi procedere per
\n
intervenuta prescrizione; infine, in relazione all\u2019ipotesi di traffico illecito di rifiuti, ha assolto due ex dipendenti del Distretto Meridionale per
\n
non avere commesso il fatto, ha condannato sei ex funzionari del medesimo Distretto con sospensione della pena ed ha correlativamente
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n
condannato Eni ai sensi del D.lgs. 231/01 alla sanzione di \u20ac700.000, disponendo la confisca di una somma quantificata in \u20ac44.248.071
\n
ritenuta costituire l\u2019ingiusto profitto conseguito dal reato, da cui detrarre l\u2019ammontare dei costi sostenuti da Eni per le modifiche all\u2019impianto
\n
eseguite nel 2016. A seguito del deposito delle motivazioni da parte del Tribunale, \u00e8 stato prontamente formulato ricorso in Appello avverso
\n
tutti i profili di condanna. In data 19 febbraio 2026 la Corte d\u2019Appello di Potenza ha emesso sentenza di assoluzione nei confronti di Eni,
\n
ex D.lgs. 231/01, e dei suoi dipendenti, revocando altres\u00ec la confisca che era stata disposta quale asserito ingiusto profitto del reato.
\n
iv. Eni SpA \u2013 Procedimento penale Val d\u2019Agri \u2013 Spill Serbatoio. Nel febbraio 2017, a seguito dell\u2019individuazione di una perdita di petrolio da
\n
parte di uno dei serbatoi del Centro Olio Val d\u2019Agri (COVA), era stata aperta un\u2019indagine penale per i presunti reati di disastro ambientale
\n
nei confronti dei precedenti Responsabili del COVA, degli Operation Manager in carica dal 2011 e del Responsabile HSE in carica al
\n
momento del fatto nonch\u00e9 nei confronti di Eni ai sensi del D.lgs. 231/01. Nell\u2019aprile 2017 Eni ha, di propria iniziativa, sospeso l\u2019attivit\u00e0
\n
industriale presso il COVA, anticipando quanto disposto dalla Delibera della Giunta Regionale. Nel luglio 2017 Eni ha riavviato l\u2019attivit\u00e0
\n
petrolifera avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte della Regione una volta completati gli accertamenti e le verifiche, che
\n
hanno confermato l\u2019integrit\u00e0 dell\u2019impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza. Nello stesso anno, Eni ha proceduto in maniera
\n
tempestiva a dotare tutti i serbatoi del COVA del doppio fondo, ha dato esecuzione a tutte le prescrizioni degli enti eseguendo tutte le
\n
attivit\u00e0 di bonifica e messa in sicurezza necessarie per il regolare svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 petrolifera e ha provveduto a risarcire i danni ai
\n
privati proprietari delle aree limitrofe al COVA e impattate dall\u2019evento. A conclusione delle indagini preliminari, la Procura della Repubblica
\n
ha chiesto il rinvio a giudizio nei confronti dei dipendenti e di Eni quale ente responsabile ai sensi del D.lgs. 231/2001. All\u2019esito della
\n
conseguente udienza preliminare il GUP, con riferimento all\u2019imputazione ad Eni ex D.lgs. 231/01 per i fatti sino al 2015, ha emesso sentenza
\n
di non luogo a procedere perch\u00e9 il fatto non \u00e8 previsto dalla legge come reato presupposto dalla responsabilit\u00e0 amministrativa, mentre
\n
con riferimento all\u2019imputazione ad Eni per i fatti successivi al 2015, ha accolto l\u2019eccezione difensiva di nullit\u00e0 assoluta della richiesta di
\n
rinvio a giudizio, con restituzione degli atti alla Procura della Repubblica. Infine, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dei due dipendenti Eni
\n
davanti al Tribunale di Potenza, qualificando l\u2019imputazione nei loro confronti nella fattispecie di reato di disastro innominato. Numerose
\n
parti hanno presentato istanza di costituzione di parte civile e, nelle more, di valutare le richieste di esclusione presentate dalle difese
\n
rispetto a quest\u2019ultime, il Tribunale ha emesso Decreto di citazione di Eni, quale responsabile civile ed Eni si \u00e8 ritualmente ricostituita. I due
\n
procedimenti a carico delle persone fisiche \u2013 ovvero il rito ordinario ed il rito immediato \u2013 sono stati poi riuniti dal Tribunale in un unico
\n
processo, attualmente pendente in fase di dibattimento. Per quanto concerne Eni SpA quale ente ex D.lgs. 231/01, il Pubblico Ministero
\n
ha emesso nuova richiesta di rinvio a giudizio. All\u2019esito dell\u2019udienza preliminare il GUP ha emesso il decreto che dispone il giudizio nei
\n
confronti di Eni SpA. Il collegio ha annullato tale decreto per indeterminatezza dell\u2019imputazione nei confronti dell\u2019ente, restituendo gli atti
\n
al GUP e determinando cos\u00ec una regressione del processo a carico della Societ\u00e0 alla fase dell\u2019udienza preliminare, in vista della quale il
\n
Pubblico Ministero ha integrato il capo d\u2019imputazione. All\u2019esito della discussione, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dell\u2019Ente avanti al
\n
Tribunale di Potenza.
\n
v. Raffineria di Gela SpA e Eni Mediterranea Idrocarburi (EniMed) SpA \u2013 Gestione rifiuti discarica Camastra. Nel giugno 2018 la Procura
\n
di Palermo ha avviato nei confronti delle societ\u00e0 Eni Raffineria di Gela e EniMed un procedimento penale che riguarda un presunto traffico
\n
illecito di rifiuti industriali provenienti da operazioni di bonifica di terreni, smaltiti presso una discarica di propriet\u00e0 di una societ\u00e0 terza.
\n
La Procura ha contestato tale reato agli Amministratori Delegati pro tempore delle due societ\u00e0 Eni; alle societ\u00e0 \u00e8 contestato l\u2019illecito
\n
amministrativo da reato di cui al D.lgs. 231/01. La condotta illecita deriverebbe dalla fraudolenta certificazione dei rifiuti ai fini della
\n
ricezione in discarica. A seguito delle attivit\u00e0 difensive espletate, la posizione dell\u2019AD della Raffineria di Gela SpA e della medesima societ\u00e0
\n
sono state oggetto di richiesta e decreto di archiviazione, mentre per la posizione dell\u2019AD di EniMed e della societ\u00e0 \u00e8 stato chiesto e ottenuto
\n
il rinvio a giudizio. Il procedimento \u00e8 stato trasferito dinanzi al Tribunale di Agrigento per competenza territoriale. In data 26 novembre
\n
2025, in esito all\u2019istruttoria dibattimentale, il Tribunale di Agrigento ha pronunciato la sentenza con la quale ha assolto l\u2019AD pro-tempore
\n
di EniMed e la societ\u00e0 EniMed imputata ai sensi del D.lgs. 231/01.
\n
vi. Versalis SpA \u2013 Sequestro Preventivo presso lo stabilimento di Priolo Gargallo. Nel febbraio 2019 il Tribunale di Siracusa, su richiesta
\n
della Procura, nell\u2019ambito di un\u2019indagine riguardante i reati di getto pericoloso di cose e di inquinamento ambientale, a carico dell\u2019ex
\n
direttore dello stabilimento di Priolo, nonch\u00e9 di Versalis ai sensi del D.lgs. 231/2001 e delle altre industrie del Polo Industriale, relativa alle
\n
emissioni prodotte dal complesso industriale di Priolo Gargallo ha disposto il sequestro preventivo, consentendo la facolt\u00e0 d\u2019uso, degli
\n
impianti di Versalis che, sulla base dei rilievi tecnici formulati dai consulenti tecnici nominati dalla Procura, presentano punti di emissioni
\n
convogliate e diffuse non conformi alle Best Available Techniques (BAT). Il Tribunale del Riesame, valutati i miglioramenti impiantistici
\n
realizzati da Versalis prima ancora del sequestro nel marzo 2019 ha disposto l\u2019annullamento del provvedimento. Nel marzo 2021 quindi
\n
\u00e8 stato notificato avviso di conclusione delle indagini preliminari, con la formulazione da parte della Procura delle ipotesi di reato gi\u00e0
\n
ipotizzate in precedenza. Allo stato non si ha notizia di ulteriori sviluppi processuali.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\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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vii. Versalis SpA\u2013 Sequestro dell\u2019impianto di depurazione gestito da IAS SpA Priolo Gargallo. Nel febbraio 2022 la Procura della Repubblica
\n
di Siracusa ha avviato un procedimento per presunti reati di disastro ambientale (452 quater c.p.) e di violazione della normativa in materia
\n
di scarichi reflui industriali dell\u2019impianto Versalis nel depuratore di Priolo gestito da IAS SpA a carico di due ex direttori dello stabilimento
\n
Versalis di Priolo, nonch\u00e9 di un dipendente di Versalis, avente allora un ruolo dirigenziale in Priolo Servizi. Le persone giuridiche Versalis,
\n
Priolo Servizi e le altre societ\u00e0 coinsediate risultavano Enti indagati ai sensi del D.lgs. 231/01. In data 15 giugno 2022 il GIP del Tribunale
\n
di Siracusa disponeva il sequestro dell\u2019impianto di depurazione e delle quote societarie di IAS SpA, con la nomina di un amministratore
\n
giudiziario dei beni sottoposti a sequestro. Successivamente, le indagini sono state estese anche all\u2019attuale Direttore dello Stabilimento
\n
Versalis e all\u2019AD di Priolo Servizi, dipendente di Versalis SpA. Parallelamente, Versalis SpA ha impugnato dinanzi al TAR di Catania l\u2019AIA
\n
rilasciata a IAS solo per la parte in cui il provvedimento venga interpretato nel senso di imporre nuovi e diversi limiti allo scarico rispetto
\n
a quelli contenuti nelle autorizzazioni in capo alla societ\u00e0. Nel frattempo, \u00e8 stata sospesa dalla Regione Sicilia l\u2019AIA rilasciata per la
\n
gestione, da parte di IAS, del depuratore. Versalis ha, quindi, impugnato davanti al TAR il provvedimento di avvio di riesame della sua AIA
\n
e, con separato ricorso, il provvedimento di sospensione dell\u2019AIA di IAS da parte della Regione Sicilia. Al contempo, il GIP di Siracusa ha
\n
sollevato questione di legittimit\u00e0 alla Corte costituzionale dell\u2019art. 104 bis Disp. att. c.p.p. con riferimento al decreto interministeriale del 12
\n
settembre 2023 \u2013 ovverosia al c.d. decreto \u201cSalva ISAB\u201d, volto alla salvaguardia della continuit\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 produttiva dei soci industriali
\n
del petrolchimico. Versalis si \u00e8, quindi, costituita in giudizio davanti alla Corte costituzionale che all\u2019esito dell\u2019udienza del 7 maggio 2024,
\n
ha dichiarato l\u2019illegittimit\u00e0 costituzionale della norma in esame nella parte in cui non prevede che le misure ivi indicate si applichino per
\n
un periodo di tempo non superiore a trentasei mesi. L\u2019ordinanza del GIP di Siracusa con la quale era stata negata l\u2019autorizzazione alla
\n
prosecuzione dell\u2019attivit\u00e0 produttiva del petrolchimico \u00e8 stata successivamente revocata dal tribunale di Siracusa. Il GIP ha proposto
\n
ricorso in Cassazione avverso tale provvedimento. Nel frattempo, il procedimento penale rimane tuttora pendente in fase di indagini.
\n
viii. Eni Rewind SpA e Versalis SpA \u2013 Mantova. Procedimento penale in materia di reati ambientali. Con riguardo al sito di Mantova, ove
\n
la Societ\u00e0 sta procedendo con tutte le opportune attivit\u00e0 ambientali la Procura della Repubblica di Mantova ha notificato in agosto e in
\n
settembre 2020 avviso di conclusione delle indagini preliminari relativo al procedimento penale 778/18 RGNR in cui sono stati riuniti
\n
diversi fascicoli di indagine. Nell\u2019atto di chiusura delle indagini preliminari emerge l\u2019iscrizione nel registro degli indagati di dipendenti di
\n
Versalis SpA, Eni Rewind SpA ed Edison SpA nonch\u00e9 delle predette societ\u00e0 (Versalis, Eni Rewind ed Edison) ai sensi del D.lgs. 231/2001.
\n
La Procura della Repubblica ipotizza, con riferimento ad alcune specifiche aree del SIN di Mantova, i reati di gestione di rifiuti non
\n
autorizzata, danneggiamento/inquinamento ambientale, omessa comunicazione agli Enti di contaminazione ambientale ed omessa
\n
bonifica. A seguito del deposito di memorie difensive indirizzate all\u2019autorit\u00e0 inquirente, alcune posizioni soggettive sono state stralciate
\n
dal procedimento ed archiviate. Per le restanti posizioni, la Procura della Repubblica ha in seguito formulato richiesta di rinvio a giudizio, in
\n
cui sono state sostanzialmente confermate le ipotesi di reato di cui all\u2019atto di chiusura delle indagini. In fase di instaurazione dell\u2019udienza
\n
preliminare si sono costituiti quali parti civili il MITE, la Provincia di Mantova, il Comune di Mantova e il Parco Regionale del Mincio e le
\n
societ\u00e0 Eni Rewind, Versalis ed Edison sono invece state citate in giudizio quali responsabili civili e si sono perci\u00f2 costituite in giudizio. La
\n
fase dell\u2019udienza preliminare si \u00e8 chiusa con il provvedimento del GUP di Mantova che ha disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati e
\n
delle societ\u00e0 Versalis, Eni Rewind ed Edison, ad eccezione di un ex dipendente di Versalis e di due dipendenti di Edison. Il procedimento
\n
\u00e8 attualmente pendente in fase dibattimentale.
\n
ix. Eni SpA R&M Deposito di Civitavecchia \u2013 Procedimento penale inquinamento falda. Nel periodo in cui ha gestito il Deposito di
\n
Civitavecchia (2008-2018) Eni ha provveduto, in attesa dell\u2019approvazione del piano di caratterizzazione, ad adottare misure di messa in
\n
sicurezza delle acque sotterranee, in coordinamento con gli enti pubblici di controllo e a proseguire l\u2019iter di bonifica fino a quando ha avuto
\n
la disponibilit\u00e0 del sito. La Procura di Civitavecchia contesta, tra gli altri, all\u2019ex capo deposito carburanti Eni di Civitavecchia, l\u2019ipotesi di reato
\n
di inquinamento ambientale. Eni risulta indagata ai sensi del D.lgs. 231/2001. Il procedimento a carico delle persone fisiche \u00e8 pendente.
\n
x. Eni SpA R&M Deposito di Genova Pegli \u2013 Procedimento penale sversamento greggio \u2013 settembre 2022. A seguito di una fuoriuscita di
\n
greggio verificatasi presso il deposito di Genova Pegli in data 27 settembre 2022, la Procura della Repubblica di Genova ha instaurato un
\n
procedimento penale per presunto reato di disastro ambientale colposo, contestato a carico di quattro dipendenti Eni mentre alla Societ\u00e0
\n
\u00e8 contestato l\u2019illecito amministrativo ex D.lgs. 231/01. Il procedimento pende nella fase delle indagini preliminari.
\n
xi. Raffineria di Sannazzaro \u2013 Procedimento penale scarichi e inquinamento ambientale \u2013 Procura di Pavia. \u00c8 in corso un procedimento
\n
penale che vede indagati alcuni direttori e Responsabili HSE pro tempore della Raffineria di Sannazzaro de\u2019 Burgondi per ipotesi di reati di
\n
inquinamento ambientale ed omessa bonifica nonch\u00e9 Eni SpA quale ente indagato ex D.lgs. n.231/2001, in relazione al reato presupposto
\n
di inquinamento ambientale, con sequestro probatorio dell\u2019impianto di depurazione (TAE) della Raffineria e possibile allargamento dell\u2019area
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
interessata al possibile inquinamento oltre le barriere idrauliche del sito. Il 28 novembre 2023 l\u2019impianto TAE \u00e8 stato dissequestrato. La
\n
Procura ha disposto tre accertamenti tecnici irripetibili, nel corso dei quali si \u00e8 appreso di ulteriori contestazioni in materia ambientale. A
\n
conclusione delle indagini preliminari sono state confermate le contestazioni formulate.
\n
xii. Eni SpA \u2013 Deposito di Pomezia \u2013 Inquinamento ambientale colposo. \u00c8 in corso un procedimento penale avente ad oggetto un presunto
\n
reato di inquinamento colposo della falda idrica sottostante il deposito di carburanti di Pomezia, imputabile secondo l\u2019impianto accusatorio
\n
a perdite di prodotto dai serbatoi. La Procura della Repubblica procedente ha incaricato dei propri consulenti di eseguire gli accertamenti
\n
tecnici in sito al fine di verificare lo stato di contaminazione delle matrici ambientali in corrispondenza dei serbatoi. A esito di tali verifiche
\n
sono stati iscritti nel registro degli indagati due dipendenti Eni per il reato contestato, nonch\u00e9 Eni per l\u2019illecito amministrativo ai sensi del
\n
D.lgs. n. 231/01. Successivamente, il Pubblico Ministero ha emesso richiesta di rinvio a giudizio e, all\u2019esito dell\u2019udienza preliminare, \u00e8 stato
\n
emesso il decreto che dispone il giudizio. Il procedimento pende in fase di instaurazione del giudizio di primo grado.
\n
xiii. Eni SpA - Deposito di Calenzano \u2013 esplosione. Il procedimento penale ha ad oggetto l\u2019incidente mortale che ha coinvolto cinque
\n
contrattisti Eni a causa di un\u2019esplosione mentre erano impegnati nello svolgimento di operazioni presso il deposito di carburanti di
\n
Calenzano il 9 dicembre 2024 e nell\u2019ambito del quale \u00e8 stato disposto il sequestro probatorio del sito. Nell\u2019ambito del procedimento,
\n
inizialmente rubricato contro ignoti per i reati di omicidio colposo plurimo aggravato, rimozione od omissione dolosa di cautele contro
\n
infortuni sul lavoro e disastro innominato, la Procura della Repubblica ha incaricato un pool di consulenti tecnici al fine di ricostruire la
\n
dinamica dell\u2019evento e individuare eventuali profili di responsabilit\u00e0 e nel corso delle indagini sinora espletate sono stati eseguiti diversi
\n
decreti di perquisizione con l\u2019acquisizione di tutta la documentazione richiesta, prodotta spontaneamente dalla societ\u00e0. In seguito, la
\n
Procura della Repubblica ha notificato informativa di garanzia in qualit\u00e0 di soggetti indagati nei confronti del soggetto Datore di Lavoro e
\n
Gestore del Deposito di Calenzano e di altri Responsabili e operatori di aree tecniche operative legate alle attivit\u00e0 del deposito nonch\u00e9 di
\n
due dipendenti di un fornitore, per le ipotesi di reato di concorso in omicidio colposo plurimo, concorso in lesioni personali colpose plurime
\n
e concorso in disastro innominato colposo, oltre che nei confronti di Eni SpA ai sensi del D. Lgs. 231/01. Contestualmente, la Procura
\n
della Repubblica ha richiesto al Giudice per le indagini preliminari un incidente probatorio per l\u2019espletamento di una perizia. La societ\u00e0
\n
sta raccogliendo tutte le richieste risarcitorie rispetto ad ogni danno materiale e non materiale verificatosi, ai fini di una loro liquidazione
\n
a prescindere da ogni profilo di merito della vicenda. \u00c8 stato accantonato un fondo rischi che accoglie la stima dei danni conseguenti
\n
all\u2019evento. Il procedimento pende tuttora nella fase delle indagini preliminari.
\n
xiv. Enimed SpA \u2013 tentativo di inquinamento ambientale. L\u2018indagine vede coinvolti gli ultimi tre AD della Societ\u00e0 Enimed SpA e dipendenti della
\n
stessa che, dal 2020 a seguire, hanno svolto le funzioni di responsabile HSE e Permitting, responsabile OPEM e TECEM, capo centrale, capo
\n
campi e capo impianti, nonch\u00e9 la Enimed SpA. ex D.lgs. 231/2001, per l\u2019ipotesi di reato di concorso in tentativo di inquinamento ambientale
\n
per avere asseritamente omesso, ciascuno rispetto al proprio ambito di competenza, di adottare le giuste precauzioni necessarie a
\n
prevenire la dispersione in ambiente, non realizzatasi, del prodotto c.d. flussante. In data 14 gennaio 2025 la Procura della Repubblica
\n
di Gela ha emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari e, successivamente, ha avanzato richiesta di rinvio a giudizio. Il
\n
procedimento \u00e8 pendente in fase di udienza preliminare.
\n
1.2. Procedimenti in materia di salute, sicurezza, ambiente e antitrust di natura civile o amministrativa
\n
i. Repubblica del Kazakhstan/Eni SpA, Agip Karachaganak BV et al. La Repubblica del Kazakhstan (\u201cRepubblica\u201d) ha promosso un arbitrato
\n
internazionale nei confronti del consorzio di compagnie petrolifere internazionali che gestisce il campo di Karachaganak, ai sensi del Final
\n
Production Sharing Agreement che governa le attivit\u00e0 di progetto (quota Eni nella JV pari al 29,25%). La Repubblica avanza contestazioni
\n
relative al cost recovery delle compagnie nel periodo 2010-2020 e ha formalmente avviato i procedimenti nel marzo 2023 con la nomina
\n
dell\u2019arbitro. Nell\u2019aprile 2024, la Repubblica ha presentato il proprio statement of claim ed il procedimento \u00e8 ora in corso. Con riguardo ad
\n
alcune contestazioni avanzate da RoK, il tribunale arbitrale ha emesso un partial award in parte favorevole alla Rok, in parte al consorzio,
\n
senza quantificazioni. Eni sta continuando a valutare il merito dei claim arbitrali alla luce delle evidenze istruttorie disponibili e pertanto,
\n
al momento, non \u00e8 possibile stimare in modo affidabile l\u2019esito del procedimento.
\n
ii. Repubblica del Kazakhstan/Agip Caspian Sea BV et al. La Repubblica del Kazakhstan (\u201cRepubblica\u201d) ha promosso un ulteriore arbitrato
\n
internazionale, ai sensi del North Caspian Sea Production Sharing Agreement \u201cNCSPSA\u201d nei confronti del Contractor (quota Eni nel
\n
consorzio 16,67%). I Claim avanzati dalla Repubblica si riferiscono ad asserite violazioni del NCSPSA, incluse eccezioni di cost recovery
\n
ed il mancato perseguimento delle opportunit\u00e0 di sviluppo. Nel febbraio 2026 il consorzio ha promosso un arbitrato ICSID per tutelare
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n
l\u2019investimento a fronte delle contestazioni della RoK relative alla gestione dello zolfo. Eni sta continuando a valutare il merito dei claim
\n
arbitrali alla luce delle evidenze istruttorie disponibili e, pertanto, al momento non \u00e8 possibile stimare l\u2019esito del procedimento.
\n
iii. Novamont SpA \u2013 Procedimento dell\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato nei confronti di Novamont SpA e Eni SpA per
\n
presunto abuso di posizione dominante nel mercato dei bio-compound. Nel 2024 l\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato
\n
(ACGM) ha avviato un procedimento nei confronti di Novamont SpA, dandone comunicazione alla controllante Eni SpA, per asserito
\n
abuso di posizione dominante nel mercato delle bioplastiche, in particolare i biocompound per la realizzazione di sacchetti di plastica
\n
destinati alla grande distribuzione. Il 24 giugno 2025, l\u2019AGCM confermando gli addebiti formalizzati a conclusione della fase istruttoria
\n
nei confronti di Novamont e di Eni SpA, quest\u2019ultima per il periodo successivo alla data di acquisizione del controllo (18 ottobre 2023), ha
\n
irrogato una sanzione amministrativa di complessivi \u20ac32 milioni (di cui circa 2 milioni in solido alle due societ\u00e0) per gli asseriti abusi di
\n
posizione dominante nei mercati di riferimento nel periodo 1\u00b0 gennaio 2018 - 31 dicembre 2023. L\u2019AGCM ha diffidato Novamont ed Eni a
\n
interrompere i comportamenti distorsivi dandone prova all\u2019Autorit\u00e0 entro un termine indicato. La Societ\u00e0 ritiene di avere validi elementi di
\n
difesa a sostegno della correttezza del proprio operato da far valere nelle successive fasi di opposizione al provvedimento dell\u2019AGCM; \u00e8
\n
stato pertanto presentato ricorso giurisdizionale al Tribunale Amministrativo Regionale del Lazio. A fronte di questo contenzioso \u00e8 stato
\n
stanziato un fondo.
\n
iv. Eni Rewind SpA \u2013 Versalis SpA \u2013 Eni SpA (R&M) \u2013 Rada di Augusta. Il vasto contenzioso amministrativo prende le mosse nel settembre
\n
2017 dall\u2019atto di diffida e messa in mora da parte del Ministero dell\u2019ambiente rivolto alle societ\u00e0 facenti parte del polo petrolchimico di
\n
Priolo, comprese Eni Rewind, Polimeri Europa (ora Versalis) ed Eni (R&M), a presentare dei progetti per la rimozione dei sedimenti della
\n
Rada di Augusta, sulla base di un asserito accertamento della responsabilit\u00e0, sulla scorta della sentenza del TAR Catania del 2012. Il
\n
Ministero in varie occasioni ha ribadito la tesi degli Enti sulla responsabilit\u00e0 delle aziende coinsediate per la contaminazione della Rada e
\n
ha diffidato le stesse dall\u2019eseguire attivit\u00e0 di bonifica. Nel settembre 2020 Eni Rewind ha preso parte alla CdS Istruttoria con il MATTM e
\n
gli enti competenti ed ha esposto approfondimenti sullo stato ambientale della Rada che confermano la storicit\u00e0 della contaminazione e
\n
la sua non diffusione nell\u2019ambiente circostante. Il TAR di Catania tra fine 2023 e inizio 2024 ha emesso sentenza su tutti i ricorsi presentati
\n
dagli operatori giudicandoli inammissibili in ragione della natura endoprocedimentale della diffida e, quindi, atto non idoneo a incidere
\n
in via immediata e diretta nella sfera giuridica dei ricorrenti. Il TAR non ha preso posizione sull\u2019esistenza o meno di un giudicato della
\n
responsabilit\u00e0 circa la contaminazione della Rada, limitandosi ad evidenziare il fatto che l\u2019amministrazione procedente la ritiene, invece,
\n
sussistente. Per tale ragione le societ\u00e0 del gruppo Eni il 27 giugno 2024 hanno impugnato le sentenze del TAR limitatamente ad una
\n
interpretazione delle stesse quali confermative della sussistenza di un giudicato sulla responsabilit\u00e0 della contaminazione.
\n
v. Val d\u2019Agri \u2013 Eni/Vibac. A settembre 2019 \u00e8 stato notificato un atto di citazione dinanzi al Tribunale di Potenza. Gli attori sono 80 persone,
\n
residenti in diversi comuni della Val d\u2019Agri, i quali lamentano danni patrimoniali, non patrimoniali, danni biologici e morali, tutti derivanti
\n
dalla presenza di Eni sul territorio. Al Giudice adito si chiede di dichiarare la responsabilit\u00e0 di Eni per aver causato emissioni in atmosfera di
\n
sostanze inquinanti; si chiede altres\u00ec di ordinare l\u2019interruzione delle attivit\u00e0 inquinanti e subordinare la ripresa delle medesime all\u2019avvenuta
\n
realizzazione di tutti gli interventi necessari ad eliminare le asserite situazioni di pericolo; infine, di condannare Eni al risarcimento dei danni.
\n
A esito della fase dibattimentale, il Giudice ha trasmesso alle parti proposta di definizione conciliativa ponendo un termine alle parti per
\n
valutare la stessa e per presentare ulteriori proposte in merito. Le parti non hanno aderito alla proposta conciliativa. Il Giudice ha ritenuto
\n
la causa matura per la decisione e ha fissato l\u2019udienza di precisazione delle conclusioni al 10 luglio 2026.
\n
vi. Eni Rewind/Provincia di Vicenza \u2013 Procedimento bonifica sito Trissino. Il 7 maggio 2019 la Provincia di Vicenza ha imposto (con diffida)
\n
ad alcune persone fisiche e societ\u00e0 (MITENI in fallimento, Mitsubishi e ICI) di provvedere alla bonifica del sito di Trissino ove ha svolto la
\n
propria attivit\u00e0 industriale la societ\u00e0 MITENI attiva nel settore della Chimica. In tale sito, l\u2019ARPA del Veneto ha rinvenuto, nel 2018, nelle
\n
acque sotterranee interne e circostanti al sito, la presenza in concentrazioni significative di sostanze chimiche, considerate altamente
\n
tossico nocive e cancerogene. Le analisi svolte dalla Provincia di Vicenza con il diretto coinvolgimento dell\u2019Istituto Superiore di Sanit\u00e0
\n
hanno rivelato la presenza di tali agenti nel sangue di circa 53.000 persone dell\u2019area. Tra i responsabili del potenziale inquinamento, la
\n
Provincia ha individuato anche un ex dipendente di Enichem Synthesis che ha ricoperto l\u2019incarico di AD di MITENI tra il 1988 e il 1996,
\n
periodo in cui Enichem Synthesis (poi divenuta Syndial/Eni Rewind) ha detenuto il 51% del capitale sociale di MITENI (il restante 49% era
\n
detenuto da Mitsubishi che ha rilevato il resto delle quote nel 1996, con l\u2019uscita di Enichem dalla societ\u00e0). Dall\u2019azione della Provincia sono
\n
scaturiti vari ricorsi al TAR nei quali Eni Rewind \u00e8 stata chiamata in causa quale \u201csuccessore\u201d di Enichem per il periodo di gestione del sito
\n
quale socio di maggioranza di MITENI, nonch\u00e9 quale ulteriore responsabile della potenziale contaminazione dello stabilimento di Trissino
\n
(insieme ad altri soggetti). Avverso tali atti della Provincia Eni Rewind ha infatti proposto ricorso al TAR Veneto. Eni Rewind sta svolgendo
\n
\n\n\n\n
\n\n\n\n\n
\n\n
gli interventi ambientali e si \u00e8 resa disponibile a eseguire \u2013 nell\u2019ambito del progetto di MISO approvato \u2013 ulteriori interventi antinquinamento
\n
su base volontaria e senza prestare alcuna acquiescenza rispetto agli addebiti di responsabilit\u00e0 per l\u2019inquinamento da agenti chimici.
\n
La Provincia di Vicenza ha esteso l\u2019individuazione del responsabile dell\u2019inquinamento anche a Manifatture Lane Marzotto & Figli SpA
\n
che ha impugnato il relativo provvedimento avanti al TAR Veneto. Tale atto \u00e8 stato altres\u00ec impugnato da ICI3 e Eni Rewind nella parte in
\n
cui, diversamente da quanto disposto dalla Provincia nei confronti delle altre societ\u00e0 identificate come responsabili dell\u2019inquinamento,
\n
non ordina a Manifatture Lane Marzotto & Figli di eseguire gli interventi ambientali. Con sentenze di maggio 2024 il TAR Veneto si \u00e8
\n
pronunciato sui ricorsi promossi da ICI3 e Mitsubishi riguardanti il provvedimento di individuazione del responsabile dell\u2019inquinamento. Il
\n
giudice amministrativo ha rigettato i ricorsi ritenendo legittimi gli atti della Provincia. Analogamente, con sentenza del 27 dicembre 2024,
\n
il TAR Veneto ha rigettato anche il ricorso di Eni Rewind confermando il provvedimento di identificazione adottato dalla Provincia come
\n
responsabile dell\u2019inquinamento. La societ\u00e0 ha impugnato la sentenza. Sono in corso interlocuzioni tra le societ\u00e0 coinvolte per verificare
\n
la possibilit\u00e0 di un accordo riguardante i costi della bonifica del sito.
\n
vii. Eni SpA/Greenpeace Onlus, ReCommon APS e altri \u2013 Contenzioso climatico. Il 9 maggio 2023, le ONG Greenpeace Onlus e ReCommon
\n
APS, insieme a 12 privati cittadini, hanno notificato un atto di citazione contro Eni, il Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze e Cassa
\n
Depositi e Prestiti innanzi al Tribunale Civile di Roma. Gli attori contestano la responsabilit\u00e0 di Eni per il cambiamento climatico, lamentano
\n
danni patrimoniali e non patrimoniali e chiedono a Eni l\u2019adeguamento della strategia di decarbonizzazione (riduzione emissioni del 45%
\n
entro il 2030 rispetto al 2020, o altre misure adeguate al rispetto dell\u2019Accordo di Parigi) nonch\u00e9 la cessazione delle condotte dannose. Le
\n
parti si sono costituite in giudizio, depositando tempestivamente atti e documenti. Il 10 giugno 2024 gli attori hanno promosso un separato
\n
giudizio di regolamento di giurisdizione, rimettendo alla Corte di Cassazione Civile la decisione definitiva in ordine alla giurisdizione del
\n
Tribunale di Roma, adito nel giudizio di merito. Il Tribunale di Roma in data 11 luglio 2024 ha disposto la sospensione del giudizio di merito
\n
fino alla definizione del regolamento di giurisdizione proposto dagli attori. Eni si \u00e8 costituita in giudizio davanti alla Corte di Cassazione.
\n
Il 30 gennaio 2026 il giudice ha respinto la richiesta attorea di aprire una fase istruttoria. Il giudizio prosegue.
\n
viii. Eni SpA \u2013 NAOC/Associazione Egbema Voice of Freedom \u2013 Richiesta risarcimento danni. Il 30 novembre 2023 \u00e8 stato notificato ad
\n
Eni SpA un atto di citazione relativo ad una pretesa avanzata dal Pastore Nicholas Evaristus Ukaonu, dall\u2019associazione Advocates for
\n
Community Alternatives e dall\u2019associazione Egbema Voice of Freedom, per asseriti danni derivanti da manufatti realizzati da NAOC in
\n
Nigeria nel territorio dove le comunit\u00e0 rappresentate dalle associazioni risiedono. Il Pastore e le associazioni chiedono un risarcimento
\n
in solido ad Eni e NAOC per circa \u20ac48 milioni oltre all\u2019esecuzione di opere che, secondo parte attrice, sarebbero necessarie per evitare e
\n
contenere allagamenti causati da manufatti realizzati da NAOC. La domanda presentata ripropone lamentele avanzate negli anni passati,
\n
anche nel 2017 di fronte al Punto di Contatto Nazionale previsto dalle Linee Guida OCSE indirizzate alle Multinazionali, ove fu iniziato un
\n
procedimento di conciliazione ad hoc conclusosi con un accordo tra le parti. La prima udienza, si \u00e8 tenuta il 10 dicembre 2024. All\u2019udienza
\n
il giudice ha espletato senza successo il tentativo di conciliazione e successivamente ciascuna parte ha richiamato quanto dedotto negli
\n
atti ed Eni ha chiesto che la causa venga messa in decisione senza ulteriore attivit\u00e0 istruttoria. Il Giudice si \u00e8 riservato.
\n
ix. Eni Rewind SpA/Regione Calabria-Provincia e Comune di Crotone-WWF Italia-ARCI e altri (ricorso TAR Catanzaro). Il decreto direttoriale
\n
del MASE del 1 agosto 2024 n. 27 ha disposto l\u2019avvio degli scavi per l\u2019esecuzione della bonifica del SIN di Crotone al verificarsi di
\n
alcune condizioni e ha ordinato alla Regione Calabria di avviare il procedimento di rimozione del vincolo dal PAUR (che ha autorizzato la
\n
realizzazione degli impianti D15 - deposito preliminare e D9). La Regione Calabria, la Provincia di Crotone e il Comune di Crotone nonch\u00e9
\n
le associazioni WWF e ARCI hanno impugnato il decreto con istanza cautelare avanti al TAR Catanzaro. Il vincolo imposto dalla Regione
\n
nel PAUR obbliga Eni Rewind a smaltire i rifiuti fuori dal territorio regionale; varie verifiche svolte dalla societ\u00e0 e confermate dagli enti
\n
pubblici hanno confermato che l\u2019unico impianto autorizzato in grado di accogliere i rifiuti pericolosi provenienti dalla bonifica \u00e8 a Crotone.
\n
Tale conclusione \u00e8 stata sostanzialmente confermata anche dallo scouting presso operatori esteri (previsto dal decreto del MASE) da
\n
cui \u00e8 emerso che solo 2 soggetti (sui quasi 30 contattati) sono disponibili ad accogliere i rifiuti pericolosi provenienti dalla bonifica del
\n
SIN di Crotone, in un quadro di incertezze normative, amministrative, temporali e logistiche non compatibile con il cronoprogramma della
\n
bonifica. La resistenza della Regione a rimuovere il vincolo ha finora impedito di avviare gli scavi per lo smaltimento dei rifiuti presenti nel
\n
sito. Il WWF e ARCI hanno altres\u00ec impugnato la diffida con cui il Ministero (del 24 settembre 2024) ha imposto a Eni Rewind \u2013 in seguito
\n
a una serie di comunicazioni inviate dalla societ\u00e0 con le quali si diffidava la Regione ad avviare il procedimento di rimozione del vincolo
\n
PAUR come previsto dal decreto \u2013 di avviare le attivit\u00e0 utilizzando il deposito preliminare D15 come deposito temporaneo. La societ\u00e0 ha
\n
eseguito tutte le attivit\u00e0 prodromiche all\u2019avvio degli scavi dando attuazione alle prescrizioni (i.e. condizioni) del Decreto. Gli enti hanno
\n
diffidato (a gennaio 2025) Eni Rewind e la societ\u00e0 che gestisce la discarica di Crotone dal sottoscrivere il contratto di conferimento dei
\n
rifiuti e, per l\u2019effetto, le attivit\u00e0 di scavo non sono state avviate. Avverso tali diffide Eni Rewind (e Edison) hanno proposto ricorso al TAR
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
Calabria, che ha richiesto al Ministero una relazione sul procedimento ambientale. La sentenza del TAR del giugno 2025, pur avvalorando
\n
la posizione degli enti, non rappresenta uno sviluppo negativo, poich\u00e9 il Ministero ha avviato un procedimento volto a definire le modalit\u00e0
\n
di prosecuzione degli interventi ambientali.
\n
x. Eni SpA \u2013 Procedimento dell\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato nei confronti di Eni SpA per presunta intesa illecita sul
\n
valore della \u201ccomponente bio\u201d dei carburanti per autotrazione. Il 19 luglio 2023 l\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM)
\n
ha comunicato a Eni SpA l\u2019avvio di un\u2019istruttoria nei suoi confronti per un\u2019asserita intesa con i concorrenti sul costo della componente
\n
bio dei carburanti venduti in Italia, in violazione della normativa antitrust, attuata secondo l\u2019Autorit\u00e0 attraverso scambio di informazioni
\n
e altre iniziative finalizzati a coordinare i prezzi finali di vendita (dall\u20191/1/2023 l\u2019attivit\u00e0 di vendita retail di carburanti \u00e8 stata conferita alla
\n
controllata Enilive SpA). L\u2019Autorit\u00e0 ha formalizzato tale impianto accusatorio a conclusione della fase istruttoria, a seguito della quale
\n
ha depositato le proprie risultanze (Comunicazione delle Risultanze Istruttorie). Il 26 settembre 2025 l\u2019Autorit\u00e0 ha notificato a Eni una
\n
sanzione di significativo ammontare per le presunte pratiche commerciali in violazione della normativa sulla concorrenza. Eni ritiene che
\n
le conclusioni dell\u2019Autorit\u00e0 siano infondate e di avere agito in trasparenza e nel pieno rispetto delle normative antitrust e per questi motivi
\n
tuteler\u00e0 con determinazione le proprie ragioni presso le sedi competenti; il 25 novembre 2025 Eni ha notificato il ricorso giurisdizionale
\n
innanzi al Tribunale Amministrativo Regionale del Lazio. A fronte di questo contenzioso \u00e8 stato stanziato un fondo.
\n
2. Procedimenti chiusi
\n
i. Eni Rewind SpA \u2013 Crotone Omessa Bonifica. Il procedimento penale avviato nel 2017 dalla Procura di Crotone avente a oggetto le attivit\u00e0
\n
di bonifica del sito svolte da Eni Rewind \u00e8 stato archiviato senza alcun addebito per la societ\u00e0 Eni.
\n
ii. Eni SpA \u2013 Incidente mortale Piattaforma offshore Ancona. Il procedimento penale relativo all\u2019incidente mortale occorso in una piattaforma
\n
Eni nel 2019 che coinvolse due contrattisti si \u00e8 concluso con l\u2019assoluzione definitiva dei dipendenti Eni indagati e dell\u2019Ente stesso indagato
\n
ai sensi del D.Lgs 231/2001.
\n
iii. Raffineria di Gela SpA e Eni Rewind SpA \u2013 Indagine inquinamento falda e iter di bonifica del sito di Gela. Si \u00e8 concluso il procedimento
\n
penale promosso dalla Procura della Repubblica di Gela nei confronti delle controllate Eni Rewind SpA/Raffineria di Gela SpA e di alcuni
\n
loro dipendenti avente a oggetto presunti reati di inquinamento ambientale, omessa bonifica, lesioni personali colpose e gestione illecita
\n
di rifiuti, nell\u2019ambito delle attivit\u00e0 di decommissioning e bonifica di alcune aree dismesse della Raffineria di Gela eseguite da Eni Rewind
\n
anche per conto di altre societ\u00e0 coinsediate. Il Tribunale di Gela ha emesso sentenza di assoluzione nei confronti di tutti gli imputati
\n
perch\u00e9 il fatto non sussiste. La sentenza non \u00e8 stata impugnata ed \u00e8 dunque passata in giudicato.
\n
iv. Eni SpA \u2013 Eni Rewind SpA \u2013 Raffineria di Gela SpA \u2013 Ricorso per accertamento tecnico preventivo e giudizi di merito. Il procedimento
\n
civile di richiesta di risarcimento danni per il presunto nesso di causalit\u00e0 tra talune patologie e il livello di inquinamento del sito di Gela si
\n
\u00e8 concluso senza alcun addebito nei confronti dell\u2019Eni.
\n
\n
Attivit\u00e0 in concessione
\n
Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Exploration & Production e nella linea di business Enilive. Nel settore Exploration
\n
& Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l\u2019accesso di Eni alle
\n
riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto
\n
di propriet\u00e0, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. In forza dell\u2019assegnazione
\n
della concessione mineraria, Eni sostiene i rischi e i costi connessi all\u2019attivit\u00e0 di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alle
\n
produzioni realizzate. A fronte delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, corrisponde
\n
delle royalties ed \u00e8 tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della concessione. Nei Production Sharing
\n
Agreement e nei contratti di service il diritto sulle produzioni realizzate \u00e8 determinato dagli accordi contrattuali con le compagnie petrolifere
\n
di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalit\u00e0 di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi sostenuti per le attivit\u00e0 di
\n
esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil) e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Nella linea di business Enilive
\n
alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
sub-concessione dalle societ\u00e0 concessionarie autostradali per l\u2019erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento
\n
delle attivit\u00e0 accessorie. A fronte dell\u2019affidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle societ\u00e0 autostradali royalties fisse e variabili
\n
calcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessioni \u00e8 generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili
\n
non rimovibili.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Regolamentazione in materia ambientale
\n
I rischi connessi all\u2019impatto delle attivit\u00e0 Eni sull\u2019ambiente, sulla salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fattori di rischio e di incertezza -
\n
Rischio operation e connessi rischi in materia di HS&E della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterr\u00e0 costi di ammontare significativo per
\n
adempiere gli obblighi previsti dalle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonch\u00e9 per il ripristino ambientale, la bonifica e messa
\n
in sicurezza di aree in precedenza adibite a produzioni industriali e siti dismessi. In particolare, per quanto riguarda il rischio ambientale, Eni
\n
attualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato in aggiunta ai fondi stanziati e tenuto conto degli interventi gi\u00e0
\n
effettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia, non pu\u00f2 essere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in ulteriori costi
\n
o responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9, allo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi
\n
tenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la possibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso
\n
e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall\u2019applicazione del D.lgs. 152/2006; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la
\n
tutela dell\u2019ambiente (es. Legge 68/2015 sugli Ecoreati e Direttiva UE 2015/2193 sugli impianti di combustione medi); (iv) gli effetti di eventuali
\n
innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare le eventuali conseguenze,
\n
anche in relazione alla responsabilit\u00e0 di altri soggetti e ai possibili indennizzi.
\n
Emission trading
\n
A partire dal 2021, in Europa ha preso il via la quarta fase del sistema di scambio di quote (EU ETS), durante la quale l\u2019assegnazione gratuita dei
\n
permessi di emissione avviene utilizzando fattori di emissione definiti a livello europeo e specifici per ogni settore industriale (c.d. benchmark),
\n
a eccezione della produzione di energia elettrica, per la quale non sono previste assegnazioni gratuite. In parallelo, \u00e8 stato avviato l\u2019Emissions
\n
Trading nel Regno Unito (UK ETS) con regole per lo pi\u00f9 analoghe a quelle del EU ETS. Tale contesto regolatorio determina per gli impianti
\n
Eni soggetti ad Emissions Trading l\u2019assegnazione di un quantitativo di permessi di emissione generalmente inferiore rispetto alle emissioni
\n
registrate nell\u2019anno di riferimento, con la necessit\u00e0 di acquistare le quote necessarie ai fini di compliance tramite l\u2019approvvigionamento
\n
sul mercato delle emissioni. Nell\u2019esercizio 2025, le emissioni di anidride carbonica delle installazioni Eni sono risultate, complessivamente,
\n
superiori rispetto ai permessi assegnati. A fronte di 16,4 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati
\n
5,1 milioni di permessi di emissione, facendo registrare un deficit di 11,3 milioni di tonnellate. L\u2019intero deficit \u00e8 stato compensato tramite
\n
l\u2019approvvigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle emissioni, con consegna nel 2026.
\n
\n\n\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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\n
\n28 Garanzie, impegni e rischi
\n\n
GARANZIE
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Imprese collegate | \n6.694 | \n9.063 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese in joint venture | \n1.473 | \n165 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n634 | \n424 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n8.801 | \n9.652 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n
Nel normale svolgimento del business Eni emette garanzie nell\u2019interesse di societ\u00e0 non consolidate (joint venture o collegate) in relazione
\nall\u2019adempimento di obbligazioni contrattuali, principalmente contratti autonomi a garanzia di buona esecuzione dei lavori, partecipazioni a
\ngare d\u2019appalto e altri impegni delle societ\u00e0 partecipate nel settore Exploration & Production, nonch\u00e9 parent company guarantees a favore di
\nbanche e istituti finanziari che hanno erogato fondi a partecipate Eni per l\u2019esecuzione di progetti d\u2019interesse del Gruppo. Alcune garanzie sono
\nstate rilasciate a favore di governi ed enti di Stato con la finalit\u00e0 di assicurare questi da eventuali danni ambientali o in relazione a negligenti
\ncondotte nello sviluppo di progetti petroliferi o al mancato rispetto di norme contrattuali. Nei casi in cui le garanzie per danni ambientali e simili
\nviolazioni contrattuali non prevedano un tetto, i dati riportati includono la migliore stima della potenziale massima esposizione. Nei casi in cui
\nil management non sia in grado di stimare tale ammontare massimo di potenziali futuri pagamenti, si ritiene che l\u2019evento avverso abbia solo
\nuna remota possibilit\u00e0 di accadimento o abbia un impatto trascurabile, come nel caso della parent company guarantee rilasciata alla societ\u00e0
\na controllo congiunto Card\u00f3n IV SA in caso di default sulle forniture di gas equity all\u2019ente di stato del Venezuela.
\nIl decremento di \u20ac851 milioni \u00e8 stato determinato principalmente dall\u2019estinzione dei contratti autonomi rilasciati a favore di banche e alla
\nsociet\u00e0 petrolifera di Stato del Mozambico ENH nell\u2019interesse del consorzio dei finanziatori con i quali \u00e8 stato strutturato il project financing
\nper lo sviluppo delle riserve gas della scoperta Coral (\u20ac1.710 milioni). Questa diminuzione \u00e8 stata parzialmente compensata dall\u2019emissione
\ndi nuove garanzie a fronte della vendita del 49,99% delle attivit\u00e0 CCUS nel Regno Unito e Olanda a un fondo di private equity (\u20ac1.218 milioni).
\nL\u2019impegno effettivo rispetto al valore nominale delle garanzie ammonta a \u20ac5.223 milioni e tiene conto dell\u2019avanzamento delle attivit\u00e0 e dei
\nfinanziamenti rimborsati (\u20ac5.790 milioni al 31 dicembre 2024).
\nAnche sulla base dell\u2019esperienza storica, si ritiene ragionevolmente probabile che tali garanzie non avranno effetti significativi sui risultati
\neconomici e sui flussi di cassa del bilancio consolidato.
\n\n
IMPEGNI E RISCHI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Impegni | \n77.006 | \n84.129 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rischi | \n856 | \n1.046 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n77.862 | \n85.175 | \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
Gli impegni riguardano principalmente: (i) le parent company guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore
\nExploration & Production per l\u2019attivit\u00e0 di esplorazione e produzione di idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire,
\nin \u20ac72.797 milioni (\u20ac79.858 milioni al 31 dicembre 2024). Il decremento di \u20ac7.061 milioni \u00e8 stato determinato principalmente da differenze
\ndi cambio e dalla chiusura della parent company guarantee relativa a Eni RAK BV (\u20ac1.924 milioni); (ii) la parent company guarantee per un
\nammontare complessivo di \u20ac3.402 milioni (\u20ac3.849 milioni al 31 dicembre 2024) rilasciata nell\u2019interesse di Eni Abu Dhabi Refining & Trading
\nBV a seguito dell\u2019accordo con la societ\u00e0 Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) che ha portato all\u2019acquisizione del 20% della societ\u00e0
\nADNOC Refining e alla costituzione della joint venture ADNOC Global Trading Ltd dedicata alla commercializzazione di prodotti petroliferi. La
\nparent company guarantee rimarr\u00e0 in essere fino a quando sar\u00e0 mantenuta la partecipazione azionaria; (iii) gli impegni della linea di business
\nPlenitude per l\u2019acquisto di progetti nel campo delle energie rinnovabili in Italia e in Spagna per \u20ac560 milioni (\u20ac246 milioni al 31 dicembre 2024).
\nI rischi riguardano: (i) rischi di custodia di beni di terzi per \u20ac610 milioni (\u20ac772 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) indennizzi relativi a impegni
\nassunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per \u20ac236 milioni (\u20ac264 milioni al 31 dicembre 2024).
\nALTRI IMPEGNI E RISCHI
\nGli altri impegni includono gli accordi assunti per le iniziative di forestry, poste in essere nell\u2019ambito della strategia low carbon definita
\ndall\u2019impresa e riguardano in particolare gli impegni per l\u2019acquisto, fino al 2038, di crediti di carbonio prodotti e certificati secondo standard
\ninternazionali da soggetti specializzati nei programmi di conservazione delle foreste.
\n
\n\n\n\n
\n
\nInoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali o di operazioni di perdita del controllo, Eni ha assunto rischi non quantificabili
\nper eventuali indennizzi a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale correlabili al periodo durante
\nil quale tali attivit\u00e0 erano operate da Eni o anche a seguito del deconsolidamento di controllate. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno
\neffetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.
\nRelativamente ai contratti di fornitura take-or-pay con le societ\u00e0 di Stato russe (Gazprom e le sue affiliate), dal 2023 Eni ha cessato dal fare
\nprelievi di gas naturale dai contratti in essere con Gazprom per la commercializzazione nei mercati UE nell\u2019ambito di varie controversie
\ncommerciali tra le parti. Eni prevede che tale situazione si protrarr\u00e0 anche nel 2026.
\nNell\u2019ambito delle cessioni di asset oil&gas, incluse transazioni concluse in esercizi precedenti, gli obblighi di abbandono e ripristino siti
\npotrebbero ritornare in capo al venditore qualora l'acquirente non adempia agli obblighi dovuti.
\nGestione dei rischi finanziari
\nDi seguito \u00e8 fornita la descrizione dei rischi finanziari e della relativa gestione. Con riferimento al rischio di credito i parametri adottati per la
\ndeterminazione dell\u2019Expected Credit Loss sono stati aggiornati per tener conto della crisi energetica in atto e degli impatti connessi al conflitto
\ntra Russia e Ucraina e alla guerra in Medio Oriente.
\nAl 31 dicembre 2025 la Societ\u00e0 dispone di riserve di liquidit\u00e0 che il management reputa sufficienti a far fronte alle obbligazioni finanziarie in
\nscadenza nei prossimi diciotto mesi.
\n\n
Rischi finanziari
\n
La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA nell\u2019esercizio del suo ruolo di
\n
indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l\u2019obiettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari
\n
(\u201cLinee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari\u201d). Le \u201cLinee di indirizzo\u201d definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le
\n
componenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l\u2019obiettivo di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura
\n
dei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.
\n
\n\n\n
\n
Rischio di mercato
\n
Il rischio di mercato consiste nella possibilit\u00e0 che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire
\n
negativamente sul valore delle attivit\u00e0, delle passivit\u00e0 o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato \u00e8 disciplinata dalle sopraindicate
\n
\u201cLinee di indirizzo\u201d e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attivit\u00e0 finanziarie, basato sulle Strutture di
\n
Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate e Banque Eni SA, quest\u2019ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di \u201cConcentration
\n
Risk\u201d) nonch\u00e9 su Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA per quanto attiene alle attivit\u00e0 in derivati su commodity. In particolare,
\n
Finanza Eni Corporate garantisce, per le societ\u00e0 Eni la copertura dei fabbisogni e l\u2019assorbimento dei surplus finanziari, le operazioni in cambi e in
\n
derivati finanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA assicurano la negoziazione sui mercati
\n
dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l\u2019attivit\u00e0 di execution. Eni SpA, Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets
\n
SpA (anche per tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue
\n
esterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme
\n
di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entit\u00e0 legali di Eni che
\n
hanno necessit\u00e0 di derivati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA ed Eni
\n
SpA sulla base delle asset class di competenza. I contratti derivati sono stipulati con l\u2019obiettivo di minimizzare l\u2019esposizione ai rischi di tasso di
\n
cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un\u2019ottica
\n
di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attivit\u00e0 in derivati classificata come risk reducing sia direttamente o indirettamente collegata agli asset
\n
industriali coperti ed effettivamente ottimizzi il profilo di rischio a cui Eni \u00e8 esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio
\n
risulti che alcuni derivati non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L\u2019attivit\u00e0 di trading proprietario \u00e8 segregata
\n
ex ante dalle altre attivit\u00e0 in appositi portafogli di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA e la relativa esposizione \u00e8 soggetta a
\n
specifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attivit\u00e0 di trading proprietario, a livello
\n
di Eni, \u00e8 confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento definito attraverso le \u201cLinee di indirizzo\u201d
\n
prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile espressi
\n
in termini di Stop Loss, ossia della massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e di Soglie
\n
di revisione strategia, ossia del livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione della strategia utilizzata, e in termini di Value
\n
at Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding
\n
period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio.
\n
Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza
\n
\n\n\n
\n\n\n\n
\n\n
Operativa che centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici del netting. Le metodologie
\n
di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti
\n
di rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell\u2019ambito di un gruppo industriale. Alle societ\u00e0 operative
\n
\u00e8 indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Eni Corporate.
\n
Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le \u201cLinee di indirizzo\u201d definiscono le regole per una gestione finalizzata all\u2019ottimizzazione
\n
dell\u2019attivit\u00e0 \u201ccore\u201d e al perseguimento degli obiettivi di stabilit\u00e0 relativi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi
\n
di rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi con riferimento all\u2019esposizione di natura commerciale
\n
e di trading proprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA. La delega a gestire il rischio
\n
di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unit\u00e0 di business esposte.
\n
Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attivit\u00e0 (di natura commerciale e di
\n
trading), accentrano le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell\u2019ambito
\n
dei mercati di riferimento.
\n
Nell\u2019ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziario approvato dal Consiglio di Amministrazione, Eni ha definito la
\n
costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidit\u00e0 all\u2019interno della quale si individua l\u2019ammontare di liquidit\u00e0 strategica, per consentire
\n
di far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l\u2019obiettivo di ottimizzazione del rendimento pur
\n
garantendo la massima tutela del capitale e la sua immediata liquidabilit\u00e0 nell\u2019ambito dei limiti assegnati. L\u2019attivit\u00e0 di gestione della liquidit\u00e0
\n
strategica comporta per Eni l\u2019assunzione di rischio mercato riconducibile all\u2019attivit\u00e0 di asset management realizzata tramite operazioni in
\n
conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di
\n
tutela del capitale e disponibilit\u00e0 immediata della liquidit\u00e0. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo
\n
sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.
\n
Rischio di mercato - tasso di cambio
\n
L\u2019esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall\u2019operativit\u00e0 dell\u2019impresa in valute diverse dall\u2019euro (principalmente il dollaro
\n
USA) e determina i seguenti impatti: sul risultato economico per effetto della differente significativit\u00e0 di costi e ricavi denominati in valuta
\n
rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti
\n
commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio il risultato economico e patrimonio netto per effetto della
\n
conversione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall\u2019euro. In generale, un apprezzamento del
\n
dollaro USA rispetto all\u2019euro ha un effetto positivo sull\u2019utile operativo di Eni e viceversa. L\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 la minimizzazione
\n
del rischio di tasso di cambio transattivo e l\u2019ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodity; il rischio
\n
derivante dalla maturazione del reddito d\u2019esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di aziende che redigono il bilancio
\n
con moneta funzionale diversa dall\u2019euro non \u00e8 di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica.
\n
Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attivit\u00e0 di
\n
business coinvolte e coprendo con il mercato l\u2019esposizione residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire l\u2019esposizione
\n
residua, le \u201cLinee di indirizzo\u201d ammettono l\u2019utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swap e forward, nonch\u00e9 opzioni
\n
su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di
\n
algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante
\n
dall\u2019accentramento sulle Strutture di Finanza Eni Corporate di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera
\n
secondo l\u2019approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di un giorno.
\n
Rischio di mercato - tasso d\u2019interesse
\n
Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie dell\u2019impresa valutate al fair value e
\n
sul livello degli oneri e proventi finanziari.
\n
L\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria
\n
definiti e approvati nel \u201cPiano Finanziario\u201d. Le Strutture di Finanza Eni Corporate, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i
\n
fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del \u201cPiano
\n
Finanziario\u201d e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse per gestire il
\n
bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti
\n
derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato
\n
fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secondo
\n
l\u2019approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di un giorno.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
Rischio di mercato - commodity
\n
Il rischio di prezzo delle commodity \u00e8 identificato come la possibilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base
\n
producano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli
\n
obiettivi definiti nel piano industriale 2026-2030 e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity \u00e8 riconducibile alle seguenti categorie
\n
di esposizione: (i) esposizione strategica: esposizioni identificate direttamente dal Consiglio di Amministrazione in quanto frutto di scelte
\n
strategiche di investimento o al di fuori dell\u2019orizzonte di pianificazione del rischio. Includono, ad esempio, le esposizioni associate al programma
\n
di produzione delle riserve, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (gi\u00e0
\n
stipulati o previsti), il margine derivante dal processo di trasformazione della chimica, il margine di raffinazione e gli stoccaggi di lungo periodo
\n
funzionali alle connesse attivit\u00e0 logistico-industriali; (ii) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni \u00e8 costituita dalle componenti
\n
contrattualizzate collegate alle attivit\u00e0 commerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma afferenti l\u2019orizzonte temporale del piano
\n
industriale 2026-2030 e del budget, le componenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con ragionevole certezza (esposizione
\n
committed) e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attivit\u00e0
\n
di gestione sistematica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento tramite l\u2019implementazione di una o pi\u00f9 strategie e sono
\n
soggette a limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop Loss). All\u2019interno delle esposizioni commerciali sono ricomprese,
\n
in particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flessibilit\u00e0/opzionalit\u00e0 degli asset; (iii) esposizione di trading
\n
proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery con
\n
l\u2019intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di prezzi, spread e/o volatilit\u00e0 attuate in conto proprio ed effettuate a prescindere dalle esposizioni
\n
del portafoglio commerciale, dagli asset fisici e contrattuali, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Il rischio
\n
strategico non \u00e8 oggetto di sistematica attivit\u00e0 di gestione/copertura, che \u00e8 eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali
\n
o di mercato. Lo svolgimento di attivit\u00e0 di hedging del rischio strategico, dato il carattere di straordinariet\u00e0, \u00e8 demandato al top management
\n
previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione. Sempre previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione,
\n
le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere impiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commerciale al fine
\n
di sfruttare opportunit\u00e0 di naturale compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso agli strumenti derivati
\n
(attivando pertanto logiche di mercato interno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l\u2019obiettivo di risk management Eni
\n
\u00e8 l\u2019ottimizzazione delle attivit\u00e0 \u201ccore\u201d e preservare i risultati economici/finanziari. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante
\n
dall\u2019esposizione commerciale, Eni, per mezzo delle unit\u00e0 di Trading (Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA) per la gestione
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del rischio commodity e delle competenti funzioni di Finanza Eni Corporate per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti
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derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap,
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forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di
\n
emissione. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi
\n
di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del
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settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di Business esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo
\n
l\u2019approccio della simulazione storica ponderata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno.
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Rischio di mercato \u2013 liquidit\u00e0 strategica
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Il rischio di mercato riveniente dall\u2019attivit\u00e0 di gestione della porzione di riserva di liquidit\u00e0 denominata \u201cliquidit\u00e0 strategica\u201d \u00e8 identificato come
\n
la possibilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento)
\n
influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione o quando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il mantenimento
\n
della riserva di liquidit\u00e0 si propongono principalmente di garantire la flessibilit\u00e0 finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni
\n
straordinari (es. difficolt\u00e0 di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie) ed \u00e8 dimensionata in modo
\n
da assicurare la copertura del debito a breve termine e del debito a medio-lungo termine in scadenza in un orizzonte temporale di 24 mesi.
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Al fine di regolare l\u2019attivit\u00e0 di investimento della liquidit\u00e0 strategica, Eni ha definito una politica di investimento con specifici obiettivi e vincoli,
\n
articolati in termini di tipologia di strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento, nonch\u00e9 limiti operativi, quantitativi e di
\n
durata; ha individuato altres\u00ec un insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di controllo. In particolare,
\n
l\u2019attivit\u00e0 di gestione della liquidit\u00e0 strategica \u00e8 sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con
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holding period un giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), stop loss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emittente,
\n
comparto di attivit\u00e0 e Paese di emissione, duration, classe di rating e tipologia degli strumenti di investimento da inserire nel portafoglio,
\n
volti a minimizzare sia il rischio di mercato che quello di liquidit\u00e0. In nessun caso \u00e8 permesso il ricorso alla leva finanziaria n\u00e9 la vendita allo
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scoperto. Al 31 dicembre 2025 il rating del portafoglio complessivo di Liquidit\u00e0 Strategica \u00e8 pari a A/A- in linea rispetto a quello di fine 2024.
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Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2025 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell\u2019esercizio 2024) per quanto attiene ai rischi
\n
tasso di interesse e di cambio nonch\u00e9 al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione); relativamente alla liquidit\u00e0
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strategica, \u00e8 riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse.
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(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%)
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\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di interesse(a) | \n10,29 | \n4,45 | \n7,48 | \n4,45 | \n13,03 | \n3,92 | \n5,95 | \n7,50 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di cambio(a) | \n7,99 | \n0,07 | \n2,07 | \n0,43 | \n5,47 | \n0,07 | \n1,65 | \n0,69 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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(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.
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(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
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\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Portfolio Management Esposizioni | \n34,93 | \n2,79 | \n16,37 | \n2,79 | \n69,66 | \n6,20 | \n24,10 | \n6,32 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Commerciali(a) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trading(b) | \n1,34 | \n0,30 | \n0,63 | \n0,37 | \n1,74 | \n0,21 | \n0,53 | \n0,31 | \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
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(a) Il perimetro consiste nell'area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR \u00e8
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calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l'anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell'anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di
\n
conseguenza l'andamento del VaR di GGP, Power G&M, REVT e di Plenitude nel corso dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all'interno dell'orizzonte annuo fissato.
\n
(b) L'attivit\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.
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(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
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\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio euro | \n0,64 | \n0,53 | \n0,58 | \n0,54 | \n0,60 | \n0,20 | \n0,40 | \n0,60 | \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
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(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
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\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ($ milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio | \n0,18 | \n0,12 | \n0,15 | \n0,16 | \n0,20 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| dollaro USA | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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Rischio di credito
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Il rischio di credito rappresenta l\u2019esposizione dell\u2019impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte
\n
dalla controparte. Eni ha definito policy di gestione del rischio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle controparti delle
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transazioni commerciali e finanziarie nell\u2019ambito del modello di finanza accentrata prescelto. Eni ha adottato un modello per la quantificazione
\n
e il controllo del rischio di credito basato sulla valutazione dell\u2019Expected Credit Loss. L\u2019Expected Credit Loss costituisce il valore della perdita
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attesa a fronte di un credito vantato nei confronti di una controparte, per la quale si stima una Probabilit\u00e0 di Default e una capacit\u00e0 di recupero
\n
sul credito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given Default. All\u2019interno del modello di gestione e controllo del rischio di credito,
\n
le esposizioni creditizie sono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura commerciale, sostanzialmente relative ai contratti di
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vendita delle commodity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finanziaria relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali
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depositi, derivati e investimenti in titoli mobiliari.
\n
Rischio di credito per esposizioni di natura commerciale
\n
Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura commerciale, la gestione del credito \u00e8 affidata alle unit\u00e0 di business e alle funzioni
\n
specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedicate, ed \u00e8 operata sulla base di procedure formalizzate per la valutazione e
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l\u2019affidamento delle controparti commerciali, per il monitoraggio delle esposizioni creditizie, per le attivit\u00e0 di recupero crediti e per l\u2019eventuale
\n
gestione del contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il controllo della
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rischiosit\u00e0 del cliente, in particolare la rischiosit\u00e0 delle controparti commerciali \u00e8 valutata attraverso un modello di rating interno che combina
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i diversi fattori predittivi del default derivanti dalle variabili di contesto economico, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di pagamento e
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dalle informazioni dei principali info provider specialistici. Per le controparti rappresentate da Entit\u00e0 Statali o ad esse strettamente correlate
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\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n
(es. National Oil Company) la Probabilit\u00e0 di Default, essenzialmente la probabilit\u00e0 di un ritardato pagamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale
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dato di input, i Country Risk Premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l\u2019impairment degli asset non finanziari. Infine, per le
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posizioni retail, in assenza di rating specifici, la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata differenziando la clientela per cluster omogenei di rischio sulla base
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delle serie storiche dei dati relativi agli incassi, periodicamente aggiornate.
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Rischio di credito per esposizioni di natura finanziaria
\n
Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanziaria derivante essenzialmente dall\u2019impiego della liquidit\u00e0 corrente e strategica
\n
e dalle posizioni in contratti derivati, le policy interne prevedono il controllo dell\u2019esposizione e della concentrazione attraverso limiti di rischio
\n
credito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie, basate sul rating fornito dalle
\n
principali agenzie. Il rischio \u00e8 gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA, da Eni Trade & Biofuels SpA, e da
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Eni Trading & Shipping Inc per l\u2019attivit\u00e0 in derivati su commodity in coerenza con il modello di finanza accentrata. Nell\u2019ambito dei massimali
\n
definiti per classe di rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a
\n
ciascuna un limite massimo di affidamento per la singola entit\u00e0 legale e complessivamente per il gruppo di appartenenza, che viene monitorato
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e controllato attraverso la valutazione giornaliera dell\u2019utilizzo degli affidamenti e l\u2019analisi periodica di Expected Credit Loss e concentrazione.
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\n\n\n
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Rischio di liquidit\u00e0
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Il rischio liquidit\u00e0 \u00e8 il rischio che l\u2019impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficolt\u00e0 di reperire fondi
\n
(funding liquidity risk) o di liquidare attivit\u00e0 sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento \u00e8 un impatto
\n
negativo sul risultato economico nel caso in cui l\u2019impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come
\n
estrema conseguenza, una situazione di insolvibilit\u00e0 che pone a rischio la continuit\u00e0 aziendale. Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi \u00e8 il
\n
mantenimento di un ammontare adeguato di risorse finanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di
\n
scenario, restrizioni nell\u2019accesso al mercato dei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticit\u00e0 operativa ai programmi di sviluppo
\n
dell\u2019azienda. A tal fine, Eni mantiene una riserva di liquidit\u00e0 strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine ed
\n
alta liquidabilit\u00e0, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Societ\u00e0 ritiene di disporre di fonti di finanziamento pi\u00f9
\n
che adeguate a soddisfare le prevedibili necessit\u00e0 finanziarie, attraverso la disponibilit\u00e0 di attivi finanziari e di linee di credito nonch\u00e9 l\u2019accesso,
\n
tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, ad un\u2019ampia gamma di tipologie di finanziamento.
\n
Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo pu\u00f2 reperire sul mercato dei capitali fino a \u20ac20 miliardi;
\n
al 31 dicembre 2025 il programma risulta utilizzato per \u20ac12,8 miliardi.
\n
Standard & Poor\u2019s assegna ad Eni il rating A- con outlook Negativo per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody\u2019s nel corso
\n
del 2025 ha rivisto il rating di Eni da Baa1 a A3 con outlook Stabile e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook
\n
Stabile per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating Eni \u00e8 legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al
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rating sovrano dell\u2019Italia.
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Al 31 dicembre 2025 il valore complessivo delle linee di credito committed disponibili \u00e8 pari a \u20ac9 miliardi.
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PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI PASSIVIT\u00c0 FINANZIARIE, DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI
\n
Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari e alle passivit\u00e0
\n
per beni in leasing compresi i pagamenti per interessi, alle passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati.
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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| (\u20ac milioni) | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n7.982 | \n2.793 | \n5.492 | \n1.944 | \n2.139 | \n7.908 | \n28.258 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.250 | \n751 | \n581 | \n478 | \n434 | \n2.241 | \n5.735 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n827 | \n41 | \n23 | \n14 | \n12 | \n56 | \n973 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n10.059 | \n3.585 | \n6.096 | \n2.436 | \n2.585 | \n10.205 | \n34.966 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n811 | \n699 | \n595 | \n418 | \n360 | \n2.529 | \n5.412 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n302 | \n244 | \n206 | \n176 | \n150 | \n553 | \n1.631 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.113 | \n943 | \n801 | \n594 | \n510 | \n3.082 | \n7.043 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| 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| 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 | \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| 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| 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 | \n1.216 | \n989 | \n909 | \n764 | \n553 | \n3.494 | \n7.925 | \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
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Le passivit\u00e0 per beni in leasing comprensive della quota interessi sono riferibili per \u20ac1.082 milioni (\u20ac925 milioni al 31 dicembre 2024) alla quota
\n
di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni che sar\u00e0 recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito
\n
delle cash call.
\n
Il decremento di \u20ac1.102 milioni delle garanzie finanziarie \u00e8 stato determinato dall\u2019estinzione dei contratti autonomi rilasciati a favore di banche e
\n
alla societ\u00e0 petrolifera di Stato del Mozambico ENH nell\u2019interesse del consorzio dei finanziatori con i quali \u00e8 stato strutturato il project financing
\n
per lo sviluppo delle riserve gas della scoperta Coral.
\n
Nella tabella che segue \u00e8 rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti.
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\n\n\n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2026 | \n2027-2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n13.901 | \n | \n | \n13.901 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.360 | \n74 | \n111 | \n6.545 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n20.261 | \n74 | \n111 | \n20.446 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026-2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| Altri debiti e anticipi | \n6.922 | \n59 | \n121 | \n7.102 | \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
PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI
\n
1
\n
In aggiunta ai debiti finanziari, alle passivit\u00e0 per beni in leasing e ai debiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patrimoniale,
\n
Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adempimento
\n
comporter\u00e0 esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni sono valorizzate in base al costo netto per l\u2019impresa di terminazione del contratto,
\n
costituito dall\u2019importo minimo tra i costi di adempimento dell\u2019obbligazione contrattuale e l\u2019ammontare dei risarcimenti/penalit\u00e0 contrattuali
\n
connesse al mancato adempimento.
\n
Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay in base ai quali Eni ha l\u2019obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di
\n
pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilit\u00e0 di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti
\n
sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale 2026-2030 approvato
\n
dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management.
\n
Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni
\n
contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere pagati nel 2026 per lo smantellamento degli asset Oil & Gas e per il risanamento
\n
ambientale si basano sulle stime della direzione e non rappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura.
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAnni di scadenza | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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) | \n911 | \n748 | \n581 | \n539 | \n565 | \n10.362 | \n13.706 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi relativi a fondi ambientali | \n812 | \n563 | \n438 | \n341 | \n319 | \n1.099 | \n3.572 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni di acquisto(b) | \n16.750 | \n13.397 | \n12.393 | \n11.372 | \n9.068 | \n62.467 | \n125.447 | \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| . take-or-pay | \n14.757 | \n12.643 | \n11.756 | \n11.138 | \n8.901 | \n62.230 | \n121.425 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| . ship or pay | \n632 | \n271 | \n254 | \n225 | \n159 | \n211 | \n1.752 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri impegni di acquisto | \n1.361 | \n483 | \n383 | \n9 | \n8 | \n26 | \n2.270 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri Impegni | \n6 | \n15 | \n | \n | \n | \n | \n21 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Memorandum di intenti Val d'Agri | \n6 | \n15 | \n | \n | \n | \n | \n21 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale(c) | \n18.479 | \n14.723 | \n13.412 | \n12.252 | \n9.952 | \n73.928 | \n142.746 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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'attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle
\n
strutture e il ripristino dei siti.
\n
(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa \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
\n
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 \u20ac404
\n
milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
IMPEGNI PER INVESTIMENTI
\n
Nel prossimo piano industriale 2026-2030 Eni prevede di eseguire un programma d\u2019investimenti tecnici e in partecipazioni di circa \u20ac29 miliardi.
\n
Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un
\n
progetto \u00e8 considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono
\n
stati gi\u00e0 collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement.
\n
Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investimenti ambientali.
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAnni di scadenza | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Impegni per investimenti committed | \n6.250 | \n4.847 | \n3.932 | \n2.871 | \n1.984 | \n304 | \n20.188 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 \u2013 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
ALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI
\n
\n
\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\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\n
\n\n | \n | \n | \nAltre | \n | \n | \nAltre | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \ncomponenti | \n | \n | \ncomponenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nValore | \nConto | \ndell'utile | \nValore | \nConto | \ndell'utile | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ndi iscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \ndi iscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \n\n\n\n\n\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\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico(a) | \n6.991 | \n235 | \n | \n6.797 | \n388 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti derivati non di copertura e di trading(b) | \n(18) | \n559 | \n | \n(1.119) | \n(73) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni minoritarie valutate al fair value(c) | \n1.329 | \n242 | \n(30) | \n1.395 | \n227 | \n62 | \n\n\n\n\n\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\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti(d) | \n13.216 | \n(18) | \n | \n17.753 | \n(106) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari(e) | \n4.756 | \n(49) | \n | \n4.238 | \n233 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli(a) | \n63 | \n1 | \n | \n62 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti(a) | \n20.446 | \n | \n | \n22.273 | \n(153) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti finanziari(f) | \n28.502 | \n(296) | \n | \n30.390 | \n(1.176) | \n | \n\n\n\n\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) | \n(83) | \n(262) | \n865 | \n7 | \n(95) | \n(912) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 \"Proventi (oneri) finanziari\".
\n
(b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli \"Altri proventi (oneri) operativi\" per \u20ac641 milioni di proventi (oneri per \u20ac352 milioni nel 2024) e nei \"Proventi (oneri) finanziari\".
\n
(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Proventi (oneri) su partecipazioni - Dividendi\".
\n
(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nelle \"Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti\" per \u20ac11 milioni di svalutazioni nette (\u20ac168 milioni di svalutazioni nette nel
\n
2024) e nei \"Proventi (oneri) finanziari\" per \u20ac7 milioni di oneri (proventi per \u20ac62 milioni nel 2024), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d'interesse effettivo per \u20ac26 milioni (\u20ac27 milioni di
\n
interessi attivi nel 2024).
\n
(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Proventi (oneri) finanziari\", comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac222 milioni (\u20ac175 milioni di interessi attivi
\n
nel 2024) e rivalutazioni nette per \u20ac1 milione (\u20ac22 milioni di svalutazioni nette nel 2024).
\n
(f) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Proventi (oneri) finanziari\", comprensivi di interessi passivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac861 milioni (\u20ac897 milioni di interessi
\n
passivi nel 2024).
\n
(g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Ricavi della gestione caratteristica\", negli \"Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi\" e \"Proventi (oneri) finanziari\".
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
INFORMAZIONI SULLA COMPENSAZIONE DI STRUMENTI FINANZIARI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAmmontare lordo delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie | \nAmmontare lordo delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie compensate | \nAmmontare netto delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie rilevate nello 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 31 dicembre 2025 | \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| Crediti commerciali e altri crediti | \n17.017 | \n4.581 | \n12.436 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n5.076 | \n1.133 | \n3.943 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n2.852 | \n13 | \n2.839 | \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| Debiti commerciali e altri debiti | \n24.842 | \n4.581 | \n20.261 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n5.172 | \n1.133 | \n4.039 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n3.403 | \n13 | \n3.390 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| 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| 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| 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| Passivit\u00e0 finanziarie | \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| 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| 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\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 compensazione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie riguarda: (i) crediti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production per
\n\u20ac4.581 milioni (\u20ac4.429 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 correnti e non correnti relative a strumenti finanziari derivati
\nper \u20ac1.133 milioni (\u20ac1.508 milioni al 31 dicembre 2024) e altre attivit\u00e0 e passivit\u00e0 per \u20ac13 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2024).
\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 azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attivit\u00e0. Sulla base delle
\ninformazioni attualmente disponibili, tenuto conto dei fondi stanziati e rappresentando che in alcuni casi non \u00e8 possibile una stima attendibile
\ndell\u2019onere eventuale, Eni ritiene che verosimilmente da tali procedimenti ed azioni non deriveranno effetti negativi rilevanti. Oltre a quanto
\nindicato nella nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri, di seguito sono sintetizzati i procedimenti pi\u00f9 significativi per i quali, generalmente e salvo
\ndiversa indicazione, non \u00e8 stato effettuato uno stanziamento al fondo rischi in quanto un esito sfavorevole \u00e8 giudicato improbabile o l\u2019entit\u00e0
\ndello stanziamento non \u00e8 stimabile in modo attendibile.
\n1. PROCEDIMENTI IN MATERIA DI SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE
\n1.1. Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura penale
\ni. Eni Rewind SpA \u2013 Discarica di Minciaredda, sito di Porto Torres. Nel 2015 la Procura di Sassari ha avviato un procedimento penale per
\npresunti reati di gestione di discarica non autorizzata e disastro ambientale, avente a oggetto l\u2019area di discarica interna allo stabilimento di
\nPorto Torres denominata \u201cMinciaredda\u201d, gestita da Eni Rewind SpA, alla quale \u00e8 stato contestato il corrispondente illecito amministrativo
\nai sensi del D.lgs. 231/01. Con riferimento all\u2019iter di bonifica dell\u2019area Minciaredda, nel luglio 2018 \u00e8 stato decretato il progetto di bonifica
\ndei suoli e delle falde c.d. Nuraghe Fase 1. All\u2019esito delle indagini preliminari \u00e8 stata presentata richiesta di rinvio a giudizio. In udienza
\npreliminare gli enti territoriali e alcune associazioni ambientaliste si sono costituite parte civile. Sono state ammesse la Regione Sardegna,
\nil Comune di Sassari, il Comune di Porto Torres, il WWF e l\u2019Ente Parco Asinara. Il Giudice ha autorizzato la citazione del responsabile civile
\nEni Rewind SpA. All\u2019esito dell\u2019udienza preliminare il GUP ha disposto il rinvio a giudizio degli imputati e della Societ\u00e0 davanti al Tribunale
\ndi Sassari ammettendo la costituzione di parte civile del MITE, della Regione Sardegna e di altri enti e soggetti privati. Successivamente
\nEni Rewind \u00e8 stata prosciolta per improcedibilit\u00e0 dell\u2019azione ai sensi del D.lgs. 231/01 nei suoi confronti e definitivamente estromessa dal
\nprocesso penale. Nell\u2019ambito del procedimento penale a carico dei dirigenti di Eni Rewind, invece, in data 13 novembre 2022, il Tribunale di
\nSassari ha pronunciato sentenza di assoluzione per insussistenza del fatto. Il PM e le parti civili hanno depositato atto di appello avverso
\nla sentenza di primo grado; si resta in attesa di fissazione del giudizio di appello.
\nii. Raffineria di Gela SpA e Eni Mediterranea Idrocarburi (EniMed) SpA \u2013 Disastro innominato. Procedimento penale pendente a carico di
\ndirigenti della Raffineria di Gela e della EniMed per i reati di disastro innominato, gestione illecita di rifiuti e scarico di acque reflue industriali
\nsenza autorizzazione. Alla Raffineria di Gela \u00e8 contestato l\u2019illecito amministrativo da reato ai sensi del D.lgs. 231/01. Questo procedimento
\npenale aveva inizialmente ad oggetto l\u2019accertamento del presunto inquinamento del sottosuolo derivante da perdite di prodotto da 14
\nserbatoi di stoccaggio della Raffineria di Gela non ancora dotati di doppio fondo, nonch\u00e9 fenomeni di contaminazione nelle aree marine
\ncostiere adiacenti lo stabilimento in ragione della mancata tenuta del sistema di barrieramento realizzato nell\u2019ambito del procedimento di
\nbonifica del sito. Il Giudice ha poi riunito in questo procedimento altre indagini aventi ad oggetto episodi inquinanti collegati all\u2019esercizio di
\naltri impianti della Raffineria di Gela e perdite di idrocarburi dalle condotte della societ\u00e0 EniMed. \u00c8 stata emessa sentenza di assoluzione
\ndi primo grado nei confronti degli imputati e dell\u2019ente. La sentenza \u00e8 stata impugnata dalla Procura della Repubblica di Gela. Si \u00e8 dunque
\nincardinato il giudizio di Appello innanzi alla Corte d\u2019Appello di Caltanissetta.
\niii. Eni SpA \u2013 Indagine Val d\u2019Agri. A valle delle indagini condotte per accertare la sussistenza di un traffico illecito di rifiuti prodotti dal Centro
\nOlio Val d\u2019Agri (COVA) di Viggiano e smaltiti in impianti di depurazione su territorio nazionale, nel marzo 2016 la Procura di Potenza ha
\ndisposto gli arresti domiciliari per cinque dipendenti Eni e posto sotto sequestro alcuni impianti funzionali all\u2019attivit\u00e0 produttiva in Val d\u2019Agri,
\nche conseguentemente \u00e8 stata interrotta. La difesa ha condotto degli accertamenti tecnici indipendenti avvalendosi di esperti di livello
\ninternazionale, i quali hanno accertato la rispondenza dell\u2019impianto alle Best Available Technologies e alle Best Practice internazionali.
\nParallelamente, la Societ\u00e0 ha individuato una soluzione tecnica consistente in modifiche non sostanziali all\u2019impianto, per il convogliamento
\ndelle acque risultanti dal processo di trattamento delle linee gas, con la finalit\u00e0 di eliminare l\u2019azione di \u201cmiscelazione\u201d nei termini contestati.
\nTale soluzione \u00e8 stata approvata dalla Procura, consentendo a Eni di riavviare la produzione e la reiniezione in giacimento nel pozzo Costa
\nMolina 2 nell\u2019agosto 2016. Su richiesta della Regione \u00e8 stato aperto l\u2019iter amministrativo di riesame dell\u2019AIA. Nell\u2019ambito del procedimento
\npenale, la Procura ha richiesto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati per le ipotesi di traffico illecito di rifiuti, violazione del divieto di
\nmiscelazione di rifiuti, gestione non autorizzata di rifiuti e falso ideologico in atto pubblico, e la persona giuridica Eni ai sensi del D.lgs.
\n231/2001. A seguito dell\u2019udienza preliminare, il processo si \u00e8 aperto nel novembre 2017. All\u2019esito dell\u2019istruttoria dibattimentale, il Tribunale
\ndi Potenza, in data 10 marzo 2021, ha emesso il dispositivo di sentenza con cui, in relazione alla contestazione di falso ideologico in
\natto pubblico, ha assolto tutti gli imputati; in relazione alle contravvenzioni in contestazione, ha dichiarato non doversi procedere per
\nintervenuta prescrizione; infine, in relazione all\u2019ipotesi di traffico illecito di rifiuti, ha assolto due ex dipendenti del Distretto Meridionale per
\nnon avere commesso il fatto, ha condannato sei ex funzionari del medesimo Distretto con sospensione della pena ed ha correlativamente
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\ncondannato Eni ai sensi del D.lgs. 231/01 alla sanzione di \u20ac700.000, disponendo la confisca di una somma quantificata in \u20ac44.248.071
\nritenuta costituire l\u2019ingiusto profitto conseguito dal reato, da cui detrarre l\u2019ammontare dei costi sostenuti da Eni per le modifiche all\u2019impianto
\neseguite nel 2016. A seguito del deposito delle motivazioni da parte del Tribunale, \u00e8 stato prontamente formulato ricorso in Appello avverso
\ntutti i profili di condanna. In data 19 febbraio 2026 la Corte d\u2019Appello di Potenza ha emesso sentenza di assoluzione nei confronti di Eni,
\nex D.lgs. 231/01, e dei suoi dipendenti, revocando altres\u00ec la confisca che era stata disposta quale asserito ingiusto profitto del reato.
\niv. Eni SpA \u2013 Procedimento penale Val d\u2019Agri \u2013 Spill Serbatoio. Nel febbraio 2017, a seguito dell\u2019individuazione di una perdita di petrolio da
\nparte di uno dei serbatoi del Centro Olio Val d\u2019Agri (COVA), era stata aperta un\u2019indagine penale per i presunti reati di disastro ambientale
\nnei confronti dei precedenti Responsabili del COVA, degli Operation Manager in carica dal 2011 e del Responsabile HSE in carica al
\nmomento del fatto nonch\u00e9 nei confronti di Eni ai sensi del D.lgs. 231/01. Nell\u2019aprile 2017 Eni ha, di propria iniziativa, sospeso l\u2019attivit\u00e0
\nindustriale presso il COVA, anticipando quanto disposto dalla Delibera della Giunta Regionale. Nel luglio 2017 Eni ha riavviato l\u2019attivit\u00e0
\npetrolifera avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte della Regione una volta completati gli accertamenti e le verifiche, che
\nhanno confermato l\u2019integrit\u00e0 dell\u2019impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza. Nello stesso anno, Eni ha proceduto in maniera
\ntempestiva a dotare tutti i serbatoi del COVA del doppio fondo, ha dato esecuzione a tutte le prescrizioni degli enti eseguendo tutte le
\nattivit\u00e0 di bonifica e messa in sicurezza necessarie per il regolare svolgimento dell\u2019attivit\u00e0 petrolifera e ha provveduto a risarcire i danni ai
\nprivati proprietari delle aree limitrofe al COVA e impattate dall\u2019evento. A conclusione delle indagini preliminari, la Procura della Repubblica
\nha chiesto il rinvio a giudizio nei confronti dei dipendenti e di Eni quale ente responsabile ai sensi del D.lgs. 231/2001. All\u2019esito della
\nconseguente udienza preliminare il GUP, con riferimento all\u2019imputazione ad Eni ex D.lgs. 231/01 per i fatti sino al 2015, ha emesso sentenza
\ndi non luogo a procedere perch\u00e9 il fatto non \u00e8 previsto dalla legge come reato presupposto dalla responsabilit\u00e0 amministrativa, mentre
\ncon riferimento all\u2019imputazione ad Eni per i fatti successivi al 2015, ha accolto l\u2019eccezione difensiva di nullit\u00e0 assoluta della richiesta di
\nrinvio a giudizio, con restituzione degli atti alla Procura della Repubblica. Infine, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dei due dipendenti Eni
\ndavanti al Tribunale di Potenza, qualificando l\u2019imputazione nei loro confronti nella fattispecie di reato di disastro innominato. Numerose
\nparti hanno presentato istanza di costituzione di parte civile e, nelle more, di valutare le richieste di esclusione presentate dalle difese
\nrispetto a quest\u2019ultime, il Tribunale ha emesso Decreto di citazione di Eni, quale responsabile civile ed Eni si \u00e8 ritualmente ricostituita. I due
\nprocedimenti a carico delle persone fisiche \u2013 ovvero il rito ordinario ed il rito immediato \u2013 sono stati poi riuniti dal Tribunale in un unico
\nprocesso, attualmente pendente in fase di dibattimento. Per quanto concerne Eni SpA quale ente ex D.lgs. 231/01, il Pubblico Ministero
\nha emesso nuova richiesta di rinvio a giudizio. All\u2019esito dell\u2019udienza preliminare il GUP ha emesso il decreto che dispone il giudizio nei
\nconfronti di Eni SpA. Il collegio ha annullato tale decreto per indeterminatezza dell\u2019imputazione nei confronti dell\u2019ente, restituendo gli atti
\nal GUP e determinando cos\u00ec una regressione del processo a carico della Societ\u00e0 alla fase dell\u2019udienza preliminare, in vista della quale il
\nPubblico Ministero ha integrato il capo d\u2019imputazione. All\u2019esito della discussione, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dell\u2019Ente avanti al
\nTribunale di Potenza.
\nv. Raffineria di Gela SpA e Eni Mediterranea Idrocarburi (EniMed) SpA \u2013 Gestione rifiuti discarica Camastra. Nel giugno 2018 la Procura
\ndi Palermo ha avviato nei confronti delle societ\u00e0 Eni Raffineria di Gela e EniMed un procedimento penale che riguarda un presunto traffico
\nillecito di rifiuti industriali provenienti da operazioni di bonifica di terreni, smaltiti presso una discarica di propriet\u00e0 di una societ\u00e0 terza.
\nLa Procura ha contestato tale reato agli Amministratori Delegati pro tempore delle due societ\u00e0 Eni; alle societ\u00e0 \u00e8 contestato l\u2019illecito
\namministrativo da reato di cui al D.lgs. 231/01. La condotta illecita deriverebbe dalla fraudolenta certificazione dei rifiuti ai fini della
\nricezione in discarica. A seguito delle attivit\u00e0 difensive espletate, la posizione dell\u2019AD della Raffineria di Gela SpA e della medesima societ\u00e0
\nsono state oggetto di richiesta e decreto di archiviazione, mentre per la posizione dell\u2019AD di EniMed e della societ\u00e0 \u00e8 stato chiesto e ottenuto
\nil rinvio a giudizio. Il procedimento \u00e8 stato trasferito dinanzi al Tribunale di Agrigento per competenza territoriale. In data 26 novembre
\n2025, in esito all\u2019istruttoria dibattimentale, il Tribunale di Agrigento ha pronunciato la sentenza con la quale ha assolto l\u2019AD pro-tempore
\ndi EniMed e la societ\u00e0 EniMed imputata ai sensi del D.lgs. 231/01.
\nvi. Versalis SpA \u2013 Sequestro Preventivo presso lo stabilimento di Priolo Gargallo. Nel febbraio 2019 il Tribunale di Siracusa, su richiesta
\ndella Procura, nell\u2019ambito di un\u2019indagine riguardante i reati di getto pericoloso di cose e di inquinamento ambientale, a carico dell\u2019ex
\ndirettore dello stabilimento di Priolo, nonch\u00e9 di Versalis ai sensi del D.lgs. 231/2001 e delle altre industrie del Polo Industriale, relativa alle
\nemissioni prodotte dal complesso industriale di Priolo Gargallo ha disposto il sequestro preventivo, consentendo la facolt\u00e0 d\u2019uso, degli
\nimpianti di Versalis che, sulla base dei rilievi tecnici formulati dai consulenti tecnici nominati dalla Procura, presentano punti di emissioni
\nconvogliate e diffuse non conformi alle Best Available Techniques (BAT). Il Tribunale del Riesame, valutati i miglioramenti impiantistici
\nrealizzati da Versalis prima ancora del sequestro nel marzo 2019 ha disposto l\u2019annullamento del provvedimento. Nel marzo 2021 quindi
\n\u00e8 stato notificato avviso di conclusione delle indagini preliminari, con la formulazione da parte della Procura delle ipotesi di reato gi\u00e0
\nipotizzate in precedenza. Allo stato non si ha notizia di ulteriori sviluppi processuali.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nvii. Versalis SpA\u2013 Sequestro dell\u2019impianto di depurazione gestito da IAS SpA Priolo Gargallo. Nel febbraio 2022 la Procura della Repubblica
\ndi Siracusa ha avviato un procedimento per presunti reati di disastro ambientale (452 quater c.p.) e di violazione della normativa in materia
\ndi scarichi reflui industriali dell\u2019impianto Versalis nel depuratore di Priolo gestito da IAS SpA a carico di due ex direttori dello stabilimento
\nVersalis di Priolo, nonch\u00e9 di un dipendente di Versalis, avente allora un ruolo dirigenziale in Priolo Servizi. Le persone giuridiche Versalis,
\nPriolo Servizi e le altre societ\u00e0 coinsediate risultavano Enti indagati ai sensi del D.lgs. 231/01. In data 15 giugno 2022 il GIP del Tribunale
\ndi Siracusa disponeva il sequestro dell\u2019impianto di depurazione e delle quote societarie di IAS SpA, con la nomina di un amministratore
\ngiudiziario dei beni sottoposti a sequestro. Successivamente, le indagini sono state estese anche all\u2019attuale Direttore dello Stabilimento
\nVersalis e all\u2019AD di Priolo Servizi, dipendente di Versalis SpA. Parallelamente, Versalis SpA ha impugnato dinanzi al TAR di Catania l\u2019AIA
\nrilasciata a IAS solo per la parte in cui il provvedimento venga interpretato nel senso di imporre nuovi e diversi limiti allo scarico rispetto
\na quelli contenuti nelle autorizzazioni in capo alla societ\u00e0. Nel frattempo, \u00e8 stata sospesa dalla Regione Sicilia l\u2019AIA rilasciata per la
\ngestione, da parte di IAS, del depuratore. Versalis ha, quindi, impugnato davanti al TAR il provvedimento di avvio di riesame della sua AIA
\ne, con separato ricorso, il provvedimento di sospensione dell\u2019AIA di IAS da parte della Regione Sicilia. Al contempo, il GIP di Siracusa ha
\nsollevato questione di legittimit\u00e0 alla Corte costituzionale dell\u2019art. 104 bis Disp. att. c.p.p. con riferimento al decreto interministeriale del 12
\nsettembre 2023 \u2013 ovverosia al c.d. decreto \u201cSalva ISAB\u201d, volto alla salvaguardia della continuit\u00e0 dell\u2019attivit\u00e0 produttiva dei soci industriali
\ndel petrolchimico. Versalis si \u00e8, quindi, costituita in giudizio davanti alla Corte costituzionale che all\u2019esito dell\u2019udienza del 7 maggio 2024,
\nha dichiarato l\u2019illegittimit\u00e0 costituzionale della norma in esame nella parte in cui non prevede che le misure ivi indicate si applichino per
\nun periodo di tempo non superiore a trentasei mesi. L\u2019ordinanza del GIP di Siracusa con la quale era stata negata l\u2019autorizzazione alla
\nprosecuzione dell\u2019attivit\u00e0 produttiva del petrolchimico \u00e8 stata successivamente revocata dal tribunale di Siracusa. Il GIP ha proposto
\nricorso in Cassazione avverso tale provvedimento. Nel frattempo, il procedimento penale rimane tuttora pendente in fase di indagini.
\nviii. Eni Rewind SpA e Versalis SpA \u2013 Mantova. Procedimento penale in materia di reati ambientali. Con riguardo al sito di Mantova, ove
\nla Societ\u00e0 sta procedendo con tutte le opportune attivit\u00e0 ambientali la Procura della Repubblica di Mantova ha notificato in agosto e in
\nsettembre 2020 avviso di conclusione delle indagini preliminari relativo al procedimento penale 778/18 RGNR in cui sono stati riuniti
\ndiversi fascicoli di indagine. Nell\u2019atto di chiusura delle indagini preliminari emerge l\u2019iscrizione nel registro degli indagati di dipendenti di
\nVersalis SpA, Eni Rewind SpA ed Edison SpA nonch\u00e9 delle predette societ\u00e0 (Versalis, Eni Rewind ed Edison) ai sensi del D.lgs. 231/2001.
\nLa Procura della Repubblica ipotizza, con riferimento ad alcune specifiche aree del SIN di Mantova, i reati di gestione di rifiuti non
\nautorizzata, danneggiamento/inquinamento ambientale, omessa comunicazione agli Enti di contaminazione ambientale ed omessa
\nbonifica. A seguito del deposito di memorie difensive indirizzate all\u2019autorit\u00e0 inquirente, alcune posizioni soggettive sono state stralciate
\ndal procedimento ed archiviate. Per le restanti posizioni, la Procura della Repubblica ha in seguito formulato richiesta di rinvio a giudizio, in
\ncui sono state sostanzialmente confermate le ipotesi di reato di cui all\u2019atto di chiusura delle indagini. In fase di instaurazione dell\u2019udienza
\npreliminare si sono costituiti quali parti civili il MITE, la Provincia di Mantova, il Comune di Mantova e il Parco Regionale del Mincio e le
\nsociet\u00e0 Eni Rewind, Versalis ed Edison sono invece state citate in giudizio quali responsabili civili e si sono perci\u00f2 costituite in giudizio. La
\nfase dell\u2019udienza preliminare si \u00e8 chiusa con il provvedimento del GUP di Mantova che ha disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati e
\ndelle societ\u00e0 Versalis, Eni Rewind ed Edison, ad eccezione di un ex dipendente di Versalis e di due dipendenti di Edison. Il procedimento
\n\u00e8 attualmente pendente in fase dibattimentale.
\nix. Eni SpA R&M Deposito di Civitavecchia \u2013 Procedimento penale inquinamento falda. Nel periodo in cui ha gestito il Deposito di
\nCivitavecchia (2008-2018) Eni ha provveduto, in attesa dell\u2019approvazione del piano di caratterizzazione, ad adottare misure di messa in
\nsicurezza delle acque sotterranee, in coordinamento con gli enti pubblici di controllo e a proseguire l\u2019iter di bonifica fino a quando ha avuto
\nla disponibilit\u00e0 del sito. La Procura di Civitavecchia contesta, tra gli altri, all\u2019ex capo deposito carburanti Eni di Civitavecchia, l\u2019ipotesi di reato
\ndi inquinamento ambientale. Eni risulta indagata ai sensi del D.lgs. 231/2001. Il procedimento a carico delle persone fisiche \u00e8 pendente.
\nx. Eni SpA R&M Deposito di Genova Pegli \u2013 Procedimento penale sversamento greggio \u2013 settembre 2022. A seguito di una fuoriuscita di
\ngreggio verificatasi presso il deposito di Genova Pegli in data 27 settembre 2022, la Procura della Repubblica di Genova ha instaurato un
\nprocedimento penale per presunto reato di disastro ambientale colposo, contestato a carico di quattro dipendenti Eni mentre alla Societ\u00e0
\n\u00e8 contestato l\u2019illecito amministrativo ex D.lgs. 231/01. Il procedimento pende nella fase delle indagini preliminari.
\nxi. Raffineria di Sannazzaro \u2013 Procedimento penale scarichi e inquinamento ambientale \u2013 Procura di Pavia. \u00c8 in corso un procedimento
\npenale che vede indagati alcuni direttori e Responsabili HSE pro tempore della Raffineria di Sannazzaro de\u2019 Burgondi per ipotesi di reati di
\ninquinamento ambientale ed omessa bonifica nonch\u00e9 Eni SpA quale ente indagato ex D.lgs. n.231/2001, in relazione al reato presupposto
\ndi inquinamento ambientale, con sequestro probatorio dell\u2019impianto di depurazione (TAE) della Raffineria e possibile allargamento dell\u2019area
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\ninteressata al possibile inquinamento oltre le barriere idrauliche del sito. Il 28 novembre 2023 l\u2019impianto TAE \u00e8 stato dissequestrato. La
\nProcura ha disposto tre accertamenti tecnici irripetibili, nel corso dei quali si \u00e8 appreso di ulteriori contestazioni in materia ambientale. A
\nconclusione delle indagini preliminari sono state confermate le contestazioni formulate.
\nxii. Eni SpA \u2013 Deposito di Pomezia \u2013 Inquinamento ambientale colposo. \u00c8 in corso un procedimento penale avente ad oggetto un presunto
\nreato di inquinamento colposo della falda idrica sottostante il deposito di carburanti di Pomezia, imputabile secondo l\u2019impianto accusatorio
\na perdite di prodotto dai serbatoi. La Procura della Repubblica procedente ha incaricato dei propri consulenti di eseguire gli accertamenti
\ntecnici in sito al fine di verificare lo stato di contaminazione delle matrici ambientali in corrispondenza dei serbatoi. A esito di tali verifiche
\nsono stati iscritti nel registro degli indagati due dipendenti Eni per il reato contestato, nonch\u00e9 Eni per l\u2019illecito amministrativo ai sensi del
\nD.lgs. n. 231/01. Successivamente, il Pubblico Ministero ha emesso richiesta di rinvio a giudizio e, all\u2019esito dell\u2019udienza preliminare, \u00e8 stato
\nemesso il decreto che dispone il giudizio. Il procedimento pende in fase di instaurazione del giudizio di primo grado.
\nxiii. Eni SpA - Deposito di Calenzano \u2013 esplosione. Il procedimento penale ha ad oggetto l\u2019incidente mortale che ha coinvolto cinque
\ncontrattisti Eni a causa di un\u2019esplosione mentre erano impegnati nello svolgimento di operazioni presso il deposito di carburanti di
\nCalenzano il 9 dicembre 2024 e nell\u2019ambito del quale \u00e8 stato disposto il sequestro probatorio del sito. Nell\u2019ambito del procedimento,
\ninizialmente rubricato contro ignoti per i reati di omicidio colposo plurimo aggravato, rimozione od omissione dolosa di cautele contro
\ninfortuni sul lavoro e disastro innominato, la Procura della Repubblica ha incaricato un pool di consulenti tecnici al fine di ricostruire la
\ndinamica dell\u2019evento e individuare eventuali profili di responsabilit\u00e0 e nel corso delle indagini sinora espletate sono stati eseguiti diversi
\ndecreti di perquisizione con l\u2019acquisizione di tutta la documentazione richiesta, prodotta spontaneamente dalla societ\u00e0. In seguito, la
\nProcura della Repubblica ha notificato informativa di garanzia in qualit\u00e0 di soggetti indagati nei confronti del soggetto Datore di Lavoro e
\nGestore del Deposito di Calenzano e di altri Responsabili e operatori di aree tecniche operative legate alle attivit\u00e0 del deposito nonch\u00e9 di
\ndue dipendenti di un fornitore, per le ipotesi di reato di concorso in omicidio colposo plurimo, concorso in lesioni personali colpose plurime
\ne concorso in disastro innominato colposo, oltre che nei confronti di Eni SpA ai sensi del D. Lgs. 231/01. Contestualmente, la Procura
\ndella Repubblica ha richiesto al Giudice per le indagini preliminari un incidente probatorio per l\u2019espletamento di una perizia. La societ\u00e0
\nsta raccogliendo tutte le richieste risarcitorie rispetto ad ogni danno materiale e non materiale verificatosi, ai fini di una loro liquidazione
\na prescindere da ogni profilo di merito della vicenda. \u00c8 stato accantonato un fondo rischi che accoglie la stima dei danni conseguenti
\nall\u2019evento. Il procedimento pende tuttora nella fase delle indagini preliminari.
\nxiv. Enimed SpA \u2013 tentativo di inquinamento ambientale. L\u2018indagine vede coinvolti gli ultimi tre AD della Societ\u00e0 Enimed SpA e dipendenti della
\nstessa che, dal 2020 a seguire, hanno svolto le funzioni di responsabile HSE e Permitting, responsabile OPEM e TECEM, capo centrale, capo
\ncampi e capo impianti, nonch\u00e9 la Enimed SpA. ex D.lgs. 231/2001, per l\u2019ipotesi di reato di concorso in tentativo di inquinamento ambientale
\nper avere asseritamente omesso, ciascuno rispetto al proprio ambito di competenza, di adottare le giuste precauzioni necessarie a
\nprevenire la dispersione in ambiente, non realizzatasi, del prodotto c.d. flussante. In data 14 gennaio 2025 la Procura della Repubblica
\ndi Gela ha emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari e, successivamente, ha avanzato richiesta di rinvio a giudizio. Il
\nprocedimento \u00e8 pendente in fase di udienza preliminare.
\n1.2. Procedimenti in materia di salute, sicurezza, ambiente e antitrust di natura civile o amministrativa
\ni. Repubblica del Kazakhstan/Eni SpA, Agip Karachaganak BV et al. La Repubblica del Kazakhstan (\u201cRepubblica\u201d) ha promosso un arbitrato
\ninternazionale nei confronti del consorzio di compagnie petrolifere internazionali che gestisce il campo di Karachaganak, ai sensi del Final
\nProduction Sharing Agreement che governa le attivit\u00e0 di progetto (quota Eni nella JV pari al 29,25%). La Repubblica avanza contestazioni
\nrelative al cost recovery delle compagnie nel periodo 2010-2020 e ha formalmente avviato i procedimenti nel marzo 2023 con la nomina
\ndell\u2019arbitro. Nell\u2019aprile 2024, la Repubblica ha presentato il proprio statement of claim ed il procedimento \u00e8 ora in corso. Con riguardo ad
\nalcune contestazioni avanzate da RoK, il tribunale arbitrale ha emesso un partial award in parte favorevole alla Rok, in parte al consorzio,
\nsenza quantificazioni. Eni sta continuando a valutare il merito dei claim arbitrali alla luce delle evidenze istruttorie disponibili e pertanto,
\nal momento, non \u00e8 possibile stimare in modo affidabile l\u2019esito del procedimento.
\nii. Repubblica del Kazakhstan/Agip Caspian Sea BV et al. La Repubblica del Kazakhstan (\u201cRepubblica\u201d) ha promosso un ulteriore arbitrato
\ninternazionale, ai sensi del North Caspian Sea Production Sharing Agreement \u201cNCSPSA\u201d nei confronti del Contractor (quota Eni nel
\nconsorzio 16,67%). I Claim avanzati dalla Repubblica si riferiscono ad asserite violazioni del NCSPSA, incluse eccezioni di cost recovery
\ned il mancato perseguimento delle opportunit\u00e0 di sviluppo. Nel febbraio 2026 il consorzio ha promosso un arbitrato ICSID per tutelare
\n
\n\n\n\n\nl\u2019investimento a fronte delle contestazioni della RoK relative alla gestione dello zolfo. Eni sta continuando a valutare il merito dei claim
\narbitrali alla luce delle evidenze istruttorie disponibili e, pertanto, al momento non \u00e8 possibile stimare l\u2019esito del procedimento.
\niii. Novamont SpA \u2013 Procedimento dell\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato nei confronti di Novamont SpA e Eni SpA per
\npresunto abuso di posizione dominante nel mercato dei bio-compound. Nel 2024 l\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato
\n(ACGM) ha avviato un procedimento nei confronti di Novamont SpA, dandone comunicazione alla controllante Eni SpA, per asserito
\nabuso di posizione dominante nel mercato delle bioplastiche, in particolare i biocompound per la realizzazione di sacchetti di plastica
\ndestinati alla grande distribuzione. Il 24 giugno 2025, l\u2019AGCM confermando gli addebiti formalizzati a conclusione della fase istruttoria
\nnei confronti di Novamont e di Eni SpA, quest\u2019ultima per il periodo successivo alla data di acquisizione del controllo (18 ottobre 2023), ha
\nirrogato una sanzione amministrativa di complessivi \u20ac32 milioni (di cui circa 2 milioni in solido alle due societ\u00e0) per gli asseriti abusi di
\nposizione dominante nei mercati di riferimento nel periodo 1\u00b0 gennaio 2018 - 31 dicembre 2023. L\u2019AGCM ha diffidato Novamont ed Eni a
\ninterrompere i comportamenti distorsivi dandone prova all\u2019Autorit\u00e0 entro un termine indicato. La Societ\u00e0 ritiene di avere validi elementi di
\ndifesa a sostegno della correttezza del proprio operato da far valere nelle successive fasi di opposizione al provvedimento dell\u2019AGCM; \u00e8
\nstato pertanto presentato ricorso giurisdizionale al Tribunale Amministrativo Regionale del Lazio. A fronte di questo contenzioso \u00e8 stato
\nstanziato un fondo.
\niv. Eni Rewind SpA \u2013 Versalis SpA \u2013 Eni SpA (R&M) \u2013 Rada di Augusta. Il vasto contenzioso amministrativo prende le mosse nel settembre
\n2017 dall\u2019atto di diffida e messa in mora da parte del Ministero dell\u2019ambiente rivolto alle societ\u00e0 facenti parte del polo petrolchimico di
\nPriolo, comprese Eni Rewind, Polimeri Europa (ora Versalis) ed Eni (R&M), a presentare dei progetti per la rimozione dei sedimenti della
\nRada di Augusta, sulla base di un asserito accertamento della responsabilit\u00e0, sulla scorta della sentenza del TAR Catania del 2012. Il
\nMinistero in varie occasioni ha ribadito la tesi degli Enti sulla responsabilit\u00e0 delle aziende coinsediate per la contaminazione della Rada e
\nha diffidato le stesse dall\u2019eseguire attivit\u00e0 di bonifica. Nel settembre 2020 Eni Rewind ha preso parte alla CdS Istruttoria con il MATTM e
\ngli enti competenti ed ha esposto approfondimenti sullo stato ambientale della Rada che confermano la storicit\u00e0 della contaminazione e
\nla sua non diffusione nell\u2019ambiente circostante. Il TAR di Catania tra fine 2023 e inizio 2024 ha emesso sentenza su tutti i ricorsi presentati
\ndagli operatori giudicandoli inammissibili in ragione della natura endoprocedimentale della diffida e, quindi, atto non idoneo a incidere
\nin via immediata e diretta nella sfera giuridica dei ricorrenti. Il TAR non ha preso posizione sull\u2019esistenza o meno di un giudicato della
\nresponsabilit\u00e0 circa la contaminazione della Rada, limitandosi ad evidenziare il fatto che l\u2019amministrazione procedente la ritiene, invece,
\nsussistente. Per tale ragione le societ\u00e0 del gruppo Eni il 27 giugno 2024 hanno impugnato le sentenze del TAR limitatamente ad una
\ninterpretazione delle stesse quali confermative della sussistenza di un giudicato sulla responsabilit\u00e0 della contaminazione.
\nv. Val d\u2019Agri \u2013 Eni/Vibac. A settembre 2019 \u00e8 stato notificato un atto di citazione dinanzi al Tribunale di Potenza. Gli attori sono 80 persone,
\nresidenti in diversi comuni della Val d\u2019Agri, i quali lamentano danni patrimoniali, non patrimoniali, danni biologici e morali, tutti derivanti
\ndalla presenza di Eni sul territorio. Al Giudice adito si chiede di dichiarare la responsabilit\u00e0 di Eni per aver causato emissioni in atmosfera di
\nsostanze inquinanti; si chiede altres\u00ec di ordinare l\u2019interruzione delle attivit\u00e0 inquinanti e subordinare la ripresa delle medesime all\u2019avvenuta
\nrealizzazione di tutti gli interventi necessari ad eliminare le asserite situazioni di pericolo; infine, di condannare Eni al risarcimento dei danni.
\nA esito della fase dibattimentale, il Giudice ha trasmesso alle parti proposta di definizione conciliativa ponendo un termine alle parti per
\nvalutare la stessa e per presentare ulteriori proposte in merito. Le parti non hanno aderito alla proposta conciliativa. Il Giudice ha ritenuto
\nla causa matura per la decisione e ha fissato l\u2019udienza di precisazione delle conclusioni al 10 luglio 2026.
\nvi. Eni Rewind/Provincia di Vicenza \u2013 Procedimento bonifica sito Trissino. Il 7 maggio 2019 la Provincia di Vicenza ha imposto (con diffida)
\nad alcune persone fisiche e societ\u00e0 (MITENI in fallimento, Mitsubishi e ICI) di provvedere alla bonifica del sito di Trissino ove ha svolto la
\npropria attivit\u00e0 industriale la societ\u00e0 MITENI attiva nel settore della Chimica. In tale sito, l\u2019ARPA del Veneto ha rinvenuto, nel 2018, nelle
\nacque sotterranee interne e circostanti al sito, la presenza in concentrazioni significative di sostanze chimiche, considerate altamente
\ntossico nocive e cancerogene. Le analisi svolte dalla Provincia di Vicenza con il diretto coinvolgimento dell\u2019Istituto Superiore di Sanit\u00e0
\nhanno rivelato la presenza di tali agenti nel sangue di circa 53.000 persone dell\u2019area. Tra i responsabili del potenziale inquinamento, la
\nProvincia ha individuato anche un ex dipendente di Enichem Synthesis che ha ricoperto l\u2019incarico di AD di MITENI tra il 1988 e il 1996,
\nperiodo in cui Enichem Synthesis (poi divenuta Syndial/Eni Rewind) ha detenuto il 51% del capitale sociale di MITENI (il restante 49% era
\ndetenuto da Mitsubishi che ha rilevato il resto delle quote nel 1996, con l\u2019uscita di Enichem dalla societ\u00e0). Dall\u2019azione della Provincia sono
\nscaturiti vari ricorsi al TAR nei quali Eni Rewind \u00e8 stata chiamata in causa quale \u201csuccessore\u201d di Enichem per il periodo di gestione del sito
\nquale socio di maggioranza di MITENI, nonch\u00e9 quale ulteriore responsabile della potenziale contaminazione dello stabilimento di Trissino
\n(insieme ad altri soggetti). Avverso tali atti della Provincia Eni Rewind ha infatti proposto ricorso al TAR Veneto. Eni Rewind sta svolgendo
\n
\n\n\n\n\ngli interventi ambientali e si \u00e8 resa disponibile a eseguire \u2013 nell\u2019ambito del progetto di MISO approvato \u2013 ulteriori interventi antinquinamento
\nsu base volontaria e senza prestare alcuna acquiescenza rispetto agli addebiti di responsabilit\u00e0 per l\u2019inquinamento da agenti chimici.
\nLa Provincia di Vicenza ha esteso l\u2019individuazione del responsabile dell\u2019inquinamento anche a Manifatture Lane Marzotto & Figli SpA
\nche ha impugnato il relativo provvedimento avanti al TAR Veneto. Tale atto \u00e8 stato altres\u00ec impugnato da ICI3 e Eni Rewind nella parte in
\ncui, diversamente da quanto disposto dalla Provincia nei confronti delle altre societ\u00e0 identificate come responsabili dell\u2019inquinamento,
\nnon ordina a Manifatture Lane Marzotto & Figli di eseguire gli interventi ambientali. Con sentenze di maggio 2024 il TAR Veneto si \u00e8
\npronunciato sui ricorsi promossi da ICI3 e Mitsubishi riguardanti il provvedimento di individuazione del responsabile dell\u2019inquinamento. Il
\ngiudice amministrativo ha rigettato i ricorsi ritenendo legittimi gli atti della Provincia. Analogamente, con sentenza del 27 dicembre 2024,
\nil TAR Veneto ha rigettato anche il ricorso di Eni Rewind confermando il provvedimento di identificazione adottato dalla Provincia come
\nresponsabile dell\u2019inquinamento. La societ\u00e0 ha impugnato la sentenza. Sono in corso interlocuzioni tra le societ\u00e0 coinvolte per verificare
\nla possibilit\u00e0 di un accordo riguardante i costi della bonifica del sito.
\nvii. Eni SpA/Greenpeace Onlus, ReCommon APS e altri \u2013 Contenzioso climatico. Il 9 maggio 2023, le ONG Greenpeace Onlus e ReCommon
\nAPS, insieme a 12 privati cittadini, hanno notificato un atto di citazione contro Eni, il Ministero dell\u2019Economia e delle Finanze e Cassa
\nDepositi e Prestiti innanzi al Tribunale Civile di Roma. Gli attori contestano la responsabilit\u00e0 di Eni per il cambiamento climatico, lamentano
\ndanni patrimoniali e non patrimoniali e chiedono a Eni l\u2019adeguamento della strategia di decarbonizzazione (riduzione emissioni del 45%
\nentro il 2030 rispetto al 2020, o altre misure adeguate al rispetto dell\u2019Accordo di Parigi) nonch\u00e9 la cessazione delle condotte dannose. Le
\nparti si sono costituite in giudizio, depositando tempestivamente atti e documenti. Il 10 giugno 2024 gli attori hanno promosso un separato
\ngiudizio di regolamento di giurisdizione, rimettendo alla Corte di Cassazione Civile la decisione definitiva in ordine alla giurisdizione del
\nTribunale di Roma, adito nel giudizio di merito. Il Tribunale di Roma in data 11 luglio 2024 ha disposto la sospensione del giudizio di merito
\nfino alla definizione del regolamento di giurisdizione proposto dagli attori. Eni si \u00e8 costituita in giudizio davanti alla Corte di Cassazione.
\nIl 30 gennaio 2026 il giudice ha respinto la richiesta attorea di aprire una fase istruttoria. Il giudizio prosegue.
\nviii. Eni SpA \u2013 NAOC/Associazione Egbema Voice of Freedom \u2013 Richiesta risarcimento danni. Il 30 novembre 2023 \u00e8 stato notificato ad
\nEni SpA un atto di citazione relativo ad una pretesa avanzata dal Pastore Nicholas Evaristus Ukaonu, dall\u2019associazione Advocates for
\nCommunity Alternatives e dall\u2019associazione Egbema Voice of Freedom, per asseriti danni derivanti da manufatti realizzati da NAOC in
\nNigeria nel territorio dove le comunit\u00e0 rappresentate dalle associazioni risiedono. Il Pastore e le associazioni chiedono un risarcimento
\nin solido ad Eni e NAOC per circa \u20ac48 milioni oltre all\u2019esecuzione di opere che, secondo parte attrice, sarebbero necessarie per evitare e
\ncontenere allagamenti causati da manufatti realizzati da NAOC. La domanda presentata ripropone lamentele avanzate negli anni passati,
\nanche nel 2017 di fronte al Punto di Contatto Nazionale previsto dalle Linee Guida OCSE indirizzate alle Multinazionali, ove fu iniziato un
\nprocedimento di conciliazione ad hoc conclusosi con un accordo tra le parti. La prima udienza, si \u00e8 tenuta il 10 dicembre 2024. All\u2019udienza
\nil giudice ha espletato senza successo il tentativo di conciliazione e successivamente ciascuna parte ha richiamato quanto dedotto negli
\natti ed Eni ha chiesto che la causa venga messa in decisione senza ulteriore attivit\u00e0 istruttoria. Il Giudice si \u00e8 riservato.
\nix. Eni Rewind SpA/Regione Calabria-Provincia e Comune di Crotone-WWF Italia-ARCI e altri (ricorso TAR Catanzaro). Il decreto direttoriale
\ndel MASE del 1 agosto 2024 n. 27 ha disposto l\u2019avvio degli scavi per l\u2019esecuzione della bonifica del SIN di Crotone al verificarsi di
\nalcune condizioni e ha ordinato alla Regione Calabria di avviare il procedimento di rimozione del vincolo dal PAUR (che ha autorizzato la
\nrealizzazione degli impianti D15 - deposito preliminare e D9). La Regione Calabria, la Provincia di Crotone e il Comune di Crotone nonch\u00e9
\nle associazioni WWF e ARCI hanno impugnato il decreto con istanza cautelare avanti al TAR Catanzaro. Il vincolo imposto dalla Regione
\nnel PAUR obbliga Eni Rewind a smaltire i rifiuti fuori dal territorio regionale; varie verifiche svolte dalla societ\u00e0 e confermate dagli enti
\npubblici hanno confermato che l\u2019unico impianto autorizzato in grado di accogliere i rifiuti pericolosi provenienti dalla bonifica \u00e8 a Crotone.
\nTale conclusione \u00e8 stata sostanzialmente confermata anche dallo scouting presso operatori esteri (previsto dal decreto del MASE) da
\ncui \u00e8 emerso che solo 2 soggetti (sui quasi 30 contattati) sono disponibili ad accogliere i rifiuti pericolosi provenienti dalla bonifica del
\nSIN di Crotone, in un quadro di incertezze normative, amministrative, temporali e logistiche non compatibile con il cronoprogramma della
\nbonifica. La resistenza della Regione a rimuovere il vincolo ha finora impedito di avviare gli scavi per lo smaltimento dei rifiuti presenti nel
\nsito. Il WWF e ARCI hanno altres\u00ec impugnato la diffida con cui il Ministero (del 24 settembre 2024) ha imposto a Eni Rewind \u2013 in seguito
\na una serie di comunicazioni inviate dalla societ\u00e0 con le quali si diffidava la Regione ad avviare il procedimento di rimozione del vincolo
\nPAUR come previsto dal decreto \u2013 di avviare le attivit\u00e0 utilizzando il deposito preliminare D15 come deposito temporaneo. La societ\u00e0 ha
\neseguito tutte le attivit\u00e0 prodromiche all\u2019avvio degli scavi dando attuazione alle prescrizioni (i.e. condizioni) del Decreto. Gli enti hanno
\ndiffidato (a gennaio 2025) Eni Rewind e la societ\u00e0 che gestisce la discarica di Crotone dal sottoscrivere il contratto di conferimento dei
\nrifiuti e, per l\u2019effetto, le attivit\u00e0 di scavo non sono state avviate. Avverso tali diffide Eni Rewind (e Edison) hanno proposto ricorso al TAR
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\nCalabria, che ha richiesto al Ministero una relazione sul procedimento ambientale. La sentenza del TAR del giugno 2025, pur avvalorando
\nla posizione degli enti, non rappresenta uno sviluppo negativo, poich\u00e9 il Ministero ha avviato un procedimento volto a definire le modalit\u00e0
\ndi prosecuzione degli interventi ambientali.
\nx. Eni SpA \u2013 Procedimento dell\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato nei confronti di Eni SpA per presunta intesa illecita sul
\nvalore della \u201ccomponente bio\u201d dei carburanti per autotrazione. Il 19 luglio 2023 l\u2019Autorit\u00e0 Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM)
\nha comunicato a Eni SpA l\u2019avvio di un\u2019istruttoria nei suoi confronti per un\u2019asserita intesa con i concorrenti sul costo della componente
\nbio dei carburanti venduti in Italia, in violazione della normativa antitrust, attuata secondo l\u2019Autorit\u00e0 attraverso scambio di informazioni
\ne altre iniziative finalizzati a coordinare i prezzi finali di vendita (dall\u20191/1/2023 l\u2019attivit\u00e0 di vendita retail di carburanti \u00e8 stata conferita alla
\ncontrollata Enilive SpA). L\u2019Autorit\u00e0 ha formalizzato tale impianto accusatorio a conclusione della fase istruttoria, a seguito della quale
\nha depositato le proprie risultanze (Comunicazione delle Risultanze Istruttorie). Il 26 settembre 2025 l\u2019Autorit\u00e0 ha notificato a Eni una
\nsanzione di significativo ammontare per le presunte pratiche commerciali in violazione della normativa sulla concorrenza. Eni ritiene che
\nle conclusioni dell\u2019Autorit\u00e0 siano infondate e di avere agito in trasparenza e nel pieno rispetto delle normative antitrust e per questi motivi
\ntuteler\u00e0 con determinazione le proprie ragioni presso le sedi competenti; il 25 novembre 2025 Eni ha notificato il ricorso giurisdizionale
\ninnanzi al Tribunale Amministrativo Regionale del Lazio. A fronte di questo contenzioso \u00e8 stato stanziato un fondo.
\n2. Procedimenti chiusi
\ni. Eni Rewind SpA \u2013 Crotone Omessa Bonifica. Il procedimento penale avviato nel 2017 dalla Procura di Crotone avente a oggetto le attivit\u00e0
\ndi bonifica del sito svolte da Eni Rewind \u00e8 stato archiviato senza alcun addebito per la societ\u00e0 Eni.
\nii. Eni SpA \u2013 Incidente mortale Piattaforma offshore Ancona. Il procedimento penale relativo all\u2019incidente mortale occorso in una piattaforma
\nEni nel 2019 che coinvolse due contrattisti si \u00e8 concluso con l\u2019assoluzione definitiva dei dipendenti Eni indagati e dell\u2019Ente stesso indagato
\nai sensi del D.Lgs 231/2001.
\niii. Raffineria di Gela SpA e Eni Rewind SpA \u2013 Indagine inquinamento falda e iter di bonifica del sito di Gela. Si \u00e8 concluso il procedimento
\npenale promosso dalla Procura della Repubblica di Gela nei confronti delle controllate Eni Rewind SpA/Raffineria di Gela SpA e di alcuni
\nloro dipendenti avente a oggetto presunti reati di inquinamento ambientale, omessa bonifica, lesioni personali colpose e gestione illecita
\ndi rifiuti, nell\u2019ambito delle attivit\u00e0 di decommissioning e bonifica di alcune aree dismesse della Raffineria di Gela eseguite da Eni Rewind
\nanche per conto di altre societ\u00e0 coinsediate. Il Tribunale di Gela ha emesso sentenza di assoluzione nei confronti di tutti gli imputati
\nperch\u00e9 il fatto non sussiste. La sentenza non \u00e8 stata impugnata ed \u00e8 dunque passata in giudicato.
\niv. Eni SpA \u2013 Eni Rewind SpA \u2013 Raffineria di Gela SpA \u2013 Ricorso per accertamento tecnico preventivo e giudizi di merito. Il procedimento
\ncivile di richiesta di risarcimento danni per il presunto nesso di causalit\u00e0 tra talune patologie e il livello di inquinamento del sito di Gela si
\n\u00e8 concluso senza alcun addebito nei confronti dell\u2019Eni.
\n\n
Attivit\u00e0 in concessione
\n
Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Exploration & Production e nella linea di business Enilive. Nel settore Exploration
\n
& Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l\u2019accesso di Eni alle
\n
riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto
\n
di propriet\u00e0, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. In forza dell\u2019assegnazione
\n
della concessione mineraria, Eni sostiene i rischi e i costi connessi all\u2019attivit\u00e0 di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alle
\n
produzioni realizzate. A fronte delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, corrisponde
\n
delle royalties ed \u00e8 tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della concessione. Nei Production Sharing
\n
Agreement e nei contratti di service il diritto sulle produzioni realizzate \u00e8 determinato dagli accordi contrattuali con le compagnie petrolifere
\n
di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalit\u00e0 di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi sostenuti per le attivit\u00e0 di
\n
esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil) e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Nella linea di business Enilive
\n
alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
sub-concessione dalle societ\u00e0 concessionarie autostradali per l\u2019erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento
\n
delle attivit\u00e0 accessorie. A fronte dell\u2019affidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle societ\u00e0 autostradali royalties fisse e variabili
\n
calcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessioni \u00e8 generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili
\n
non rimovibili.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Regolamentazione in materia ambientale
\nI rischi connessi all\u2019impatto delle attivit\u00e0 Eni sull\u2019ambiente, sulla salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fattori di rischio e di incertezza -
\nRischio operation e connessi rischi in materia di HS&E della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterr\u00e0 costi di ammontare significativo per
\nadempiere gli obblighi previsti dalle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonch\u00e9 per il ripristino ambientale, la bonifica e messa
\nin sicurezza di aree in precedenza adibite a produzioni industriali e siti dismessi. In particolare, per quanto riguarda il rischio ambientale, Eni
\nattualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato in aggiunta ai fondi stanziati e tenuto conto degli interventi gi\u00e0
\neffettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia, non pu\u00f2 essere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in ulteriori costi
\no responsabilit\u00e0 anche di proporzioni rilevanti perch\u00e9, allo stato attuale delle conoscenze, \u00e8 impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi
\ntenuto conto, tra l\u2019altro, dei seguenti aspetti: (i) la possibilit\u00e0 che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso
\ne da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall\u2019applicazione del D.lgs. 152/2006; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la
\ntutela dell\u2019ambiente (es. Legge 68/2015 sugli Ecoreati e Direttiva UE 2015/2193 sugli impianti di combustione medi); (iv) gli effetti di eventuali
\ninnovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilit\u00e0 di controversie e la difficolt\u00e0 di determinare le eventuali conseguenze,
\nanche in relazione alla responsabilit\u00e0 di altri soggetti e ai possibili indennizzi.
\nEmission trading
\nA partire dal 2021, in Europa ha preso il via la quarta fase del sistema di scambio di quote (EU ETS), durante la quale l\u2019assegnazione gratuita dei
\npermessi di emissione avviene utilizzando fattori di emissione definiti a livello europeo e specifici per ogni settore industriale (c.d. benchmark),
\na eccezione della produzione di energia elettrica, per la quale non sono previste assegnazioni gratuite. In parallelo, \u00e8 stato avviato l\u2019Emissions
\nTrading nel Regno Unito (UK ETS) con regole per lo pi\u00f9 analoghe a quelle del EU ETS. Tale contesto regolatorio determina per gli impianti
\nEni soggetti ad Emissions Trading l\u2019assegnazione di un quantitativo di permessi di emissione generalmente inferiore rispetto alle emissioni
\nregistrate nell\u2019anno di riferimento, con la necessit\u00e0 di acquistare le quote necessarie ai fini di compliance tramite l\u2019approvvigionamento
\nsul mercato delle emissioni. Nell\u2019esercizio 2025, le emissioni di anidride carbonica delle installazioni Eni sono risultate, complessivamente,
\nsuperiori rispetto ai permessi assegnati. A fronte di 16,4 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati
\n5,1 milioni di permessi di emissione, facendo registrare un deficit di 11,3 milioni di tonnellate. L\u2019intero deficit \u00e8 stato compensato tramite
\nl\u2019approvvigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle emissioni, con consegna nel 2026.
\n
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Imprese collegate | \n6.694 | \n9.063 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imprese in joint venture | \n1.473 | \n165 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri | \n634 | \n424 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n8.801 | \n9.652 | \n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Impegni | \n77.006 | \n84.129 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Rischi | \n856 | \n1.046 | \n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n77.862 | \n85.175 | \n\n\n\n\n\n\n\n
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\nLa gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA nell\u2019esercizio del suo ruolo di
\nindirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l\u2019obiettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari
\n(\u201cLinee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari\u201d). Le \u201cLinee di indirizzo\u201d definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le
\ncomponenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l\u2019obiettivo di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura
\ndei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.
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\nIl rischio di mercato consiste nella possibilit\u00e0 che variazioni dei tassi di cambio, 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 attesi. La gestione del rischio di mercato \u00e8 disciplinata dalle sopraindicate
\n\u201cLinee di indirizzo\u201d e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attivit\u00e0 finanziarie, basato sulle Strutture di
\nFinanza Operativa (Finanza Eni Corporate e Banque Eni SA, quest\u2019ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di \u201cConcentration
\nRisk\u201d) nonch\u00e9 su Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA per quanto attiene alle attivit\u00e0 in derivati su commodity. In particolare,
\nFinanza Eni Corporate garantisce, per le societ\u00e0 Eni la copertura dei fabbisogni e l\u2019assorbimento dei surplus finanziari, le operazioni in cambi e in
\nderivati finanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA assicurano la negoziazione sui mercati
\ndei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l\u2019attivit\u00e0 di execution. Eni SpA, Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets
\nSpA (anche per tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue
\nesterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme
\ndi intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entit\u00e0 legali di Eni che
\nhanno necessit\u00e0 di derivati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA ed Eni
\nSpA sulla base delle asset class di competenza. I contratti derivati sono stipulati con l\u2019obiettivo di minimizzare l\u2019esposizione ai rischi di tasso di
\ncambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un\u2019ottica
\ndi ottimizzazione. Eni monitora che ogni attivit\u00e0 in derivati classificata come risk reducing sia direttamente o indirettamente collegata agli asset
\nindustriali coperti ed effettivamente ottimizzi il profilo di rischio a cui Eni \u00e8 esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio
\nrisulti che alcuni derivati non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L\u2019attivit\u00e0 di trading proprietario \u00e8 segregata
\nex ante dalle altre attivit\u00e0 in appositi portafogli di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA e la relativa esposizione \u00e8 soggetta a
\nspecifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attivit\u00e0 di trading proprietario, a livello
\ndi Eni, \u00e8 confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento definito attraverso le \u201cLinee di indirizzo\u201d
\nprevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile espressi
\nin termini di Stop Loss, ossia della massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e di Soglie
\ndi revisione strategia, ossia del livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione della strategia utilizzata, e in termini di Value
\nat Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding
\nperiod, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio.
\nCon riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza
\n
\n\n\n\nOperativa che centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici del netting. Le metodologie
\ndi calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti
\ndi rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell\u2019ambito di un gruppo industriale. Alle societ\u00e0 operative
\n\u00e8 indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Eni Corporate.
\nPer quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le \u201cLinee di indirizzo\u201d definiscono le regole per una gestione finalizzata all\u2019ottimizzazione
\ndell\u2019attivit\u00e0 \u201ccore\u201d e al perseguimento degli obiettivi di stabilit\u00e0 relativi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi
\ndi rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi con riferimento all\u2019esposizione di natura commerciale
\ne di trading proprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA. La delega a gestire il rischio
\ndi prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unit\u00e0 di business esposte.
\nEni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attivit\u00e0 (di natura commerciale e di
\ntrading), accentrano le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell\u2019ambito
\ndei mercati di riferimento.
\nNell\u2019ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziario approvato dal Consiglio di Amministrazione, Eni ha definito la
\ncostituzione e il mantenimento di una riserva di liquidit\u00e0 all\u2019interno della quale si individua l\u2019ammontare di liquidit\u00e0 strategica, per consentire
\ndi far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l\u2019obiettivo di ottimizzazione del rendimento pur
\ngarantendo la massima tutela del capitale e la sua immediata liquidabilit\u00e0 nell\u2019ambito dei limiti assegnati. L\u2019attivit\u00e0 di gestione della liquidit\u00e0
\nstrategica comporta per Eni l\u2019assunzione di rischio mercato riconducibile all\u2019attivit\u00e0 di asset management realizzata tramite operazioni in
\nconto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di
\ntutela del capitale e disponibilit\u00e0 immediata della liquidit\u00e0. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo
\nsono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.
\nRischio di mercato - tasso di cambio
\nL\u2019esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall\u2019operativit\u00e0 dell\u2019impresa in valute diverse dall\u2019euro (principalmente il dollaro
\nUSA) e determina i seguenti impatti: sul risultato economico per effetto della differente significativit\u00e0 di costi e ricavi denominati in valuta
\nrispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti
\ncommerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio il risultato economico e patrimonio netto per effetto della
\nconversione di attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall\u2019euro. In generale, un apprezzamento del
\ndollaro USA rispetto all\u2019euro ha un effetto positivo sull\u2019utile operativo di Eni e viceversa. L\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 la minimizzazione
\ndel rischio di tasso di cambio transattivo e l\u2019ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodity; il rischio
\nderivante dalla maturazione del reddito d\u2019esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 di aziende che redigono il bilancio
\ncon moneta funzionale diversa dall\u2019euro non \u00e8 di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica.
\nEni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attivit\u00e0 di
\nbusiness coinvolte e coprendo con il mercato l\u2019esposizione residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire l\u2019esposizione
\nresidua, le \u201cLinee di indirizzo\u201d ammettono l\u2019utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swap e forward, nonch\u00e9 opzioni
\nsu valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di
\nalgoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante
\ndall\u2019accentramento sulle Strutture di Finanza Eni Corporate di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera
\nsecondo l\u2019approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di un giorno.
\nRischio di mercato - tasso d\u2019interesse
\nLe oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie dell\u2019impresa valutate al fair value e
\nsul livello degli oneri e proventi finanziari.
\nL\u2019obiettivo di risk management Eni \u00e8 la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria
\ndefiniti e approvati nel \u201cPiano Finanziario\u201d. Le Strutture di Finanza Eni Corporate, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i
\nfabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del \u201cPiano
\nFinanziario\u201d e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse per gestire il
\nbilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti
\nderivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato
\nfornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secondo
\nl\u2019approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di un giorno.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nRischio di mercato - commodity
\nIl rischio di prezzo delle commodity \u00e8 identificato come la possibilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base
\nproducano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli
\nobiettivi definiti nel piano industriale 2026-2030 e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity \u00e8 riconducibile alle seguenti categorie
\ndi esposizione: (i) esposizione strategica: esposizioni identificate direttamente dal Consiglio di Amministrazione in quanto frutto di scelte
\nstrategiche di investimento o al di fuori dell\u2019orizzonte di pianificazione del rischio. Includono, ad esempio, le esposizioni associate al programma
\ndi produzione delle riserve, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (gi\u00e0
\nstipulati o previsti), il margine derivante dal processo di trasformazione della chimica, il margine di raffinazione e gli stoccaggi di lungo periodo
\nfunzionali alle connesse attivit\u00e0 logistico-industriali; (ii) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni \u00e8 costituita dalle componenti
\ncontrattualizzate collegate alle attivit\u00e0 commerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma afferenti l\u2019orizzonte temporale del piano
\nindustriale 2026-2030 e del budget, le componenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con ragionevole certezza (esposizione
\ncommitted) e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attivit\u00e0
\ndi gestione sistematica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento tramite l\u2019implementazione di una o pi\u00f9 strategie e sono
\nsoggette a limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop Loss). All\u2019interno delle esposizioni commerciali sono ricomprese,
\nin particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flessibilit\u00e0/opzionalit\u00e0 degli asset; (iii) esposizione di trading
\nproprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery con
\nl\u2019intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di prezzi, spread e/o volatilit\u00e0 attuate in conto proprio ed effettuate a prescindere dalle esposizioni
\ndel portafoglio commerciale, dagli asset fisici e contrattuali, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Il rischio
\nstrategico non \u00e8 oggetto di sistematica attivit\u00e0 di gestione/copertura, che \u00e8 eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali
\no di mercato. Lo svolgimento di attivit\u00e0 di hedging del rischio strategico, dato il carattere di straordinariet\u00e0, \u00e8 demandato al top management
\nprevia autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione. Sempre previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione,
\nle esposizioni collegate al rischio strategico possono essere impiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commerciale al fine
\ndi sfruttare opportunit\u00e0 di naturale compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso agli strumenti derivati
\n(attivando pertanto logiche di mercato interno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l\u2019obiettivo di risk management Eni
\n\u00e8 l\u2019ottimizzazione delle attivit\u00e0 \u201ccore\u201d e preservare i risultati economici/finanziari. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante
\ndall\u2019esposizione commerciale, Eni, per mezzo delle unit\u00e0 di Trading (Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA) per la gestione
\ndel rischio commodity e delle competenti funzioni di Finanza Eni Corporate per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti
\nderivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap,
\nforward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di
\nemissione. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi
\ndi valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del
\nsettore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di Business esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo
\nl\u2019approccio della simulazione storica ponderata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno.
\nRischio di mercato \u2013 liquidit\u00e0 strategica
\nIl rischio di mercato riveniente dall\u2019attivit\u00e0 di gestione della porzione di riserva di liquidit\u00e0 denominata \u201cliquidit\u00e0 strategica\u201d \u00e8 identificato come
\nla possibilit\u00e0 che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento)
\ninfluiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione o quando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il mantenimento
\ndella riserva di liquidit\u00e0 si propongono principalmente di garantire la flessibilit\u00e0 finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni
\nstraordinari (es. difficolt\u00e0 di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie) ed \u00e8 dimensionata in modo
\nda assicurare la copertura del debito a breve termine e del debito a medio-lungo termine in scadenza in un orizzonte temporale di 24 mesi.
\nAl fine di regolare l\u2019attivit\u00e0 di investimento della liquidit\u00e0 strategica, Eni ha definito una politica di investimento con specifici obiettivi e vincoli,
\narticolati in termini di tipologia di strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento, nonch\u00e9 limiti operativi, quantitativi e di
\ndurata; ha individuato altres\u00ec un insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di controllo. In particolare,
\nl\u2019attivit\u00e0 di gestione della liquidit\u00e0 strategica \u00e8 sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con
\nholding period un giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), stop loss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emittente,
\ncomparto di attivit\u00e0 e Paese di emissione, duration, classe di rating e tipologia degli strumenti di investimento da inserire nel portafoglio,
\nvolti a minimizzare sia il rischio di mercato che quello di liquidit\u00e0. In nessun caso \u00e8 permesso il ricorso alla leva finanziaria n\u00e9 la vendita allo
\nscoperto. Al 31 dicembre 2025 il rating del portafoglio complessivo di Liquidit\u00e0 Strategica \u00e8 pari a A/A- in linea rispetto a quello di fine 2024.
\nLe seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2025 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell\u2019esercizio 2024) per quanto attiene ai rischi
\ntasso di interesse e di cambio nonch\u00e9 al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione); relativamente alla liquidit\u00e0
\nstrategica, \u00e8 riportata la sensitivity 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
(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%)
\n
\n
\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di interesse(a) | \n10,29 | \n4,45 | \n7,48 | \n4,45 | \n13,03 | \n3,92 | \n5,95 | \n7,50 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di cambio(a) | \n7,99 | \n0,07 | \n2,07 | \n0,43 | \n5,47 | \n0,07 | \n1,65 | \n0,69 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\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.
\n
(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
\n
\n
\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Portfolio Management Esposizioni | \n34,93 | \n2,79 | \n16,37 | \n2,79 | \n69,66 | \n6,20 | \n24,10 | \n6,32 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Commerciali(a) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trading(b) | \n1,34 | \n0,30 | \n0,63 | \n0,37 | \n1,74 | \n0,21 | \n0,53 | \n0,31 | \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
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
(a) Il perimetro consiste nell'area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR \u00e8
\n
calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l'anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell'anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di
\n
conseguenza l'andamento del VaR di GGP, Power G&M, REVT e di Plenitude nel corso dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all'interno dell'orizzonte annuo fissato.
\n
(b) L'attivit\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 | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio euro | \n0,64 | \n0,53 | \n0,58 | \n0,54 | \n0,60 | \n0,20 | \n0,40 | \n0,60 | \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
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
\n
\n
\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ($ milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio | \n0,18 | \n0,12 | \n0,15 | \n0,16 | \n0,20 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| dollaro USA | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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 | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di interesse(a) | \n10,29 | \n4,45 | \n7,48 | \n4,45 | \n13,03 | \n3,92 | \n5,95 | \n7,50 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Tasso di cambio(a) | \n7,99 | \n0,07 | \n2,07 | \n0,43 | \n5,47 | \n0,07 | \n1,65 | \n0,69 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\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.
\n(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Portfolio Management Esposizioni | \n34,93 | \n2,79 | \n16,37 | \n2,79 | \n69,66 | \n6,20 | \n24,10 | \n6,32 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Commerciali(a) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Trading(b) | \n1,34 | \n0,30 | \n0,63 | \n0,37 | \n1,74 | \n0,21 | \n0,53 | \n0,31 | \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
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
(a) Il perimetro consiste nell'area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR \u00e8
\ncalcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l'anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell'anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di
\nconseguenza l'andamento del VaR di GGP, Power G&M, REVT e di Plenitude nel corso dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all'interno dell'orizzonte annuo fissato.
\n(b) L'attivit\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 | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio euro | \n0,64 | \n0,53 | \n0,58 | \n0,54 | \n0,60 | \n0,20 | \n0,40 | \n0,60 | \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
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
\n\n
\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n | \n2024 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ($ milioni) | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \nMassimo | \nMinimo | \nMedia | \nFine esercizio | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Liquidit\u00e0 strategica Portafoglio | \n0,18 | \n0,12 | \n0,15 | \n0,16 | \n0,20 | \n0,10 | \n0,10 | \n0,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| dollaro USA | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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"Tag1189": {
"value": "\nRischio di credito
\nIl rischio di credito rappresenta l\u2019esposizione dell\u2019impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte
\ndalla controparte. Eni ha definito policy di gestione del rischio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle controparti delle
\ntransazioni commerciali e finanziarie nell\u2019ambito del modello di finanza accentrata prescelto. Eni ha adottato un modello per la quantificazione
\ne il controllo del rischio di credito basato sulla valutazione dell\u2019Expected Credit Loss. L\u2019Expected Credit Loss costituisce il valore della perdita
\nattesa a fronte di un credito vantato nei confronti di una controparte, per la quale si stima una Probabilit\u00e0 di Default e una capacit\u00e0 di recupero
\nsul credito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given Default. All\u2019interno del modello di gestione e controllo del rischio di credito,
\nle esposizioni creditizie sono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura commerciale, sostanzialmente relative ai contratti di
\nvendita delle commodity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finanziaria relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali
\ndepositi, derivati e investimenti in titoli mobiliari.
\nRischio di credito per esposizioni di natura commerciale
\nRelativamente al rischio di credito in transazioni di natura commerciale, la gestione del credito \u00e8 affidata alle unit\u00e0 di business e alle funzioni
\nspecialistiche corporate di finanza e amministrazione dedicate, ed \u00e8 operata sulla base di procedure formalizzate per la valutazione e
\nl\u2019affidamento delle controparti commerciali, per il monitoraggio delle esposizioni creditizie, per le attivit\u00e0 di recupero crediti e per l\u2019eventuale
\ngestione del contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il controllo della
\nrischiosit\u00e0 del cliente, in particolare la rischiosit\u00e0 delle controparti commerciali \u00e8 valutata attraverso un modello di rating interno che combina
\ni diversi fattori predittivi del default derivanti dalle variabili di contesto economico, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di pagamento e
\ndalle informazioni dei principali info provider specialistici. Per le controparti rappresentate da Entit\u00e0 Statali o ad esse strettamente correlate
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n(es. National Oil Company) la Probabilit\u00e0 di Default, essenzialmente la probabilit\u00e0 di un ritardato pagamento, \u00e8 determinata utilizzando, quale
\ndato di input, i Country Risk Premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l\u2019impairment degli asset non finanziari. Infine, per le
\nposizioni retail, in assenza di rating specifici, la rischiosit\u00e0 \u00e8 determinata differenziando la clientela per cluster omogenei di rischio sulla base
\ndelle serie storiche dei dati relativi agli incassi, periodicamente aggiornate.
\nRischio di credito per esposizioni di natura finanziaria
\nRelativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanziaria derivante essenzialmente dall\u2019impiego della liquidit\u00e0 corrente e strategica
\ne dalle posizioni in contratti derivati, le policy interne prevedono il controllo dell\u2019esposizione e della concentrazione attraverso limiti di rischio
\ncredito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie, basate sul rating fornito dalle
\nprincipali agenzie. Il rischio \u00e8 gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA, da Eni Trade & Biofuels SpA, e da
\nEni Trading & Shipping Inc per l\u2019attivit\u00e0 in derivati su commodity in coerenza con il modello di finanza accentrata. Nell\u2019ambito dei massimali
\ndefiniti per classe di rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a
\nciascuna un limite massimo di affidamento per la singola entit\u00e0 legale e complessivamente per il gruppo di appartenenza, che viene monitorato
\ne controllato attraverso la valutazione giornaliera dell\u2019utilizzo degli affidamenti e l\u2019analisi periodica di Expected Credit Loss e concentrazione.
\n
\n\n\n",
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"Tag1207": {
"value": "\nRischio di liquidit\u00e0
\nIl rischio liquidit\u00e0 \u00e8 il rischio che l\u2019impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficolt\u00e0 di reperire fondi
\n(funding liquidity risk) o di liquidare attivit\u00e0 sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento \u00e8 un impatto
\nnegativo sul risultato economico nel caso in cui l\u2019impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come
\nestrema conseguenza, una situazione di insolvibilit\u00e0 che pone a rischio la continuit\u00e0 aziendale. Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi \u00e8 il
\nmantenimento di un ammontare adeguato di risorse finanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di
\nscenario, restrizioni nell\u2019accesso al mercato dei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticit\u00e0 operativa ai programmi di sviluppo
\ndell\u2019azienda. A tal fine, Eni mantiene una riserva di liquidit\u00e0 strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine ed
\nalta liquidabilit\u00e0, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Societ\u00e0 ritiene di disporre di fonti di finanziamento pi\u00f9
\nche adeguate a soddisfare le prevedibili necessit\u00e0 finanziarie, attraverso la disponibilit\u00e0 di attivi finanziari e di linee di credito nonch\u00e9 l\u2019accesso,
\ntramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, ad un\u2019ampia gamma di tipologie di finanziamento.
\nEni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo pu\u00f2 reperire sul mercato dei capitali fino a \u20ac20 miliardi;
\nal 31 dicembre 2025 il programma risulta utilizzato per \u20ac12,8 miliardi.
\nStandard & Poor\u2019s assegna ad Eni il rating A- con outlook Negativo per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody\u2019s nel corso
\ndel 2025 ha rivisto il rating di Eni da Baa1 a A3 con outlook Stabile e P-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 Eni \u00e8 legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al
\nrating sovrano dell\u2019Italia.
\nAl 31 dicembre 2025 il valore complessivo delle linee di credito committed disponibili \u00e8 pari a \u20ac9 miliardi.
\n
\n\n\n\n
\n
\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
\nper beni 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| (\u20ac milioni) | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n7.982 | \n2.793 | \n5.492 | \n1.944 | \n2.139 | \n7.908 | \n28.258 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.250 | \n751 | \n581 | \n478 | \n434 | \n2.241 | \n5.735 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n827 | \n41 | \n23 | \n14 | \n12 | \n56 | \n973 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n10.059 | \n3.585 | \n6.096 | \n2.436 | \n2.585 | \n10.205 | \n34.966 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n811 | \n699 | \n595 | \n418 | \n360 | \n2.529 | \n5.412 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n302 | \n244 | \n206 | \n176 | \n150 | \n553 | \n1.631 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.113 | \n943 | \n801 | \n594 | \n510 | \n3.082 | \n7.043 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| 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| 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 | \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| 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| 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 | \n1.216 | \n989 | \n909 | \n764 | \n553 | \n3.494 | \n7.925 | \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
Le passivit\u00e0 per beni in leasing comprensive della quota interessi sono riferibili per \u20ac1.082 milioni (\u20ac925 milioni al 31 dicembre 2024) 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.
\nIl decremento di \u20ac1.102 milioni delle garanzie finanziarie \u00e8 stato determinato dall\u2019estinzione dei contratti autonomi rilasciati a favore di banche e
\nalla societ\u00e0 petrolifera di Stato del Mozambico ENH nell\u2019interesse del consorzio dei finanziatori con i quali \u00e8 stato strutturato il project financing
\nper lo sviluppo delle riserve gas della scoperta Coral.
\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| (\u20ac milioni) | \n2026 | \n2027-2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n13.901 | \n | \n | \n13.901 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.360 | \n74 | \n111 | \n6.545 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n20.261 | \n74 | \n111 | \n20.446 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026-2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| Altri debiti e anticipi | \n6.922 | \n59 | \n121 | \n7.102 | \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\nPAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI
\n1
\nIn aggiunta ai debiti finanziari, alle passivit\u00e0 per beni in leasing e ai debiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patrimoniale,
\nEni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adempimento
\ncomporter\u00e0 esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni sono valorizzate in base al costo netto per l\u2019impresa di terminazione del contratto,
\ncostituito dall\u2019importo minimo tra i costi di adempimento dell\u2019obbligazione contrattuale e l\u2019ammontare dei risarcimenti/penalit\u00e0 contrattuali
\nconnesse al mancato adempimento.
\nLe principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay in base ai quali Eni ha l\u2019obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di
\npagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilit\u00e0 di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti
\nsono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale 2026-2030 approvato
\ndalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management.
\nNella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni
\ncontrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere pagati nel 2026 per lo smantellamento degli asset Oil & Gas e per il risanamento
\nambientale si basano sulle stime della direzione e non rappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura.
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAnni di scadenza | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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) | \n911 | \n748 | \n581 | \n539 | \n565 | \n10.362 | \n13.706 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi relativi a fondi ambientali | \n812 | \n563 | \n438 | \n341 | \n319 | \n1.099 | \n3.572 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni di acquisto(b) | \n16.750 | \n13.397 | \n12.393 | \n11.372 | \n9.068 | \n62.467 | \n125.447 | \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| . take-or-pay | \n14.757 | \n12.643 | \n11.756 | \n11.138 | \n8.901 | \n62.230 | \n121.425 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| . ship or pay | \n632 | \n271 | \n254 | \n225 | \n159 | \n211 | \n1.752 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri impegni di acquisto | \n1.361 | \n483 | \n383 | \n9 | \n8 | \n26 | \n2.270 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri Impegni | \n6 | \n15 | \n | \n | \n | \n | \n21 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Memorandum di intenti Val d'Agri | \n6 | \n15 | \n | \n | \n | \n | \n21 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale(c) | \n18.479 | \n14.723 | \n13.412 | \n12.252 | \n9.952 | \n73.928 | \n142.746 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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'attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle
\n
strutture e il ripristino dei siti.
\n
(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa \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
\n
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 \u20ac404
\n
milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
IMPEGNI PER INVESTIMENTI
\nNel prossimo piano industriale 2026-2030 Eni prevede di eseguire un programma d\u2019investimenti tecnici e in partecipazioni di circa \u20ac29 miliardi.
\nNella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un
\nprogetto \u00e8 considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono
\nstati gi\u00e0 collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement.
\nGli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investimenti ambientali.
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAnni di scadenza | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Impegni per investimenti committed | \n6.250 | \n4.847 | \n3.932 | \n2.871 | \n1.984 | \n304 | \n20.188 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\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 I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 \u2013 Fondi per benefici ai dipendenti.
\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| (\u20ac milioni) | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 finanziarie | \n7.982 | \n2.793 | \n5.492 | \n1.944 | \n2.139 | \n7.908 | \n28.258 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per beni in leasing | \n1.250 | \n751 | \n581 | \n478 | \n434 | \n2.241 | \n5.735 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 per strumenti finanziari derivati | \n827 | \n41 | \n23 | \n14 | \n12 | \n56 | \n973 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n10.059 | \n3.585 | \n6.096 | \n2.436 | \n2.585 | \n10.205 | \n34.966 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su debiti finanziari | \n811 | \n699 | \n595 | \n418 | \n360 | \n2.529 | \n5.412 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi su passivit\u00e0 per beni in leasing | \n302 | \n244 | \n206 | \n176 | \n150 | \n553 | \n1.631 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.113 | \n943 | \n801 | \n594 | \n510 | \n3.082 | \n7.043 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Garanzie finanziarie | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| 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| 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 | \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| 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| 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 | \n1.216 | \n989 | \n909 | \n764 | \n553 | \n3.494 | \n7.925 | \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",
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"Tag1190": {
"value": "\n\n
\n\n\n | \n | \nAnni di scadenza | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \n2026 | \n2027-2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2025 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali | \n13.901 | \n | \n | \n13.901 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri debiti e anticipi | \n6.360 | \n74 | \n111 | \n6.545 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n20.261 | \n74 | \n111 | \n20.446 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2026-2029 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| Altri debiti e anticipi | \n6.922 | \n59 | \n121 | \n7.102 | \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",
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"Tag1181": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAnni di scadenza | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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) | \n911 | \n748 | \n581 | \n539 | \n565 | \n10.362 | \n13.706 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi relativi a fondi ambientali | \n812 | \n563 | \n438 | \n341 | \n319 | \n1.099 | \n3.572 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impegni di acquisto(b) | \n16.750 | \n13.397 | \n12.393 | \n11.372 | \n9.068 | \n62.467 | \n125.447 | \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| . take-or-pay | \n14.757 | \n12.643 | \n11.756 | \n11.138 | \n8.901 | \n62.230 | \n121.425 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| . ship or pay | \n632 | \n271 | \n254 | \n225 | \n159 | \n211 | \n1.752 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri impegni di acquisto | \n1.361 | \n483 | \n383 | \n9 | \n8 | \n26 | \n2.270 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri Impegni | \n6 | \n15 | \n | \n | \n | \n | \n21 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Memorandum di intenti Val d'Agri | \n6 | \n15 | \n | \n | \n | \n | \n21 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale(c) | \n18.479 | \n14.723 | \n13.412 | \n12.252 | \n9.952 | \n73.928 | \n142.746 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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'attivit\u00e0 di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle
\nstrutture e il ripristino dei siti.
\n(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa \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
\ne 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 \u20ac404
\nmilioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag1182": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAnni di scadenza | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2026 | \n2027 | \n2028 | \n2029 | \n2030 | \nOltre | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Impegni per investimenti committed | \n6.250 | \n4.847 | \n3.932 | \n2.871 | \n1.984 | \n304 | \n20.188 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\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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"Tag1183": {
"value": "\nALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI
\n\n
\n\n\n | \n | \n2025 | \n | \n | \n2024 | \n | \n\n\n\n\n\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\n
\n\n | \n | \n | \nAltre | \n | \n | \nAltre | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \ncomponenti | \n | \n | \ncomponenti | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \nValore | \nConto | \ndell'utile | \nValore | \nConto | \ndell'utile | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \ndi iscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \ndi iscrizione | \neconomico | \ncomplessivo | \n\n\n\n\n\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\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico(a) | \n6.991 | \n235 | \n | \n6.797 | \n388 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti derivati non di copertura e di trading(b) | \n(18) | \n559 | \n | \n(1.119) | \n(73) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni minoritarie valutate al fair value(c) | \n1.329 | \n242 | \n(30) | \n1.395 | \n227 | \n62 | \n\n\n\n\n\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\n\n\n
\n\n| Crediti commerciali e altri crediti(d) | \n13.216 | \n(18) | \n | \n17.753 | \n(106) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Crediti finanziari(e) | \n4.756 | \n(49) | \n | \n4.238 | \n233 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Titoli(a) | \n63 | \n1 | \n | \n62 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti commerciali e altri debiti(a) | \n20.446 | \n | \n | \n22.273 | \n(153) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Debiti finanziari(f) | \n28.502 | \n(296) | \n | \n30.390 | \n(1.176) | \n | \n\n\n\n\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) | \n(83) | \n(262) | \n865 | \n7 | \n(95) | \n(912) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 \"Proventi (oneri) finanziari\".
\n(b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli \"Altri proventi (oneri) operativi\" per \u20ac641 milioni di proventi (oneri per \u20ac352 milioni nel 2024) e nei \"Proventi (oneri) finanziari\".
\n(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Proventi (oneri) su partecipazioni - Dividendi\".
\n(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nelle \"Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti\" per \u20ac11 milioni di svalutazioni nette (\u20ac168 milioni di svalutazioni nette nel
\n2024) e nei \"Proventi (oneri) finanziari\" per \u20ac7 milioni di oneri (proventi per \u20ac62 milioni nel 2024), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d'interesse effettivo per \u20ac26 milioni (\u20ac27 milioni di
\ninteressi attivi nel 2024).
\n(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Proventi (oneri) finanziari\", comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac222 milioni (\u20ac175 milioni di interessi attivi
\nnel 2024) e rivalutazioni nette per \u20ac1 milione (\u20ac22 milioni di svalutazioni nette nel 2024).
\n(f) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Proventi (oneri) finanziari\", comprensivi di interessi passivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per \u20ac861 milioni (\u20ac897 milioni di interessi
\npassivi nel 2024).
\n(g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei \"Ricavi della gestione caratteristica\", negli \"Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi\" e \"Proventi (oneri) finanziari\".
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"value": "\nINFORMAZIONI SULLA COMPENSAZIONE DI STRUMENTI FINANZIARI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nAmmontare lordo delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie | \nAmmontare lordo delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie compensate | \nAmmontare netto delle attivit\u00e0 e passivit\u00e0 finanziarie rilevate nello 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 31 dicembre 2025 | \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| Crediti commerciali e altri crediti | \n17.017 | \n4.581 | \n12.436 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 correnti | \n5.076 | \n1.133 | \n3.943 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n2.852 | \n13 | \n2.839 | \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| Debiti commerciali e altri debiti | \n24.842 | \n4.581 | \n20.261 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 correnti | \n5.172 | \n1.133 | \n4.039 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n3.403 | \n13 | \n3.390 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 31 dicembre 2024 | \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| 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| 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| 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| Passivit\u00e0 finanziarie | \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| 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| 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\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": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1162": {
"value": "\nAttivit\u00e0 in concessione
\nEni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Exploration & Production e nella linea di business Enilive. Nel settore Exploration
\n& Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l\u2019accesso di Eni alle
\nriserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto
\ndi propriet\u00e0, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. In forza dell\u2019assegnazione
\ndella concessione mineraria, Eni sostiene i rischi e i costi connessi all\u2019attivit\u00e0 di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alle
\nproduzioni realizzate. A fronte delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, corrisponde
\ndelle royalties ed \u00e8 tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della concessione. Nei Production Sharing
\nAgreement e nei contratti di service il diritto sulle produzioni realizzate \u00e8 determinato dagli accordi contrattuali con le compagnie petrolifere
\ndi Stato concessionarie, che stabiliscono le modalit\u00e0 di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi sostenuti per le attivit\u00e0 di
\nesplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil) e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Nella linea di business Enilive
\nalcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nsub-concessione dalle societ\u00e0 concessionarie autostradali per l\u2019erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento
\ndelle attivit\u00e0 accessorie. A fronte dell\u2019affidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle societ\u00e0 autostradali royalties fisse e variabili
\ncalcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessioni \u00e8 generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili
\nnon rimovibili.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfServiceConcessionArrangementsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1136": {
"value": "\n
\n29 Ricavi
\n\n
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefining e Chimica | \nEnilive | \nPlenitude | \nCorporate e Altre attivit\u00e0 | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 2025 | \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 | \n37.109 | \n13.102 | \n5.223 | \n16.337 | \n10.118 | \n262 | \n82.151 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di greggi | \n27.394 | \n | \n7 | \n | \n | \n | \n27.401 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di prodotti petroliferi | \n4.316 | \n | \n1.526 | \n15.818 | \n | \n | \n21.660 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di gas naturale e GNL | \n4.899 | \n9.982 | \n1 | \n | \n3.640 | \n | \n18.522 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di prodotti petrolchimici | \n | \n | \n2.954 | \n | \n | \n | \n2.954 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di energia elettrica | \n | \n2.534 | \n1 | \n | \n3.994 | \n | \n6.529 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di altri prodotti | \n49 | \n2 | \n370 | \n88 | \n77 | \n63 | \n649 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per servizi | \n451 | \n584 | \n364 | \n431 | \n2.407 | \n199 | \n4.436 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per prodotti e servizi venduti | \n37.109 | \n13.102 | \n5.223 | \n16.337 | \n10.118 | \n262 | \n82.151 | \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| Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | \n36.694 | \n12.945 | \n5.169 | \n16.337 | \n10.111 | \n138 | \n81.394 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | \n415 | \n157 | \n54 | \n | \n7 | \n124 | \n757 | \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| 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per prodotti e servizi venduti | \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| 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| 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| 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| 2023 | \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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per prodotti e servizi venduti | \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| 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| 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| 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Ricavi rilevati a fronte di passivit\u00e0 con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio | \n287 | \n87 | \n642 | \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 passati | \n(128) | \n7 | \n1.087 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Per effetto delle sanzioni internazionali nei confronti di societ\u00e0 upstream della Russia, joint operator di Eni in progetti operati, in applicazione
\ndelle clausole contrattuali che regolano i relativi JOA, Eni \u00e8 subentrata nella titolarit\u00e0 dei diritti e delle obbligazioni del partner sanzionato
\nprocedendo pertanto a rilevare le quote di produzioni, ricavi per \u20ac87 milioni, costi di pertinenza del partner e sospendendo il margine economico
\ndelle operazioni.
\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\n
ALTRI RICAVI E PROVENTI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Plusvalenze da vendite di attivit\u00e0 materiali, immateriali e rami d'azienda | \n25 | \n48 | \n27 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi | \n1.453 | \n2.369 | \n1.072 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.478 | \n2.417 | \n1.099 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Gli altri proventi comprendono: (i) \u20ac160 milioni (\u20ac194 milioni e \u20ac121 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023) relativi al recupero della quota
\ndei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni; (ii) nel 2024
\n\u20ac1.048 milioni relativi all'accordo con un operatore italiano sulla ripartizione degli oneri ambientali, che riconosce a Eni un rimborso di costi
\npregressi e dei costi futuri gi\u00e0 stanziati nei fondi ambientali.
\nGli altri ricavi e proventi 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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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfRevenueExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1135": {
"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 e Altre attivit\u00e0 | \nTotale | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| 2025 | \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 | \n37.109 | \n13.102 | \n5.223 | \n16.337 | \n10.118 | \n262 | \n82.151 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di greggi | \n27.394 | \n | \n7 | \n | \n | \n | \n27.401 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di prodotti petroliferi | \n4.316 | \n | \n1.526 | \n15.818 | \n | \n | \n21.660 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di gas naturale e GNL | \n4.899 | \n9.982 | \n1 | \n | \n3.640 | \n | \n18.522 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di prodotti petrolchimici | \n | \n | \n2.954 | \n | \n | \n | \n2.954 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di energia elettrica | \n | \n2.534 | \n1 | \n | \n3.994 | \n | \n6.529 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per vendita di altri prodotti | \n49 | \n2 | \n370 | \n88 | \n77 | \n63 | \n649 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per servizi | \n451 | \n584 | \n364 | \n431 | \n2.407 | \n199 | \n4.436 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi per prodotti e servizi venduti | \n37.109 | \n13.102 | \n5.223 | \n16.337 | \n10.118 | \n262 | \n82.151 | \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| Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | \n36.694 | \n12.945 | \n5.169 | \n16.337 | \n10.111 | \n138 | \n81.394 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | \n415 | \n157 | \n54 | \n | \n7 | \n124 | \n757 | \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| 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per prodotti e servizi venduti | \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| 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| 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| 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| 2023 | \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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per 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| Ricavi per prodotti e servizi venduti | \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| 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| 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| 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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\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
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\n
\n
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\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Ricavi rilevati a fronte di passivit\u00e0 con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio | \n287 | \n87 | \n642 | \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 passati | \n(128) | \n7 | \n1.087 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Plusvalenze da vendite di attivit\u00e0 materiali, immateriali e rami d'azienda | \n25 | \n48 | \n27 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi | \n1.453 | \n2.369 | \n1.072 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.478 | \n2.417 | \n1.099 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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
30 Costi
\n
\n
ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | \n51.014 | \n54.204 | \n58.170 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per servizi | \n12.433 | \n12.217 | \n11.512 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per godimento di beni di terzi | \n1.356 | \n1.512 | \n1.432 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n1.117 | \n1.397 | \n1.369 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri oneri | \n1.694 | \n2.073 | \n1.746 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n67.614 | \n71.403 | \n74.229 | \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(368) | \n(227) | \n(367) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(190) | \n(62) | \n(26) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n67.056 | \n71.114 | \n73.836 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi geologici e geofisici del settore Exploration & Production per \u20ac174 milioni
\n
(\u20ac186 milioni e \u20ac205 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\n
\n
I costi di ricerca e sviluppo e miglioramento tecnologico privi dei requisiti per la rilevazione nell\u2019attivo patrimoniale ammontano a \u20ac207 milioni
\n
(\u20ac178 milioni e \u20ac166 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su diritti di estrazione di idrocarburi per \u20ac984 milioni (\u20ac1.122 milioni e \u20ac1.138
\n
milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\n
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza riguardano: (i) l\u2019accantonamento netto al fondo rischi ambientali
\n
di \u20ac599 milioni (accantonamento netto di \u20ac848 milioni e di \u20ac559 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023); (ii) il rilascio netto al fondo
\n
abbandono e ripristino siti e social project di \u20ac9 milioni (accantonamento netto di \u20ac300 milioni e di \u20ac305 milioni rispettivamente nel 2024 e nel
\n
2023); (iii) l\u2019accantonamento netto del fondo rischi per contenziosi di \u20ac268 milioni (accantonamento netto di \u20ac40 milioni e rilascio netto di \u20ac87
\n
milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri. Gli accantonamenti
\n
ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza sono analizzati per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 \u2013 Informazioni per settore di
\n
attivit\u00e0 e per area geografica.
\n
Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 \u2013 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\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n
COSTO LAVORO
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Salari e stipendi | \n2.620 | \n2.665 | \n2.427 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri sociali | \n541 | \n527 | \n497 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | \n64 | \n96 | \n156 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri costi | \n135 | \n123 | \n196 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.360 | \n3.411 | \n3.276 | \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(116) | \n(139) | \n(131) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(15) | \n(10) | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.229 | \n3.262 | \n3.136 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per \u20ac70 milioni (\u20ac66 milioni e \u20ac56 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023) e oneri per
\n
programmi a contributi definiti per \u20ac110 milioni (\u20ac104 milioni e \u20ac102 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\n
Gli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 22 \u2013 Fondi per benefici ai dipendenti.
\n
I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
\n
\n
NUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI
\n
Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell\u2019area di consolidamento ripartito per categoria \u00e8 il seguente:
\n
\n
\n\n\n| (numero) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Controllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Dirigenti | \n902 | \n18 | \n933 | \n19 | \n944 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quadri | \n9.315 | \n89 | \n9.257 | \n90 | \n9.157 | \n84 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impiegati | \n15.965 | \n452 | \n16.086 | \n431 | \n15.810 | \n420 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Operai | \n5.414 | \n266 | \n5.719 | \n282 | \n5.937 | \n294 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n31.596 | \n825 | \n31.995 | \n822 | \n31.848 | \n817 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\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 numero medio dei dipendenti \u00e8 calcolato come semisomma dei dipendenti all\u2019inizio e alla fine dell\u2019esercizio.
\n
Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all\u2019estero la cui posizione organizzativa \u00e8 assimilabile alla qualifica
\n
di dirigente.
\n
\n
PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI
\n
Di seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla chiusura
\n
dell\u2019esercizio 2025.
\n
Sono in essere due piani di Incentivazione di lungo Termine 2020-2022 e 2023-2025 ratificati dall\u2019Assemblea degli azionisti che prevedono
\n
l\u2019attribuzione fino a un massimo rispettivamente di 20 milioni e 16 milioni di azioni proprie ciascuno articolato in tre attribuzioni annuali,
\n
destinati all\u2019Amministratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue societ\u00e0 controllate rientranti nell\u2019ambito delle \u201crisorse manageriali con
\n
responsabilit\u00e0 strategiche o critiche per il business\u201d, individuate tra coloro che occupano le posizioni pi\u00f9 direttamente responsabili dei risultati
\n
aziendali o che sono di interesse strategico. Le assegnazioni sono a titolo gratuito al termine di un periodo di vesting triennale a condizione
\n
che gli stessi siano rimasti in servizio.
\n
Le caratteristiche di vesting dei Piani sono collegate al raggiungimento degli obiettivi stabiliti dalla Societ\u00e0 in termini di risultati finanziari,
\n
apprezzamento delle azioni rispetto a un gruppo di competitors di Eni (\u201cPeer Group\u201d) e raggiungimento di determinati KPI di sostenibilit\u00e0
\n
ambientale e riduzione delle emissioni.
\n
In base all\u2019andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall\u2019attribuzione
\n
potr\u00e0 essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente. I piani prevedono clausole di lock-up e di claw back.
\n
Complessivamente, alla grant date sono state attribuite, al conseguimento delle condizioni di vesting, 5,78 milioni di azioni con un fair value
\n
medio ponderato di \u20ac10,6 per azione.
\n
La determinazione del fair value \u00e8 stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri di
\n
performance previsti dai piani (metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione, ridotto
\n
dei dividendi attesi nel vesting period, considerando la volatilit\u00e0 del titolo, le previsioni relative all\u2019andamento dei parametri di performance,
\n
nonch\u00e9 il minor valore attribuibile alle azioni sottoposte a clausola di lock-up.
\n
\n\n\n\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
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\n
\n
I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati come componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipendenti della
\n
societ\u00e0, ammontano a \u20ac20 milioni (\u20ac23 milioni e \u20ac20 milioni rispettivamente nel 2024 e 2023) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
PIANO DI AZIONARIATO DIFFUSO
\n
L\u2019Assemblea degli Azionisti nella seduta del 15 maggio 2024 ha approvato il Piano di Azionariato Diffuso con la finalit\u00e0 di rafforzare il senso
\n
di appartenenza all\u2019azienda del personale Eni e promuovere la partecipazione alla crescita del valore aziendale, in linea con gli interessi degli
\n
azionisti. Il Piano prevede tre assegnazioni annuali nel periodo 2024-2026 destinate ai dipendenti di Eni e delle sue societ\u00e0 controllate.
\n
Per l\u2019anno 2025, si \u00e8 proceduto all\u2019assegnazione di azioni gratuite da parte di Eni ai dipendenti a ruolo in Italia (come gi\u00e0 accaduto nel 2024) e
\n
all\u2019Estero che non potranno essere trasferite e/o cedute dai dipendenti per 3 anni dalla data di assegnazione (periodo di lock-up).
\n
Alla grant date 2025 (27 novembre 2025) sono state attribuite complessivamente da parte di Eni n. 3.289.345 azioni e alla grant date 2024
\n
(27 novembre 2024) n. 3.102.700 azioni.
\n
I costi relativi al Piano di Azionariato Diffuso, rilevati come componente del costo lavoro in contropartita alle riserve di patrimonio netto,
\n
ammontano a \u20ac15 milioni (\u20ac1 milione nel 2024).
\n
\n
COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL
\n
I compensi, incluso i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilit\u00e0 della pianificazione, direzione
\n
e controllo della Societ\u00e0 e quindi gli amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategica (c.d. key management personnel)
\n
in carica nel corso dell\u2019esercizio si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Salari e stipendi | \n24 | \n39 | \n35 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Benefici successivi al rapporto di lavoro | \n2 | \n4 | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri benefici a lungo termine | \n16 | \n23 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n42 | \n66 | \n57 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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
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COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA
\n
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a \u20ac11,8 milioni, \u20ac12,9 milioni e \u20ac13,9 milioni rispettivamente per gli esercizi 2025, 2024 e
\n
2023. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a \u20ac0,5 milioni, \u20ac0,5 milioni e \u20ac0,6 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2025, 2024 e 2023.
\n
I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento
\n
della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in altre imprese incluse nell\u2019area di consolidamento, che abbiano costituito un costo
\n
per Eni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\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",
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\n\n
\n
\n
\n
30 Costi
\n
\n
ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | \n51.014 | \n54.204 | \n58.170 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per servizi | \n12.433 | \n12.217 | \n11.512 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per godimento di beni di terzi | \n1.356 | \n1.512 | \n1.432 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n1.117 | \n1.397 | \n1.369 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri oneri | \n1.694 | \n2.073 | \n1.746 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n67.614 | \n71.403 | \n74.229 | \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(368) | \n(227) | \n(367) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(190) | \n(62) | \n(26) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n67.056 | \n71.114 | \n73.836 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi geologici e geofisici del settore Exploration & Production per \u20ac174 milioni
\n
(\u20ac186 milioni e \u20ac205 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\n
\n
I costi di ricerca e sviluppo e miglioramento tecnologico privi dei requisiti per la rilevazione nell\u2019attivo patrimoniale ammontano a \u20ac207 milioni
\n
(\u20ac178 milioni e \u20ac166 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su diritti di estrazione di idrocarburi per \u20ac984 milioni (\u20ac1.122 milioni e \u20ac1.138
\n
milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\n
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza riguardano: (i) l\u2019accantonamento netto al fondo rischi ambientali
\n
di \u20ac599 milioni (accantonamento netto di \u20ac848 milioni e di \u20ac559 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023); (ii) il rilascio netto al fondo
\n
abbandono e ripristino siti e social project di \u20ac9 milioni (accantonamento netto di \u20ac300 milioni e di \u20ac305 milioni rispettivamente nel 2024 e nel
\n
2023); (iii) l\u2019accantonamento netto del fondo rischi per contenziosi di \u20ac268 milioni (accantonamento netto di \u20ac40 milioni e rilascio netto di \u20ac87
\n
milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri. Gli accantonamenti
\n
ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza sono analizzati per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 \u2013 Informazioni per settore di
\n
attivit\u00e0 e per area geografica.
\n
Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 \u2013 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\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\n
\n
COSTO LAVORO
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Salari e stipendi | \n2.620 | \n2.665 | \n2.427 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri sociali | \n541 | \n527 | \n497 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | \n64 | \n96 | \n156 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri costi | \n135 | \n123 | \n196 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.360 | \n3.411 | \n3.276 | \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(116) | \n(139) | \n(131) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(15) | \n(10) | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.229 | \n3.262 | \n3.136 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per \u20ac70 milioni (\u20ac66 milioni e \u20ac56 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023) e oneri per
\n
programmi a contributi definiti per \u20ac110 milioni (\u20ac104 milioni e \u20ac102 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\n
Gli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 22 \u2013 Fondi per benefici ai dipendenti.
\n
I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
\n
\n
NUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI
\n
Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell\u2019area di consolidamento ripartito per categoria \u00e8 il seguente:
\n
\n
\n\n\n| (numero) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Controllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Dirigenti | \n902 | \n18 | \n933 | \n19 | \n944 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quadri | \n9.315 | \n89 | \n9.257 | \n90 | \n9.157 | \n84 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impiegati | \n15.965 | \n452 | \n16.086 | \n431 | \n15.810 | \n420 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Operai | \n5.414 | \n266 | \n5.719 | \n282 | \n5.937 | \n294 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n31.596 | \n825 | \n31.995 | \n822 | \n31.848 | \n817 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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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Il numero medio dei dipendenti \u00e8 calcolato come semisomma dei dipendenti all\u2019inizio e alla fine dell\u2019esercizio.
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Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all\u2019estero la cui posizione organizzativa \u00e8 assimilabile alla qualifica
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di dirigente.
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PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI
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Di seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla chiusura
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dell\u2019esercizio 2025.
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Sono in essere due piani di Incentivazione di lungo Termine 2020-2022 e 2023-2025 ratificati dall\u2019Assemblea degli azionisti che prevedono
\n
l\u2019attribuzione fino a un massimo rispettivamente di 20 milioni e 16 milioni di azioni proprie ciascuno articolato in tre attribuzioni annuali,
\n
destinati all\u2019Amministratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue societ\u00e0 controllate rientranti nell\u2019ambito delle \u201crisorse manageriali con
\n
responsabilit\u00e0 strategiche o critiche per il business\u201d, individuate tra coloro che occupano le posizioni pi\u00f9 direttamente responsabili dei risultati
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aziendali o che sono di interesse strategico. Le assegnazioni sono a titolo gratuito al termine di un periodo di vesting triennale a condizione
\n
che gli stessi siano rimasti in servizio.
\n
Le caratteristiche di vesting dei Piani sono collegate al raggiungimento degli obiettivi stabiliti dalla Societ\u00e0 in termini di risultati finanziari,
\n
apprezzamento delle azioni rispetto a un gruppo di competitors di Eni (\u201cPeer Group\u201d) e raggiungimento di determinati KPI di sostenibilit\u00e0
\n
ambientale e riduzione delle emissioni.
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In base all\u2019andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall\u2019attribuzione
\n
potr\u00e0 essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente. I piani prevedono clausole di lock-up e di claw back.
\n
Complessivamente, alla grant date sono state attribuite, al conseguimento delle condizioni di vesting, 5,78 milioni di azioni con un fair value
\n
medio ponderato di \u20ac10,6 per azione.
\n
La determinazione del fair value \u00e8 stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri di
\n
performance previsti dai piani (metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione, ridotto
\n
dei dividendi attesi nel vesting period, considerando la volatilit\u00e0 del titolo, le previsioni relative all\u2019andamento dei parametri di performance,
\n
nonch\u00e9 il minor valore attribuibile alle azioni sottoposte a clausola di lock-up.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati come componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipendenti della
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societ\u00e0, ammontano a \u20ac20 milioni (\u20ac23 milioni e \u20ac20 milioni rispettivamente nel 2024 e 2023) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.
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PIANO DI AZIONARIATO DIFFUSO
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L\u2019Assemblea degli Azionisti nella seduta del 15 maggio 2024 ha approvato il Piano di Azionariato Diffuso con la finalit\u00e0 di rafforzare il senso
\n
di appartenenza all\u2019azienda del personale Eni e promuovere la partecipazione alla crescita del valore aziendale, in linea con gli interessi degli
\n
azionisti. Il Piano prevede tre assegnazioni annuali nel periodo 2024-2026 destinate ai dipendenti di Eni e delle sue societ\u00e0 controllate.
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Per l\u2019anno 2025, si \u00e8 proceduto all\u2019assegnazione di azioni gratuite da parte di Eni ai dipendenti a ruolo in Italia (come gi\u00e0 accaduto nel 2024) e
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all\u2019Estero che non potranno essere trasferite e/o cedute dai dipendenti per 3 anni dalla data di assegnazione (periodo di lock-up).
\n
Alla grant date 2025 (27 novembre 2025) sono state attribuite complessivamente da parte di Eni n. 3.289.345 azioni e alla grant date 2024
\n
(27 novembre 2024) n. 3.102.700 azioni.
\n
I costi relativi al Piano di Azionariato Diffuso, rilevati come componente del costo lavoro in contropartita alle riserve di patrimonio netto,
\n
ammontano a \u20ac15 milioni (\u20ac1 milione nel 2024).
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COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL
\n
I compensi, incluso i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilit\u00e0 della pianificazione, direzione
\n
e controllo della Societ\u00e0 e quindi gli amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategica (c.d. key management personnel)
\n
in carica nel corso dell\u2019esercizio si analizzano come segue:
\n
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
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\n\n| Benefici successivi al rapporto di lavoro | \n2 | \n4 | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri benefici a lungo termine | \n16 | \n23 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n42 | \n66 | \n57 | \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\n
\n
COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA
\n
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a \u20ac11,8 milioni, \u20ac12,9 milioni e \u20ac13,9 milioni rispettivamente per gli esercizi 2025, 2024 e
\n
2023. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a \u20ac0,5 milioni, \u20ac0,5 milioni e \u20ac0,6 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2025, 2024 e 2023.
\n
I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento
\n
della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in altre imprese incluse nell\u2019area di consolidamento, che abbiano costituito un costo
\n
per Eni.
\n
\n\n\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
\n30 Costi
\n\n
ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | \n51.014 | \n54.204 | \n58.170 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per servizi | \n12.433 | \n12.217 | \n11.512 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per godimento di beni di terzi | \n1.356 | \n1.512 | \n1.432 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n1.117 | \n1.397 | \n1.369 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri oneri | \n1.694 | \n2.073 | \n1.746 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n67.614 | \n71.403 | \n74.229 | \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(368) | \n(227) | \n(367) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(190) | \n(62) | \n(26) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n67.056 | \n71.114 | \n73.836 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi geologici e geofisici del settore Exploration & Production per \u20ac174 milioni
\n(\u20ac186 milioni e \u20ac205 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\n\n
I costi di ricerca e sviluppo e miglioramento tecnologico privi dei requisiti per la rilevazione nell\u2019attivo patrimoniale ammontano a \u20ac207 milioni
\n
(\u20ac178 milioni e \u20ac166 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su diritti di estrazione di idrocarburi per \u20ac984 milioni (\u20ac1.122 milioni e \u20ac1.138
\nmilioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\nGli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza riguardano: (i) l\u2019accantonamento netto al fondo rischi ambientali
\ndi \u20ac599 milioni (accantonamento netto di \u20ac848 milioni e di \u20ac559 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023); (ii) il rilascio netto al fondo
\nabbandono e ripristino siti e social project di \u20ac9 milioni (accantonamento netto di \u20ac300 milioni e di \u20ac305 milioni rispettivamente nel 2024 e nel
\n2023); (iii) l\u2019accantonamento netto del fondo rischi per contenziosi di \u20ac268 milioni (accantonamento netto di \u20ac40 milioni e rilascio netto di \u20ac87
\nmilioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri. Gli accantonamenti
\nai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza sono analizzati per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 \u2013 Informazioni per settore di
\nattivit\u00e0 e per area geografica.
\nLe informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 \u2013 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\n\n
\n
\n
\n\n
COSTO LAVORO
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Salari e stipendi | \n2.620 | \n2.665 | \n2.427 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri sociali | \n541 | \n527 | \n497 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | \n64 | \n96 | \n156 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri costi | \n135 | \n123 | \n196 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.360 | \n3.411 | \n3.276 | \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(116) | \n(139) | \n(131) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(15) | \n(10) | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.229 | \n3.262 | \n3.136 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per \u20ac70 milioni (\u20ac66 milioni e \u20ac56 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023) e oneri per
\nprogrammi a contributi definiti per \u20ac110 milioni (\u20ac104 milioni e \u20ac102 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).
\nGli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 22 \u2013 Fondi per benefici ai dipendenti.
\nI costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
\n\n
NUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI
\n
Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell\u2019area di consolidamento ripartito per categoria \u00e8 il seguente:
\n
\n
\n\n\n| (numero) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Controllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Dirigenti | \n902 | \n18 | \n933 | \n19 | \n944 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quadri | \n9.315 | \n89 | \n9.257 | \n90 | \n9.157 | \n84 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impiegati | \n15.965 | \n452 | \n16.086 | \n431 | \n15.810 | \n420 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Operai | \n5.414 | \n266 | \n5.719 | \n282 | \n5.937 | \n294 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n31.596 | \n825 | \n31.995 | \n822 | \n31.848 | \n817 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 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
\ndi dirigente.
\n\n
PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI
\n
Di seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla chiusura
\n
dell\u2019esercizio 2025.
\n
Sono in essere due piani di Incentivazione di lungo Termine 2020-2022 e 2023-2025 ratificati dall\u2019Assemblea degli azionisti che prevedono
\n
l\u2019attribuzione fino a un massimo rispettivamente di 20 milioni e 16 milioni di azioni proprie ciascuno articolato in tre attribuzioni annuali,
\n
destinati all\u2019Amministratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue societ\u00e0 controllate rientranti nell\u2019ambito delle \u201crisorse manageriali con
\n
responsabilit\u00e0 strategiche o critiche per il business\u201d, individuate tra coloro che occupano le posizioni pi\u00f9 direttamente responsabili dei risultati
\n
aziendali o che sono di interesse strategico. Le assegnazioni sono a titolo gratuito al termine di un periodo di vesting triennale a condizione
\n
che gli stessi siano rimasti in servizio.
\n
Le caratteristiche di vesting dei Piani sono collegate al raggiungimento degli obiettivi stabiliti dalla Societ\u00e0 in termini di risultati finanziari,
\n
apprezzamento delle azioni rispetto a un gruppo di competitors di Eni (\u201cPeer Group\u201d) e raggiungimento di determinati KPI di sostenibilit\u00e0
\n
ambientale e riduzione delle emissioni.
\n
In base all\u2019andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall\u2019attribuzione
\n
potr\u00e0 essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente. I piani prevedono clausole di lock-up e di claw back.
\n
Complessivamente, alla grant date sono state attribuite, al conseguimento delle condizioni di vesting, 5,78 milioni di azioni con un fair value
\n
medio ponderato di \u20ac10,6 per azione.
\n
La determinazione del fair value \u00e8 stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri di
\n
performance previsti dai piani (metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione, ridotto
\n
dei dividendi attesi nel vesting period, considerando la volatilit\u00e0 del titolo, le previsioni relative all\u2019andamento dei parametri di performance,
\n
nonch\u00e9 il minor valore attribuibile alle azioni sottoposte a clausola di lock-up.
\n
\n\n\n\n\n\n\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 costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati come componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipendenti della
\n
societ\u00e0, ammontano a \u20ac20 milioni (\u20ac23 milioni e \u20ac20 milioni rispettivamente nel 2024 e 2023) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
PIANO DI AZIONARIATO DIFFUSO
\nL\u2019Assemblea degli Azionisti nella seduta del 15 maggio 2024 ha approvato il Piano di Azionariato Diffuso con la finalit\u00e0 di rafforzare il senso
\ndi appartenenza all\u2019azienda del personale Eni e promuovere la partecipazione alla crescita del valore aziendale, in linea con gli interessi degli
\nazionisti. Il Piano prevede tre assegnazioni annuali nel periodo 2024-2026 destinate ai dipendenti di Eni e delle sue societ\u00e0 controllate.
\nPer l\u2019anno 2025, si \u00e8 proceduto all\u2019assegnazione di azioni gratuite da parte di Eni ai dipendenti a ruolo in Italia (come gi\u00e0 accaduto nel 2024) e
\nall\u2019Estero che non potranno essere trasferite e/o cedute dai dipendenti per 3 anni dalla data di assegnazione (periodo di lock-up).
\nAlla grant date 2025 (27 novembre 2025) sono state attribuite complessivamente da parte di Eni n. 3.289.345 azioni e alla grant date 2024
\n(27 novembre 2024) n. 3.102.700 azioni.
\nI costi relativi al Piano di Azionariato Diffuso, rilevati come componente del costo lavoro in contropartita alle riserve di patrimonio netto,
\nammontano a \u20ac15 milioni (\u20ac1 milione nel 2024).
\n\n
COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL
\n
I compensi, incluso i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilit\u00e0 della pianificazione, direzione
\n
e controllo della Societ\u00e0 e quindi gli amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategica (c.d. key management personnel)
\n
in carica nel corso dell\u2019esercizio si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Salari e stipendi | \n24 | \n39 | \n35 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Benefici successivi al rapporto di lavoro | \n2 | \n4 | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri benefici a lungo termine | \n16 | \n23 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n42 | \n66 | \n57 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA
\nI compensi spettanti agli amministratori ammontano a \u20ac11,8 milioni, \u20ac12,9 milioni e \u20ac13,9 milioni rispettivamente per gli esercizi 2025, 2024 e
\n2023. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a \u20ac0,5 milioni, \u20ac0,5 milioni e \u20ac0,6 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2025, 2024 e 2023.
\nI compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento
\ndella funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in altre imprese incluse nell\u2019area di consolidamento, che abbiano costituito un costo
\nper Eni.
\n
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\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | \n51.014 | \n54.204 | \n58.170 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per servizi | \n12.433 | \n12.217 | \n11.512 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi per godimento di beni di terzi | \n1.356 | \n1.512 | \n1.432 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n1.117 | \n1.397 | \n1.369 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri oneri | \n1.694 | \n2.073 | \n1.746 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n67.614 | \n71.403 | \n74.229 | \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(368) | \n(227) | \n(367) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(190) | \n(62) | \n(26) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n67.056 | \n71.114 | \n73.836 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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",
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\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Salari e stipendi | \n2.620 | \n2.665 | \n2.427 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri sociali | \n541 | \n527 | \n497 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | \n64 | \n96 | \n156 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri costi | \n135 | \n123 | \n196 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.360 | \n3.411 | \n3.276 | \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(116) | \n(139) | \n(131) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - incrementi per lavori interni - attivit\u00e0 immateriali | \n(15) | \n(10) | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.229 | \n3.262 | \n3.136 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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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"Tag1148": {
"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| (numero) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Controllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \nControllate | \nJoint operation | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Dirigenti | \n902 | \n18 | \n933 | \n19 | \n944 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quadri | \n9.315 | \n89 | \n9.257 | \n90 | \n9.157 | \n84 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Impiegati | \n15.965 | \n452 | \n16.086 | \n431 | \n15.810 | \n420 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Operai | \n5.414 | \n266 | \n5.719 | \n282 | \n5.937 | \n294 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n31.596 | \n825 | \n31.995 | \n822 | \n31.848 | \n817 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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:DisclosureOfInformationAboutEmployeesExplanatory",
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}
},
"Tag1149": {
"value": "\nPIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI
\nDi seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla chiusura
\ndell\u2019esercizio 2025.
\nSono in essere due piani di Incentivazione di lungo Termine 2020-2022 e 2023-2025 ratificati dall\u2019Assemblea degli azionisti che prevedono
\nl\u2019attribuzione fino a un massimo rispettivamente di 20 milioni e 16 milioni di azioni proprie ciascuno articolato in tre attribuzioni annuali,
\ndestinati all\u2019Amministratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue societ\u00e0 controllate rientranti nell\u2019ambito delle \u201crisorse manageriali con
\nresponsabilit\u00e0 strategiche o critiche per il business\u201d, individuate tra coloro che occupano le posizioni pi\u00f9 direttamente responsabili dei risultati
\naziendali o che sono di interesse strategico. Le assegnazioni sono a titolo gratuito al termine di un periodo di vesting triennale a condizione
\nche gli stessi siano rimasti in servizio.
\nLe caratteristiche di vesting dei Piani sono collegate al raggiungimento degli obiettivi stabiliti dalla Societ\u00e0 in termini di risultati finanziari,
\napprezzamento delle azioni rispetto a un gruppo di competitors di Eni (\u201cPeer Group\u201d) e raggiungimento di determinati KPI di sostenibilit\u00e0
\nambientale e riduzione delle emissioni.
\nIn base all\u2019andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall\u2019attribuzione
\npotr\u00e0 essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente. I piani prevedono clausole di lock-up e di claw back.
\nComplessivamente, alla grant date sono state attribuite, al conseguimento delle condizioni di vesting, 5,78 milioni di azioni con un fair value
\nmedio ponderato di \u20ac10,6 per azione.
\nLa determinazione del fair value \u00e8 stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri di
\nperformance previsti dai piani (metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione, ridotto
\ndei dividendi attesi nel vesting period, considerando la volatilit\u00e0 del titolo, le previsioni relative all\u2019andamento dei parametri di performance,
\nnonch\u00e9 il minor valore attribuibile alle azioni sottoposte a clausola di lock-up.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nI costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati come componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipendenti della
\nsociet\u00e0, ammontano a \u20ac20 milioni (\u20ac23 milioni e \u20ac20 milioni rispettivamente nel 2024 e 2023) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag1154": {
"value": "\nCOMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL
\nI compensi, incluso i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilit\u00e0 della pianificazione, direzione
\ne controllo della Societ\u00e0 e quindi gli amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilit\u00e0 strategica (c.d. key management personnel)
\nin carica nel corso dell\u2019esercizio si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Salari e stipendi | \n24 | \n39 | \n35 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Benefici successivi al rapporto di lavoro | \n2 | \n4 | \n3 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri benefici a lungo termine | \n16 | \n23 | \n19 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n42 | \n66 | \n57 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1155": {
"value": "\n
\n\n
\n
\n
\n
\n
31 Proventi (oneri) finanziari
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Proventi finanziari | \n7.196 | \n7.715 | \n7.417 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.170) | \n(8.980) | \n(8.113) | \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 | \n235 | \n388 | \n284 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n278 | \n(61) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(819) | \n(599) | \n(473) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\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 proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\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(774) | \n(827) | \n(667) | \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 | \n243 | \n367 | \n250 | \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 | \n(8) | \n21 | \n34 | \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(252) | \n(358) | \n(207) | \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(348) | \n(314) | \n(267) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi attivi verso banche | \n191 | \n294 | \n356 | \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 | \n205 | \n161 | \n14 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(743) | \n(656) | \n(487) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze attive (passive) di cambio | \n133 | \n(38) | \n255 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n278 | \n(61) | \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 | \n39 | \n44 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | \n122 | \n222 | \n94 | \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(250) | \n(261) | \n(341) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri proventi (oneri) finanziari | \n(40) | \n(188) | \n(86) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(129) | \n(183) | \n(180) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(819) | \n(599) | \n(473) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 voce riguarda l\u2019incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passivit\u00e0 non correnti del bilancio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 \u2013 Diritto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\n
Gli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 24 \u2013 Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\n
I 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",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinanceIncomeExpenseExplanatory",
"language": "it",
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"Tag1156": {
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\n\n
\n
\n
31 Proventi (oneri) finanziari
\n
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Proventi finanziari | \n7.196 | \n7.715 | \n7.417 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.170) | \n(8.980) | \n(8.113) | \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 | \n235 | \n388 | \n284 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n278 | \n(61) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(819) | \n(599) | \n(473) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\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 proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\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(774) | \n(827) | \n(667) | \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 | \n243 | \n367 | \n250 | \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 | \n(8) | \n21 | \n34 | \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(252) | \n(358) | \n(207) | \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(348) | \n(314) | \n(267) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi attivi verso banche | \n191 | \n294 | \n356 | \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 | \n205 | \n161 | \n14 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(743) | \n(656) | \n(487) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze attive (passive) di cambio | \n133 | \n(38) | \n255 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n278 | \n(61) | \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 | \n39 | \n44 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | \n122 | \n222 | \n94 | \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(250) | \n(261) | \n(341) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri proventi (oneri) finanziari | \n(40) | \n(188) | \n(86) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(129) | \n(183) | \n(180) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(819) | \n(599) | \n(473) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 voce riguarda l\u2019incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passivit\u00e0 non correnti del bilancio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 \u2013 Diritto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\n
Gli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 24 \u2013 Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
\n
I 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",
"dimensions": {
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"language": "it",
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"Tag1157": {
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\n
\n31 Proventi (oneri) finanziari
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Proventi finanziari | \n7.196 | \n7.715 | \n7.417 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.170) | \n(8.980) | \n(8.113) | \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 | \n235 | \n388 | \n284 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n278 | \n(61) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(819) | \n(599) | \n(473) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\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 proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\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(774) | \n(827) | \n(667) | \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 | \n243 | \n367 | \n250 | \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 | \n(8) | \n21 | \n34 | \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(252) | \n(358) | \n(207) | \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(348) | \n(314) | \n(267) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi attivi verso banche | \n191 | \n294 | \n356 | \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 | \n205 | \n161 | \n14 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(743) | \n(656) | \n(487) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze attive (passive) di cambio | \n133 | \n(38) | \n255 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n278 | \n(61) | \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 | \n39 | \n44 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | \n122 | \n222 | \n94 | \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(250) | \n(261) | \n(341) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri proventi (oneri) finanziari | \n(40) | \n(188) | \n(86) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(129) | \n(183) | \n(180) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(819) | \n(599) | \n(473) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 voce riguarda l\u2019incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passivit\u00e0 non correnti del bilancio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 \u2013 Diritto di utilizzo beni in leasing e passivit\u00e0 per beni in leasing.
\nGli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 24 \u2013 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",
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Proventi finanziari | \n7.196 | \n7.715 | \n7.417 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.170) | \n(8.980) | \n(8.113) | \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 | \n235 | \n388 | \n284 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n278 | \n(61) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(819) | \n(599) | \n(473) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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": "\nI proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\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(774) | \n(827) | \n(667) | \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 | \n243 | \n367 | \n250 | \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 | \n(8) | \n21 | \n34 | \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(252) | \n(358) | \n(207) | \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(348) | \n(314) | \n(267) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Interessi attivi verso banche | \n191 | \n294 | \n356 | \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 | \n205 | \n161 | \n14 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(743) | \n(656) | \n(487) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Differenze attive (passive) di cambio | \n133 | \n(38) | \n255 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n278 | \n(61) | \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 | \n39 | \n44 | \n153 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | \n122 | \n222 | \n94 | \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(250) | \n(261) | \n(341) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - Altri proventi (oneri) finanziari | \n(40) | \n(188) | \n(86) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(129) | \n(183) | \n(180) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(819) | \n(599) | \n(473) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 voce riguarda l\u2019incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passivit\u00e0 non correnti del bilancio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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\n32 Proventi (oneri) su partecipazioni
\nEFFETTO VALUTAZIONE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO
\nL\u2019analisi degli incrementi e decrementi per effetto del risultato delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto \u00e8 indicata alla
\nnota n. 16 \u2013 Partecipazioni.
\nL\u2019effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto \u00e8 analizzato per settore di attivit\u00e0 alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attivit\u00e0
\ne per area geografica.
\n\n
ALTRI PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Dividendi | \n242 | \n227 | \n255 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita | \n77 | \n562 | \n430 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) netti | \n107 | \n195 | \n423 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n426 | \n984 | \n1.108 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 dividendi si riferiscono essenzialmente alla Nigeria LNG Ltd per \u20ac156 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co 'IBN ZAHR' per \u20ac21
\nmilioni (rispettivamente \u20ac166 milioni e \u20ac22 milioni nel 2024 e \u20ac179 milioni e \u20ac55 milioni nel 2023).
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\nLe plusvalenze da vendite si riferiscono: (i) per \u20ac46 milioni alla plusvalenza realizzata dalla cessione a Global Infrastructure Partners del 49,99%
\ndel capitale di Eni CCUS Holding Ltd che opera, attraverso le sue controllate, i progetti Liverpool Bay e Bacton nel Regno Unito e il progetto
\nL10-CCS nei Paesi Bassi; (ii) per \u20ac32 milioni alla plusvalenza realizzata dalla cessione del 1,27% del capitale di Ithaca Energy Plc avvenuta
\nattraverso un processo di accelerated bookbuilding rivolto a investitori istituzionali.
\nGli altri proventi netti si riferiscono per \u20ac86 milioni alla plusvalenza generata dalla allocazione del prezzo di acquisto di un\u2019ulteriore quota nella
\nE&E Algeria Touat BV e per \u20ac27 milioni alla plusvalenza da valutazione al fair value della quota mantenuta nella Eni CCUS Holding Ltd.
\nLe plusvalenze da vendite del 2024 si riferivano per \u20ac371 milioni alla plusvalenza realizzata dalla cessione del 100% del capitale della Nigerian
\nAgip Oil Co Ltd alla societ\u00e0 Oando Plc e per \u20ac166 milioni alla plusvalenza realizzata dalla cessione del 10% del capitale della Saipem SpA
\navvenuta attraverso un processo di accelerated bookbuilding rivolto a investitori istituzionali e comprendevano il realizzo di effetti rilevati ad
\nutile complessivo per \u20ac9 milioni.
\nGli altri proventi netti del 2024 si riferivano per \u20ac118 milioni alla plusvalenza da valutazione al fair value della business combination Ithaca
\nEnergy Plc.
\nLe plusvalenze da vendite del 2023 si riferivano alla cessione a Snam del 49,9% del capitale della joint venture SeaCorridor Srl e gli altri proventi
\nnetti comprendevano la plusvalenza da valutazione al fair value della quota mantenuta di SeaCorridor.
\n
\n\n\n\n\n\n",
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\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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\n\n\n\n\n\n| Dividendi | \n242 | \n227 | \n255 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita | \n77 | \n562 | \n430 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) netti | \n107 | \n195 | \n423 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n426 | \n984 | \n1.108 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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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\n33 Imposte sul reddito
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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 | \n6 | \n(255) | \n97 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | \n3.671 | \n4.946 | \n5.349 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - altre imprese estere | \n128 | \n22 | \n185 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.805 | \n4.713 | \n5.631 | \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(379) | \n(1.433) | \n(137) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | \n(279) | \n294 | \n(22) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - altre imprese estere | \n(127) | \n151 | \n(104) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(785) | \n(988) | \n(263) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.020 | \n3.725 | \n5.368 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n
Le imposte correnti relative alle imprese italiane comprendono imposte estere per \u20ac118 milioni.
\nNel 2023, con D.Lgs 209/2023 in attuazione della Direttiva UE 2022/2523, l'Italia ha promulgato le Pillar Two Model Rules, in vigore dal 1\u00b0
\ngennaio 2024. Le regole del Pillar Two hanno l\u2019obiettivo di assicurare che le grandi imprese multinazionali (che rispettino certi parametri)
\nassolvano un livello minimo di imposizione sul reddito in ciascuna giurisdizione in cui operano. L'impatto delle Pillar Two rules sulle imposte
\ncorrenti sul reddito per il 2025 e per il 2024 \u00e8 stato poco significativo. Eni ha applicato l\u2019esenzione, prevista dagli emendamenti allo IAS 12, dal
\ndover rilevare le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 fiscali differite relative alle imposte sul reddito del Pillar Two e darne informativa in bilancio.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
La riconciliazione tra l\u2019onere fiscale teorico determinato applicando l\u2019aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% (stesso valore nel 2024 e nel
\n
2023) e l\u2019onere fiscale effettivo \u00e8 il seguente:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Utile (perdita) ante imposte | \n5.778 | \n6.489 | \n10.228 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aliquota fiscale teorica (Ires) (%) | \n24,0 | \n24,0 | \n24,0 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte teoriche | \n1.387 | \n1.557 | \n2.455 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni in aumento (diminuzione): | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto maggiore tassazione delle imprese estere | \n1.692 | \n3.452 | \n3.036 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto Irap delle societ\u00e0 italiane | \n56 | \n(15) | \n91 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto tassazione distribuzione riserve | \n50 | \n147 | \n106 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto imposte estere di societ\u00e0 italiane | \n47 | \n108 | \n14 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto tassazione dividendi infragruppo | \n46 | \n82 | \n7 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetti fiscali relativi ad esercizi precedenti | \n9 | \n6 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n(30) | \n(30) | \n(26) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n(260) | \n(1.470) | \n(221) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto plusvalenze da cessione/conferimento | \n | \n(38) | \n(96) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - altre motivazioni | \n23 | \n(74) | \n(46) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.633 | \n2.168 | \n2.913 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte effettive | \n3.020 | \n3.725 | \n5.368 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\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 maggiore tassazione delle imprese estere riguarda il settore Exploration & Production per \u20ac1.653 milioni (rispettivamente, \u20ac3.403 milioni
\ne \u20ac3.026 milioni nel 2024 e 2023).
\nIl tax rate effettivo del 2025 \u00e8 pari al 52,3% (rispettivamente, 57,4% e 52,5% per il 2024 e 2023) e risente della maggiore incidenza sull\u2019utile
\nante imposte consolidato dei risultati ottenuti nelle giurisdizioni estere del settore Exploration & Production con tax rate pi\u00f9 elevati della media
\ndi Gruppo.
\n
\n\n\n\n\n\n",
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"Tag529": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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 | \n6 | \n(255) | \n97 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | \n3.671 | \n4.946 | \n5.349 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - altre imprese estere | \n128 | \n22 | \n185 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.805 | \n4.713 | \n5.631 | \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(379) | \n(1.433) | \n(137) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | \n(279) | \n294 | \n(22) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - altre imprese estere | \n(127) | \n151 | \n(104) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n(785) | \n(988) | \n(263) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n3.020 | \n3.725 | \n5.368 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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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}
},
"Tag531": {
"value": "\nLa riconciliazione tra l\u2019onere fiscale teorico determinato applicando l\u2019aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% (stesso valore nel 2024 e nel
\n2023) e l\u2019onere fiscale effettivo \u00e8 il seguente:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Utile (perdita) ante imposte | \n5.778 | \n6.489 | \n10.228 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Aliquota fiscale teorica (Ires) (%) | \n24,0 | \n24,0 | \n24,0 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte teoriche | \n1.387 | \n1.557 | \n2.455 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazioni in aumento (diminuzione): | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto maggiore tassazione delle imprese estere | \n1.692 | \n3.452 | \n3.036 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto Irap delle societ\u00e0 italiane | \n56 | \n(15) | \n91 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto tassazione distribuzione riserve | \n50 | \n147 | \n106 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto imposte estere di societ\u00e0 italiane | \n47 | \n108 | \n14 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto tassazione dividendi infragruppo | \n46 | \n82 | \n7 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetti fiscali relativi ad esercizi precedenti | \n9 | \n6 | \n48 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n(30) | \n(30) | \n(26) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle attivit\u00e0 per imposte anticipate | \n(260) | \n(1.470) | \n(221) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - effetto plusvalenze da cessione/conferimento | \n | \n(38) | \n(96) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - altre motivazioni | \n23 | \n(74) | \n(46) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.633 | \n2.168 | \n2.913 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte effettive | \n3.020 | \n3.725 | \n5.368 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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:DisclosureOfDetailedInformationAboutReconciliationBetweenStatutoryTaxChargeAndEffectiveTaxChargeExplanatory",
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},
"Tag532": {
"value": "\n
\n34 Utile (perdita) per azione
\nL\u2019utile per azione semplice \u00e8 determinato dividendo l\u2019utile dell\u2019esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA
\nin circolazione nell\u2019anno, escluse le azioni proprie.
\nL\u2019utile per azione diluito \u00e8 determinato dividendo l\u2019utile dell\u2019esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in
\ncircolazione nell\u2019anno, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse. Al 31
\ndicembre 2025 le azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte del piano ILT
\nazionario 2023-2025 e le azioni collegate al prestito obbligazionario convertibile emesso nel 2023.
\nAi fini della determinazione dell\u2019utile per azione semplice e diluito, l\u2019utile netto dell\u2019anno di competenza Eni \u00e8 rettificato per tener conto
\ndella remunerazione delle obbligazioni subordinate perpetue e del prestito obbligazionario convertibile, al netto del relativo effetto fiscale,
\ndeterminata sulla base del costo ammortizzato.
\n\n
La determinazione dell\u2019utile per azione semplice e diluito \u00e8 di seguito indicata:
\n
\n
\n\n\n | \n | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice | \n | \n3.024.753.353 | \n3.167.006.396 | \n3.303.766.512 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario | \n | \n6.350.799 | \n6.369.161 | \n6.352.583 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero di azioni potenziali a fronte del prestito obbligazionario convertibile | \n | \n56.975.836 | \n56.975.836 | \n17.014.702 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile diluito | \n | \n3.088.079.988 | \n3.230.351.393 | \n3.327.133.797 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile netto di competenza Eni | \n(\u20ac milioni) | \n2.608 | \n2.624 | \n4.771 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale | \n(\u20ac milioni) | \n(237) | \n(132) | \n(109) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile netto di competenza Eni per utile semplice | \n(\u20ac milioni) | \n2.371 | \n2.492 | \n4.662 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Remunerazione del prestito obbligazionario convertibile, al netto dell'effetto fiscale | \n(\u20ac milioni) | \n31 | \n31 | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile netto di competenza Eni per utile diluito | \n(\u20ac milioni) | \n2.402 | \n2.523 | \n4.671 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile per azione semplice | \n(\u20ac per azione) | \n0,78 | \n0,79 | \n1,41 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile per azione diluito | \n(\u20ac per azione) | \n0,78 | \n0,78 | \n1,40 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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:DisclosureOfEarningsPerShareExplanatory",
"language": "it",
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"Tag533": {
"value": "\nLa determinazione dell\u2019utile per azione semplice e diluito \u00e8 di seguito indicata:
\n\n
\n\n\n | \n | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice | \n | \n3.024.753.353 | \n3.167.006.396 | \n3.303.766.512 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario | \n | \n6.350.799 | \n6.369.161 | \n6.352.583 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero di azioni potenziali a fronte del prestito obbligazionario convertibile | \n | \n56.975.836 | \n56.975.836 | \n17.014.702 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile diluito | \n | \n3.088.079.988 | \n3.230.351.393 | \n3.327.133.797 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile netto di competenza Eni | \n(\u20ac milioni) | \n2.608 | \n2.624 | \n4.771 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale | \n(\u20ac milioni) | \n(237) | \n(132) | \n(109) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile netto di competenza Eni per utile semplice | \n(\u20ac milioni) | \n2.371 | \n2.492 | \n4.662 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Remunerazione del prestito obbligazionario convertibile, al netto dell'effetto fiscale | \n(\u20ac milioni) | \n31 | \n31 | \n9 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile netto di competenza Eni per utile diluito | \n(\u20ac milioni) | \n2.402 | \n2.523 | \n4.671 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile per azione semplice | \n(\u20ac per azione) | \n0,78 | \n0,79 | \n1,41 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile per azione diluito | \n(\u20ac per azione) | \n0,78 | \n0,78 | \n1,40 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\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:DisclosureOfDetailedInformationAboutEarningsPerSharesExplanatory",
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}
},
"Tag534": {
"value": "\n
\n35 Informazione per settore di attivit\u00e0 e per area geografica
\nINFORMAZIONI PER SETTORE DI ATTIVIT\u00c0
\nLa segment information di Eni \u00e8 determinata sulla base dei segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal Chief Operating
\nDecision Maker (il CEO) per la valutazione delle performance e le decisioni di allocazione delle risorse.
\nPer quanto riguarda le informazioni finanziarie per settore di attivit\u00e0 \u201csegment information\u201d, coerentemente con le previsioni dei principi contabili
\napplicabili, il management ha considerato che i processi decisionali di allocazione delle risorse e la valutazione delle performance finanziarie/
\nindustriali da parte del CEO sono svolte a un livello di minore aggregazione rispetto ai raggruppamenti descritti. Pertanto, nel rispetto delle
\ndisposizioni del principio contabile IFRS 8 che regola l\u2019informativa per settore di attivit\u00e0,
\n\ni reportable segment di Eni al 31 dicembre 2025 sono
\nstati definiti considerando i settori operativi che confluiscono nei tre raggruppamenti, come segue:
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\u2022 Exploration & Production: attivit\u00e0 di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio, condensati e gas naturale. Comprende le attivit\u00e0 di trading
\noil e prodotti con finalit\u00e0 di eseguire sul mercato le transazioni di bilanciamento del supply per le attivit\u00e0 di raffinazione e di stabilizzazione/
\ncopertura dei margini commerciali.
\n\u2022 Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power: attivit\u00e0 di approvvigionamento e vendita di gas naturale all\u2019ingrosso via gasdotto, trasporto
\ninternazionale, acquisto e commercializzazione di GNL equity e di terzi. Comprende le attivit\u00e0 di trading gas per finalit\u00e0 sia di copertura e
\nstabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset gas. Questo reportable segment comprende i risultati
\ndel business Power relativo all\u2019attivit\u00e0 di produzione e vendita all\u2019ingrosso di energia elettrica da impianti termoelettrici, che presenta ritorni
\neconomici simili considerata la comunanza delle dinamiche industriali relative alla domanda di gas e di energia elettrica. Comprende
\nle attivit\u00e0 di trading di certificati di emissione di CO
\n2
\n e di vendita a termine dell\u2019energia elettrica nell\u2019ottica di copertura/ottimizzazione
\ndei margini.
\n\u2022 Refining e Chimica: attivit\u00e0 di lavorazione di petrolio per la produzione di carburanti tradizionali svolta dal segmento operativo \u201cRefining\u201d
\ne attivit\u00e0 di produzione di prodotti chimici da ciclo petrolifero, svolte dalla controllata Versalis e le societ\u00e0 figlie, che sono state aggregate
\nin un unico reportable segment, poich\u00e9 presentano ritorni economici simili, esposizione a comuni dinamiche di mercato e comunanze
\nnella struttura dei processi industriali. Versalis \u00e8 attiva nella produzione di bioplastiche tramite la controllata Novamont e nella chimica
\ndel compounding.
\n\u2022 Enilive: gestisce le attivit\u00e0 di produzione di biocarburanti da materie prime rinnovabili e la commercializzazione al dettaglio di carburanti
\ntradizionali e bio, nonch\u00e9 di prodotti e servizi rivolti all\u2019automobilista nell\u2019ottica della mobilit\u00e0 sostenibile. Svolge inoltre attivit\u00e0 di vendita
\nall\u2019ingrosso di carburanti, bitumi e lubrificanti.
\n\u2022 Plenitude: attivit\u00e0 di vendita al dettaglio di gas, elettricit\u00e0 e servizi connessi e attivit\u00e0 di produzione e vendita all\u2019ingrosso di energia elettrica
\nda impianti rinnovabili, attivit\u00e0 di servizio alla mobilit\u00e0 elettrica (installazione di colonnine di ricarica).
\n\u2022 Corporate e Altre attivit\u00e0: comprende le principali funzioni di supporto al business, in particolare le attivit\u00e0 di holding, tesoreria accentrata,
\nIT, risorse umane, servizi immobiliari, attivit\u00e0 assicurative captive, ricerca e sviluppo, nuove tecnologie, digitalizzazione del business e
\nl\u2019attivit\u00e0 di bonifica ambientale svolta dalla controllata Eni Rewind. Comprende, inoltre, le attivit\u00e0 relative ai progetti CCUS, agri-business,
\nconservazione delle foreste e produzione di bioenergia, in fase di sviluppo.
\n
\n\n\n\n\n\n\nLe principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi oggetto di reporting al CEO (cio\u00e8 il Chief Operating Decision Maker, ex IFRS 8)
\nsono: i ricavi, l\u2019utile operativo e le attivit\u00e0 e passivit\u00e0 direttamente attribuibili.
\n
\n\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSegmentReportingExplanatory",
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"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
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"Tag555": {
"value": "\ni reportable segment di Eni al 31 dicembre 2025 sono
\nstati definiti considerando i settori operativi che confluiscono nei tre raggruppamenti, come segue:
\n\n\n\n\n\n\n\u2022 Exploration & Production: attivit\u00e0 di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio, condensati e gas naturale. Comprende le attivit\u00e0 di trading
\noil e prodotti con finalit\u00e0 di eseguire sul mercato le transazioni di bilanciamento del supply per le attivit\u00e0 di raffinazione e di stabilizzazione/
\ncopertura dei margini commerciali.
\n\u2022 Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power: attivit\u00e0 di approvvigionamento e vendita di gas naturale all\u2019ingrosso via gasdotto, trasporto
\ninternazionale, acquisto e commercializzazione di GNL equity e di terzi. Comprende le attivit\u00e0 di trading gas per finalit\u00e0 sia di copertura e
\nstabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset gas. Questo reportable segment comprende i risultati
\ndel business Power relativo all\u2019attivit\u00e0 di produzione e vendita all\u2019ingrosso di energia elettrica da impianti termoelettrici, che presenta ritorni
\neconomici simili considerata la comunanza delle dinamiche industriali relative alla domanda di gas e di energia elettrica. Comprende
\nle attivit\u00e0 di trading di certificati di emissione di CO
\n2
\n e di vendita a termine dell\u2019energia elettrica nell\u2019ottica di copertura/ottimizzazione
\ndei margini.
\n\u2022 Refining e Chimica: attivit\u00e0 di lavorazione di petrolio per la produzione di carburanti tradizionali svolta dal segmento operativo \u201cRefining\u201d
\ne attivit\u00e0 di produzione di prodotti chimici da ciclo petrolifero, svolte dalla controllata Versalis e le societ\u00e0 figlie, che sono state aggregate
\nin un unico reportable segment, poich\u00e9 presentano ritorni economici simili, esposizione a comuni dinamiche di mercato e comunanze
\nnella struttura dei processi industriali. Versalis \u00e8 attiva nella produzione di bioplastiche tramite la controllata Novamont e nella chimica
\ndel compounding.
\n\u2022 Enilive: gestisce le attivit\u00e0 di produzione di biocarburanti da materie prime rinnovabili e la commercializzazione al dettaglio di carburanti
\ntradizionali e bio, nonch\u00e9 di prodotti e servizi rivolti all\u2019automobilista nell\u2019ottica della mobilit\u00e0 sostenibile. Svolge inoltre attivit\u00e0 di vendita
\nall\u2019ingrosso di carburanti, bitumi e lubrificanti.
\n\u2022 Plenitude: attivit\u00e0 di vendita al dettaglio di gas, elettricit\u00e0 e servizi connessi e attivit\u00e0 di produzione e vendita all\u2019ingrosso di energia elettrica
\nda impianti rinnovabili, attivit\u00e0 di servizio alla mobilit\u00e0 elettrica (installazione di colonnine di ricarica).
\n\u2022 Corporate e Altre attivit\u00e0: comprende le principali funzioni di supporto al business, in particolare le attivit\u00e0 di holding, tesoreria accentrata,
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\nl\u2019attivit\u00e0 di bonifica ambientale svolta dalla controllata Eni Rewind. Comprende, inoltre, le attivit\u00e0 relative ai progetti CCUS, agri-business,
\nconservazione delle foreste e produzione di bioenergia, in fase di sviluppo.
\n
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\n\n
Le informazioni per settore di attivit\u00e0 sono le seguenti:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefininge 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\n\n\n\n\n\n\n\n| 2025 | \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 | \n50.367 | \n17.120 | \n18.179 | \n19.120 | \n10.168 | \n114.954 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - a dedurre: ricavi infrasettori | \n(13.258) | \n(4.018) | \n(12.956) | \n(2.783) | \n(50) | \n(33.065) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n37.109 | \n13.102 | \n5.223 | \n16.337 | \n10.118 | \n81.889 | \n262 | \n | \n82.151 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n6.302 | \n1.770 | \n(2.485) | \n499 | \n153 | \n6.239 | \n(1.499) | \n270 | \n5.010 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n(335) | \n93 | \n(346) | \n(42) | \n(43) | \n(673) | \n(491) | \n47 | \n(1.117) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(6.061) | \n(279) | \n(146) | \n(294) | \n(451) | \n(7.231) | \n(153) | \n35 | \n(7.349) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | \n(1.135) | \n(17) | \n(482) | \n(60) | \n(7) | \n(1.701) | \n(96) | \n | \n(1.797) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | \n54 | \n35 | \n31 | \n60 | \n | \n180 | \n35 | \n | \n215 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(30) | \n | \n(1) | \n | \n(2) | \n(33) | \n | \n | \n(33) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n1.116 | \n32 | \n120 | \n(53) | \n(33) | \n1.182 | \n(21) | \n | \n1.161 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n60.407 | \n4.988 | \n6.377 | \n6.117 | \n13.622 | \n91.511 | \n2.630 | \n(253) | \n93.888 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n43.181 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | \n7.562 | \n417 | \n2.354 | \n796 | \n1.139 | \n12.268 | \n887 | \n | \n13.155 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n19.934 | \n4.691 | \n4.153 | \n3.303 | \n5.490 | \n37.571 | \n5.239 | \n(90) | \n42.720 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n41.562 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n6.678 | \n109 | \n663 | \n468 | \n764 | \n8.682 | \n587 | \n(40) | \n9.229 | \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| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | \n54.440 | \n18.876 | \n21.210 | \n21.139 | \n10.179 | \n125.844 | \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\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\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\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\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\n\n
\n\n| Svalutazioni di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | \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\n\n
\n\n| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | \n182 | \n94 | \n3 | \n | \n5 | \n284 | \n23 | \n | \n307 | \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\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\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\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\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\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\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\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\n\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. Non comprendono attivit\u00e0/passivit\u00e0 di natura finanziaria, partecipazioni e attivit\u00e0/passivit\u00e0 per imposte sul reddito.
\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| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefininge 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\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 leasing | \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| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | \n376 | \n52 | \n6 | \n | \n | \n434 | \n26 | \n | \n460 | \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\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. Non comprendono attivit\u00e0/passivit\u00e0 di natura finanziaria, partecipazioni e attivit\u00e0/passivit\u00e0 per imposte sul reddito.
\n
(b) Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 non connesse al risultato operativo.
\n
\n\n\n\n\n
INFORMAZIONI PER AREA GEOGRAFICA
\n\n
Attivit\u00e0 direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione
\n
\n
\n\n\n | \n | \nResto dell'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| 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n26.971 | \n8.662 | \n2.531 | \n5.796 | \n18.460 | \n29.859 | \n1.609 | \n93.888 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali | \n1.829 | \n673 | \n388 | \n260 | \n2.486 | \n3.476 | \n117 | \n9.229 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| e immateriali | \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| 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 | \n2.009 | \n673 | \n308 | \n556 | \n1.519 | \n3.276 | \n144 | \n8.485 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| e immateriali | \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| 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 | \n2.006 | \n485 | \n235 | \n609 | \n1.471 | \n4.105 | \n304 | \n9.215 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| e immateriali | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\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
Ricavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Italia | \n28.647 | \n30.994 | \n33.450 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Resto dell'Unione Europea | \n15.979 | \n15.975 | \n18.271 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Resto dell'Europa | \n14.866 | \n16.493 | \n18.476 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Americhe | \n6.215 | \n7.908 | \n7.004 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Asia | \n9.675 | \n9.114 | \n7.404 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Africa | \n6.731 | \n8.285 | \n9.057 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre aree | \n38 | \n28 | \n55 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n82.151 | \n88.797 | \n93.717 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 | \nRefininge 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\n\n\n\n\n\n\n\n| 2025 | \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 | \n50.367 | \n17.120 | \n18.179 | \n19.120 | \n10.168 | \n114.954 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| - a dedurre: ricavi infrasettori | \n(13.258) | \n(4.018) | \n(12.956) | \n(2.783) | \n(50) | \n(33.065) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi da terzi | \n37.109 | \n13.102 | \n5.223 | \n16.337 | \n10.118 | \n81.889 | \n262 | \n | \n82.151 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n6.302 | \n1.770 | \n(2.485) | \n499 | \n153 | \n6.239 | \n(1.499) | \n270 | \n5.010 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | \n(335) | \n93 | \n(346) | \n(42) | \n(43) | \n(673) | \n(491) | \n47 | \n(1.117) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti | \n(6.061) | \n(279) | \n(146) | \n(294) | \n(451) | \n(7.231) | \n(153) | \n35 | \n(7.349) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Svalutazioni di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | \n(1.135) | \n(17) | \n(482) | \n(60) | \n(7) | \n(1.701) | \n(96) | \n | \n(1.797) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | \n54 | \n35 | \n31 | \n60 | \n | \n180 | \n35 | \n | \n215 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Radiazioni | \n(30) | \n | \n(1) | \n | \n(2) | \n(33) | \n | \n | \n(33) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | \n1.116 | \n32 | \n120 | \n(53) | \n(33) | \n1.182 | \n(21) | \n | \n1.161 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n60.407 | \n4.988 | \n6.377 | \n6.117 | \n13.622 | \n91.511 | \n2.630 | \n(253) | \n93.888 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n43.181 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | \n7.562 | \n417 | \n2.354 | \n796 | \n1.139 | \n12.268 | \n887 | \n | \n13.155 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n19.934 | \n4.691 | \n4.153 | \n3.303 | \n5.490 | \n37.571 | \n5.239 | \n(90) | \n42.720 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non direttamente attribuibili(b) | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n41.562 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n6.678 | \n109 | \n663 | \n468 | \n764 | \n8.682 | \n587 | \n(40) | \n9.229 | \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| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | \n54.440 | \n18.876 | \n21.210 | \n21.139 | \n10.179 | \n125.844 | \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\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\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\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\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\n\n
\n\n| Svalutazioni di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | \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\n\n
\n\n| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | \n182 | \n94 | \n3 | \n | \n5 | \n284 | \n23 | \n | \n307 | \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\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\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\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\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\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\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\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\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. Non comprendono attivit\u00e0/passivit\u00e0 di natura finanziaria, partecipazioni e attivit\u00e0/passivit\u00e0 per imposte sul reddito.
\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| (\u20ac milioni) | \nExploration & Production | \nGlobal Gas & LNG Portfolio e Power | \nRefininge 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\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 leasing | \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| Riprese di valore di attivit\u00e0 materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | \n376 | \n52 | \n6 | \n | \n | \n434 | \n26 | \n | \n460 | \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\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. Non comprendono attivit\u00e0/passivit\u00e0 di natura finanziaria, partecipazioni e attivit\u00e0/passivit\u00e0 per imposte sul reddito.
\n(b) Comprendono le attivit\u00e0/passivit\u00e0 non connesse al risultato operativo.
\n
\n\n\n\n\n",
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"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOperatingSegmentsExplanatory",
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}
},
"Tag539": {
"value": "\nAttivit\u00e0 direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione
\n\n
\n\n\n | \n | \nResto dell'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| 2025 | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 direttamente attribuibili(a) | \n26.971 | \n8.662 | \n2.531 | \n5.796 | \n18.460 | \n29.859 | \n1.609 | \n93.888 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali | \n1.829 | \n673 | \n388 | \n260 | \n2.486 | \n3.476 | \n117 | \n9.229 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| e immateriali | \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| 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 | \n2.009 | \n673 | \n308 | \n556 | \n1.519 | \n3.276 | \n144 | \n8.485 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| e immateriali | \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| 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 | \n2.006 | \n485 | \n235 | \n609 | \n1.471 | \n4.105 | \n304 | \n9.215 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| e immateriali | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\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",
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"language": "it",
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}
},
"Tag540": {
"value": "\nRicavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Italia | \n28.647 | \n30.994 | \n33.450 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Resto dell'Unione Europea | \n15.979 | \n15.975 | \n18.271 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Resto dell'Europa | \n14.866 | \n16.493 | \n18.476 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Americhe | \n6.215 | \n7.908 | \n7.004 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Asia | \n9.675 | \n9.114 | \n7.404 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Africa | \n6.731 | \n8.285 | \n9.057 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre aree | \n38 | \n28 | \n55 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n82.151 | \n88.797 | \n93.717 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n\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:DisclosureOfDetailedInformationAboutSalesFromOperationsByGeographicalAreaOfDestinationExplanatory",
"language": "it",
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"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag541": {
"value": "\n
\n
\n\n
36 Rapporti con parti correlate
\n
Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:
\n
(a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l\u2019impiego di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese collegate e altre
\n
societ\u00e0 controllate escluse dall\u2019area di consolidamento;
\n
(b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre societ\u00e0 controllate dallo Stato italiano;
\n
(c) i contributi a Eni Foundation e a Fondazione Eni Enrico Mattei, soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono
\n
iniziative di carattere umanitario, culturale e di ricerca. Le transazioni verso questi soggetti sono immateriali.
\n
Non vi sono state transazioni rilevanti con amministratori, revisori dei conti o loro affiliati.
\n
Tutte le operazioni sono state compiute nell\u2019interesse della Societ\u00e0 e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di
\n
carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria gestione.
\n
\n\n\n\n\n
\n
Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate escluse dall\u2019area di consolidamento sono indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni
\n
di Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d che si considera parte integrante delle presenti note.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Creditie altre attivit\u00e0 | \nDebiti e altre passivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \nAltri proventi (oneri) operativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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| Agiba Petroleum Co | \n3 | \n135 | \n | \n1 | \n333 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n1 | \n134 | \n | \n4 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n12 | \n | \n1.247 | \n21 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni CCUS Holding | \n118 | \n | \n1.218 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n119 | \n361 | \n2.939 | \n93 | \n1.643 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n41 | \n136 | \n9 | \n9 | \n536 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n67 | \n19 | \n | \n2 | \n266 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n1 | \n | \n678 | \n1 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| In Salah Gas Ltd | \n | \n57 | \n | \n | \n279 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n146 | \n73 | \n | \n12 | \n535 | \n(553) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n27 | \n119 | \n | \n2 | \n992 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n8 | \n13 | \n | \n3 | \n61 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n56 | \n241 | \n | \n10 | \n1.031 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n13 | \n470 | \n | \n5 | \n778 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societe' Centrale Electrique du Congo SA | \n91 | \n | \n | \n79 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n22 | \n500 | \n | \n25 | \n16 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| St. Bernard Renewables Llc | \n1 | \n | \n98 | \n1 | \n9 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n26 | \n1.321 | \n1.948 | \n61 | \n5.523 | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n78 | \n65 | \n26 | \n108 | \n224 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n830 | \n3.644 | \n8.163 | \n437 | \n12.226 | \n(554) | \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| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n170 | \n1 | \n | \n9 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| VME Oilfield Chemicals Llc | \n | \n | \n112 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n19 | \n10 | \n21 | \n21 | \n14 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n189 | \n11 | \n133 | \n30 | \n14 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.019 | \n3.655 | \n8.296 | \n467 | \n12.240 | \n(554) | \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 | \n22 | \n19 | \n | \n | \n87 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n89 | \n183 | \n | \n45 | \n650 | \n66 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n2 | \n190 | \n | \n7 | \n718 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n110 | \n247 | \n | \n77 | \n1.086 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n62 | \n75 | \n | \n266 | \n343 | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n112 | \n100 | \n | \n2.147 | \n1.861 | \n219 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n3 | \n | \n | \n99 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre (a) | \n23 | \n51 | \n | \n97 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n423 | \n865 | \n | \n2.738 | \n4.745 | \n290 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n4 | \n | \n1 | \n39 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach \u2013 Eni \u00abGSE\u00bb | \n216 | \n307 | \n | \n52 | \n729 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n1.658 | \n4.831 | \n8.296 | \n3.258 | \n17.753 | \n(264) | \n\n\n\n\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
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
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\n\n\n\n\n\n
\n\n
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\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2024 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Creditie altre attivit\u00e0 | \nDebitie altre passivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \nAltri proventi (oneri) operativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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| Agiba Petroleum Co | \n4 | \n126 | \n | \n | \n256 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n1 | \n77 | \n | \n4 | \n(2) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n12 | \n | \n1.411 | \n15 | \n(3) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n59 | \n399 | \n3.343 | \n76 | \n2.290 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n41 | \n186 | \n9 | \n52 | \n1.253 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n105 | \n27 | \n | \n1 | \n242 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n1 | \n | \n886 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n188 | \n76 | \n | \n | \n366 | \n(138) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n31 | \n292 | \n | \n | \n1.198 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n6 | \n14 | \n | \n3 | \n51 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n56 | \n52 | \n | \n11 | \n523 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n26 | \n2 | \n | \n31 | \n53 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n23 | \n509 | \n | \n | \n562 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n12 | \n491 | \n | \n16 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n97 | \n | \n | \n104 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n30 | \n828 | \n1.918 | \n48 | \n5.047 | \n(57) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n37 | \n71 | \n120 | \n74 | \n187 | \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| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n195 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n161 | \n3 | \n | \n10 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n16 | \n7 | \n11 | \n27 | \n18 | \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 | \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| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n3 | \n25 | \n | \n | \n65 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n33 | \n153 | \n | \n46 | \n798 | \n(28) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n1 | \n186 | \n | \n5 | \n612 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n196 | \n436 | \n | \n219 | \n1.342 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n104 | \n116 | \n | \n386 | \n350 | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n201 | \n110 | \n | \n1.805 | \n1.548 | \n414 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n13 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n23 | \n66 | \n | \n71 | \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 | \n1 | \n3 | \n | \n2 | \n37 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach \u2013 Eni \u00abGSE\u00bb | \n316 | \n316 | \n | \n32 | \n599 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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
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\n
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
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\n
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\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
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\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2023 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Creditie altre attivit\u00e0 | \nDebitie altre passivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \nAltri proventi (oneri) operativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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| Agiba Petroleum Co | \n1 | \n194 | \n | \n | \n308 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n24 | \n142 | \n | \n4 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n4 | \n | \n1.327 | \n6 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n113 | \n475 | \n3.156 | \n86 | \n2.146 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n5 | \n235 | \n9 | \n6 | \n768 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n29 | \n29 | \n | \n1 | \n357 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n | \n1.321 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n17 | \n250 | \n | \n | \n1.183 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n49 | \n20 | \n | \n16 | \n517 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n58 | \n885 | \n | \n | \n870 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n11 | \n473 | \n | \n19 | \n12 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n74 | \n | \n | \n79 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n51 | \n764 | \n2.013 | \n58 | \n4.487 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n62 | \n73 | \n19 | \n83 | \n203 | \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| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n183 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n152 | \n4 | \n1 | \n12 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n13 | \n10 | \n12 | \n13 | \n30 | \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 | \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| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n5 | \n33 | \n | \n2 | \n69 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n95 | \n168 | \n | \n93 | \n497 | \n(109) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n1 | \n149 | \n | \n8 | \n(20) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n245 | \n352 | \n | \n1.157 | \n1.625 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n85 | \n61 | \n | \n400 | \n317 | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n230 | \n219 | \n | \n2.104 | \n1.875 | \n283 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n5 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n11 | \n68 | \n | \n52 | \n38 | \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 | \n1 | \n2 | \n | \n1 | \n36 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach \u2013 Eni \u00abGSE\u00bb | \n222 | \n212 | \n | \n40 | \n569 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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
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\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
I rapporti pi\u00f9 significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall\u2019area di consolidamento riguardano:
\n
\u2022 la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di giacimenti petroliferi dalle societ\u00e0 Agiba Petroleum Co, Karachaganak
\n
Petroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petrobel Belayim Petroleum Co, Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb e, limitatamente alla
\n
Karachaganak Petroleum Operating BV, l\u2019acquisto di greggi da parte di Eni Trade & Biofuels SpA; i riaddebiti dalle collegate a Eni sono
\n
fatturati sulla base dei costi sostenuti;
\n
\u2022 Il debito residuo per il pagamento del corrispettivo per la cessione dei crediti di Card\u00f3n IV SA verso la compagnia di Stato PDVSA;
\n
\u2022 la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rilasciata pro-quota nell\u2019interesse della societ\u00e0 Coral FLNG SA a beneficio
\n
del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali assunti con l\u2019assegnazione del contratto EPCIC per la realizzazione dell\u2019impianto
\n
galleggiante di liquefazione del gas;
\n
\u2022 le garanzie rilasciate a favore di Eni CCUS Holding a fronte della vendita delle attivit\u00e0 CCUS nel Regno Unito e Paesi Bassi;
\n
\u2022 la fornitura di servizi specialistici, l\u2019acquisto di greggi e il rilascio di garanzie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi FPSO
\n
verso il gruppo Azule;
\n
\u2022 la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Exploration
\n
& Production;
\n
\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di trasporto verso il gruppo SeaCorridor;
\n
\u2022 le garanzie rilasciate al Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn prevalentemente a fronte della partecipazione nel progetto eolico offshore Dogger Bank;
\n
\u2022 la vendita di gas alla In Salah Gas Ltd;
\n
\u2022 il credito nell\u2019ambito della business combination realizzata lo scorso esercizio, l\u2019acquisto di greggi e condensati e la stipula di contratti
\n
derivati su commodity dal gruppo Ithaca Energy;
\n
\u2022 l\u2019acquisto di elastomeri da Lotte Versalis Elastomers Co Ltd;
\n
\u2022 gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto
\n
del greggio alla Raffineria di Taranto;
\n
\u2022 la vendita di gas alla Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA;
\n
\u2022 le garanzie rilasciate pro quota nell\u2019interesse di St. Bernard Renewables Llc a favore di fornitori per le operazioni di acquisto feedstock;
\n
\u2022 le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell\u2019interesse di V\u00e5r Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici upstream e di
\n
trasporto marittimo, l\u2019acquisto di greggio, condensati e gas e la parte realizzata dei contratti a termine di acquisto fisico di gas;
\n
\u2022 la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla societ\u00e0 Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione).
\n
I rapporti pi\u00f9 significativi con le societ\u00e0 controllate dallo Stato riguardano:
\n
\u2022 le attivit\u00e0 volte a garantire l\u2019operativit\u00e0, l\u2019upgrading e l\u2019efficienza degli impianti verso il gruppo Ansaldo di Cassa Depositi e Prestiti;
\n
\u2022 la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas, l\u2019acquisizione di servizi di distribuzione di energia elettrica e gli strumenti
\n
finanziari derivati con il gruppo Enel;
\n
\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di distribuzione, trasporto e stoccaggio dal gruppo Italgas e dal gruppo Snam sulla base delle tariffe stabilite
\n
dall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, nonch\u00e9, dal gruppo Snam, il credito per attivit\u00e0 di disinvestimento relativo alla
\n
cessione del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di
\n
corrispettivi legati all\u2019andamento dei principali prodotti energetici;
\n
\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita di energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di
\n
corrispettivi legati all\u2019andamento dei principali prodotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity a copertura del rischio di
\n
volatilit\u00e0 del corrispettivo per l\u2019assegnazione dei diritti di utilizzo della capacit\u00e0 di trasporto con il gruppo Terna;
\n
\u2022 la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, gli strumenti finanziari derivati, la vendita di prodotti petroliferi e capacit\u00e0 di
\n
stoccaggio a GSE \u2013 Gestore Servizi Energetici per la costituzione delle scorte specifiche tenute dall\u2019Organismo Centrale di Stoccaggio
\n
Italiano (OCSIT) in accordo al Decreto Legislativo n. 249/2012, il contributo a copertura degli oneri derivanti dall\u2019espletamento delle funzioni
\n
ed attivit\u00e0 di OCSIT e il contributo corrisposto a GSE per la promozione dell\u2019uso del biometano e altri biocarburanti avanzati nel settore
\n
dei trasporti;
\n
\u2022 la vendita di jet fuel alla ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA.
\n
I rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:
\n
\u2022 costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni per \u20ac25 milioni e debiti per contributi da versare per \u20ac3 milioni;
\n
\u2022 costi per contributi versati al Fondo Integrativo Sanitario dei Dirigenti delle Aziende del Gruppo Eni \u2013 FISDE per \u20ac5 milioni e debiti per
\n
contributi da versare per \u20ac1 milione;
\n
\u2022 contributi versati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni Enrico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per \u20ac4 milioni e \u20ac5 milioni
\n
e ricavi verso Eni Foundation per \u20ac1 milione.
\n
\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n2025 | \n\n\n\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 | \nDebiti | \nGaranzie | \nProventi finanziari e strumenti derivati | \nOneri finanziari | \nProventi (oneri) su partecipazioni | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n417 | \n | \n | \n20 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| E&E Algeria Touat BV | \n | \n56 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni CCUS Holding | \n123 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n247 | \n | \n | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n2.318 | \n91 | \n | \n147 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n70 | \n57 | \n4 | \n45 | \n49 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.928 | \n451 | \n4 | \n212 | \n71 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n41 | \n55 | \n | \n2 | \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 | \n41 | \n55 | \n | \n2 | \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| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n52 | \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| Altre | \n | \n35 | \n | \n1 | \n3 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n87 | \n | \n1 | \n5 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n2.969 | \n593 | \n4 | \n215 | \n77 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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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(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2024 | \n2024 | \n\n\n\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 | \nDebiti | \nGaranzie | \nProventi finanziari e strumenti derivati | \nOneri finanziari | \nProventi (oneri) su partecipazioni | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n522 | \n | \n | \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| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n1.539 | \n | \n(1) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n222 | \n | \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| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n1.769 | \n58 | \n | \n132 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Pengerang Biorefinery Sdn Bhd | \n60 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n37 | \n39 | \n2 | \n38 | \n41 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \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 | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \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| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n53 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n7 | \n | \n1 | \n4 | \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 | \n60 | \n | \n1 | \n4 | \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| Altri soggetti correlati | \n | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\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 dicembre 2023 | \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
\n\n| Crediti e disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \nDebiti | \nGaranzie | \nProventi finanziari e strumenti derivati | \nOneri finanziari | \nProventi (oneri) su partecipazioni | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n453 | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n1.448 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n56 | \n | \n | \n8 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n1.339 | \n170 | \n | \n101 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n49 | \n13 | \n1 | \n39 | \n14 | \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 | \n1.841 | \n239 | \n1.449 | \n155 | \n22 | \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| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \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 | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \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| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n56 | \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| Gruppo Snam | \n | \n | \n | \n | \n | \n443 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n14 | \n2 | \n | \n | \n3 | \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 | \n14 | \n58 | \n | \n | \n5 | \n444 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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
I rapporti pi\u00f9 significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall\u2019area di consolidamento riguardano:
\n
\u2022 il finanziamento concesso alla societ\u00e0 Coral FLNG SA per la realizzazione dell\u2019impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso
\n
dell\u2019area 4 in Mozambico;
\n
\u2022 - il deposito di disponibilit\u00e0 monetarie presso le finanziarie di Gruppo per la E&E Algeria Touat BV;
\n
\u2022 il finanziamento concesso alla Eni CCS Holding, nell\u2019ambito dell\u2019accordo con il partner Global Infrastructure Partners;
\n
\u2022 la garanzia rilasciata nell\u2019interesse della societ\u00e0 Coral South FLNG DMCC per affidamenti bancari nell\u2019ambito del project financing del
\n
progetto di sviluppo Coral FLNG;
\n
\u2022 le passivit\u00e0 per beni in leasing verso il gruppo Saipem riferite a contratti pluriennali per l\u2019utilizzo di mezzi di perforazione;
\n
\u2022 il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Venture SpA per lo sviluppo delle riserve gas nell\u2019offshore del Mozambico.
\n
I rapporti pi\u00f9 significativi con le societ\u00e0 controllate dallo Stato riguardano:
\n
\u2022 i debiti finanziari per la realizzazione di infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici verso il gruppo Cassa Depositi e Prestiti.
\n
INCIDENZA DELLE OPERAZIONI O POSIZIONI CON PARTI CORRELATE SULLA SITUAZIONE
\n
PATRIMONIALE, SUL RISULTATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI
\n
\n
L\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| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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| Totale | \nEntit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \nEntit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n3.710 | \n2.357 | \n63,53 | \n1.085 | \n48 | \n4,42 | \n\n\n\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 | \n12.436 | \n1.375 | \n11,06 | \n16.901 | \n1.601 | \n9,47 | \n\n\n\n\n\n\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 | \n3.943 | \n76 | \n1,93 | \n3.662 | \n54 | \n1,47 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n1.109 | \n612 | \n55,18 | \n3.215 | \n2.380 | \n74,03 | \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| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n2.839 | \n207 | \n7,29 | \n4.011 | \n142 | \n3,54 | \n\n\n\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 a breve termine | \n4.929 | \n265 | \n5,38 | \n4.238 | \n136 | \n3,21 | \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| Quota a breve di passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine | \n3.434 | \n128 | \n3,73 | \n4.582 | \n21 | \n0,46 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quota a breve di passivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine | \n1.263 | \n108 | \n8,55 | \n1.279 | \n152 | \n11,88 | \n\n\n\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 | \n20.261 | \n4.283 | \n21,14 | \n22.092 | \n4.017 | \n18,18 | \n\n\n\n\n\n\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 | \n4.039 | \n86 | \n2,13 | \n5.049 | \n34 | \n0,67 | \n\n\n\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 a lungo termine | \n20.139 | \n52 | \n0,26 | \n21.570 | \n79 | \n0,37 | \n\n\n\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 per beni in leasing a lungo termine | \n4.437 | \n40 | \n0,90 | \n5.174 | \n31 | \n0,60 | \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| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n3.390 | \n462 | \n13,63 | \n4.449 | \n520 | \n11,69 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n
\n
\n
L\u2019incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \n2025Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2024Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2023Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 | \n82.151 | \n2.973 | \n3,62 | \n88.797 | \n2.997 | \n3,38 | \n93.717 | \n4.322 | \n4,61 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri ricavi e proventi | \n1.478 | \n285 | \n19,28 | \n2.417 | \n279 | \n11,54 | \n1.099 | \n156 | \n14,19 | \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| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | \n(67.056) | \n(17.769) | \n26,50 | \n(71.114) | \n(17.404) | \n24,47 | \n(73.836) | \n(15.885) | \n21,51 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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(11) | \n(1) | \n9,09 | \n(168) | \n(2) | \n1,19 | \n(249) | \n5 | \n.. | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costo lavoro | \n(3.229) | \n17 | \n.. | \n(3.262) | \n3 | \n.. | \n(3.136) | \n(8) | \n0,26 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n641 | \n(264) | \n.. | \n(352) | \n201 | \n.. | \n478 | \n17 | \n3,56 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi finanziari | \n7.196 | \n215 | \n2,99 | \n7.715 | \n198 | \n2,57 | \n7.417 | \n155 | \n2,09 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.170) | \n(77) | \n0,94 | \n(8.980) | \n(57) | \n0,63 | \n(8.113) | \n(28) | \n0,35 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n | \n | \n278 | \n | \n | \n(61) | \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| Altri proventi (oneri) su partecipazioni | \n426 | \n(18) | \n.. | \n984 | \n(12) | \n.. | \n1.108 | \n445 | \n40,16 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\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
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\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
\n
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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
\n\n\n\n\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 e proventi | \n3.258 | \n3.276 | \n4.478 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi e oneri | \n(15.198) | \n(15.056) | \n(13.539) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(264) | \n201 | \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| Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | \n691 | \n(61) | \n1.916 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi | \n138 | \n132 | \n117 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n(11.375) | \n(11.508) | \n(7.011) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n(2.555) | \n(2.347) | \n(2.349) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disinvestimenti in partecipazioni | \n | \n | \n440 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti e crediti relativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento | \n93 | \n(292) | \n504 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione crediti finanziari | \n(719) | \n(501) | \n(290) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(3.181) | \n(3.140) | \n(1.695) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti finanziari e passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(407) | \n(20) | \n(162) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(407) | \n(20) | \n(162) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \n | \n(3) | \n(7) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale flussi finanziari verso entit\u00e0 correlate | \n(14.963) | \n(14.671) | \n(8.875) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
L\u2019incidenza dei flussi finanziari con parti correlate \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \n2025Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2024Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2023Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n13.330 | \n(11.375) | \n.. | \n13.092 | \n(11.508) | \n.. | \n15.119 | \n(7.011) | \n.. | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(9.298) | \n(3.181) | \n34,21 | \n(9.817) | \n(3.140) | \n31,99 | \n(9.365) | \n(1.695) | \n18,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(3.596) | \n(407) | \n11,32 | \n(5.380) | \n(20) | \n0,37 | \n(5.668) | \n(162) | \n2,86 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag542": {
"value": "\n36 Rapporti con parti correlate
\nLe operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:
\n(a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l\u2019impiego di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese collegate e altre
\nsociet\u00e0 controllate escluse dall\u2019area di consolidamento;
\n(b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre societ\u00e0 controllate dallo Stato italiano;
\n(c) i contributi a Eni Foundation e a Fondazione Eni Enrico Mattei, soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono
\niniziative di carattere umanitario, culturale e di ricerca. Le transazioni verso questi soggetti sono immateriali.
\nNon vi sono state transazioni rilevanti con amministratori, revisori dei conti o loro affiliati.
\nTutte le operazioni sono state compiute nell\u2019interesse della Societ\u00e0 e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di
\ncarattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria gestione.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTransactionsWithRelatedPartiesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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}
},
"Tag543": {
"value": "\nLe joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate escluse dall\u2019area di consolidamento sono indicate nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni
\ndi Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d che si considera parte integrante delle presenti note.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n
RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Creditie altre attivit\u00e0 | \nDebiti e altre passivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \nAltri proventi (oneri) operativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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| Agiba Petroleum Co | \n3 | \n135 | \n | \n1 | \n333 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n1 | \n134 | \n | \n4 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n12 | \n | \n1.247 | \n21 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni CCUS Holding | \n118 | \n | \n1.218 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n119 | \n361 | \n2.939 | \n93 | \n1.643 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n41 | \n136 | \n9 | \n9 | \n536 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n67 | \n19 | \n | \n2 | \n266 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n1 | \n | \n678 | \n1 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| In Salah Gas Ltd | \n | \n57 | \n | \n | \n279 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n146 | \n73 | \n | \n12 | \n535 | \n(553) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n27 | \n119 | \n | \n2 | \n992 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n8 | \n13 | \n | \n3 | \n61 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n56 | \n241 | \n | \n10 | \n1.031 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n13 | \n470 | \n | \n5 | \n778 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societe' Centrale Electrique du Congo SA | \n91 | \n | \n | \n79 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n22 | \n500 | \n | \n25 | \n16 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| St. Bernard Renewables Llc | \n1 | \n | \n98 | \n1 | \n9 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n26 | \n1.321 | \n1.948 | \n61 | \n5.523 | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n78 | \n65 | \n26 | \n108 | \n224 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n830 | \n3.644 | \n8.163 | \n437 | \n12.226 | \n(554) | \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| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n170 | \n1 | \n | \n9 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| VME Oilfield Chemicals Llc | \n | \n | \n112 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n19 | \n10 | \n21 | \n21 | \n14 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n189 | \n11 | \n133 | \n30 | \n14 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.019 | \n3.655 | \n8.296 | \n467 | \n12.240 | \n(554) | \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 | \n22 | \n19 | \n | \n | \n87 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n89 | \n183 | \n | \n45 | \n650 | \n66 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n2 | \n190 | \n | \n7 | \n718 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n110 | \n247 | \n | \n77 | \n1.086 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n62 | \n75 | \n | \n266 | \n343 | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n112 | \n100 | \n | \n2.147 | \n1.861 | \n219 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n3 | \n | \n | \n99 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre (a) | \n23 | \n51 | \n | \n97 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n423 | \n865 | \n | \n2.738 | \n4.745 | \n290 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n4 | \n | \n1 | \n39 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach \u2013 Eni \u00abGSE\u00bb | \n216 | \n307 | \n | \n52 | \n729 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n1.658 | \n4.831 | \n8.296 | \n3.258 | \n17.753 | \n(264) | \n\n\n\n\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
(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
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\n\n\n\n\n\n
\n\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2024 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Creditie altre attivit\u00e0 | \nDebitie altre passivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \nAltri proventi (oneri) operativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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| Agiba Petroleum Co | \n4 | \n126 | \n | \n | \n256 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n1 | \n77 | \n | \n4 | \n(2) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n12 | \n | \n1.411 | \n15 | \n(3) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n59 | \n399 | \n3.343 | \n76 | \n2.290 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n41 | \n186 | \n9 | \n52 | \n1.253 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n105 | \n27 | \n | \n1 | \n242 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n1 | \n | \n886 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n188 | \n76 | \n | \n | \n366 | \n(138) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n31 | \n292 | \n | \n | \n1.198 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n6 | \n14 | \n | \n3 | \n51 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n56 | \n52 | \n | \n11 | \n523 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n26 | \n2 | \n | \n31 | \n53 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n23 | \n509 | \n | \n | \n562 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n12 | \n491 | \n | \n16 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n97 | \n | \n | \n104 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n30 | \n828 | \n1.918 | \n48 | \n5.047 | \n(57) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n37 | \n71 | \n120 | \n74 | \n187 | \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| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n195 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n161 | \n3 | \n | \n10 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n16 | \n7 | \n11 | \n27 | \n18 | \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 | \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| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n3 | \n25 | \n | \n | \n65 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n33 | \n153 | \n | \n46 | \n798 | \n(28) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n1 | \n186 | \n | \n5 | \n612 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n196 | \n436 | \n | \n219 | \n1.342 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n104 | \n116 | \n | \n386 | \n350 | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n201 | \n110 | \n | \n1.805 | \n1.548 | \n414 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n13 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n23 | \n66 | \n | \n71 | \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 | \n1 | \n3 | \n | \n2 | \n37 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach \u2013 Eni \u00abGSE\u00bb | \n316 | \n316 | \n | \n32 | \n599 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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
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\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| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2023 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Creditie altre attivit\u00e0 | \nDebitie altre passivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \nAltri proventi (oneri) operativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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| Agiba Petroleum Co | \n1 | \n194 | \n | \n | \n308 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n24 | \n142 | \n | \n4 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n4 | \n | \n1.327 | \n6 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n113 | \n475 | \n3.156 | \n86 | \n2.146 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n5 | \n235 | \n9 | \n6 | \n768 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n29 | \n29 | \n | \n1 | \n357 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n | \n1.321 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n17 | \n250 | \n | \n | \n1.183 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n49 | \n20 | \n | \n16 | \n517 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n58 | \n885 | \n | \n | \n870 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n11 | \n473 | \n | \n19 | \n12 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n74 | \n | \n | \n79 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n51 | \n764 | \n2.013 | \n58 | \n4.487 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n62 | \n73 | \n19 | \n83 | \n203 | \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| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n183 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n152 | \n4 | \n1 | \n12 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n13 | \n10 | \n12 | \n13 | \n30 | \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 | \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| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n5 | \n33 | \n | \n2 | \n69 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n95 | \n168 | \n | \n93 | \n497 | \n(109) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n1 | \n149 | \n | \n8 | \n(20) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n245 | \n352 | \n | \n1.157 | \n1.625 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n85 | \n61 | \n | \n400 | \n317 | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n230 | \n219 | \n | \n2.104 | \n1.875 | \n283 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n5 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n11 | \n68 | \n | \n52 | \n38 | \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 | \n1 | \n2 | \n | \n1 | \n36 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach \u2013 Eni \u00abGSE\u00bb | \n222 | \n212 | \n | \n40 | \n569 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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
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(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\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 controllate escluse dall\u2019area di consolidamento riguardano:
\n\u2022 la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di giacimenti petroliferi dalle societ\u00e0 Agiba Petroleum Co, Karachaganak
\nPetroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petrobel Belayim Petroleum Co, Groupement Sonatrach - Eni \u00abGSE\u00bb e, limitatamente alla
\nKarachaganak Petroleum Operating BV, l\u2019acquisto di greggi da parte di Eni Trade & Biofuels SpA; i riaddebiti dalle collegate a Eni sono
\nfatturati sulla base dei costi sostenuti;
\n\u2022 Il debito residuo per il pagamento del corrispettivo per la cessione dei crediti di Card\u00f3n IV SA verso la compagnia di Stato PDVSA;
\n\u2022 la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rilasciata pro-quota nell\u2019interesse della societ\u00e0 Coral FLNG SA a beneficio
\ndel Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali assunti con l\u2019assegnazione del contratto EPCIC per la realizzazione dell\u2019impianto
\ngalleggiante di liquefazione del gas;
\n\u2022 le garanzie rilasciate a favore di Eni CCUS Holding a fronte della vendita delle attivit\u00e0 CCUS nel Regno Unito e Paesi Bassi;
\n\u2022 la fornitura di servizi specialistici, l\u2019acquisto di greggi e il rilascio di garanzie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi FPSO
\nverso il gruppo Azule;
\n\u2022 la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Exploration
\n& Production;
\n\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di trasporto verso il gruppo SeaCorridor;
\n\u2022 le garanzie rilasciate al Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn prevalentemente a fronte della partecipazione nel progetto eolico offshore Dogger Bank;
\n\u2022 la vendita di gas alla In Salah Gas Ltd;
\n\u2022 il credito nell\u2019ambito della business combination realizzata lo scorso esercizio, l\u2019acquisto di greggi e condensati e la stipula di contratti
\nderivati su commodity dal gruppo Ithaca Energy;
\n\u2022 l\u2019acquisto di elastomeri da Lotte Versalis Elastomers Co Ltd;
\n\u2022 gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto
\ndel greggio alla Raffineria di Taranto;
\n\u2022 la vendita di gas alla Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA;
\n\u2022 le garanzie rilasciate pro quota nell\u2019interesse di St. Bernard Renewables Llc a favore di fornitori per le operazioni di acquisto feedstock;
\n\u2022 le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell\u2019interesse di V\u00e5r Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici upstream e di
\ntrasporto marittimo, l\u2019acquisto di greggio, condensati e gas e la parte realizzata dei contratti a termine di acquisto fisico di gas;
\n\u2022 la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla societ\u00e0 Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione).
\nI rapporti pi\u00f9 significativi con le societ\u00e0 controllate dallo Stato riguardano:
\n\u2022 le attivit\u00e0 volte a garantire l\u2019operativit\u00e0, l\u2019upgrading e l\u2019efficienza degli impianti verso il gruppo Ansaldo di Cassa Depositi e Prestiti;
\n\u2022 la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas, l\u2019acquisizione di servizi di distribuzione di energia elettrica e gli strumenti
\nfinanziari derivati con il gruppo Enel;
\n\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di distribuzione, trasporto e stoccaggio dal gruppo Italgas e dal gruppo Snam sulla base delle tariffe stabilite
\ndall\u2019Autorit\u00e0 di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, nonch\u00e9, dal gruppo Snam, il credito per attivit\u00e0 di disinvestimento relativo alla
\ncessione del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di
\ncorrispettivi legati all\u2019andamento dei principali prodotti energetici;
\n\u2022 l\u2019acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita di energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di
\ncorrispettivi legati all\u2019andamento dei principali prodotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity a copertura del rischio di
\nvolatilit\u00e0 del corrispettivo per l\u2019assegnazione dei diritti di utilizzo della capacit\u00e0 di trasporto con il gruppo Terna;
\n\u2022 la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, gli strumenti finanziari derivati, la vendita di prodotti petroliferi e capacit\u00e0 di
\nstoccaggio a GSE \u2013 Gestore Servizi Energetici per la costituzione delle scorte specifiche tenute dall\u2019Organismo Centrale di Stoccaggio
\nItaliano (OCSIT) in accordo al Decreto Legislativo n. 249/2012, il contributo a copertura degli oneri derivanti dall\u2019espletamento delle funzioni
\ned attivit\u00e0 di OCSIT e il contributo corrisposto a GSE per la promozione dell\u2019uso del biometano e altri biocarburanti avanzati nel settore
\ndei 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 \u20ac25 milioni e debiti per contributi da versare per \u20ac3 milioni;
\n\u2022 costi per contributi versati al Fondo Integrativo Sanitario dei Dirigenti delle Aziende del Gruppo Eni \u2013 FISDE per \u20ac5 milioni e debiti per
\ncontributi da versare per \u20ac1 milione;
\n\u2022 contributi versati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni Enrico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per \u20ac4 milioni e \u20ac5 milioni
\ne ricavi verso Eni Foundation per \u20ac1 milione.
\n
\n\n\n\n\n\n
\n\n
RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n2025 | \n\n\n\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 | \nDebiti | \nGaranzie | \nProventi finanziari e strumenti derivati | \nOneri finanziari | \nProventi (oneri) su partecipazioni | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n417 | \n | \n | \n20 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| E&E Algeria Touat BV | \n | \n56 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni CCUS Holding | \n123 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n247 | \n | \n | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n2.318 | \n91 | \n | \n147 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n70 | \n57 | \n4 | \n45 | \n49 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.928 | \n451 | \n4 | \n212 | \n71 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n41 | \n55 | \n | \n2 | \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 | \n41 | \n55 | \n | \n2 | \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| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n52 | \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| Altre | \n | \n35 | \n | \n1 | \n3 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n87 | \n | \n1 | \n5 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n2.969 | \n593 | \n4 | \n215 | \n77 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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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(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
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\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2024 | \n2024 | \n\n\n\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 | \nDebiti | \nGaranzie | \nProventi finanziari e strumenti derivati | \nOneri finanziari | \nProventi (oneri) su partecipazioni | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n522 | \n | \n | \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| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n1.539 | \n | \n(1) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n222 | \n | \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| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n1.769 | \n58 | \n | \n132 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Pengerang Biorefinery Sdn Bhd | \n60 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n37 | \n39 | \n2 | \n38 | \n41 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \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 | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \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| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n53 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n7 | \n | \n1 | \n4 | \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 | \n60 | \n | \n1 | \n4 | \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| Altri soggetti correlati | \n | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2023 | \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
\n\n| Crediti e disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \nDebiti | \nGaranzie | \nProventi finanziari e strumenti derivati | \nOneri finanziari | \nProventi (oneri) su partecipazioni | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n453 | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n1.448 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n56 | \n | \n | \n8 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n1.339 | \n170 | \n | \n101 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n49 | \n13 | \n1 | \n39 | \n14 | \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 | \n1.841 | \n239 | \n1.449 | \n155 | \n22 | \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| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \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 | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \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| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n56 | \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| Gruppo Snam | \n | \n | \n | \n | \n | \n443 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n14 | \n2 | \n | \n | \n3 | \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 | \n14 | \n58 | \n | \n | \n5 | \n444 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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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I rapporti pi\u00f9 significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall\u2019area di consolidamento riguardano:
\n\u2022 il finanziamento concesso alla societ\u00e0 Coral FLNG SA per la realizzazione dell\u2019impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso
\ndell\u2019area 4 in Mozambico;
\n\u2022 - il deposito di disponibilit\u00e0 monetarie presso le finanziarie di Gruppo per la E&E Algeria Touat BV;
\n\u2022 il finanziamento concesso alla Eni CCS Holding, nell\u2019ambito dell\u2019accordo con il partner Global Infrastructure Partners;
\n\u2022 la garanzia rilasciata nell\u2019interesse della societ\u00e0 Coral South FLNG DMCC 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 contratti pluriennali per l\u2019utilizzo di mezzi di perforazione;
\n\u2022 il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Venture SpA per lo sviluppo delle riserve gas nell\u2019offshore del Mozambico.
\nI rapporti pi\u00f9 significativi con le societ\u00e0 controllate dallo Stato riguardano:
\n\u2022 i debiti finanziari per la realizzazione di infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici verso il gruppo Cassa Depositi e Prestiti.
\nINCIDENZA DELLE OPERAZIONI O POSIZIONI CON PARTI CORRELATE SULLA SITUAZIONE
\nPATRIMONIALE, SUL RISULTATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI
\n\n
L\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| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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| Totale | \nEntit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \nEntit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n3.710 | \n2.357 | \n63,53 | \n1.085 | \n48 | \n4,42 | \n\n\n\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 | \n12.436 | \n1.375 | \n11,06 | \n16.901 | \n1.601 | \n9,47 | \n\n\n\n\n\n\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 | \n3.943 | \n76 | \n1,93 | \n3.662 | \n54 | \n1,47 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n1.109 | \n612 | \n55,18 | \n3.215 | \n2.380 | \n74,03 | \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| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n2.839 | \n207 | \n7,29 | \n4.011 | \n142 | \n3,54 | \n\n\n\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 a breve termine | \n4.929 | \n265 | \n5,38 | \n4.238 | \n136 | \n3,21 | \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| Quota a breve di passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine | \n3.434 | \n128 | \n3,73 | \n4.582 | \n21 | \n0,46 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quota a breve di passivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine | \n1.263 | \n108 | \n8,55 | \n1.279 | \n152 | \n11,88 | \n\n\n\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 | \n20.261 | \n4.283 | \n21,14 | \n22.092 | \n4.017 | \n18,18 | \n\n\n\n\n\n\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 | \n4.039 | \n86 | \n2,13 | \n5.049 | \n34 | \n0,67 | \n\n\n\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 a lungo termine | \n20.139 | \n52 | \n0,26 | \n21.570 | \n79 | \n0,37 | \n\n\n\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 per beni in leasing a lungo termine | \n4.437 | \n40 | \n0,90 | \n5.174 | \n31 | \n0,60 | \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| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n3.390 | \n462 | \n13,63 | \n4.449 | \n520 | \n11,69 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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
\n\n
L\u2019incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \n2025Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2024Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2023Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 | \n82.151 | \n2.973 | \n3,62 | \n88.797 | \n2.997 | \n3,38 | \n93.717 | \n4.322 | \n4,61 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri ricavi e proventi | \n1.478 | \n285 | \n19,28 | \n2.417 | \n279 | \n11,54 | \n1.099 | \n156 | \n14,19 | \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| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | \n(67.056) | \n(17.769) | \n26,50 | \n(71.114) | \n(17.404) | \n24,47 | \n(73.836) | \n(15.885) | \n21,51 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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(11) | \n(1) | \n9,09 | \n(168) | \n(2) | \n1,19 | \n(249) | \n5 | \n.. | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costo lavoro | \n(3.229) | \n17 | \n.. | \n(3.262) | \n3 | \n.. | \n(3.136) | \n(8) | \n0,26 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n641 | \n(264) | \n.. | \n(352) | \n201 | \n.. | \n478 | \n17 | \n3,56 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi finanziari | \n7.196 | \n215 | \n2,99 | \n7.715 | \n198 | \n2,57 | \n7.417 | \n155 | \n2,09 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.170) | \n(77) | \n0,94 | \n(8.980) | \n(57) | \n0,63 | \n(8.113) | \n(28) | \n0,35 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n | \n | \n278 | \n | \n | \n(61) | \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| Altri proventi (oneri) su partecipazioni | \n426 | \n(18) | \n.. | \n984 | \n(12) | \n.. | \n1.108 | \n445 | \n40,16 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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
\n\n\n\n\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 e proventi | \n3.258 | \n3.276 | \n4.478 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi e oneri | \n(15.198) | \n(15.056) | \n(13.539) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(264) | \n201 | \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| Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | \n691 | \n(61) | \n1.916 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi | \n138 | \n132 | \n117 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n(11.375) | \n(11.508) | \n(7.011) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n(2.555) | \n(2.347) | \n(2.349) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disinvestimenti in partecipazioni | \n | \n | \n440 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti e crediti relativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento | \n93 | \n(292) | \n504 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione crediti finanziari | \n(719) | \n(501) | \n(290) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(3.181) | \n(3.140) | \n(1.695) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti finanziari e passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(407) | \n(20) | \n(162) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(407) | \n(20) | \n(162) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \n | \n(3) | \n(7) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale flussi finanziari verso entit\u00e0 correlate | \n(14.963) | \n(14.671) | \n(8.875) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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
L\u2019incidenza dei flussi finanziari con parti correlate \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \n2025Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2024Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2023Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n13.330 | \n(11.375) | \n.. | \n13.092 | \n(11.508) | \n.. | \n15.119 | \n(7.011) | \n.. | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(9.298) | \n(3.181) | \n34,21 | \n(9.817) | \n(3.140) | \n31,99 | \n(9.365) | \n(1.695) | \n18,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(3.596) | \n(407) | \n11,32 | \n(5.380) | \n(20) | \n0,37 | \n(5.668) | \n(162) | \n2,86 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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",
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"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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"Tag546": {
"value": "\nRAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Creditie altre attivit\u00e0 | \nDebiti e altre passivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \nAltri proventi (oneri) operativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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| Agiba Petroleum Co | \n3 | \n135 | \n | \n1 | \n333 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n1 | \n134 | \n | \n4 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n12 | \n | \n1.247 | \n21 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni CCUS Holding | \n118 | \n | \n1.218 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n119 | \n361 | \n2.939 | \n93 | \n1.643 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n41 | \n136 | \n9 | \n9 | \n536 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n67 | \n19 | \n | \n2 | \n266 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n1 | \n | \n678 | \n1 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| In Salah Gas Ltd | \n | \n57 | \n | \n | \n279 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n146 | \n73 | \n | \n12 | \n535 | \n(553) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n27 | \n119 | \n | \n2 | \n992 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n8 | \n13 | \n | \n3 | \n61 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n56 | \n241 | \n | \n10 | \n1.031 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n13 | \n470 | \n | \n5 | \n778 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societe' Centrale Electrique du Congo SA | \n91 | \n | \n | \n79 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n22 | \n500 | \n | \n25 | \n16 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| St. Bernard Renewables Llc | \n1 | \n | \n98 | \n1 | \n9 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n26 | \n1.321 | \n1.948 | \n61 | \n5.523 | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n78 | \n65 | \n26 | \n108 | \n224 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n830 | \n3.644 | \n8.163 | \n437 | \n12.226 | \n(554) | \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| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n170 | \n1 | \n | \n9 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| VME Oilfield Chemicals Llc | \n | \n | \n112 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n19 | \n10 | \n21 | \n21 | \n14 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n189 | \n11 | \n133 | \n30 | \n14 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n1.019 | \n3.655 | \n8.296 | \n467 | \n12.240 | \n(554) | \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 | \n22 | \n19 | \n | \n | \n87 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n89 | \n183 | \n | \n45 | \n650 | \n66 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n2 | \n190 | \n | \n7 | \n718 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n110 | \n247 | \n | \n77 | \n1.086 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n62 | \n75 | \n | \n266 | \n343 | \n5 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n112 | \n100 | \n | \n2.147 | \n1.861 | \n219 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n3 | \n | \n | \n99 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre (a) | \n23 | \n51 | \n | \n97 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n423 | \n865 | \n | \n2.738 | \n4.745 | \n290 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri soggetti correlati | \n | \n4 | \n | \n1 | \n39 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach \u2013 Eni \u00abGSE\u00bb | \n216 | \n307 | \n | \n52 | \n729 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n1.658 | \n4.831 | \n8.296 | \n3.258 | \n17.753 | \n(264) | \n\n\n\n\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(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2024 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Creditie altre attivit\u00e0 | \nDebitie altre passivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \nAltri proventi (oneri) operativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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| Agiba Petroleum Co | \n4 | \n126 | \n | \n | \n256 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n1 | \n77 | \n | \n4 | \n(2) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n12 | \n | \n1.411 | \n15 | \n(3) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n59 | \n399 | \n3.343 | \n76 | \n2.290 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n41 | \n186 | \n9 | \n52 | \n1.253 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n105 | \n27 | \n | \n1 | \n242 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n1 | \n | \n886 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \n188 | \n76 | \n | \n | \n366 | \n(138) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n31 | \n292 | \n | \n | \n1.198 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | \n6 | \n14 | \n | \n3 | \n51 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n56 | \n52 | \n | \n11 | \n523 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n26 | \n2 | \n | \n31 | \n53 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n23 | \n509 | \n | \n | \n562 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n12 | \n491 | \n | \n16 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n97 | \n | \n | \n104 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n30 | \n828 | \n1.918 | \n48 | \n5.047 | \n(57) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n37 | \n71 | \n120 | \n74 | \n187 | \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| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n195 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n161 | \n3 | \n | \n10 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n16 | \n7 | \n11 | \n27 | \n18 | \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 | \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| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n3 | \n25 | \n | \n | \n65 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n33 | \n153 | \n | \n46 | \n798 | \n(28) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n1 | \n186 | \n | \n5 | \n612 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n196 | \n436 | \n | \n219 | \n1.342 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n104 | \n116 | \n | \n386 | \n350 | \n10 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n201 | \n110 | \n | \n1.805 | \n1.548 | \n414 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n13 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n23 | \n66 | \n | \n71 | \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 | \n1 | \n3 | \n | \n2 | \n37 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach \u2013 Eni \u00abGSE\u00bb | \n316 | \n316 | \n | \n32 | \n599 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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
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\n
\n
\n(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2023 | \n2023 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Creditie altre attivit\u00e0 | \nDebitie altre passivit\u00e0 | \nGaranzie | \nRicavi | \nCosti | \nAltri proventi (oneri) operativi | \n\n\n\n\n\n\n
\n\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| Agiba Petroleum Co | \n1 | \n194 | \n | \n | \n308 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \n24 | \n142 | \n | \n4 | \n1 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n4 | \n | \n1.327 | \n6 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Azule | \n113 | \n475 | \n3.156 | \n86 | \n2.146 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n5 | \n235 | \n9 | \n6 | \n768 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo SeaCorridor | \n29 | \n29 | \n | \n1 | \n357 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo V\u00e5rgr\u00f8nn | \n | \n | \n1.321 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Karachaganak Petroleum Operating BV | \n17 | \n250 | \n | \n | \n1.183 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mellitah Oil & Gas BV | \n49 | \n20 | \n | \n16 | \n517 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Petrobel Belayim Petroleum Co | \n58 | \n885 | \n | \n | \n870 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Societ\u00e0 Oleodotti Meridionali SpA | \n11 | \n473 | \n | \n19 | \n12 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Soci\u00e9t\u00e9 Centrale Electrique du Congo SA | \n74 | \n | \n | \n79 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \n51 | \n764 | \n2.013 | \n58 | \n4.487 | \n(165) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n62 | \n73 | \n19 | \n83 | \n203 | \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| Eni BTC Ltd | \n | \n | \n183 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | \n152 | \n4 | \n1 | \n12 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n13 | \n10 | \n12 | \n13 | \n30 | \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 | \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| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n5 | \n33 | \n | \n2 | \n69 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Enel | \n95 | \n168 | \n | \n93 | \n497 | \n(109) | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Italgas | \n1 | \n149 | \n | \n8 | \n(20) | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Snam | \n245 | \n352 | \n | \n1.157 | \n1.625 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Terna | \n85 | \n61 | \n | \n400 | \n317 | \n8 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| GSE - Gestore Servizi Energetici | \n230 | \n219 | \n | \n2.104 | \n1.875 | \n283 | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ITA Airways \u2010 Italia Trasporto Aereo SpA | \n5 | \n | \n | \n238 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n11 | \n68 | \n | \n52 | \n38 | \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 | \n1 | \n2 | \n | \n1 | \n36 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Groupement Sonatrach \u2013 Eni \u00abGSE\u00bb | \n222 | \n212 | \n | \n40 | \n569 | \n | \n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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
\n
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\n
\n
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\n
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\n
\n
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\n
\n
\n
\n
\n
\n
\n(a) Per rapporti di ammontare inferiore a \u20ac50 milioni.
\n
\n\n\n\n\n",
"dimensions": {
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}
},
"Tag1107": {
"value": "\nRAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n2025 | \n\n\n\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 | \nDebiti | \nGaranzie | \nProventi finanziari e strumenti derivati | \nOneri finanziari | \nProventi (oneri) su partecipazioni | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n417 | \n | \n | \n20 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| E&E Algeria Touat BV | \n | \n56 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni CCUS Holding | \n123 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n247 | \n | \n | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n2.318 | \n91 | \n | \n147 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n70 | \n57 | \n4 | \n45 | \n49 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n2.928 | \n451 | \n4 | \n212 | \n71 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre(a) | \n41 | \n55 | \n | \n2 | \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 | \n41 | \n55 | \n | \n2 | \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| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n52 | \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| Altre | \n | \n35 | \n | \n1 | \n3 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n87 | \n | \n1 | \n5 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \n2.969 | \n593 | \n4 | \n215 | \n77 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2024 | \n2024 | \n\n\n\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 | \nDebiti | \nGaranzie | \nProventi finanziari e strumenti derivati | \nOneri finanziari | \nProventi (oneri) su partecipazioni | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n522 | \n | \n | \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| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n1.539 | \n | \n(1) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n222 | \n | \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| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n1.769 | \n58 | \n | \n132 | \n11 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Pengerang Biorefinery Sdn Bhd | \n60 | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n37 | \n39 | \n2 | \n38 | \n41 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \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 | \n40 | \n36 | \n | \n2 | \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| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n53 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n | \n7 | \n | \n1 | \n4 | \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 | \n60 | \n | \n1 | \n4 | \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| Altri soggetti correlati | \n | \n4 | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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) | \n31 dicembre 2023 | \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
\n\n| Crediti e disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \nDebiti | \nGaranzie | \nProventi finanziari e strumenti derivati | \nOneri finanziari | \nProventi (oneri) su partecipazioni | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \n453 | \n | \n | \n15 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral South FLNG DMCC | \n | \n | \n1.448 | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Saipem | \n | \n56 | \n | \n | \n8 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \n1.339 | \n170 | \n | \n101 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n49 | \n13 | \n1 | \n39 | \n14 | \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 | \n1.841 | \n239 | \n1.449 | \n155 | \n22 | \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| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \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 | \n7 | \n38 | \n | \n1 | \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| Imprese controllate dallo Stato | \n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | \n | \n56 | \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| Gruppo Snam | \n | \n | \n | \n | \n | \n443 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre | \n14 | \n2 | \n | \n | \n3 | \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 | \n14 | \n58 | \n | \n | \n5 | \n444 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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
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\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",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutFinancingTransactionsWithRelatedPartiesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1111": {
"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| (\u20ac milioni) | \n31 dicembre 2025 | \n31 dicembre 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| Totale | \nEntit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \nEntit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie correnti | \n3.710 | \n2.357 | \n63,53 | \n1.085 | \n48 | \n4,42 | \n\n\n\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 | \n12.436 | \n1.375 | \n11,06 | \n16.901 | \n1.601 | \n9,47 | \n\n\n\n\n\n\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 | \n3.943 | \n76 | \n1,93 | \n3.662 | \n54 | \n1,47 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre attivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n1.109 | \n612 | \n55,18 | \n3.215 | \n2.380 | \n74,03 | \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| Altre attivit\u00e0 non correnti | \n2.839 | \n207 | \n7,29 | \n4.011 | \n142 | \n3,54 | \n\n\n\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 a breve termine | \n4.929 | \n265 | \n5,38 | \n4.238 | \n136 | \n3,21 | \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| Quota a breve di passivit\u00e0 finanziarie a lungo termine | \n3.434 | \n128 | \n3,73 | \n4.582 | \n21 | \n0,46 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Quota a breve di passivit\u00e0 per beni in leasing a lungo termine | \n1.263 | \n108 | \n8,55 | \n1.279 | \n152 | \n11,88 | \n\n\n\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 | \n20.261 | \n4.283 | \n21,14 | \n22.092 | \n4.017 | \n18,18 | \n\n\n\n\n\n\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 | \n4.039 | \n86 | \n2,13 | \n5.049 | \n34 | \n0,67 | \n\n\n\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 a lungo termine | \n20.139 | \n52 | \n0,26 | \n21.570 | \n79 | \n0,37 | \n\n\n\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 per beni in leasing a lungo termine | \n4.437 | \n40 | \n0,90 | \n5.174 | \n31 | \n0,60 | \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| Altre passivit\u00e0 non correnti | \n3.390 | \n462 | \n13,63 | \n4.449 | \n520 | \n11,69 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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:DisclosureOfDetailedInformationAboutImpactOfTransactionsAndPositionsWithRelatedPartiesOnBalanceSheetExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1114": {
"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| (\u20ac milioni) | \nTotale | \n2025Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2024Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2023Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 | \n82.151 | \n2.973 | \n3,62 | \n88.797 | \n2.997 | \n3,38 | \n93.717 | \n4.322 | \n4,61 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri ricavi e proventi | \n1.478 | \n285 | \n19,28 | \n2.417 | \n279 | \n11,54 | \n1.099 | \n156 | \n14,19 | \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| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | \n(67.056) | \n(17.769) | \n26,50 | \n(71.114) | \n(17.404) | \n24,47 | \n(73.836) | \n(15.885) | \n21,51 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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(11) | \n(1) | \n9,09 | \n(168) | \n(2) | \n1,19 | \n(249) | \n5 | \n.. | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costo lavoro | \n(3.229) | \n17 | \n.. | \n(3.262) | \n3 | \n.. | \n(3.136) | \n(8) | \n0,26 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n641 | \n(264) | \n.. | \n(352) | \n201 | \n.. | \n478 | \n17 | \n3,56 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi finanziari | \n7.196 | \n215 | \n2,99 | \n7.715 | \n198 | \n2,57 | \n7.417 | \n155 | \n2,09 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Oneri finanziari | \n(8.170) | \n(77) | \n0,94 | \n(8.980) | \n(57) | \n0,63 | \n(8.113) | \n(28) | \n0,35 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Strumenti finanziari derivati | \n(80) | \n | \n | \n278 | \n | \n | \n(61) | \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| Altri proventi (oneri) su partecipazioni | \n426 | \n(18) | \n.. | \n984 | \n(12) | \n.. | \n1.108 | \n445 | \n40,16 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\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\n\n\n",
"dimensions": {
"concept": "eni:DisclosureOfDetailedInformationAboutImpactOfTransactionsWithRelatedPartiesOnProfitAndLossAccountsExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
"period": "2025-01-01T00:00:00/2026-01-01T00:00:00"
}
},
"Tag1115": {
"value": "\nI principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n2024 | \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
\n\n\n\n\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 e proventi | \n3.258 | \n3.276 | \n4.478 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi e oneri | \n(15.198) | \n(15.056) | \n(13.539) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(264) | \n201 | \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| Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | \n691 | \n(61) | \n1.916 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessi | \n138 | \n132 | \n117 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n(11.375) | \n(11.508) | \n(7.011) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Investimenti in attivit\u00e0 materiali e immateriali | \n(2.555) | \n(2.347) | \n(2.349) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Disinvestimenti in partecipazioni | \n | \n | \n440 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti e crediti relativi all\u2019attivit\u00e0 di investimento | \n93 | \n(292) | \n504 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione crediti finanziari | \n(719) | \n(501) | \n(290) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(3.181) | \n(3.140) | \n(1.695) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione debiti finanziari e passivit\u00e0 per beni in leasing | \n(407) | \n(20) | \n(162) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(407) | \n(20) | \n(162) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Variazione disponibilit\u00e0 liquide e equivalenti | \n | \n(3) | \n(7) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale flussi finanziari verso entit\u00e0 correlate | \n(14.963) | \n(14.671) | \n(8.875) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\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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"Tag1116": {
"value": "\nL\u2019incidenza dei flussi finanziari con parti correlate \u00e8 indicata nella seguente tabella di sintesi:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nTotale | \n2025Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2024Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \nTotale | \n2023Entit\u00e0correlate | \nIncidenza % | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n13.330 | \n(11.375) | \n.. | \n13.092 | \n(11.508) | \n.. | \n15.119 | \n(7.011) | \n.. | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(9.298) | \n(3.181) | \n34,21 | \n(9.817) | \n(3.140) | \n31,99 | \n(9.365) | \n(1.695) | \n18,10 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n(3.596) | \n(407) | \n11,32 | \n(5.380) | \n(20) | \n0,37 | \n(5.668) | \n(162) | \n2,86 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\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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"Tag1117": {
"value": "\n
\n37 Altre informazioni sulle partecipazioni
\n2
\n\n
\n
INFORMAZIONI SULLE SOCIET\u00c0 CONTROLLATE CONSOLIDATE CON SIGNIFICATIVE INTERESSENZE DI
\n
TERZI
\n
Di seguito sono riportati i dati economici, patrimoniali e finanziari, al lordo delle elisioni infragruppo, relativi al gruppo Enilive posseduto da
\n
Eni al 70% e al gruppo Plenitude posseduto da Eni al 70% e al gruppo EniPower posseduto da Eni al 51%. La percentuale di possesso del non
\n
controlling interest corrisponde ai diritti di voto assembleare.
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \nGruppo Enilive2025 | \nGruppo Plenitude | \nGruppo EniPower | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2025 | \n2024 | \n2025 | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Non controlling interest (%) | \n30,00 | \n30,00 | \n7,58 | \n49,00 | \n49,00 | \n\n\n\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 correnti | \n5.607 | \n3.725 | \n4.571 | \n851 | \n695 | \n\n\n\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 non correnti | \n4.683 | \n12.053 | \n11.185 | \n927 | \n934 | \n\n\n\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 correnti | \n5.605 | \n4.482 | \n4.626 | \n839 | \n709 | \n\n\n\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 non correnti | \n1.786 | \n5.351 | \n5.156 | \n29 | \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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi | \n19.120 | \n10.168 | \n10.179 | \n1.142 | \n962 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile netto dell'esercizio | \n344 | \n(3) | \n803 | \n126 | \n167 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile complessivo dell'esercizio | \n268 | \n(158) | \n821 | \n126 | \n167 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 operativa | \n771 | \n1.196 | \n916 | \n206 | \n178 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di investimento | \n(542) | \n(1.206) | \n(1.389) | \n(77) | \n(92) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto da attivit\u00e0 di finanziamento | \n435 | \n(13) | \n(85) | \n1 | \n(18) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Flusso di cassa netto dell'esercizio | \n773 | \n104 | \n(23) | \n21 | \n(9) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) netto dell'esercizio di pertinenza delle interessenze di terzi azionisti | \n87 | \n6 | \n54 | \n64 | \n85 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi pagati alle interessenze di terzi azionisti | \n212 | \n9 | \n5 | \n56 | \n41 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\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 2025 \u00e8 di \u20ac4.847 milioni (\u20ac2.863 milioni al 31 dicembre
\n
2024) e comprende l\u2019obbligazione subordinata perpetua di Eni Marine Services SpA di \u20ac1.701 milioni (\u20ac1.924 milioni al 31 dicembre 2024).
\n
Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 26 \u2013 Patrimonio netto \u2013 Interessenze di terzi.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
Modifiche dell\u2019interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo
\n
Il 6 marzo 2025 Eni e il fondo di private equity KKR hanno finalizzato l\u2019operazione di investimento da parte di KKR relativa a un\u2019interessenza
\n
di minoranza del 25% nella controllata Enilive con un incasso complessivo per Eni di \u20ac2.968 milioni compreso un aumento di capitale pari a
\n
\u20ac500 milioni. Successivamente, l\u201911 aprile 2025 Eni e KKR hanno completato un\u2019operazione analoga alla precedente per un investimento di
\n
un ulteriore 5% per il corrispettivo di \u20ac601 milioni. Ad esito dell\u2019operazione, KKR \u00e8 titolare di una partecipazione complessiva pari al 30% del
\n
capitale sociale di Enilive.
\n
Il 31 marzo 2025 \u00e8 stato perfezionato l'aumento della partecipazione di Energy Infrastructure Partners (EIP) nel capitale sociale di Plenitude,
\n
raggiungendo una quota complessiva pari al 10%. L\u2019incremento della partecipazione di EIP \u00e8 avvenuto attraverso un aumento di capitale di
\n
\u20ac209 milioni che, tenuto conto di \u20ac588 milioni versati a marzo 2024, porta l\u2019investimento complessivo a circa \u20ac800 milioni. Il 4 novembre \u00e8
\n
stato perfezionato tra Eni e il fondo di private equity Ares Capital l\u2019investimento in un\u2019interessenza di minoranza del 20% nel capitale sociale
\n
di Plenitude per il corrispettivo di \u20ac2.003 milioni.
\n
2 L\u2019elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2025 \u00e8 indicato nell\u2019allegato \u201cPartecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025\u201d che costituisce parte inte-
\n
grante 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\n\n\n\n\n\n\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 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Azule Energy Holdings Ltd | \nSt. Bernard Renewables Llc | \nE&E Algeria Touat BV | \nSaipem SpA | \nSeaCorridor Srl | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 correnti | \n3.181 | \n313 | \n130 | \n9.675 | \n134 | \n\n\n\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 cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n549 | \n72 | \n55 | \n2.158 | \n89 | \n\n\n\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 non correnti | \n23.042 | \n1.577 | \n1.497 | \n4.844 | \n580 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n26.223 | \n1.890 | \n1.627 | \n14.519 | \n714 | \n\n\n\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 correnti | \n3.505 | \n99 | \n54 | \n8.564 | \n126 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fcorrenti | \n1.182 | \n | \n | \n796 | \n | \n\n\n\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 non correnti | \n9.796 | \n217 | \n376 | \n3.431 | \n15 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fnon\u205fcorrenti | \n3.297 | \n215 | \n | \n2.220 | \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| Totale passivit\u00e0 | \n13.301 | \n316 | \n430 | \n11.995 | \n141 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n12.922 | \n1.574 | \n1.197 | \n2.524 | \n573 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | \n(1.250) | \n19 | \n | \n(17) | \n198 | \n\n\n\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 di iscrizione della partecipazione | \n5.211 | \n806 | \n646 | \n528 | \n485 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\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 e altri proventi | \n4.961 | \n1.220 | \n290 | \n14.552 | \n332 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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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I dati relativi al risultato dell\u2019esercizio e all\u2019utile complessivo delle joint venture rilevanti sono di seguito riportati:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 Sol IX Llc | \nGreenIT SpA | \nMozambique Rovuma Venture SpA | \nCard\u00f3n IV SA | \nEni CCUS Holding Ltd | \nV\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Risultato netto | \n | \n5 | \n100 | \n125 | \n | \n(54) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(24) | \n(1) | \n(131) | \n(87) | \n(5) | \n(42) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n(24) | \n4 | \n(31) | \n38 | \n(5) | \n(96) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\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| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 Sol IX Llc | \nGreenIT SpA | \nMozambique Rovuma Venture SpA | \nCard\u00f3n IV SA | \nV\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\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 economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in societ\u00e0 collegata riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono
\n
di seguito riportati:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \nQatarEnergy LNG NFE (5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 correnti | \n5.730 | \n1.533 | \n980 | \n | \n\n\n\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 cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n6 | \n595 | \n154 | \n | \n\n\n\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 non correnti | \n15.401 | \n20.705 | \n6.194 | \n2.863 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n21.131 | \n22.238 | \n7.174 | \n2.863 | \n\n\n\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 correnti | \n4.857 | \n2.316 | \n1.242 | \n151 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fcorrenti | \n | \n199 | \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| Passivit\u00e0 non correnti | \n6.373 | \n19.446 | \n3.758 | \n70 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fnon\u205fcorrenti | \n5.995 | \n5.067 | \n1.243 | \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| Totale passivit\u00e0 | \n11.230 | \n21.762 | \n5.000 | \n221 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n9.901 | \n476 | \n2.174 | \n2.642 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo (%) | \n20,00 | \n63,04 | \n35,92 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | \n | \n(300) | \n(295) | \n | \n\n\n\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 di iscrizione della partecipazione | \n1.980 | \n | \n486 | \n661 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\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 e altri proventi | \n23.417 | \n7.164 | \n2.607 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(21.341) | \n(1.409) | \n(815) | \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| Altri proventi (oneri) operativi | \n(831) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(755) | \n(1.888) | \n(824) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n490 | \n3.867 | \n968 | \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| Proventi (oneri) finanziari | \n(381) | \n73 | \n(226) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) su partecipazioni | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n109 | \n3.940 | \n742 | \n(14) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n7 | \n(3.061) | \n(809) | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n116 | \n879 | \n(67) | \n(10) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(1.308) | \n80 | \n(128) | \n(310) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n(1.192) | \n959 | \n(195) | \n(320) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n23 | \n602 | \n(15) | \n(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\n| Dividendi percepiti dalla collegata | \n56 | \n653 | \n161 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \nQatarEnergy LNG NFE (5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 correnti | \n6.719 | \n1.219 | \n946 | \n | \n\n\n\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 cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n47 | \n268 | \n170 | \n | \n\n\n\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 non correnti | \n18.130 | \n19.822 | \n7.036 | \n2.658 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n24.849 | \n21.041 | \n7.982 | \n2.658 | \n\n\n\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 correnti | \n3.835 | \n1.825 | \n1.320 | \n60 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fcorrenti | \n | \n68 | \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| Passivit\u00e0 non correnti | \n9.640 | \n18.415 | \n3.775 | \n67 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fnon\u205fcorrenti | \n6.543 | \n5.795 | \n994 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n13.475 | \n20.240 | \n5.095 | \n127 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n11.374 | \n801 | \n2.887 | \n2.531 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | \n | \n(505) | \n(348) | \n | \n\n\n\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 di iscrizione della partecipazione | \n2.275 | \n | \n725 | \n633 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\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 e altri proventi | \n12.879 | \n6.884 | \n703 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(386) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n170 | \n3.625 | \n202 | \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| Proventi (oneri) finanziari | \n(332) | \n(455) | \n(66) | \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| Risultato ante imposte | \n(162) | \n3.170 | \n136 | \n(5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n | \n(2.759) | \n(118) | \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| Risultato netto | \n(162) | \n411 | \n18 | \n(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| Altre componenti dell'utile complessivo | \n708 | \n(125) | \n100 | \n138 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n546 | \n286 | \n118 | \n134 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n(32) | \n259 | \n7 | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Risultato netto | \n481 | \n(84) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(106) | \n(104) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n375 | \n(188) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\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 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\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\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n
Principali accordi a controllo congiunto e societ\u00e0 collegate al 31 dicembre 2025
\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 | \npartecipativa | \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 (USA) | \nUSA | \nPlenitude | \n73,62 | \n73,62 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Azule Energy Holdings Ltd | \nLondra (Regno Unito) | \nRegno Unito | \nExploration & Production | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \nCaracas (Venezuela) | \nVenezuela | \nExploration & Production | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni CCUS Holding Ltd | \nLondra (Regno Unito) | \nRegno Unito | \nExploration & Production | \n50,01 | \n50,01 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| E&E Algeria Touat BV | \nL'Aja (Paesi Bassi) | \nAlgeria | \nExploration & Production | \n66,00 | \n66,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GreenIT SpA | \nSan Donato Milanese (MI) (Italia) | \nItalia | \nPlenitude | \n51,00 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \nSan Donato Milanese (MI) (Italia) | \nMozambico | \nExploration & Production | \n35,71 | \n35,71 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Saipem SpA | \nMilano (Italia) | \nItalia | \nCorporate e societ\u00e0 finanziarie | \n21,19 | \n21,80 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| SeaCorridor Srl | \nSan Donato Milanese (MI) (Italia) | \nItalia | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,10 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| St. Bernard Renewables Llc | \nWilmington (USA) | \nUSA | \nEnilive | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5rgr\u00f8nn AS | \nStavanger (Norvegia) | \nNorvegia | \nPlenitude | \n65,00 | \n65,00 | \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 (Egitto) | \nEgitto | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GreenStream BV | \nAmsterdam (Paesi Bassi) | \nLibia | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Blue Stream Pipeline Co BV | \nAmsterdam (Paesi Bassi) | \nRussia | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,00 | \n50,00 | \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 (Emirati Arabi Uniti) | \nEmirati Arabi Uniti | \nRefining | \n20,00 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | \nAbu Dhabi (Emirati Arabi Uniti) | \nEmirati Arabi Uniti | \nRefining | \n20,00 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \nMaputo (Mozambico) | \nMozambico | \nExploration & Production | \n25,00 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \nLondra (Regno Unito) | \nRegno Unito | \nExploration & Production | \n35,92 | \n35,92 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| QatarEnergy LNG NFE (5) | \nDoha (Qatar) | \nQatar | \nExploration & Production | \n25,00 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \nSandnes (Norvegia) | \nNorvegia | \nExploration & Production | \n63,04 | \n63,04 | \n\n\n\n\n\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 economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in joint venture riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di
\n
seguito riportati:
\n
\n
\n\n\n | \n | \n | \n2025 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAzule Energy | \nSt. Bernard | \nE&E Algeria | \nSaipem | \nSeaCorridor | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nHoldings Ltd | \nRenewables Llc | \nTouat BV | \nSpA | \nSrl | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n3.394 | \n395 | \n117 | \n9.122 | \n114 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n507 | \n23 | \n56 | \n1.707 | \n80 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n21.678 | \n1.310 | \n1.224 | \n5.425 | \n578 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n25.072 | \n1.705 | \n1.341 | \n14.547 | \n692 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n4.295 | \n116 | \n33 | \n8.393 | \n93 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n1.744 | \n116 | \n | \n1.012 | \n29 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n9.657 | \n309 | \n291 | \n3.410 | \n140 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n4.956 | \n308 | \n | \n2.094 | \n123 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n13.952 | \n425 | \n324 | \n11.803 | \n233 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n11.120 | \n1.280 | \n1.017 | \n2.744 | \n459 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo (%) | \n50,00 | \n50,00 | \n66,00 | \n21,80 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | \n(926) | \n17 | \n | \n(17) | \n181 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n4.634 | \n657 | \n671 | \n581 | \n411 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n3.917 | \n999 | \n287 | \n15.508 | \n343 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(822) | \n(961) | \n(90) | \n(13.792) | \n(44) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(47) | \n(75) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(2.188) | \n(57) | \n(88) | \n(1.037) | \n(47) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n860 | \n(94) | \n109 | \n679 | \n252 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(268) | \n2 | \n(3) | \n(189) | \n(1) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) su partecipazioni | \n289 | \n(24) | \n | \n28 | \n28 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n881 | \n(116) | \n106 | \n518 | \n279 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n(238) | \n | \n(53) | \n(207) | \n(214) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n643 | \n(116) | \n53 | \n311 | \n65 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(1.212) | \n(182) | \n(115) | \n156 | \n(24) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n(569) | \n(298) | \n(62) | \n467 | \n41 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n415 | \n(58) | \n35 | \n71 | \n32 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla joint venture | \n386 | \n | \n | \n72 | \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",
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"Tag1118": {
"value": "\nIl patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2025 \u00e8 di \u20ac4.847 milioni (\u20ac2.863 milioni al 31 dicembre
\n2024) e comprende l\u2019obbligazione subordinata perpetua di Eni Marine Services SpA di \u20ac1.701 milioni (\u20ac1.924 milioni al 31 dicembre 2024).
\nMaggiori informazioni sono riportate alla nota n. 26 \u2013 Patrimonio netto \u2013 Interessenze di terzi.
\n
\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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"Tag1133": {
"value": "\nPrincipali accordi a controllo congiunto e societ\u00e0 collegate al 31 dicembre 2025
\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 | \npartecipativa | \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 (USA) | \nUSA | \nPlenitude | \n73,62 | \n73,62 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Azule Energy Holdings Ltd | \nLondra (Regno Unito) | \nRegno Unito | \nExploration & Production | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Card\u00f3n IV SA | \nCaracas (Venezuela) | \nVenezuela | \nExploration & Production | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Eni CCUS Holding Ltd | \nLondra (Regno Unito) | \nRegno Unito | \nExploration & Production | \n50,01 | \n50,01 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| E&E Algeria Touat BV | \nL'Aja (Paesi Bassi) | \nAlgeria | \nExploration & Production | \n66,00 | \n66,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GreenIT SpA | \nSan Donato Milanese (MI) (Italia) | \nItalia | \nPlenitude | \n51,00 | \n51,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Mozambique Rovuma Venture SpA | \nSan Donato Milanese (MI) (Italia) | \nMozambico | \nExploration & Production | \n35,71 | \n35,71 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Saipem SpA | \nMilano (Italia) | \nItalia | \nCorporate e societ\u00e0 finanziarie | \n21,19 | \n21,80 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| SeaCorridor Srl | \nSan Donato Milanese (MI) (Italia) | \nItalia | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,10 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| St. Bernard Renewables Llc | \nWilmington (USA) | \nUSA | \nEnilive | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5rgr\u00f8nn AS | \nStavanger (Norvegia) | \nNorvegia | \nPlenitude | \n65,00 | \n65,00 | \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 (Egitto) | \nEgitto | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| GreenStream BV | \nAmsterdam (Paesi Bassi) | \nLibia | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,00 | \n50,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Blue Stream Pipeline Co BV | \nAmsterdam (Paesi Bassi) | \nRussia | \nGlobal Gas & LNG Portfolio | \n50,00 | \n50,00 | \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 (Emirati Arabi Uniti) | \nEmirati Arabi Uniti | \nRefining | \n20,00 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | \nAbu Dhabi (Emirati Arabi Uniti) | \nEmirati Arabi Uniti | \nRefining | \n20,00 | \n20,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Coral FLNG SA | \nMaputo (Mozambico) | \nMozambico | \nExploration & Production | \n25,00 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ithaca Energy Plc | \nLondra (Regno Unito) | \nRegno Unito | \nExploration & Production | \n35,92 | \n35,92 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| QatarEnergy LNG NFE (5) | \nDoha (Qatar) | \nQatar | \nExploration & Production | \n25,00 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| V\u00e5r Energi ASA | \nSandnes (Norvegia) | \nNorvegia | \nExploration & Production | \n63,04 | \n63,04 | \n\n\n\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:DisclosureOfDetailedInformationAboutPrincipalJointVenturesJointOperationsAndAssociatesExplanatory",
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},
"Tag1120": {
"value": "\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2024 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Azule Energy Holdings Ltd | \nSt. Bernard Renewables Llc | \nE&E Algeria Touat BV | \nSaipem SpA | \nSeaCorridor Srl | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 correnti | \n3.181 | \n313 | \n130 | \n9.675 | \n134 | \n\n\n\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 cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n549 | \n72 | \n55 | \n2.158 | \n89 | \n\n\n\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 non correnti | \n23.042 | \n1.577 | \n1.497 | \n4.844 | \n580 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n26.223 | \n1.890 | \n1.627 | \n14.519 | \n714 | \n\n\n\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 correnti | \n3.505 | \n99 | \n54 | \n8.564 | \n126 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fcorrenti | \n1.182 | \n | \n | \n796 | \n | \n\n\n\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 non correnti | \n9.796 | \n217 | \n376 | \n3.431 | \n15 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fnon\u205fcorrenti | \n3.297 | \n215 | \n | \n2.220 | \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| Totale passivit\u00e0 | \n13.301 | \n316 | \n430 | \n11.995 | \n141 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n12.922 | \n1.574 | \n1.197 | \n2.524 | \n573 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | \n(1.250) | \n19 | \n | \n(17) | \n198 | \n\n\n\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 di iscrizione della partecipazione | \n5.211 | \n806 | \n646 | \n528 | \n485 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\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 e altri proventi | \n4.961 | \n1.220 | \n290 | \n14.552 | \n332 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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 relativi al risultato dell\u2019esercizio e all\u2019utile complessivo delle joint venture rilevanti sono di seguito riportati:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 Sol IX Llc | \nGreenIT SpA | \nMozambique Rovuma Venture SpA | \nCard\u00f3n IV SA | \nEni CCUS Holding Ltd | \nV\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Risultato netto | \n | \n5 | \n100 | \n125 | \n | \n(54) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(24) | \n(1) | \n(131) | \n(87) | \n(5) | \n(42) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n(24) | \n4 | \n(31) | \n38 | \n(5) | \n(96) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\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 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| 2023 Sol IX Llc | \nGreenIT SpA | \nMozambique Rovuma Venture SpA | \nCard\u00f3n IV SA | \nV\u00e5rgr\u00f8nn AS | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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 | \n2025 | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n | \nAzule Energy | \nSt. Bernard | \nE&E Algeria | \nSaipem | \nSeaCorridor | \n\n\n\n\n\n
\n\n| (\u20ac milioni) | \nHoldings Ltd | \nRenewables Llc | \nTouat BV | \nSpA | \nSrl | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 correnti | \n3.394 | \n395 | \n117 | \n9.122 | \n114 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n507 | \n23 | \n56 | \n1.707 | \n80 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Attivit\u00e0 non correnti | \n21.678 | \n1.310 | \n1.224 | \n5.425 | \n578 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n25.072 | \n1.705 | \n1.341 | \n14.547 | \n692 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 correnti | \n4.295 | \n116 | \n33 | \n8.393 | \n93 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie correnti | \n1.744 | \n116 | \n | \n1.012 | \n29 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Passivit\u00e0 non correnti | \n9.657 | \n309 | \n291 | \n3.410 | \n140 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| - di cui passivit\u00e0 finanziarie non correnti | \n4.956 | \n308 | \n | \n2.094 | \n123 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n13.952 | \n425 | \n324 | \n11.803 | \n233 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n11.120 | \n1.280 | \n1.017 | \n2.744 | \n459 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo (%) | \n50,00 | \n50,00 | \n66,00 | \n21,80 | \n50,10 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | \n(926) | \n17 | \n | \n(17) | \n181 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Valore di iscrizione della partecipazione | \n4.634 | \n657 | \n671 | \n581 | \n411 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ricavi e altri proventi | \n3.917 | \n999 | \n287 | \n15.508 | \n343 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(822) | \n(961) | \n(90) | \n(13.792) | \n(44) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(47) | \n(75) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(2.188) | \n(57) | \n(88) | \n(1.037) | \n(47) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n860 | \n(94) | \n109 | \n679 | \n252 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) finanziari | \n(268) | \n2 | \n(3) | \n(189) | \n(1) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) su partecipazioni | \n289 | \n(24) | \n | \n28 | \n28 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n881 | \n(116) | \n106 | \n518 | \n279 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n(238) | \n | \n(53) | \n(207) | \n(214) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n643 | \n(116) | \n53 | \n311 | \n65 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(1.212) | \n(182) | \n(115) | \n156 | \n(24) | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n(569) | \n(298) | \n(62) | \n467 | \n41 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n415 | \n(58) | \n35 | \n71 | \n32 | \n\n\n\n\n\n
\n\n| Dividendi percepiti dalla joint venture | \n386 | \n | \n | \n72 | \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",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfJointVenturesExplanatory",
"language": "it",
"entity": "scheme:BUCRF72VH5RBN7X3VL35",
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}
},
"Tag1122": {
"value": "\n
\n\n
I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in societ\u00e0 collegata riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono
\n
di seguito riportati:
\n
\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \nQatarEnergy LNG NFE (5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 correnti | \n5.730 | \n1.533 | \n980 | \n | \n\n\n\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 cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n6 | \n595 | \n154 | \n | \n\n\n\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 non correnti | \n15.401 | \n20.705 | \n6.194 | \n2.863 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n21.131 | \n22.238 | \n7.174 | \n2.863 | \n\n\n\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 correnti | \n4.857 | \n2.316 | \n1.242 | \n151 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fcorrenti | \n | \n199 | \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| Passivit\u00e0 non correnti | \n6.373 | \n19.446 | \n3.758 | \n70 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fnon\u205fcorrenti | \n5.995 | \n5.067 | \n1.243 | \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| Totale passivit\u00e0 | \n11.230 | \n21.762 | \n5.000 | \n221 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n9.901 | \n476 | \n2.174 | \n2.642 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo (%) | \n20,00 | \n63,04 | \n35,92 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | \n | \n(300) | \n(295) | \n | \n\n\n\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 di iscrizione della partecipazione | \n1.980 | \n | \n486 | \n661 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\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 e altri proventi | \n23.417 | \n7.164 | \n2.607 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(21.341) | \n(1.409) | \n(815) | \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| Altri proventi (oneri) operativi | \n(831) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(755) | \n(1.888) | \n(824) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n490 | \n3.867 | \n968 | \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| Proventi (oneri) finanziari | \n(381) | \n73 | \n(226) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) su partecipazioni | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n109 | \n3.940 | \n742 | \n(14) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n7 | \n(3.061) | \n(809) | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n116 | \n879 | \n(67) | \n(10) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(1.308) | \n80 | \n(128) | \n(310) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n(1.192) | \n959 | \n(195) | \n(320) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n23 | \n602 | \n(15) | \n(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\n| Dividendi percepiti dalla collegata | \n56 | \n653 | \n161 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\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 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \nQatarEnergy LNG NFE (5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 correnti | \n6.719 | \n1.219 | \n946 | \n | \n\n\n\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 cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n47 | \n268 | \n170 | \n | \n\n\n\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 non correnti | \n18.130 | \n19.822 | \n7.036 | \n2.658 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n24.849 | \n21.041 | \n7.982 | \n2.658 | \n\n\n\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 correnti | \n3.835 | \n1.825 | \n1.320 | \n60 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fcorrenti | \n | \n68 | \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| Passivit\u00e0 non correnti | \n9.640 | \n18.415 | \n3.775 | \n67 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fnon\u205fcorrenti | \n6.543 | \n5.795 | \n994 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n13.475 | \n20.240 | \n5.095 | \n127 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n11.374 | \n801 | \n2.887 | \n2.531 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | \n | \n(505) | \n(348) | \n | \n\n\n\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 di iscrizione della partecipazione | \n2.275 | \n | \n725 | \n633 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\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 e altri proventi | \n12.879 | \n6.884 | \n703 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(386) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n170 | \n3.625 | \n202 | \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| Proventi (oneri) finanziari | \n(332) | \n(455) | \n(66) | \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| Risultato ante imposte | \n(162) | \n3.170 | \n136 | \n(5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n | \n(2.759) | \n(118) | \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| Risultato netto | \n(162) | \n411 | \n18 | \n(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| Altre componenti dell'utile complessivo | \n708 | \n(125) | \n100 | \n138 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n546 | \n286 | \n118 | \n134 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n(32) | \n259 | \n7 | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Risultato netto | \n481 | \n(84) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(106) | \n(104) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n375 | \n(188) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\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 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\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\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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",
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}
},
"Tag1123": {
"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| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \nQatarEnergy LNG NFE (5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 correnti | \n5.730 | \n1.533 | \n980 | \n | \n\n\n\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 cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n6 | \n595 | \n154 | \n | \n\n\n\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 non correnti | \n15.401 | \n20.705 | \n6.194 | \n2.863 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n21.131 | \n22.238 | \n7.174 | \n2.863 | \n\n\n\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 correnti | \n4.857 | \n2.316 | \n1.242 | \n151 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fcorrenti | \n | \n199 | \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| Passivit\u00e0 non correnti | \n6.373 | \n19.446 | \n3.758 | \n70 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fnon\u205fcorrenti | \n5.995 | \n5.067 | \n1.243 | \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| Totale passivit\u00e0 | \n11.230 | \n21.762 | \n5.000 | \n221 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n9.901 | \n476 | \n2.174 | \n2.642 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo (%) | \n20,00 | \n63,04 | \n35,92 | \n25,00 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | \n | \n(300) | \n(295) | \n | \n\n\n\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 di iscrizione della partecipazione | \n1.980 | \n | \n486 | \n661 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\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 e altri proventi | \n23.417 | \n7.164 | \n2.607 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Costi operativi | \n(21.341) | \n(1.409) | \n(815) | \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| Altri proventi (oneri) operativi | \n(831) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Ammortamenti e svalutazioni | \n(755) | \n(1.888) | \n(824) | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n490 | \n3.867 | \n968 | \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| Proventi (oneri) finanziari | \n(381) | \n73 | \n(226) | \n(2) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Proventi (oneri) su partecipazioni | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato ante imposte | \n109 | \n3.940 | \n742 | \n(14) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n7 | \n(3.061) | \n(809) | \n4 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato netto | \n116 | \n879 | \n(67) | \n(10) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(1.308) | \n80 | \n(128) | \n(310) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n(1.192) | \n959 | \n(195) | \n(320) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n23 | \n602 | \n(15) | \n(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\n| Dividendi percepiti dalla collegata | \n56 | \n653 | \n161 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n
\n
\n
\n\n\n\n\n\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 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) | \nV\u00e5r Energi ASA | \nIthaca Energy Plc | \nQatarEnergy LNG NFE (5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 correnti | \n6.719 | \n1.219 | \n946 | \n | \n\n\n\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 cui disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti | \n47 | \n268 | \n170 | \n | \n\n\n\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 non correnti | \n18.130 | \n19.822 | \n7.036 | \n2.658 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale attivit\u00e0 | \n24.849 | \n21.041 | \n7.982 | \n2.658 | \n\n\n\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 correnti | \n3.835 | \n1.825 | \n1.320 | \n60 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fcorrenti | \n | \n68 | \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| Passivit\u00e0 non correnti | \n9.640 | \n18.415 | \n3.775 | \n67 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| -\u205fdi\u205fcui\u205fpassivit\u00e0\u205ffinanziarie\u205fnon\u205fcorrenti | \n6.543 | \n5.795 | \n994 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale passivit\u00e0 | \n13.475 | \n20.240 | \n5.095 | \n127 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Net equity | \n11.374 | \n801 | \n2.887 | \n2.531 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | \n | \n(505) | \n(348) | \n | \n\n\n\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 di iscrizione della partecipazione | \n2.275 | \n | \n725 | \n633 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\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 e altri proventi | \n12.879 | \n6.884 | \n703 | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altri proventi (oneri) operativi | \n(386) | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Risultato operativo | \n170 | \n3.625 | \n202 | \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| Proventi (oneri) finanziari | \n(332) | \n(455) | \n(66) | \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| Risultato ante imposte | \n(162) | \n3.170 | \n136 | \n(5) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Imposte sul reddito | \n | \n(2.759) | \n(118) | \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| Risultato netto | \n(162) | \n411 | \n18 | \n(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| Altre componenti dell'utile complessivo | \n708 | \n(125) | \n100 | \n138 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n546 | \n286 | \n118 | \n134 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | \n(32) | \n259 | \n7 | \n(1) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n | \n | \n | \n | \n | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\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 relativi al risultato dell\u2019esercizio e all\u2019utile complessivo delle societ\u00e0 collegate rilevanti sono di seguito riportati:
\n\n
\n\n\n| (\u20ac milioni) | \n2025 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Risultato netto | \n481 | \n(84) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Altre componenti dell'utile complessivo | \n(106) | \n(104) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Totale utile (perdita) complessivo | \n375 | \n(188) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\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 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| ADNOC Global Trading Ltd | \nCoral FLNG SA | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\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\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\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",
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}
},
"Tag1127": {
"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 e successive modificazioni, di seguito sono indicate le informazioni consolidate
\nin merito: (i) alle erogazioni ricevute da Eni SpA e dalle societ\u00e0 controllate consolidate integralmente e provenienti da entit\u00e0 ed enti pubblici
\nitaliani, ad esclusione delle societ\u00e0 in controllo pubblico quotate e loro partecipate; (ii) alle erogazioni concesse da Eni SpA e dalle societ\u00e0
\ncontrollate consolidate integralmente a imprese, persone ed enti pubblici e privati
\n1
\n. Al riguardo si segnala che quando Eni svolge il ruolo di
\noperatore
\n2
\n di joint venture non incorporate
\n3
\n, costituite per la gestione di progetti petroliferi, ciascuna erogazione effettuata direttamente da
\nEni \u00e8 riportata nel suo ammontare pieno, indipendentemente dalla circostanza che Eni sia rimborsata proporzionalmente dai partner non
\noperatori attraverso il meccanismo dell\u2019addebito dei costi (cash-call).
\nIn particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime generale di
\naiuto a tutti gli aventi diritto; (ii) i corrispettivi afferenti a prestazioni di opera/servizi, incluse le sponsorizzazioni, nonch\u00e9 i vantaggi economici
\naventi natura retributiva o risarcitoria; (iii) i rimborsi e le indennit\u00e0 corrisposti a soggetti impegnati in tirocini formativi e di orientamento; (iv) i
\ncontributi ricevuti per la formazione continua da parte di fondi interprofessionali costituiti nella forma giuridica di associazione; (v) i contributi
\nassociativi per l\u2019adesione ad associazioni di categoria e territoriali, nonch\u00e9 a favore di fondazioni o altre organizzazioni equivalenti, funzionali
\nalle attivit\u00e0 connesse con il business aziendale; (vi) i costi sostenuti a fronte di social project connessi con le attivit\u00e0 di investimento operate.
\nLe erogazioni sono individuate secondo il criterio di cassa
\n4
\n.
\nL\u2019informativa di seguito presentata include le erogazioni di importo pari o superiore a \u20ac10 mila effettuate da un medesimo soggetto erogante
\nnel corso del 2025, anche tramite una pluralit\u00e0 di atti.
\nAi sensi delle disposizioni dell\u2019art. 1, comma 125-quinquies della Legge n. 124/2017, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indicazioni contenute
\nnel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all\u2019articolo 52 della legge 24 dicembre 2012, n. 234.
\nDi seguito sono indicate le erogazioni concesse relative essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalit\u00e0 reputazionali, di
\nliberalit\u00e0 e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidariet\u00e0:
\n\n
\n\n\n| Soggetto beneficiario | \nImporto del vantaggio economico corrisposto(importi in euro) | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n| Eni Foundation | \n4.898.360 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondazione Teatro alla Scala | \n3.256.520 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\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\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Associazione Be Human | \n500.000 | \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| Fondazione Banco dell\u2019energia Ente Filantropico per Fondazione Banco Alimentare ETS | \n416.771 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Associazione della Croce Rossa Italiana | \n300.000 | \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| Fondazione Banco dell\u2019energia Ente Filantropico/Associazione Croce Rossa Italiana ODV | \n180.000 | \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| EITI - Extractive Industries Transparency Initiative | \n57.389 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Associazione Pionieri e Veterani Eni | \n51.500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Associazione Civita | \n44.000 | \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| Federazione Nazionale dei Cavalieri del Lavoro | \n40.000 | \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| E4IMPACT Foundation | \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| GCNI - Fondazione Global Compact Network Italia | \n28.200 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Voluntary Principles Association (VPA) | \n26.476 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Associazione Amici della Luiss Guido Carli | \n25.000 | \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| Fondazione Gasliniesieme ETS | \n25.000 | \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| Associazione Don Bosco 3A ODV | \n20.000 | \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| Comunit\u00e0 Frontiera Lillo Zarba e Vincenzo Fontana ETS | \n20.000 | \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| Parrocchia San Luca Evangelista di Stagno | \n18.000 | \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| Concattedrale \u201cGran Madre di Dio\u201d | \n17.000 | \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| Parrocchia Santa Lucia | \n14.500 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Fondazione Caritas Livorno | \n14.000 | \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| Avis | \n14.000 | \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| Associazione Cure Palliative Livorno | \n14.000 | \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| Associazione Insieme per Costruire APS | \n11.000 | \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| Associazione Sport Insieme Livorno APS | \n11.000 | \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| President and Fellows of Harvard College | \n10.426 | \n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
\n\n| Parks \u2013 Liberi e Uguali | \n10.000 | \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
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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
1 Sono escluse le erogazioni operate da societ\u00e0 estere del Gruppo a beneficiari esteri.
\n2 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.
\n3 Per joint venture non incorporate si intende un raggruppamento di imprese che opera congiuntamente all\u2019interno del progetto in virt\u00f9 di un contratto.
\n4 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\n\n\n\n\n\n",
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"Tag1129": {
"value": "\n39 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti
\nNel 2025, 2024 e 2023 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag1130": {
"value": "\n40 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali
\nNel 2025, 2024 e 2023 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"Tag1131": {
"value": "\n41 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell\u2019esercizio
\nSuccessivamente alla chiusura del bilancio, il dispiegarsi del conflitto con l\u2019Iran ha comportato notevoli ripercussioni sulle forniture di petrolio,
\ngas e prodotti raffinati dal Medio Oriente. I mercati energetici hanno registrato una elevata volatilit\u00e0 a causa dell\u2019incertezza circa il futuro
\nandamento dei prezzi degli idrocarburi e dei margini di raffinazione. Allo stato attuale, il conflitto non ha comportato significativi effetti sui
\nrisultati e la posizione finanziaria dell\u2019Eni. La scala e la durata del conflitto costituiscono dei fattori di rischio e di incertezza e potrebbero avere
\nconseguenze sugli utili, sul flusso di cassa e sulla posizione finanziaria Eni in futuro. \u2008
\nIl 19 marzo 2026, Eni ha avviato insieme agli attuali soci Ares Alternative Credit (affiliati ad Ares Management Corporation) ed Energy
\nInfrastructure Partners un riassetto della compagine azionaria di Plenitude per definire una nuova governance, con un controllo congiunto fra
\nEni e Ares e col conseguente deconsolidamento della societ\u00e0 dal perimetro di bilancio di Eni al completamento del riassetto. L\u2019operazione \u00e8
\nsubordinata al rilascio delle autorizzazioni da parte delle autorit\u00e0 competenti.
\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n",
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"value": "Piazzale Enrico Mattei, 1 - Roma",
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"footnote0": {
"value": "Le disponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti al 31 dicembre 2025 comprendono \u20ac321 milioni di diponibilit\u00e0 liquide ed equivalenti di societ\u00e0 consolidate destinate alla vendita che nello schema di stato patrimoniale
\nsono riportate nella voce \u201cAttivit\u00e0 destinate alla vendita\u201d (\u20ac12 milioni al 31 dicembre 2023)
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