DIGITAI

L'attività di servizi ambientali è svolta da Eni Rewind, la società di Eni che opera in linea con i principi dell'economia circolare per valorizzare i terreni, le acque e i rifiuti, industriali o derivanti da attività di bonifica, attraverso progetti di risanamento e di recupero sostenibili, in Italia ed all'estero.

Attraverso il suo modello integrato end to end Eni Rewind garantisce il presidio di ogni fase del processo di bonifica e della gestione dei rifiuti, pianificando sin dalle prime fasi, i progetti di valorizzazione e riutilizzo delle risorse (suoli, acque, rifluti), rendendole disponibili per nuove opportunità di sviluppo.

Attività di bonifica

Sulla base delle competenze e in accordo con gli Enti e gli stakeholder, Eni Rewind identifica i progetti di valorizzazione e riutilizzo delle aree bonificate consentendo il recupero ambientale di siti ex industriali e il rilancio dell'economia locale.

Eni Rewind opera in 13 siti di interesse nazionale e oftre 100 siti di interesse regionale, negli ultimi anni ha consolidato il suo ruolo di global contractor per tutte le realtà Eni.

Tra i principali avanzamenti nelle attività di risanamento ambientale, gestione delle acque e rifiuti e nella valorizzazione delle aree post bonifica si segnalano in particolare quelle presso Ravenna, Porto Torres, Gela, Cengio e Porto Marghera.

Di particolare rilevanza è il Progetto di Ponticelle, a Ravenna dove Eni Rewind è impegnata nella valorizzazione dell'ex area industriale attraverso la messa in sicurezza permanente del sito e la progettazione di interventi mirati per la riqualificazione produttiva. È prevista la realizzazione di una piattaforma polifunzionale di pretrattamento dei rifiuti in partnership con Herambiente e di una piattaforma di biorecupero (biopile) di terreni che potranno essere riutilizzati nelle stazioni di servizio dopo interventi di bonifica, riducendo lo smaltimento in discarica e il consumo di risorse vergini. Larea di Ponticelle diventerà un polo per la bonifica sostenibile, la valorizzazione dei rifluti e la produzione di energia green anche grazie alla collaborazione con Eni New Energy, società di Plenitude, che realizzerà un impianto fotovoltaico e uno storage lab.

Water & Waste Management

Eni Rewind gestisce il trattamento delle acque, finalizzato all'attività di bonifica, attraverso un sistema integrato di intercettazione dell'acquifero e di convogliamento delle acque di falda ad impianti di trattamento per la loro depurazione. Il progetto di automazione e digitalizzazione degli impianti di trattamento è proseguito nel 2022 nell'ambito di una più ampia iniziativa di ottimizzazione, con l'obiettivo di incrementare la competitività e la sostenibilità del business, la qualità del lavoro e la sicurezza di processo.

l principali drivers del progetto di ottimizzazione consistono nell'adozione di modelli operativi ottimiz zati per la gestione degli impianti, facendo leva sul potenziamento tecnologico della Control Room di San Donato Milanese e la digitalizzazione dei siti ad essa collegati.

Attualmente sono operativi e gestiti 43 impianti di trattamento acque in Italia, con oltre 35 milioni di metri cubi di acqua trattata nel 2022.

Continua l'attività di recupero e riutilizzo dell'acqua trattata per la produzione di acqua dell'a Colliniba fattività di recopero o mbito dei piani operativi di bonifica dei siti contaminati. Nel corso del zata per USO inoBattale e neremisori di metri cubi di acque dopo trattamento, con un incremento del 10% rispetto al 2021.

A fine 2022 sono stati installati presso i siti Eni 57 dispositivi che impiegano la tecnologia proprietaria A line 2022 sono sittiva di idrocarburi dalle acque sotterrane, consentendo di migliore ed E-fiyrec · per la fimozione vella falda, con importanti riduzioni dei tempi di estrazione ed evitando lo smaltimento di oltre 1.200 tonnellate di rifiuto equivalente.

Eni Rewind opera inoltre come centro di competenza Eni per la gestione dei rifiuti provenienti di cuo modello di attività di risanamento ambientale e dalle attività produtive di Eni in Italia, grazie al committo di ministra gestione che, adottando le migliori soluzioni tecnologiche disponibili sul metto complessivamente gestione che, adottorio le ringlian brosso del 2022 Eni Rewind ha gestito complessivante arceso impianti mirzzale l'osti e girimpatte di rifiuti avviando gli stessi a recupero o smaltinento presso impianti esterni. In particolare, l'indice di recupero (rapporto rifiuti recuperabili) del 2022 è stato del esterni: ni particolore, nindo al 2022 (73%). Tale aumento è dettato delle caratteristiche analitiche 74% in lieve cresore rispetto di 2021 () gestiti in sede di caratterizzazione, nonostante il perinetto e grandometriche noverte nel vita di tecnologie usufruibili al fine del recupero, non sia aumentato.

Carilineantal

Eni Rewind detiene l'Attestazione SOA ~ certificazione obbligatoria per la partecipazione a gare per l'e eni Revilla dellene i Axtellone con importo a base d'asta superiore a €150.000,00 sulle proprie secuzione of apparti pobblici antirero, OG 12 – Opere ed impianti di bonifica e protezione ambientale a ((vita core, nella categoria garardio o impianti di potabilizzazione e depurazione e OS 14 - Impianti e nelle categone specificatione dell'attenimento dell'attestazione più elevata, senza limiti di importo, per le categorie OS14 e OG12.

iniziative non-captive

In coerenza con il percorso iniziato nel 2020, Eni Rewind ha ampliato il perimeno delle proprie attività prono n coeletta con il percerzo nel corso del 2022, la società ha proseguito nelle attività prope al ul roon del groppo. In partelenoo fornitori di primarie società italiane ed estere. È stata inditre perdebtiche all'inscrizione al portale MEPA (Mercato Elettronico della Pubblica Amministrazione).

Inoltre, Eni Rewind è risultata aggiudicataria, in Raggruppamento Temporaneo d'Impesa (RT) della inonifica dell'ex stabilimento Q8 di Napoli. La Società eseguirà le attività di progettazione, analisi ambientale, fornitura, installazione e gestione di un desorbitore termico.

In regime pubblicistico, è stato completato il processo di verifica post assegnazione da parte di ANAS, l' in regime podoleratioo, e stato del ipistelle ner poter avviare le attività per i servizi di indagine.
dei requisiti del RTI in cul Eni Rewind è mandante, per poter a Malin dei requisiti del 177 in obrenios (Emilia-Romagna, Marche, Abbruzzo, Molise, Puglis), dove Eni e catantenzabellone nel lotto entre enbientali, fornirà servizi specifici di analisi chimiche, Nel mese Rewino, attraverso i propri so il propri si stipula del contratto contratto con Anas.

⁽¹⁾ Nel volume riportato sono ricornpresl i rifuli derivanii della attivila ambientili clare rete dei Punti Vendita (clica (clica (clice 112 ( il Nel Volume Ilpuneto sono noongientale incoricate incoricata all'esecuzione dei lavori.
mila tonnellate), il cui "produltore" è la stessa dilla ambientale incoricata all

In regime privatistico Eni Rewind è risultata aggiudicataria di un contratto quadro di durata triennale (rinnovabile per ulteriori 2 anni) per il servizio di trasporto e smaltimento di circa 50 kton di riffuti generati dalla Raffineria di Milazzo (RAM).

Eni Rewind Estero

Eni Rewind, a partire dal 2018, ha messo a disposizione le proprie competenze a favore delle consociate estere di Eni per le ternatiche ambientali e in particolare per le attività di gestione e valorizzazione della risorsa idrica, della matrice suolo, oltre che di training e knowledge sharing.

In attuazione del Memorandum of Understanding (MoU) siglato tra l'Autorità Nazionale per il petrolio e il gas del Regno del Bahrain (NOGA) siglato nel 2021, la Raffineria Bahrain Petroleum Company (BAPCO) nel 2022 ha provveduto a richiedere ad Eni Rewind un'offerta per l'implementazione su larga scala del sistema di trattamento e-Hyrec con relative ingegneria, fornitura, installazione e assistenza tecnica.

Prosegue inoltre la collaborazione con Eni su progetti di "water management & valorization" e nel mese di giugno, sono stati completati gli studi di fattibilità relativi alla ottimizzazione della gestione delle waste water e delle acque di processo presso gli impianti situati in Algeria e Libia.

Nel 2022 sono state esegulte attività di ingegneria ambientale anche per le bonifiche delle stazioni di servizio aziendali in Francia e Germania.

Nel nuovo mandato per le bonifiche delle aree delle stazioni di servizio stipulato con Eni Sustainable Mobility in vigore dal 1ª gennaio 2023 è stato previsto il Eni Rewind in fase di progettazio ne degli interventi ambientali anche per le bonifiche delle stazioni di servizio della rete europea.

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Commento ai risultati economico-finanziari

Possibili conseguenze della guerra tra Russia e Uoraina

Per dettagli sugli impatti della guerra Russia-Ucraina si rinvia al paragrafo "Rischi connessi alla situazione macroeconomica glo-

bale e alle conseguenze geopolitiche dell'aggressione militare russa dell'Ucraina" del capitolo "Fattori di rischio e di incertezza".

Corro Economico

	2022	2021	2020	Var. ass.	Var. %
Ricavi della gestione caratteristica	132,572	76.575	43,987	55.937
Altri ricavi e proventi	1.175	1.196	960		73,0
Costi operalivi	(105.497)	(58,716)		(21)	(1.8)
Altri proventi e oneri operativi	(1,736)	003	(36.640)	(46.781)	(79.7)
Ammorlamenti	(7.205)	(7.063)	(766) (7.304)	(2.639)
Riprese di valore (svalutazioni) nelle di allività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing	(1.740)	(167)	(3.183)	(742) (973)	(2.0)
Radiazioni	(ನಿರಿತ)	(387)	(329)
antic (perdin) operative	17.570	7 52 - 51 - 8 1	(3,275)	(212) 2.160	(54.8)
Proventi (oneri) finanziari	(925)	(788)			11,9
Proventi (oneri) nelli su partecipazioni	5.464	(8GB)	(1.045)	(137)	(17,4)
Ulite (perdita) prima delle inquesto	22.044	10.685	(1.658)	6.332
Imposte sul reodito	(8.088)		(5.978)	11.364
Tax rate (%)		(4.845)	(2.650)	(3.243)	{66.9)
Utile (perdita) neins	36,7	45,3
di compelenza:	73.961	5.840	(0.62B)	11.727
· azionist Eni	13.81877	5.827	(8.635)	8-066
- interessenze di terzi	74	19	7	55

I risultati Eni del 2022 sono stati influenzati in maniera significativa dalla ripresa dello scenario dei prezzi delle commodity energetiche. Il 2022 ha segnato uno degli anni più volatili nella storia del prezzo del petrolio, a causa dell'impatto dell'aggressione militare dell'Ucraina da parte della Russia a fine febbraio 2022 che si inserisce in un quadro di fondamentali sostanzialmente bilanciati nel mercato petrolifero dovuti alla ripresa post-pandemica e a tensioni nell'offerta in quello del gas naturale, soprattutto in Europa. Le quotazioni del Brent hanno raggiunto 140 \$/ bbl, prossimo ai massimi di tutti i tempi registrati nel corso del 2008. Al primo semestre del 2022, caratterizzato da quotazioni medie pari a 108 \$/bbl, è seguito un terzo trimestre volatile con perdite di circa 40 \$/bbl dal valore di chiusura del primo semestre pari a 125 \$/bbl; il trend ribassista è ripreso nel mese di dicembre con una flessione al di sotto degli 80 \$/bbl, erodendo il guadagno registrato nel 2022. Nel 2022 il prezzo del Brent è stato pari in media annua a circa 101 \$/bbl con un incremento del 40% rispetto alla media 2021 di circa 70 \$/bbl.

l prezzi del gas naturale hanno registrato una volatilità ancora più accentuata di quella del petrolio, soprattutto in Europa a causa della dipendenza dalle forniture via pipeline dalla Russia. Rispetto alla media 2021 di circa 15 \$/mmBTU per il riferimento spot europeo Title Transfer Facility (TTF) che già rappresentava un record storico, nel corso del 2022 sono stati registrati valori che hanno raggiunto gli B0-90 \$/mmBTU a causa dei timori di carenza di gas per la stagione invernale in relazione al progressivo ridimensionamento dei flussi di export russi via pipeline, nel quadro di un continuo deterioramento delle relazioni politiche con l'EU. Nella parte finale del 2022 e inizio 2023, i prezzi del gas grazie a una stagione invernale particolarmente mite e rilevante export di GNL dagli USA hanno corretto in maniera sostanziale, chiudendo l'anno su valori pari o inferiori a quelli registrati prima dello scoppio del conflitto. i margini di raffinazione sono stati sostenuti dalla ripresa della domanda di carburanti in tutti i settori, compresa l'aviazione civile e dalla sostanziale carenza di gasolio per effetto principalmente di minori forniture dalla Russia.

SHEALL CARTS AND START FOR THE LAND

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

3 47

ALLEGATI

	2022	2021	2020	Var. %
Prezzo medio del greggio Brent dated®ª	101,19	70.73	41.67	43.7
Camblo medio EUR/USD®)	1,053	1.183	1,142	(11,0)
Prezzo medio In euro del greggio Brent dated	08,09	59.80	36.49	60,7
Standard Eni Refining Margim (SERM){i)	8,5	(0.9)	7.7
PSVAI	1.294	487	172	165.6
3 ( 10)	1.279	486	100	163.7

(a) In USD per barlie, Fonte Plant's Oilgram,

(b) Forte: BCE.

(c) la LSD per barle, Fonte e also vario di aprossimare l'interiore del sistema di othreto cono dei bilanci materia e telle rese in produt delle rese in produt delle rafinen. (d) in Euro per migliaia di metri cubi.

Risultati adjusted e composizione degli special item

L'utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni per l'esercizio 2022 è stato di €13.301 milioni, in aumento di €9 miliardi rispetto all'esercizio 2021, grazie alla forte performance operativa di E&P trainata da maggiori prezzi di realizzo, alle azioni di ottimizzazione del settore GGP e al contributo della R&M che ha beneficiato della disponibilità degli impianti e dell'ottimizzazione dei costi in uno scenario di margini in rial-

zo. Il risultato ha inoltre beneficiato dei maggiori risultati delle società contabilizzate con il metodo del patrimonio netto e di un tax rate adjusted in riduzione escludendo i contributi fiscali una tantum.

Di seguito si riporta l'analisi dell'utile operativo per settore di attività:

	2022	2021	2020	Var. ass.	Var. %.
Exploration & Production	15.908	10.056	(670)	5.842	58.0
Global Gas & LNG Portfolio	3.730	ਡਰੂਰ	(332)	2.831
Refining & Marketing e Chimica	450	45	(2.463)	415
Plenitude & Power	(825)	2.355	660
Corporate e altra attivilà	(1.901)	(876)	(563)	(1.085)
Effetto eliminazione utili interni	138	(208)	33	346
Utile (perdita) operativo	17.510	12.341	(3.275)	5.769	41.9

Per una migliore comprensione dei trend di business fondamentali, il management elabora i risultati adjusted che esclu-

dono gli oneri e proventi straordinari o non correlati alla geg stione industriale.

RISULTATI ADJUSTED

	2022	2021	2020	Var. asa.	Var. %.
Otile {perdita} operativo	17.570	1 2,341	(3.7.75)	5.169	4 7 , 17
Eliminazione (utile) perdita di magazzino	(564)	(1.497)	1,318
Esclusione special item	3,440	(1.186)	3.855
Utile (perdita) aperative adjusted	20, 386	9.644	36611.	10.722	170,9
Dettaglio per settore di attività
Exploration & Production	76.477	8.293	7.547	7.118	76.6
Global Gas & LNG Portfolio	2.063	580	326	7-483	255,7
Refining & Marketing e Chimica	7.929	152	6	1.777
Plenitude & Power	615	476	465	139	29,2
Corporato e altre attività	(622)	(593)	(507)	28)	(4,9)
Effetto eliminazione utili Interni e altre elisioni di consolidato	(10)	(244)	61	ਤਰ
Utile (perdita) netto di competenza onlonisti lini	7 32,8417	ר 1827	(11.6:35)	4-1146
Eliminazione (utile) perdita di magazzino	(401)	(1.060)	937
Esclusione special item	(185)	(431)	6.940
Utile (pordita) notto adjusted of competenton mismisti Enl	13.30 1	4)-34:10	('. स. छ)	12 01:41

1101

8 = 4 7 8 / 4

Nell'esercizio 2022, il Gruppo ha conseguito l'utile operativo adjusted di €20.386 milioni, in crescita di €10.722 milioni rispetto al 2021, grazie alla forte performance operativa di E&P, trainata dai maggiori prezzi di realizzo, dalle continue ottimizzazioni nel business GGP facendo leva sulla flessibilità del portafoglio gas e GNL nonché del business R&M a seguito della disponibilità degli impianti e dall'ottimizzazione dei costi in un contesto di margini molto favorevoli.

La performance operativa ha conseguito il risultato record con il seguente contributo per settore:

· E&P ha conseguito un incremento di utile operativo adjusted dì oltre il 70% a €76,4 miliardi grazie all'elevato grado di leva operativa rispetto allo scenario delle materie prime;
GGP ha realizzato una performance operativa di €2,1 miliardi, provvedendo alla sostituzione di gas russo con gas equity o da paesi ove operiamo ed assicurando la continua ottimizzazione del portafoglio gas e GNL in un contesto di offerta insufficiente, garantendo stabilità e sicurezza degli approvvigionamenti per i clienti e la gestione dei rischi finanziari;
· R&M ha ottenuto il migliore risultato di sempre con l'utile operativo adjusted di €2,2 miliardi, rispetto a un risultato in pareg-

gio nel 2021, grazie alla disponibilità degli impianti e all'ottimizzazione dei prodotti cogliendo le opportunità della ripresa dello scenario di raffinazione, mentre le misure di efficienza hanno attenuato l'impatto dell'incremento dei costi energetici;

Plenitude ha raggiunto gli obiettivi operativi e finanziari defi 2022 con un risultato di €0,34 miliardi e una capacità rinnovabile di 2,2 GW, nonostante lo sfidante scenario di mercato;
. Versalis ha operato in un contesto fortemente competitivo e con una domanda di mercato debole, con l'ulteriore aggravio dei costi energetici indicizzati al prezzo del gas, chiudendo l'esercizio con una perdita di €0,25 milliardi.

Maggiori dettagli sull'andamento dell'utile operativo adjusted per settore sono riportati nel paragrafo "Risultati per settore di altività".

Nell'esercizio 2022 il Gruppo ha conseguito l'utile netto adjusted di €13.307 milioni, con un aumento di €8.971 milioni rispetto all'anno 2021, grazie agli eccellenti risultati della gestione industriale e al notevole contributo delle partecipate valutate con il metodo del patrimonio.

DETTAGLIO DEGLI SPECIAL ITEM

L'utile netto adjusted comprende special item costituiti da proventi netti di €185 milioni, relativi principalmente alle seguenti poste valutative:

i} oneri netti di €2.056 milioni nell'esercizio 2022 riferiti principalmente all'accantonamento di oneri ambientali relativi ad alcuni siti industriali dismessi in Italia sulla base dell'esperienza del management e del know-how accurnulato sulla portata, ampiezza e tempi di realizzazione delle attività e di un quadro regolatorio più certo che hanno consentito di determinare una stima attendibile dei costi futuri previsti per la bonifica delle acque di falda. Tale importo include l'accantonamento di un fondo di circa €300 milioni per il decommissioning di alcuni impianti e strutture ausiliarie di raffinazione;
ii) svalutazioni di asset industriali dell'upstream a seguito della revisione dei profili produttivi e dei costi (€432 milioni nell'anno);
svalutazioni di impianti chimici dovute alle minori prospettive reddituali e al write-off degli investimenti di mantenimento e asset integrity relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi nel business R&M (complessivamente pari a €717 milioni);
oneri per incentivazione all'esodo (€202 milioni); iv)
V) la differenza tra la valorizzazione delle rimanenze gas a costo medio ponderato prevista dagli IFRS e quella gestionale che tiene conto delle dinamiche di invaso e svaso del gas naturale e riporta i margini (differenziale del costo del gas tra estate e inverno) ed i relativi effetti di hedging in corrispondenza dei prelievi (provento di €70 millioni);
vi) la componente valutativa dei derivati su commodity stipulati a scopo di copertura ma privi dei requisiti per l'hedge accounting o vendite a termine di gas di portafoglio per le quali non è applicabile la own use exemption (provento netto di €389 milioni) influenzata dall'elevata volatilità delle quotazioni del gas naturale;
vii) la riclassifica nell'utile operativo adjusted del saldo positivo di €149 milioni relativo ai derivati attivati per la gestione del rischio connesso all'esposizione dei margini commerciali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzione:
vili) accantonamenti a fondo rischi (€87 milioni);
ix) la plusvalenza di €2,5 miliardi (incluse le differenze cambio) derivante dal conferimento delle controllate Eni operanti in Angola in cambio di una partecipazione del 50% nella neocostituita joint venture Azule Energy con bp. rilevata nella misura attribuibile alla controparte della joint venture sulla base delle disposizioni dello IAS 28;
la plusvalenza di €0,4 miliardi derivante dalla quotazione di ×) una quota della partecipata Var Energi attraverso una IPO presso la borsa norvegese;
xi) la quota di oneri straordinari della valutata all'equity Var Energi relativi alle svalutazioni di proprietà Oil & Gas e alle differenze cambio negative da traduzione di debiti finanziari in valuta il cui rimborso avverrà con i cash flow in valuta derivanti dalla vendita delle produzioni nell'ambito di una relazione di natural hedge (€0,3 miliardi);
xil) le imposte straordinarie di €2,2 miliardi relative alle windfall taxes sui profitti energetici adollate in Italia/Germania.

87479465

Tali imposte comprendono lo stanziamento del contributo solidaristico italiano istituito dalla Legge di Bilancio per il 2023 sulla base dei reddito imponibile del 2022 al lordo della distribuzione di riserve di rivalutazione;

xiii) rilevazione di imposte differite attive di €2,2 miliardi;
xiv) la quota di competenza Eni degli oneri straordinari/svalutazioni rilevati dalla partecipata Saipem (oneri di €22 milioni).

	2022	2027	2020
Special Item dell'utile (perdita) operativo	3.440	(1.186)	3-852
- oneri ambientali	2.056	277	(25)
svalutazioni (riprese di valore) nette	7.740	767	3.183
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti	2	247
- plusvalenze nette su cessione di asset	(47)	(100)	(9)
- accantonamenti a fondo rischi	87	142	149
- oneri per incentivazione all'esodo	202	793	123
- derivati su commodity	(389)	(2.739)	440
- differenze e derivati su cambi	749	183	(160)
· allro	234	(150)	154
Oneri (proventi) finanziari	(127)	(115)	152
di cui:
· ticlassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo	(149)	(183)	750
Oneri (proventi) su partecipazioni	(2.834)	£51	1.685
di cui:
- svalutazioni/rivalutazioni di partecipazioni		857	1.207
- plusvalenza cessione Vår Energi	(448)
- plusvalenza netta cessione asset Angolani	(2.542)
imposte sul reddito	(୧୯૩)	ન છે	1-270
Totale special ilem dell'utile (perdita) netto	(204)	(-131)	6.9-10
di competenza:
· Interessenze di terzi	(19)
- azlonisti Eni	(185)	(431)	6.950

L'analisi dell'utile netto adjusted per settore di attività è riportata nella seguente tabella:

	(E miliori) 2022	2021	2020	Var. ass.	Var. %.
Exploration & Production	70.776	5.543	124	5,233	94,4
Global Gas & LNG Portfolio	982	169	ר 21	813
Refining & Marketing e Chimica	1.914	62	(245)	1,852
Plenitude & Power	397	327	329	70	: 27.4
Corporate e altre attività	(709)	(1.576)	(1.205)	867	55.0
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato'21	(d)	(176)	રક	172
Utilo (perdita) nello adjusted	13.356	1.349	(751)	לפוץ, לפ	2017, 1
di competenza;
- azioninti Eni	13.301	1.332)	(".title)	8.9711
- Interessenze di terzi	દિવ	19	7	36

(a) Gli ulli interni riguardaro di ulii sulle cessioni in tradati, servizi e beni materiali e intre periodo nel parimento dell'impreso acquiente.

Analisi delle vaci del conto economico

RICAVI
--------	--

1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 -	2022	2021	2020	Var. ass.	val. "Or
	37.200	21.742	13.590	9.458	43,5
Exploration & Production	48.586	20 843	7.05%	27.743
Giobal Gas & LNG Portfollo	59.178	40.374	25,340	18.804	46.6
Refining & Marketing e Chimica	54.675	36.501	22.965	18.774	49,8
- Refining & Marketing	6.215	રે રેત્વે	3.387	625	11,2
- Chimica	(1.712)	(1.717)	(1.012)
- Eliskoni	20-ввз	11,187	7.536	9,696	B6,7
Plenilude & Power	13.497	7.452	6.020	4,045	81.1
- Plerillude	0.533	ਤੋਂ ਰੈਰੋਟ	1.894	5.537	7 38,6
- Power	(2.147)	(261)	(378)
- Elision!	1.879	1.698	1.559	787	10.7
Corporate e allre attivilla	(29.214)	(19.269)	(17.089)
Elisioni di consolidamento	132,512	76,575	43,987	55.937	73.0
Ricavi della gestione caratteristica	1.175	1.196	છે (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3)	(21)	(1,8)
illui ricavi e proventi	133.687	77.777	44.947	55.976	9 דל
1224141110514

I ricavi complessivi ammontano a €133.687 milioni, evidenziani neavi completori 11,9% rispetto al 2021, beneficiando dell'anoo un aomento adello scenario di riferimento e dell'apprezzamento del dollaro rispetto all'euro (+10%).

i ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2022 (€132.512 milioni) sono aumentati di €55.937 milioni rispetto al (€132.512 milleri) e viend riflette gli effetti indotti dal fafforza-2021 (+78,0%). Toommodities (il Brent cresciuto da 71 \$/bartile nel 2021 a 101 \$/barile nel 2022; i prezzi spot del gas in italia nei 2021 a 101 orbenniplicati) nonché dalla ripresa dei volumi commercializzati favoriti dalla ripresa della domanda globale di commercializzan rerefinali chiave. Il retail gas e power ha bene-Eommoolty in sitiva performance del business extracommodity e delle azioni commerciali Italia.

e delle azioni commerciali il €1.175 milioni sostanzialmente in linea rispetto al 2021 e includono il recupero della quota dei illica Tispetto or utilizzo dei beni in leasing di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operations of parther belle joinonché proventi per canoni, brevetti, licenze e royalties.

COSTI OPERATIVI

CLAND BUILD BOOK BE F. Company of Children Comer Collection	2022	2021	2020	Val. 255.
	102.529	55.549	33.551	46.980	84,6
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	{47)	279	226	(326)	(176,8)
Svalutazioni (fiprese di valgre) nette di crediti commerciali e altri crediti	3.015	2.88B	2.863	127	ﺔ ﻓﻲ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ
Costo lavoro	202	193	123
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro	405.497	513 776	36.640	46.787	751.1

l costi operativi sostenuti nel 2022 (€105.497 milioni) sono r costi opcrativi ci €46.781 milioni rispetto al 2021, pari al 79,7%. admentati di C401 di C401 di servizi e costi diversi (€102.529) Gil acquisti, prestentati dell'84,6% principalmente per effetto rnilloni, sono del costo degli idrocarburi approvvigionati (gas da contratti long-term e cariche petrolifere e petrolifere e petrolonimiche). da contratti long terri milioni) è in lieve incremento rispetto al 2021 (+E127 millioni, pari al 4,4%) principalmente a seguito del 2021 (FC127 millioni, pro rispetto al dollaro USA e delle dinamiche retributive.

いつくていましたかというというというというという

874791

AMMORTAMENTI, SVALUTAZIONI, RIPRESE DI VALORE E RADIAZIONI

(€ milioni)	2022	2021	2020	Var. 235.	Var. %.
Exploration & Production	5.078	5,976	6.273	42	0.7
Global Gas & LNG Portfolio	277	174	125	43	24,7
Refining & Marketing e Chimica	505	512	575	(6)	(1.2)
- Refining & Marketing	389	477	488	(28)	(6,7)
· Chimica	777	95	87	22	23,2
Plentude & Power	ਤੇ ਵਿੱਚ	286	217	. . 72	25,2
- Plenitude	307	247	172	66	27.4
- Power	51	45	45	6	13,3
Corporate e altre attività	। ਤੇਕੇ	148	146	(a)	: (6,1)
Effetto eliminazione utili interni	(33)	. (ਤੜ)	. . (32)
Totale Ammortamenti	7.205	7.063	7.304	142	2,0
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing	7.140	167	3.183	973	44
Ammortamenti, svalulozioni e riprese di valore neție	3.345	7.230	10.487	1.175	15,4
Radiazioni	599	387	329	212	54,8
	8.944	7.617	10.816	1.327	77.4

Gli ammortamenti (€7.205 milioni) sono aumentati di €142 milioni rispetto al 2021 (+2%) principalmente nel settore Exploration & Production per effetto degli avvii e ramp-up di nuovi progetti parzialmente compensati dall'apprezzamento del dollaro, nel settore GGP a seguito del ramp-up dell'impianto di liquefazione di Damietta,

nonché in Plenitude & Power a seguito dell'avvio di alcuni impianti.

Le svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritto di utilizzo beni in leasing (€7.140 milloni), commentate nel paragrafo "special item" sono così articolate:

	2022	2021	2020	Var, ass.
Exploration & Production	432	(1.244)	1.888	1.676
Global Gas & LNG Portfolio	(12)	26	પ	(38)
Refining & Marketing e Chimica	717	1.342	1.271	(୧25)
Plenitude & Power	(37)	20		(57)
Corporate e altre attività	40	23	27	77
Svalutazioni (Riprese di valore) nelle di attivilà materiali e di diritti di utilizzo beni in leasing	1.140	767	3.183	01:53

Le radiazioni (€599 milioni) si riferiscono principalmente al settore E&P. In particolare, nell'ambito delle attività esplorative e di appraisal nel corso dell'esercizio sono state rilevate radiazioni riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in

attesa di esito che nell'esercizio sono risultati d'insuccesso relativi in particolare a iniziative in Libia, Egitto, Costa d'Avorio, Vietnam e Kenya, nonché titoli minerari esplorativi in fase di abbandono.

87 478 /44

SISOVENJI (ONERI) FINANZIARI WELLI			2021	2020	Var. ass.
	(E rollioni)	2022		(913)	(on)
Proventi (oneti) finanziari correlati all'indebitaniemo finanziario notto		(दो उन्हें) (507)	(840) (475)	(517)	(32)
« Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari - Proventi (oneri) nelli su attività finanziarie destinate al trading		( ਦੱਤ)	77	31	(ભવ) (2)
+ Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie value con effetti a conto economico		(2) (12B)	(94)	(102)	(34)
- Interessi ed altri oneri verso banche ed altri finanziatori - Interessi passivi su passività per beni in leasing		(315)	(304) प	(347) 10	(11) 53
- Interessi altivi verso banche		57 9	9	12
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa li vovenți (oneri) su strugienți financiali derivali		13	(2006) (322)	537 391	31 ਹੈ 252
- Strumenti finanziari derivali su valute - Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse		(70) છે.	16	(40)	65
- Opzioni		2 238	476	(450)	2 (238)
Differenzo di connio Altri proventi (oneri) finanziai - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa · Onen finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) - Altri proventi (oneri) finanziari		(271)	(177)	(Oc)	(98) 67
		720 (199)	67 (744)	07 (190)	(55)
		(204)	("100)	(ਤ)	(104) ('107')
		(963) 38	(856) হে য	(7.118) 7 D	(30)
Oneri funnziari inquitati all'attivo partmoniale		( 177.5)	(780)	(1,045)	(137)

Gli oneri finanziari netti di €925 milioni registrano un incremento di €137 millioni rispetto al 2021. I principali driver sono stati: (i) la riduzione delle differenze di cambio positive (-€238 milioni) compensate dalla variazione positiva del fair value dei derivati su cambi (+€252 milioni), le cui variazioni sono imputate a conto economico essendo privi dei requisiti formali per essere qualificati corne "hedges" in base all'IFRS 9; (ii) l'incremento degli oneri finanziari sul debito (+ €90 base all'il 1009) (n) (n) (n) (n) (n) (n) (n) i andamento del tassi benchmark e l'effetto positivo della variazione del fair value su tessi Derivati su tassi d'interesse (+€€5 milioni) privi dei requisiti
strumenti derivati su tassi d'interesse (+€€5 milioni) privi dei requisiti stromano berrittamento in hedge accounting. Gli oneri finanziari diroman per il trottano un peggioramento di €98 milioni relativo all'increversi evidenziano en progetti ai maggiori oneri finanziari derivanti dall'accretion discount di passività rilevate al valore zian ochioni. Buildare alla stima di costi di decommissioning di alcuni impianti.

broventi (oneri) NETTI Su PALLECIPAZIONE

. Por Send Street Street St. B. or . Come . I . a more a second a many	Exploration (C milioni) & Production }	Global Gas i & LNG Portfolio	Refining & Marketing İ e Chimica I	Plenilude	Corporate & Power e altre attività }	Gruppo
2022	1.526	ਧ	446	(20)	(175)	1.847
Effetto valutazione con il metodo del patrimonto nello	269		82			354
Olvidend	448		গ	30	2	483
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni			102	77	( 금)	2.789
Altri proventi (oneri) netti	2.615		ਨ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ	87	(378)	5.464
	4,858

i proventi netti su partecipazioni ammontano a €5.464 milioni e riguardano:

ngoardano.
Je quote di competenza dei risultati dell'esercizio delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto per complessivi €1.841 milioni attribuibili essenzialmente alla rilevazione della quota di competenza della JV Vâr Energi, di ADNOC Refinery e di Azule Energy, nonché la quota Eni del risultato della joint venture Salpem;
tore obapali di €351 milioni ricevuti da partecipazioni minoritarie misurate al fair value con imputazione nell'utile complessivo,

principalmente la Nigeria LNG (€247 milioni) e la Saudi European Petrochemical Co. (€77 milioni);

Petrochenze nette da cessione di partecipazioni (€483 miliori) riferite quasi esclusivamente al collocamento di una quota dei capitale Eni in Vår Energi sulla borsa di Oslo;
capitale chi in vari) netti di €2.789 milioni riferibili essenzialmenalla valutazione a fair value della business combination Azule Energy.

L'analisi per tipologia di provento/onere è illustrata nella tabella seguente:

ﺮ ﺍﻟﻤﺪﻳﻨﺔ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤ	, "Ti	47		3/449

	2022	2021	2020	Var. ass.
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	1.841	(1.091)	(1.733)	2.932
Dividendi	357	230	750	127
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni	483			482
Altri proventi (oneri) netti	2.789	(8)	(75)	2.797
Proventi (oneri) su partecipazioni	5.464	(868)	(1.658)	6.332

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito sono in aumento di €3.243 milioni a €8.088 milioni e includono l'effetto dell'applicazione del contributo solidaristico straordinario a carico delle imprese del settore energetico per l'esercizio 2022 previsto dalla Legge n. 51 del 20 maggio 2022 ("Decreto Ucraina") per €1.036 milioni, il prelievo addizionale sugli utili delle società del settore energia del Regno Unito e in Germania nonché lo stanziamento del

contributo solidaristico italiano istituito dalla Legge n. 197 del 29 dicembre 2022 (Legge Finanziaria 2023) sulla base del reddito imponibile del 2022 al lordo della distribuzione di riserve di rivalutazione. Il tax rate reported si attesta al 36,7%. Su base adjusted, calcolato non considerando le componenti straordinarie (vedi sezione "Dettaglio degli special item"), il tax rate si ridetermina in circa il 39%.

RISULTATI PER SETTORE DI ATTIVITÀ

EXPLORATION & PRODUCTION

(€ milioni)	2022	2021	2020	Var. BSS.	Var. %.
Ulile (perdita) operativo	75.908	10.056	(610)	5.842
Esclusione special item:	203	(773)	2.157
· oneri ambientali	30	୧୦	19
- svalutazioni (riprese di valore) nette	432	(1.244)	1.888
- radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti	2	247
· plusvalenze nette su cessione di asset	(27)	(77)	1
· oneri per incentivazione all'esodo	34	റ്റു	34
· accanionamenti a fondo rischi	34	173	714
- differenze e derivati su cambi	(57)	(3)	13
- allro	55	77	88
Ulile (perdita) operativo adjusted	16.477	9.293	1.547	7.118	76.
Proventi (oneri) finanziari nettila)	(319)	(313)	(316)	(6)
Proventi (oneri) su parteclpazionilia	2.086	683	262	7-405
di cui: Vật Energi	951	425	193
Azule	455
Imposte sul reddito!")	(7.402)	(4.118)	(1.369)	(3.284)
Tax rate (%)	40,7	42,6
Utile (pordita) netto adjustori	10.775	3.543	424	2.333
I risultail includono:
costi di ricerca esploraliva:	605	228	510	47	8.4
- costi di prospezioni, studi geologici e geofisici	220	194	195	26	13,4
- radiazione di pozzi di insuccessorbi	385	રૂદવ	374	27	રું સ
Prezzi medi di reglizzo
Petrolige (S/barile)	92,49	66,62	37,06	25,87,	38.8
Gas naturale (S/migliaia di metri cubi)	366,58	234.77	132,95	131,97	56,7
Idrocarburi (\$/boe)	73,98	51,49	28,92	27,49	43,7

(b) include anche la radiozione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati al progetti con esito negativo. (c) Include condensali

(1) Note espicative il usite un contentiv di perfornance in linea con gli Dilentamenti dell'ESMA sugli holicatori Alternativ d'Performence (Overtamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di quest indicatori alternativ di perfor rnance" alle pagine seguenti della presente relazione.

Nel 2022 il settore Exploration & Production ha registrato un utile operativo adjusted di €16.411 milioni, +77% rispetto al 2021, trainato dal continuo rafforzamento dello scenario petrolifero e dalla ridotta disponibilità globale di gas naturale, nonché dalla gestione disciplinata dei costi. In tale contesto i prezzi di realizzo delle produzioni Eni sono aumentati del 39% e del 56% rispettivamente per i liquidi e il gas naturale rispetto al 2021. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dai minori volumi prodotti.

Lutile operativo adjusted è stato determinato con una rettifica positiva per special item di €503 milioni.

Il settore ha riportato un utile netto adjusted di €10.776 milioni nell'esercizio quasi raddoppiando l'utile di €5.543 milioni del 2021, grazie alla migliore performance operativa e delle partecipazioni valutate all'equity. La riduzione del tax rate nell'anno 2022, -2 punti percentuali rispetto all'anno 2021, beneficia dello scenario positivo e della migliore performance del risultato delle partecipazioni valutate col metodo del patrimonio netto.

il prezzo medio di realizzo del gas naturale Eni è aumentato in media del 56% nell'anno per effetto dell'andamento favorevole dello scenario. Il prezzo medio di realizzo del gas naturale Eni è stato ridotto in media di 44,72 \$/migliaia di metri cubi per effetto del regolamento di strumenti derivati relativi alla vendita di 2.403 milioni di metri cubi nel periodo gennaio-dicembre 2022, posti in essere per la copertura del rischio di variazione dei flussi di cassa attesi dalla vendita nel periodo dicembre 2021-dicembre 2022.

Nella tavola che segue sono rappresentati gli effetti delle operazioni di cash flow hedge descritte in precedenza:

	2072
Gos naturale
(milioni di melri cubi) Volumi venduli	39.046
Produzione coperta da strumenti derivati "cash flow hedge"	2.408
(\$/migliaia di metri cubi) Prezzo medio di realizzo escluso l'effetto degli struntenti derivati	477,30
Utile (perdita) realizzata daqli strumenti derivati	{44.72}
Prezzo medio di realizzo	366.58

GLOBAL CAS & LEG PORTFOLIC

	(E milloni) 2022	2021	2020	Var. ass.
Bille (perdita) operativo	3 7:40	દિવેલી તેમ જ દૂધની ડેરી જેવી સવલતો પ્રાપ્	(332)	2.831
Esclusione special ilem:	(1.657)	(319)	658
- svalutazioni (riprese di valore) nette	(12)	26	2
- oneri per incentivazione all'esodo	प	5	2
- derivati su commodity	(1.805)	(207)	058
- differenze e derivați su cambi	214	206	(183)
- altro	(ਨਜ਼)	(349)	(21)
litte (perdita) operativo (alkonomijatori	2.0G3	580	તે ડેરી હ	7-483
Proventi (oneri) finanziari netti")	(17)	(77)
Proventi (oner) su partecipazion('4)	4		(15)	4
Imposte sui redditolo	(1.060)	(394)	(100)	(674)
Olile (perdita) netlo udjusted	982	169	211	813
(s) Escludione (i) operations il (ra

Nel 2022 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l'utile operativo adjusted di €2.063 milioni, in robusta crescita rispetto al 2021 (+€1.483 milioni, quasi quadruplicato rispetto al 2021). La positiva performance è stata conseguita nonostante la prevista inversione dei trend di mercato ed i minori approvvigionamenti russi, nonché le maggiori spese di revisione dei contratti. Il settore ha provveduto alla sostituzione di gas russo con gas equity o da Paesi ove operiamo ed assicurando la continua ottimizzazione del portafoglio gas e GNL in un contesto di offerta insufficiente, garantendo stabilità e sicurezza degli approvvigionamenti per i clienti e la gestione dei rischi finanziari.

L'esercizio chiude con un utile netto adjusted di €982 milioni rispetto all'utile di €169 milioni del 2027.

the state the state of the state of the state of the state of the state of the states of the states

874784

REFINING & MARKETING E CHIMICA

	2022	2021	2020	VBr. ass.
Utile (perdita) operalivo	460	45	(2.463)	415
Esclusione (utile) perdita di magazzino	(476)	(1.455)	1.290
Esclusione special item:	1.888	1.562	1.779
- oneri ambientali	962	150	85
- svalutazioni (riprese di valore) nette	777	1.342	1.277
- plusvalenze nette su cessione di asset	(70)	(22)	8
· accantonamenti a fondo rischi	52	(4)	5
- oneri per incentivazione all'esodo	46	42	27
- derivali su commodily	ਾ	50	(185)
- differenze e derivati su cambi	(33)	(74)	10
- 3/tra	747	18	(26)
Ulile (perdita) operativo adjusted	1,920	152	૯	7.777
- Refining & Marketing	2,183	(46)	235	2.229
- Chimica	(254)	198	(229)	(452)
Proventi (oneri) finanziari netti(0)	(36)	(32)	(7)	(4)
Proventi (oneri) su partecipazion(17)	637	(4)	(161)	64-
di cui: ADNOC Refining	568	(76)	(167)
imposte sul reddito"	(616)	(સ્વ)	(84)	(262)
Ulile (perdita) nello adjusted	1.976	62	(246)	1.852

Il business Refining & Marketing ha registrato l'utile operativo adjusted di €2.183 milioni nell'esercizio 2022 che si confronta con una perdita di €46 milioni nell'anno 2021, beneficiando dei margini di raffinazione significativamente più elevati. La performance è stata anche sostenuta dalle misure di ottimizzazione e dalle iniziative per ridurre i costi energetici dei processi industriali, sostituendo il gas naturale con alternative più economiche.

Nel 2022 il business della Chimica ha registrato una perdita operativa adjusted di €254 milioni, in riduzione rispetto all'utile di €198 milioni conseguito nell'esercizio 2021, che aveva beneficiato delle eccezionali condizioni di mercato registrate nel 2021 a seguito della pandemia. La performance è stata impattata dal complessivo indebolimento della domanda, dal forte aumento dei

costi, in particolare, delle utilities industriali indicizzate al prezzo del gas naturale. Questi fenomeni sono stati in parte compensati dalle iniziative di ottimizzazione volte a sostituire il consumo di gas naturale con combustibili più economici e dalla riduzione della produzione per compensare il calo della domanda.

l'utile operativo adjusted del settore R&M e Chimica pari a €1.929 milioni è ottenuto con una rettifica positiva per gli special item di €1,885 milioni e con l'esclusione dell'utile da valutazione delle scorte di €416 milioni.

L'utlle netto adjusted del settore R&M e Chimica si attesta a €1.914 milioni rispetto all'utile di €62 milioni del 2021, beneficiando del significativo incremento conseguito dal business Refining g & Marketing.

11/452

PLENITUDE & POMER	2022	2027	2020	Var. 856.	Var. 96.
	(822)	2.355	660	(3.180)
Utile (perdita) operativo	1.440	(1.879)	(192)
Esclusione special item:	2		1
- oneri ambientali	(37)	20	1
- svalulazioni (riprese di valore) nette		(2)
- plusvalenze nette su cessione di asset			70
- accantonamenti a fondo rischi	65	(5)	20
- oneri per incentivazione all'esodo	7.472	(7.982)	(233)
- derivati su commodity	(5)	(5)
- differenze e derivali su cambi	2	06	6
- allro	675	476	465	ה 3 ק	29,2
Utlle (perclita) operativo adjusted	345	363	304	(18)	(5.0)
- Plenilude	270	113	767	757
- Power	(11)	(2)	(1)	(g)
Proventi (oneri) finanziari nettiji.)	(5)	(છે	0	(3)
Proventi (onesi) su partecipazioni")	(201)	(144)	(147)	(57)
lmposte sul redditori	30-7	327	324	70	21.4
Units (nordin) notio antisted

(a) Escludono gli special licen.

Nel 2022, Plenitude ha registrato un utile operativo adjusted Nei 2022, Pichitude in riduzione del 5% rispetto al 2021, per pari a €345 millomite scenario di mercato. Il business Power
effetto dello sfidante scenario di mercato. Il businessessuito erretto dello sindante oben da impianti a gas ha conseguito di prodozione of Gusted di €270 milioni, più che raddoppianl'utile operativo adjusted di €270 milioni, più che neserva, prezzi l uthe operativo adjunta 2021 per effetto dello scenario prezzi favorevole.

L'utile operativo adjusted del settore Pienitude & Power pari a Lumie operativo adjustea Gorna rettifica positiva per gli special item di €1.440 milioni.

Lutile netto adjusted del settore Plenitude & Power di €397 mi-Lutile netto abjusted oci scribetto al 2021 (utile netto adjusted di €327 milioni).

DATE FALTRE ATTIVITA

- 1- 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2	2022	2021	2020	VOI. Hasb.
	(1.907)	(BTG)	(563)	(1.085)
Outle (perdita) operally	1.279	223	ડિ
Esclusione special item:	1.062	67	(130)
oneri ambientali	40	23	27
- svalulazioni (riprese di valore) nette	(5)	T	(2)
- piusvalenze nette su cessione di asset	7	રેકે	20
- accantonamenti a fondo rischi	53	91	40
- oneri per incentivazione all'esodo	128	74	107
- allro	(632)	(ਦੋਕਤ)	(5507)	(29)	(4,4)
Utile (pordita) operativo adjusted	(669)	(599)	(୧୧୦)	(130)
Proventi (oneri) finanziari nettili »	(91)	(697)	(95)	600
Proventi (oneri) su partecipazioni")	673	247	(34)	426
imposte sul reddito(i)	(700)	(1.576)	(1.205)	867	55,0
Utile (perdita) netto adjusted

.mail Interiodono gli special item.

Il risultato dell'aggregato Corporate e Altre Attività include princili risultato uelraggregato Gorpoli Eni al netto dei riaddebiti alle
palmente i costi delle sedi direzionali Eni al netto di comministrativi paimente i costi delle sear bitura di servizi generali, amministrativi,
società operativi per la fornitura di servizi societati, ponché i costi società operativi per la venne, legali, affari societari, nonché i costi operativi delle attività di bonifica di aree di proprietà del Gruppo inatoperativi della cessazione di precedenti operazioni industriali, al
tive a seguito della cessazione di precedenti operazioni ser tive a seguito della cossubilità e profinanzioni che forniscono sernetto dei margini di società controllate captive che rogrijito reoruito repruito repruito peruito ent netto del margini di sodicte ooritorio il finanziario, recruitment).
vizi specialistici al business (assicurazioni, finanziario, recruitment).

STATO PATRIMONIALE RIGLASSIFICATO(s)

Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema statutory secondo il criterio della funzionalità alla gestione dell'impresa considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l'investimento, l'esercizio, il finanziamento. Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un'utile informativa per l'investitore perché consente di individuare le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e mezzi di terzi) e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio. Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato è utilizzato dal management per il calcolo dei principali indici finanziari di redditività del capitale investito (ROACE adjusted) e di solidità/ equillibrio della struttura finanziaria (gearing/leverage).

	31 dicembre 2022	31 dicembre 2027	Var. 195.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari	56.352	55-299	ਤੇਤੇ
Diritto di utilizzo beni in leasing	4.446	4.827	(375)
Attività Immateriali	5,525	4.799	726
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo	1,786	1.053	733
Partecipazioni	13.294	7.187	6,113
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	1.978	1.902	76
Debiti netti relativi all'attività di Investimento	(2.320)	(1.804)	(516)
	81.041	74.251	6,790
Capitale di esercizio nello
Rimanenze	7.709	6,072	7.637
Crediti commerciali	16.556	15.524	1.032
Debiți commerciali	(19.527)	(76.795)	(2.732)
Attività (passività) Iributarie nette	(2.991)	(3.678)	687
Fondi per rischi e oneri	(15.267)	(13.593)	(1,674)
Altre attività (passivilà) d'esercizio	316	(2.258)	2.574
	(13,204)	(14.72B)	1.524
Fondi per banefici oi dipondenti	(786)	(819)	33
Attività destinate alla vendita e passività direttomente associabili	156	139	77
CAPITALE INVESTITO NETTO	67.207	58.843	8.364
Patrimonio netto degli azionisti Eni	54.759	44,437	10.322
Interessenze di terzi	471	82	зва
Patrimonio netto	55.230	44.519	10.7119
Indebitamento finanziario nello ante passività per leasing ex IFRS 16	7.026	B.987	(1.997)
Passività per leasing	4.951	5.337	(389)
- df cui working Interest Ent	4.457	3.653	804
- di cui working Interest follower	494	7.684	(1.190)
Indebitamento finanziario netto post possivilà por leasing ex IFRS 16	11.977	14-324	(2.347)
	67.207	58-843	8,364

(a) Per la vepaduzione allo scherna obbligatorio vi il produzione degli schemi di blizzali nella relizione sulla gestione a quelli obligatori.

Al 31 dicembre 2022, il capitale immobilizzato (€B1.041 milioni) è aumentato di €6.790 milioni rispetto al 31 dicembre 2021 per l'effetto positivo delle differenze cambio (al 31 dicembre 2022, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,067 rispetto al cambio di 1,133 al 31 dicembre 2021, -6%), l'effetto delle acquisizioni e l'avvio di un'unità FPSO che opera il permesso di Area 1 in Messico, parzialmente compensati dall'impatto netto della cessione delle controllate angolane in cambio della quota di partecipazione del 50% in Azule Energy e dall'effetto netto degli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni di periodo e degli incrementi per investimenti.

Il capitale di esercizio netto (-€13,204 milioni)/e aumentato di €1.524 milioni a seguito dell'aumento del valore di libro delle scorte di petrolio e di prodotti per effetto della contabilità del costo medio ponderato in funzione dell'aumento del prezzi delle commodity (+€1.637 miliogi), l'Incremento delle altre attività (passività) d'esercizio (tre 2.574 milioni) a seguito della variazione dei fair value dei derivati parzialmente compensato dall'incremento del fondo rischi (+€1.674 milioni) e dal minor saldo debiti e crediti commerciali (-€1.700 milioni).

87478/454

Ricanduzione dell'utile complessivo

	2022	2021
Ulife (perdita) netto dell'osercizio	13.967	5.840
Componenti non riclassificalaili a conto economico	了可	149
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti	(20	119
Variazione fair value partecipazioni valulate al fair value con effetti a OCI	ટેહ	705
Quota di perimenza delle "allre componenti deil'ultile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valulate con il metodo del patrimonio nello	3	2
Effetto fiscale	(5)	(77)
Consponente delessificabili a conto economico	7.643	2003.1
Differenze di cambio da conversione del bilanci in moneta diversa dall'euro	7.095	2,828
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di coperture cash flow hedge	794	(1.264)
Quota di pertinenza delle "allre componenti dell'ultile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con Il metodo del patrimonio nello	(12)	(34)
Effetto fiscale	(234)	372
Totale alte componenti dell'ulle (perdita) complessivo	1 -757	7.051
Totale ulle (perdita) complessivo dell'esercizio	15.778	7.897
di competenza:
· nzionisti Eni	15.643	7.872.
- Interessenze di terzi	75	19

Prospetto delle variazioni dei patrimonio netto

	(C millioni)
Patrittorio nello comprese le interessenzio di terzi al 1" gennalo 2021		37.403
Totale utile (perdita) complessivo	7.891
olvidendi distribuiti agli azionisti Eni	(2.390)
Dividendi distribuiti dalle alle società consolidate	(5)
Ernissioni di obbligazioni subordinate perpetue	2.000
Cedole obbligazioni subordinate perpetue	(61)
Costi emissione obbligazioni subordinate perpetue	(75)
Acquisto azioni proprie	(400)
Alte variazioni	6
Yolale variazioni		7.026
Pattimonio nello compresso lo interessenzu di terzi al 31 dicembre 2027		44.519
di competenza:
- 22 01158 Est		44.137
- interessenze di terzi		82
Potrimonio netto comprese le interessonzo di terzi al 1ª gennalo 2022		44.574
Totale ulle (perdita) complessivo	75.738
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni	(3,022)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate	(60)
Cessione Enipower	542
Acquisio azioni proprie	(2.400)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue	(138)
lmposte su cedole Bond ibrido	વે ત
Altre variazioni	27
insizijingi sici loj		ר 17.77 ר
Pattimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2022		55.230
di compelenza:
• azirnisti Eni		54.759
- interessenze di terzi		477

ll patrimonio netto (€55.230 milioni) è aumentato di €10.711 milioni rispetto al 31 dicembre 2021 per effetto dell'utile netto del periodo (€13.961 milioni), delle differenze positive di cambio (€1.095 milioni) che riflettono l'apprezzamento del dollaro rispetto all'euro al 31 dicembre 2022 rispetto al 31 dicembre 2021, della variazione positiva di €794 milioni della riserva cash flow hedge, in parte compensati dal pagamento dividendi e dall'acquisto di azioni proprie (€5.422 millioni).

Indebitamento finanziario netto

Il "leverage" misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il management Eni utilizza tale indicatore per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell'industria.

	31 dicembre 2022	31 dicembre 2021	Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari	25.917	27.794	(877)
- Debiti finanziari a breve termine	7.543	4.080	3.453
- Debiti finanziari a lungo termine	79.374	23.714	(4.340)
Disponibilità liquide ed equivalenti	(10.155)	(8.254)	(1.901)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico	(8,251)	(6.30)	(1.950)
Crediti finanziari non strumentali all'altività operativa	(1.485)	(4.252)	2.767
Indebitamento finanziatio netto ante passivilà per leasing ex IFRS 16	7.026	8.987	(1.961)
Passività per beni in leasing	4.957	5.337	(386)
- di cui working interest Eni	4.457	3.653	804
· di cui working interest follower	494	1.684	(7.790)
indebitamento finanziatio netto post passività per leasing ex IFRS 16	17.977	14.324	(2.347)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi	55.230	44.519	70.777
Leverage ante lease liability ex IFRS 16	0.13	0,20	0.07
Leverage post lease liability ex IFRS 16	0,22	0,32	0,10

Lindebitamento finanziario netto al 37 dicembre 2022 è pari a €11.977 milioni in riduzione di €2.347 milloni rispetto al 2021. I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a €26.917 milioni, di cui €7.543 millioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza entro 12 mesi dei debiti finanziari a lungo termine di €3.097 milioni) e €19.374 milioni a lungo termine. La riduzione dei crediti finanziari non strumentali all'attività operativa è connessa all'operatività in derivati su commodity. L'ammontare di €1.266 milioni è relativo ai depositi vincolati a garanzia di operazioni su contratti derivati riferiti essenzialmente al settore Global Gas & LNG Portfolio.

Escludendo l'effetto della lease liability - IFRS 16, l'indebitamento finanziario netto si ridetermina in €7.026 milloni in riduzione di €1.961 milioni rispetto al 2021.

Il leverage2 -- rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi - si attesta a 0,13 al 31 dicembre 2022, di cui circa 1 punto riferibile alla quota di passività di competenza dei partner delle unincorporated joint venture operate da Eni. Includendo l'impatto dell'applicazione dell'IFRS 16, il leverage si ridetermina in 0,22.

(2) Note espicative il lettere contenulo e significatori allernativ di performente in linea con pil hidratori Allernanii di Periormance (Orientament ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobe 2015. Per la definizione di questi indicatori allemative di performane di performan ce" alle pagine seguenti della presente relazione.

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RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schema statutory al fine di consentire il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema obbligatorio, e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente tale collegamento è il "free cash flow" cioè l'avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti dell'e variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO(")

(€ milloni)	2022	2021	2020	Var. 255
Differ (pordita) nello	13.061	5.870	(8.628)	0.721
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa nell'o da allività operativa:
- ammorlamenti e allre componenti non monetarie	4.369	8.560	12.643	(4.799)
- plusvalenze nelle su cessioni di attività	(524)	(102)	(9)	(422)
- dividendi, Interessi e imposte	8.611	5,334	3.251	3.277
Variazione del capitale di esercizio	(1.279)	(3.746)	(18)	7.857
Dividendi incassati da partecipate	1.545	857	509	ଚ୍ଚିତ୍ର
Imposic pagate	(8.488)	(3,726)	(2.049)	(4.762)
Interessi {pagali} incassall	(735)	(764)	(875)	20
Flusso di casso nello du allivita operativ	7 ?	1 22.861	41,832	4. 13.00
Investimenti tecnici	(8.056)	(5.234)	(4.644)	(2.822)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda	(3.317)	(2.738)	(392)	(573)
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, altività materiali e immateriali e Darlecipazioni	1.202	404	28	798
Altre variazioni relative all'altività di investimento	2.361	289	(735)	2.072
Free cash flow	ﻟﻠﺴﻴﺔ (ﺍﻟﻘﺎﺭﺓ) 1) , 19	5.582	(021)	4_074
lovestimenti e disinvestimenti di attività finanziorie non strumentali all'altività operativa	7 86	(4.743)	1.156	5.529
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti	(2.569)	(244)	3.115	(2.325)
Remborso di passivilà per beni în teasing	(994)	(ਹੜਕ)	(Bea)	(25)
Flusso di cassa del capitale proprio	(4.841)	(2.780)	(1.968)	(2.067)
Flusso di cassa nello delle obbligazioni subordinate perpetue	(138)	1.924	2.975	(2.062)
Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità	76	52	(୧୯୨)	(36)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBIL.STA I,IQUIDE ED EQUIVALENT	7.4116	(7,748)	3.478	3.064
Fiusso di casso netto ante variazione circolonia al costo di rimpiozzo adjusted	20.330	72.711	6.726	7.660

Variazione delfindebitamento finanziario netto

	2022	2021	2020	Vor. 855.
Free cash Aow	0.636	13. 582	((121)	4.074
Rimborso di passività per beni in leasing	(994)	(030)	(869)	(25)
Debiti e crediti finanziari società acquisite	(572)	(777)	(67)	265
Debili e crediti finanziari società disinvestite	442			742
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni	(1,352)	(429)	759	(923)
Flusso di cassa del capitate proprio	(4.847)	(2.780)	(1.968)	(2.061)
Flusso di cassa nelto delle obbligazioni subordinate perpetue	(138)	1 924	2 975	(2.062)
VARIAZIONE DELLINDEMITAMENTO FILIANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA PER LEASING	1.08	2.501	(0.1)	(GSI)
Rimborsi lease liability	994	дад	કરેવા	રક
Accensioni del periodo e altre variazioni	(COB)	(1.258)	(239)	୧୫୦
Variazione passività per beautin lonsing	386	(הובה)	(33)	705
VARIAZIONE DELLINDEINI O FINANZIVINO MELLO DOS LANSSIALIA ITEN LEMBING	2 347	2.262	ਜੋੜੀ ਹੈ।	515

(a) Per la incontributore de sehennio "Ricandozione degli seheni i il Nambio internationali ullizzani vella reseriore a quello establegore a quelli oblicores quelli oblibigat

Il flusso di cassa netto da attività operativa dell'esercizio 2022 è stato di €17.460 milioni con un incremento di €4.599 milioni rispetto al 2021 (+36%), sostenuto dal miglioramento dello scenario upstream e dal significativo contributo del business R&M. L'assorbimento di cassa del capitale circolante di €1.279 milloni è dovuto alla variazione del valore del magazzino petrolio e prodotti in uno scenario di prezzi in crescita, alla ricostituzione degli stoccaggi gas e al pagamento delle forniture di gas.

I dividendi incassati dalle partecipate hanno riguardato principalmente Vår Energi, Nigeria LNG, Azule Energy e ADNOC R&T.

Prima della variazione del capitale circolante al costo di rimpiazzo e di alcune rettifiche, il flusso di cassa netto da attività operativa si ridetermina in €20.380 milioni nell'anno. Tali rettifiche comprendono: l'utile/perdita di magazzino olio e prodotti, la differenza temporanea tra il valore del magazzino gas calcolato in base al metodo del costo medio ponderato e la misura interna di performance del management che utilizza il magazzino quale leva di ottimizzazione dei margini, accantonamenti straordinari per attività di bonifica ambientale e di decommissioning di asset nella raffinazione, accantonamenti/proventi straordinari su crediti e per oneri o sopravvenienze attive, il fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting, il pagamento del contributo straordinario di solidarietà delle imprese energetiche in Italia per il 2022, nonché il rimborso di capitale da parte di una collegata riclassificato come flusso di cassa operativo.

La riduzione dell'indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €1.961 millioni è dovuta al flusso di cassa netto da attività operativa di circa €17,5 miliardi, al rimborso dei crediti strumentali da parte di Azule Energy (€1,3 miliardi), parzialmente compensati dall'assorbimento di cassa degli investimenti netti (€8,2 miliardi), dal pagamento dei dividendi agli azionisti Eni di €3 miliardi, dall'esecuzione del programma di buy-back con un esborso di €2,4 miliardi, dall'effetto netto di acquisizioni/disinvestimenti (esborso netto di €2,5 miliardi), dal pagamento delle rate di leasing di €1 miliardo e delle cedole relative al bond ibridi (€0,1 miliardi) e da altre variazioni positive di circa €0,5 miliardi.

La riconduzione del flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted al flusso di cassa netto, da attività operativa per i reporting period 2022, 2021 e 2020 è riportata di seguito:

	2022	2021	2020	Var. 955.
Flusso di cassa netto da attività operativa	77.460	12.867	4.822	4.599
Variazione del capitale di esercizio	1.279	3.146	18	(1.867)
Esclusione derivati su commodity	(388)	(2.139)	440	7.750
Esclusione (utile) perdita di magazzino	(564)	(1.491)	1.318	927
Accantonamenti straordinari su crediti e per oneri	2.594	334	128	2 260
Flusso di cassa nello ante variezione circolante al costo di rimpiazzo adjustod	20.380	12.711	6.726	7.669

INVESTIMENTI TECNICI E IN PARTECIPAZIONI

(€ milliori)	2022	2021	2020	Var, ass.	Var. %. (J
Exploration & Production	6.362	3.861	3.472	2.507	64,8
- acquisto di riserve proved e unproved	260	77	57	243
- ricerca esplorativa	708	397	283	317	87.7
- sviluppo di idrocarburi	5.238	3,364	3.077	7.874	55,7
- progetti CCUS e agri-biofeedstock	710	37		73
- 8/10	46	52	રક	(୧)	(11,5)
Global Gas & LNG Portfolio	23	19	17	4	21,
Refining & Marketing e Chimica	878	728	ר ליל	150	20,6
- Refining & Markeling	623	સક્રેક	588	85	75,6
- Chimica	255	790	183	રક	34/2
Plenitude & Power	631	443	293	188	42.4
· Plenitude	481	356	247	775	37.4
- Power	750	77	52		. 94,8
Corporate e altre allività	ની સેસ્	187	707	21)	(17.2)
Effetto eliminazione utili interni	(4)	ಕ	(10)
Investimenti lecnici")	8.056	5.234	4.644	2.822	53,9
Investimenti in partecipazioni/business combination	3.311	2.738	302	573
Totale Investimenti teenici e in partecipazioni/business combination	77.367	7.972	5.036	3.395	42,6

(e) Gri investiment) per la colori o royati e roychina in pritor con i quali sono state negoziale del termin di papartento che nemo comporato de coassillatore de bebilo combr o sono stati rilevati nelle "Altre variazioni" del Rendiconto Finanziatio (€61 milioni).

87 47 47 458

1 fabbisogni per gli investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination ammontano a €11.367 milioni, in aumento del 43% rispetto il 2021, comprendono il corrispettivo dell'acquisizione del 20% nel progetto offshore eolico Dogger Bank C nel Mare del Nord, del 100% della società SKGR, proprietaria di un portafoglio di impianti fotovoltaici in Grecia, di capacità rinnovabile negli Stati Uniti, del 3% nel progetto North Field East 1.NG in Qatar, del 100% di PLT Energia attiva nel business delle rinnovabili, dell'impianto di liquefazione Tango FLNG in Congo nonché il contributo per la ricapitalizzazione della JV Saipem al fine di sostenere il nuovo piano industriale e la ristrutturazione finanziaria della Società. Questi impieghi di cassa sono stati parzialmente compensati dall'incasso derivante dal collocamento di una quota del capitale di Vår Energi (€0,5 miliardi) e dalla cessione di una quota minoritaria del business di produzione di energia elettrica da gas con la rilevazione di un "non-controlling interest" (€0,5 miliardi).

Gli investimenti tecnici di €8.056 milioni (€5.234 milioni nell'esercizio 2021) evidenziano un aumento del 54% e hanno riguardato principalmente:

lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€5.238 milioni) in particolare in Egillo, Costa d'Avorio, Congo, Emirati Arabi Uniti, Messico, Iraq, Italia ed Algeria;
· l'attività di raffinazione in Italia e all'estero (€491 milioni) finalizzati essenzialmente ad attività di asset integrity e stay-in-business, nonché agli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; nel marketing (€132 milioni) interventi per obblighi di legge e stay-in-business della rete di distribuzione di prodotti petroliferì in Italia e nel resto d'Europa;
Plenitude (€481 milioni) relativa principalmente allo sviluppo del business delle rinnovabili, acquisizione di nuovi clienti e attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici.

Indicatori alternativi di performance (Non-GAAP measure)

Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS ("Misure alternative di performance") che escludono dall'utile operativo e dall'utile netto reported una serie di oneri e proventi straordinari (special items) rispettivamente before e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni di asset, le plusvalenze da cessione, gli accantonamenti al fondo rischi ambientali e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertura privi dei requisiti formali per l'hedge accounting e le svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Inoltre, è oggetto di esclusione il cosiddetto profit/ loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione delle giacenze di fine periodo. Il profit (loss) on stock non è rilevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva gestionale per ottimizzare i margini.

Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.

Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l'analisi dell'andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. Linformativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il calcolo delle Non-GAAP measures

Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di performance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti a risultati consuntivati.

Utile operativo e utile netto adjusted

Lutile operativo e l'utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall'utile operativo e dall'utile netto reported gli special item e l'utile/perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell'utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell'utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la gestione del rischio connesso all'esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzione. L'effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell'utile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l'eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l'aliquota statutory delle società italiane.

Gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto esclusi dall'utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all'attività operativa.

Pertanto restano inclusi nell'utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall'accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production).

Utile/perdita di magazzino

L'utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall'applicazione del costo medio ponderato prevista dagli IFRS.

Special item

Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell'attività: (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi; oppure (iii) differenze e derivati in cambi sono relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity. In tal caso gli stessi, ancorchè gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell'utile operativo adjusted variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. In applicazione della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nel commenti del management e nell'informativa finanziaria. Inoltre, sono classificati tra gli special item gli effetti contabili dei derivati su commodity/tassi di cambio valutati a fair value privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS o per poter beneficiare della "own use exemption", la quota inefficace dei derivati di copertura nonche gli ef fetti contabili dei derivati le cui sottostanti transazioni fisione sono attese in reporting period futuri.

Leveringe

Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria dei Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il leverage è utilizzato per valutare il grado di solidità è di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi

propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell'industria.

Gearing

Il gearing è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.

Flusso di cassa nello adjusted ante variazione circolante Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio ed escludendo l'utile/perdita di magazzino e certe componenti straordinarie.

Free cash Now

Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario riclassificato, Il "free cash flow" rappresenta l'avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gii effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (il) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.

Indebitamento finanziario netto

Lindebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico e degli altri titoli non strumentali all'attività operativa, nonché dei crediti finanziari a breve termine non strumentali all'attività operativa. Assumono la qualificazione di strumentali all'attività operativa le attività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations.

ROACE Adjusted

Indice di rendimento del capitale investito, calcolato come rapporto tra l'utile netto adjusted prima degli interessi di terzi azionisti aumentato degli oneri finanziari netti correlati all'indebitamento finanziario netto, dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale investito netto medio.

Coverage

Misura di equilibrio finanziario, calcolato come rapporto tra utile operativo e gli oneri finanziari netti.

Current ratio

Indica la capacità dell'impresa di far fronte alle obbligazioni in scadenza ed è calcolato come rapporto tra le attività correnti e le passività correnti.

Debt coverage

Misura chiave utilizzata dalle Società di rating per valutare la sostenibilità del debito. Rappresenta il rapporto tra il flusso di cassa netto da attività operativa e l'indebitamento finanziario netto, detraendo dai debiti finanziari le disponibilità liguide e gli impieghi finanziari non funzionali all'attività operativa.

DebileEiTDA

Debt/EBITDA è un rapporto tra l'ammontare di reddito disponibile per ripagare il debito prima di dedurre interessi, imposte, ammortamenti e svalutazioni. Tale indice è una misura della capacità di un'impresa di ripagare il debito. Il rapporto esprime la quantità approssimativa di tempo che sarebbe necessario per pagare tutti i debiti.

Profit per borg

Esprime la redditività per ogni barile di petrolio e gas naturale prodotto ed è calcolato come rapporto tra il risultato delle attività Oil & Gas (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas Topic 932) e i volumi venduti.

Open per boe

Indica l'efficienza della gestione operativa nell'attività upstream di sviluppo ed è calcolato come rapporto tra i costi operativi (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas Topic 932) e i volumi prodotti.

Finding & Development cost per boe

Rappresenta il costo di esplorazione e di sviluppo sostenuto per ogni boe di nuove riserve scoperte o accertate ed è ottenuto dal rapporto tra la somma degli investimenti di esplorazione e sviluppo e dei costi di acquisto di riserve probabili e possibili e gli incrementi delle riserve certe connesse a miglioramenti di recupero, a estensioni e nuove scoperte e a revisioni di precedenti stime (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas Topic 932).

Nelle tavole seguenti sono rappresentati l'utile operativo e l'utile netto adjusted consolidati e a livello di settore di attività e la riconciliazione con l'utile netto di competenza Eni,

87478/461

RICONDUZIONE DELL'UTILE OPERATIVO E DELL'UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED

2022	& Production Exploration	& LNG Portfollo Global Gas	& Marketing e Chimica Refining	Plenitude & Power	e altre attività Corporate	Effetto eliminazione olili Interni	Gruppo
Ulle (perdita) operativo	75.908	3.730	460	(825)	(1.901)	138	77.510
Esclusione (utile) perdita di magazzino			(416)			(148)	(564)
Esclusione special liem:
- oneri ambientali	30		ರ್ವ2	2	1,062		2,055
- svalutazioni (riprese di valore) nette	432	(12)	717	(37)	40		7.740
- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti	2						2
- plusvalenze nette su cessione di asset	(27)		(10)	1	(5)		(41)
- accantonamenti a fondo rischi	રેવે		52		7		87
· oneri per incentivazione all'esodo	ਤੇ ਕੇ	4	46	65	ਵਤੋ		202
· derivali su commodily		(1,805)	प	1,412			(389)
- differenze e derivati su cambi	(57)	244	(ਤ੍ਰਤ)	(5)			149
- 自我省	રેટ	(ƏB)	147	2	128		234
Special liem dell'utile (perdita) operativo	503	(1.667)	1.885	1.440	1.279		3.440
Btile (perdita) operativo adjusted	ר 16-477	2.063	1,929	GT S	(622)	(10)	20.386
Proventi (oneri) finanziari netti's)	(319)	(17)	(36)	(17)	(୧୧a)		(1.062)
Proventi (oneri) su partecipazionii	2.086	4	637	(6)	(91)		2.630
lmposte sul redditori	(7.402)	(1.068)	(616)	(201)	673	6	(8.608)
79x rate (%)							39,2
Ulile (perdita) netto edjusted	10.776	082	1.914	397	(700)	(ને)	13.356
di competenza:
- interessenze di terzi							55
- azionisti Eni							73.301
Utile (perdita) nello di competenza azionisti Eni							13.887
Esclusione (utile) perdita di magazzino							(401)
Esclusione special item							(785)
Ulile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni							13.301

scludono gli special item

87479 462

RICONDUZIONE DELLUTILE ORERATIVO E DELL'ULIFE NETTO AI VALORI AD JUSTED

2021	& Production Exploration	1 NG Portfolio & LING Port	& Marketing e Chimica Refining	Plemiude & Power	attività Corporate e allre attiv	Effetto eliminazione utili interni	Gruppo
Utile (perdita) operativo	70,066	री ही दी ही दी है।	15	2.355	(போ (1)	(201)	12.341
Esclusione (utile) perdita di magazzino			(1.455)			(36)	(1.497)
Inclusione specifil from.
- pneri ambientali	en		150		61		271
· svalulazioni (riprese di valore) nelle	(1,244)	26	7.342	20	23		167
- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti	247						247
- plusvalenze nelle su cessione di asset	(77)		(22)	(2)	1		(100)
- accantonamenti a fondo rischi	113		(4)		33		142
- oneri per incentivazione all'esodo	હેવ	ה	42	(રા)	01		193
- derivati su commodity		(207)	50	(1,982)			(2.139)
- differenze e derivati su cambi	(3)	206	(14)	(6)			183
· afro	77	(34a)	48	તે રે	14		(150)
Special item dell'utile (perditi) operativo	(773)	(310)	1 -562	(1.879)	223		(7.186)
Utile (portilia) operative adjusted	0.293	380	1 22:27	476	(593)	(244)	ﺔ ﺍﻟﺘﻲ ﺍﻟﻘ
Proventi (oneri) finanziari nettilia	(313)	(17)	(32)	(2)	( ਦੇਤਰੇ)		(ਖ਼ੁਰਤ)
Proveni (oneri) su partecipazionii)	681		(4)	(3)	(691)		(17)
imposte sul redditos.»	(4.118)	(ਤਰ੍ਹਾ)	(54)	(344)	247	રસ્	(4 395)
Tax rate (%)							50,3
13tile (pardita) nella adjarded	5.543	169	() :)	377	(1.577)	(175)	4.349
di competenza:
- interessenze of terzi							19
· azzlonist) En							4.330
Ulle (perdita) netto di compelenza manifisti Em							5,1127
Esclusione (utile) perdita di magazzino							(1.060)
Esclusione special item							(431)
Utilo (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni							4.330

(s) Escludono gli special ilem.

87478/463

RICONDUZIONE DELL'UTILE OPERATIVO E DELL'UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED

2020	& Production Exploration	Global Gas & LNG Portfolio	& Marketing e Chimica Chamica Refining	Planilude & Power	altre allività Corporate ਹੋ	Effetto eliminazione utli interni	Gruppo
Utile (perdita) operativo	(610)	(332)	(2-463)	હલ્વ	(ਦੁਵਤ)	33	(3-275)
Esclusione (utile) perdita di magazzino			1.290			28	1,318
Esclusione special item:
- oneri amblentali	। ਉ		ങ്ങു	1	(130)		(25)
· svalutazioni (riprese di valore) nette	1.888	2	1.271		21		3.183
· plusvalenze nette su cessione di asset			(8)		(2)		(a)
accantonamenti a fondo rischi	174		5	10	20		149
- oneri per incentivazione all'esodo	રૂવ	2	27	20	40		123
· derivati su commodity		BEB	(182)	(233)			440
- differenze e detivati su cambi	13	(183)	10				(160)
- 8 110	88	(21)	(26)	0	107		154
Special itom dell'utile (perdita) operativo	2.157	୧୧୫	1.179	(195)	56		3.855
Utile (perdita) operativo adjusted	1.547	326	5	નહક	(507)	ה 7	360' 1
Proventi (oneri) finanziari nettiin)	(316)		(7)	(1)	(269)		(ваз)
Proventi (oneri) su partecipazioniali	262	(15)	(161)	б	( ( 32)		(3)
lmposte sul reddito®!	(1.369)	(100)	(84)	(147)	(34)	(25)	(1.753)
Tax tale (%)							175,0
Utile (perdita) netto adjusted	124	217	(24G)	329	(1.205)	36	(751)
di competenza.
- interessenze di terzi							7
iri Eisinisti Eni							(758)
trile (perdita) netto di competanza azionisti Eni							(8.635)
Esclusione (utile) perdita di magazzino							937
Esclusione special item							6.940
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni							(758)

87 : 79 464

RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI

NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI

		STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
--	--	-----------------------------------

SIVITY GALLINGC MANDER KICHN IDEAL LT			31 dicembre 2022		21 Oldellore was
Voci dello stato patrimoniale riclassificato (dove non espressmente incliento, lo companente	{{ thilliaru}	Rifgtimento uile note al Bilancio consolidato	Valori do achoma legalo	Valori da schoma ICloseificato	Valorí do schema legale	Galori da schema טקסוגוף פעולם פעולם
(sueste direttamente stallo schema legale)				43.337		ಸಿರುವ ಸಾಧಿಸಿ
Capitale immololizzato וֹיוּהְדוֹמַת ששמרח יוֹ וחוזוקורות וְאַקוֹסרות וז				4,446		4.821
Dirittes of utilizes beni in leasing				5.525		4.709
Allivita in transferial				1 786		1.053
oyinzo inimalilizizile - seorle to seorle to tobiligili				7 રત જિલેત		7.187
Partecipazioni valutato con il metodo del patrimonio nello e altre partenipazioni		(17 הוטוו (1945)		7.078		גסט ו
Crediti finanziati e tholi strumentali all'attività operativa				(2 370)		(1.804)
เทศ มี และ ค.ศ. 2017 ออน 2014 เมษายนตรี 2017 อังคม 2011 เมื่อง 11 ประเทศ ประเทศ		(17 נוצטון אויסט)	(4)		( 16)
ואינסוסם טזומטיוויונפעירו it) קוועוויות זאין קוואות בענן -		(vetli nola 11)	(79)		(137)
inconer non ottiviti di investimento noto consement		(vou nota A)	3017		B
- crediti per allività di disinvestimento		(11 #10H #10W)	ਨ ਤੋਂ ਤੋਂ		23
i crediti per allività di disinvestimento non correnti		{veth 13(x) 18)	(7 =20 ) }		(1.732)	74,257
· debiti verso formon per amena di investirnento				11111. 21111. 1
totale Capitale intightifier mit						(3.072.
Difon (til be di reserved the older in pitchitting				7.709 16.590		1 5.52 T
געזענען אינדענען א		(vedi nota fi)				(16.795)
Crediti commerciali Debili controlli		(vedi nota 18)		(19.527) (2.001)		(3.678)
Attivita (passivas) tributitie nette, composition			(2.100)		(G4B)
interior ofilibri fine of institute concesson -			(753)		(374)
intente (on oblikes the sul redulismont -			(1 463)		(1.435)
ntronosis por plus inspossio concenti		(vedi sula 11)	(ਹੈ ਹਨ।)		(4.835)
- passivita per mposte (fillerite		( ) ( (	(34)		(27)
presenti per alte imposto ten corecrat			311		195
- artività per imposte auf reddito considi			174		1 ()[3
- attività per soposto sul recidio non concent		(vedi nota 11)	B(37		ﺍﻟﻤﺮﺍﺟﻊ ﺍﻟﻤﺮﺍﺟﻊ ﺍﻟﻤﺮﺍﺟﻊ
faronoma per alme lumposite converti			4.1855		273
entreportune spinchen in inch fightsifft .		(2001 (1)24)	15/			ા છે. તે
internos non pleoprin enla concerne		(versi voin (3)		に		3
- produl por consolutions freato		(vedi nota 18)		(6)		(2) (13.593)
- tiebili per consultants fiscale				(15767)		(2.259)
Forro per fischi e prem					ર્સ દેશ	રીને
Altre attività (passivita), composit da: - credit finanziali stromestali all'attività operativa ni beve termine		(vetli nom 17)	3.1)80	8	3.375
- erediti velso partner per attività di esplogadore e altri		(vedi nota ())	12.014		13.192
וןרופאוסט נאצווייע עוואר -		(1) 13 (1)	7.056			છે
ilinero non anti e ante a fività non concerner		(17 1:10 (1) 11) (veck nona 18)	(સ (51 (5)		(3.191)
s acconti e anticipi, debli verso partner per attività di esplorazione e produzione e allun		(1	(11.006)		(14.305)
- nito passivita correnti		(vedi nota 11)	(3. 171)		(2. 137)
ותיני וגם חסון קולטבינקלן פורנסט פורות פורניפוץ וזווח -				(1), (4134)		(74.72B)
Totalo Capitale di eserenzio nello					1 : 11441	(142)
Fondi per benefici in (ligendent)					116	1 345
Altrina dentinate alle vendita e passività duollantente passessidad
the opposite the				રીતેન		20:3
(sinfredra city (if(singson (therlig - passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita				(100)		(124) 43.814.3
				4-7-2017		44. 52 2
CALTIALE MAVES THO PRET YO Patrimonio nono degli azinnisti Esi comprese interessenze di tersi					14:11 11.42
ondebitannento fugazistio nellent					アウェウ17	21.794
הוא וועטמונים: הניסות החיפות המועדות הוא נוצרים				10.374		23.714
• מחורות או מתייעוץ ה פותותחותחת מועצבהם •				3.007		1.781
, quote a treve di passivita finanziarie a lungo semme				4.440		2.299
papaività finanziarie a breve termino
סוותף80) ע					(10.155)	(છ.754)
്‍സ്‌വൈല്‍ക്ക് മാറ്റലും ഒരു വാഹ്യമാന്‍ലെന്ന					(1) 251)	(0.307)
Attività finanziarie valulate al fait value con effetti a conto economico		(vedi nota 77)			(1.485)	(4.252)
Crediti finanziaci non altornemali alfailività operativa					7.0.76	21.917
indobitantento lumnziario nemo ante parcività per leasing es GRS 1G					ન ઘડી ત	5.337
Passività per beni în tensing, umuni da i da				4.007		1.380
- passiviti per nema lensus a lossi and nivelsus -				EARTH		ਹੈ ਕਿ R
- quota a breve di possività per beni in lessing a lungo termine					1 1 1 1 1 1 1 1 1	1 - 2 - 3 - 1 - 1 2011 82 1195
Totale lodi dilomento limanziario post per cinta per 1 - - mg es lefen 10 -					1.2 118.2

(a) he maggio dellagli atla composizionema indivalsimo intensionale si vella ancisa to nota 20 al Biongio coredichto.
(a) for maggio dellagli atdia composizionema indivalsimo

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Voci del Rendiconto Finanziario Riciassificato e Valori Valori Valori da Valari da confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale da schema schema da schema schema (E millioni) legale riclassificato legale riclessificato 13.961 5.840 Utlle (perdita) netto Rettliche per ricondure l'utile (perdita) nello al flusso di cassa netto da attività operativa: Ammortamenti e altri componenti non monetari 4.369 8.568 7.205 7.063 - ammortament! - svalutazioni (fiprese di valore) nette di attività materiali, immaleriali e diritto di 7,140 167 utilizzo beni in leasing - radiazioni చేశారు. సంరక్షణ కేంద్రం, ప్రధాన ప్రత్యాల ప్రధాన ప్రత్యాల ప్రధాన ప్రత్యాల ప్రధాన ప్రత్యాలయం ఉంది. ప్రధాన భూమి: విశాఖపట్నం విశాఖపట్నం విశాఖపట్నం విశాఖపట్నం విశాఖపట్నం విశాఖపట్ 387 - effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (7.841) 1.091 (2.773) (194) - altre variazioni ਤਰ ટેવ · variazione fondo per benefici al dipendenti (102) (524) Plusvalenze nette su cessioni di attività 5.334 Olvidendi, interessi e imposte 8.677 - dividendi (230) (321) (159) - interessi attivi (75) 794 1.033 - interessi passivi - Imposte sul reddito 8.088 4.845 (1.279) Flusso di cassa del capitale di esercizio (3,145) - Timanenze (2.033) (2,528) - crediti commerciali (1.036) (7.888) 2.284 7.744 - debiti commerciali 2.028 (406) - fondi per rischi e oneri (2.027) (ਦੁਨਤ) - altre attività e passività Dividendi incassati 1.545 857 lmposte sul reddito pagale al netto dei crediti d'imposta rimborsali (8.488) (3.726) (764) Interessi (pagati) incassali (735) - Interessi incassati 28 116 (792) (851) - Interessi pagati 17. 26(1 12.861 (8.056) Investimenti (5.234) - attività materiali (4.950) (7.700) - attività immateriali (356) (284) investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (3.311) (2.738) (1.675) (837) - partecipazioni - imprese consolidate e rami d'azienda al nello delle disponibilità liquide (1,636) (1.901) ed equivalenti acquisite 1,202 404 - atività materiali 149 207 17 - attività immateriali 1 - imprese consolidate e rami d'azienda al nello delle disponibilità liguide 76 (60) ed squivalenti cedule - Imposte pagate sulle dismissioni (35) 1 35 1.096 · partecipazioni Altre variazioni relative all'attività di investimento e disinvestimento 2.361 ನಿಕಿರಿ - diritto di utilizzo prepagato beni in leasing (3) - investimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'altività operativa (ಇದರ) - variazione debiti relativi all'attività di investimento 927 - disinvestimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa ਅਬਤ 147 · variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento 1.304 . (a) 9.656 5.532		2022	2027




























	Fiusso di cassa nello de attività operativa






	Oisinvestimenti











	Woll Hamb Dow

874791465

37 47 47 466

segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

		2022		2021
Voci del Rendiconto Finanziarlo Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale	(C millioni)	Valori da schema legate	Valori da schema riciassificato	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato
			9,055		5.382
Free cosh Gow			786		(4,743)
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'altività operativa		786		(4.743)
- variazione nella titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa			(2.569)		(244)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti				3.556
- assunzione di debiti finanziari non correnti		130
- rimborsi di debiti finanziari non correnti		(4.074)		(2.890)
- incremento (decremento) di debiti finanziari correnti		1.375		(910)
Rimborso di passività per beni in leasing			(ਰੋਟੋਅ)		(ਰੈਡਰ)
			(4.841)		(2.780)
Flusso di cassa del capitale proprio		92
- apporti di capitale da azionisti terzi		(2.400)		(400)
· acquisto di azioni proprie		536		(17)
· cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate		(3.009)		(2.358)
- dividendi pagati ad azionisti Eni				( ≤)
dividendi pagati ad altri azionisti		(GO)			1.924
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue			(138)
« emissioni nelle di obbligazioni subordinate perpetue				1.985
- pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue		(138)		(67)
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità			16		52
		16		52
effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti			7 111 6		(1.7.281)
tenivelano potta delle disportibilità liquitle ed eculvalenti

87478 464 Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA

I risultati economico-finanziari di Eni SpA di seguito illustrati3.

Conto Economico

	2022	2021	2020	Var ass.
Ricavi della gestione caratteristica	74.679	38.249	18.017	36.430
Altri ricavi e proventi	542	474	405	୧୫
Costi operativi	(67.447)	(34,490)	(39.645)	(32.957)
Altri proveni (oneri) operativi	(6.325)	(2,278)	(176)	(4.047)
Ammortamenti	(825)	(азаф)	(1.013)	105
Riptese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing	(334)	(455)	(1.573)	124
Radiazioni	(65)	(1)		(ed)
Risultato operativo	225	569	(3,985)	(341)
Proventi (oneri) finanziari	(216)	(207)	(299)	(0)
Proventi (oneri) su partecipazioni	3.777	6.938	6,519	(3.747)
Utile prima delle imposte	3.780	7.280	2.235	(3.500)
Imposte sui reddito	1.623	зас	(628)	1.228
Ulile netto	5,403	7.675	7.607	(2.272)

L'utile netto di Eni SpA di €5.403 milioni si riduce di €2.272 milioni rispetto all'esercizio precedente per effetto essenzialmente: (i) della riduzione dei proventi netti su partecipazioni (€3.147 milioni) a seguito principalmente dei minori dividendi distribuiti dalle partecipate; (li) della flessione del risultato operativo (€344 milioni) riferibile essenzialmente alla linea di business E&P (€7.721 milioni), parzialmente compensato dal miglioramento della linea di business R&M (€863 milioni) e della linea di business Global Gas & LNG Portfolio (€592 milioni). La ripresa di valore delle attività per imposte anticipate in previsione della loro recuperabilità compensa i suddetti effetti e l'incremento, delle imposte correnti.

(3) Nel 2022 sì è perfezione, con elficada dal 30 giugno 2022, de business realiv al prestli al dipendenti e all'attività di factioning SpA.

Analisi delle voci del conto economico

l motivi delle variazioni più significative delle voci di conto economico di Eni SpA se non espressamente indicate di segui-

to, sono commentate nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, cui si rinvia.

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

	2022	2021	2020	Var. ass.
Explosation & Production	2.743	2.198	1.509	545
Global Gas & LNG Portfolio	39.812	18.374	5,70%	21.438
Refining & Marketing	25.335	1 5. 505	વે જિવિત્ત	9.830
Power	9.803	4.089	1.938	5.774
Corporate	1.057	976	876	84
Elisloni	(4.071)	(2.893)	(1,702)	(1.178)
	70.679	30,249	78.017	36.430

I ricavi Exploration & Production (€2.743 milioni) si incrementano di €545 milioni, pari al 24,8%, a seguito principalmente dell'aumento dei prezzi di vendita del gas e del greggio parzialmente assorbito dagli effetti economici delle operazioni di copertura effettuate.

I ricavi Global Gas & LNG Portfolio (€39.872 milioni) si incrementano di €21.438 milioni per effetto principalmente dello scenario energetico legato ai prezzi del gas; tale effetto è stato parzialmente compensato dal decremento dei volumi di gas commercializzati principalmente in Italia.

l ricavi Refining & Marketing (€25.335 milioni) si incrementano di €9.830 milioni, pari al 63,4%, a seguito essenzialmente dell'aumento dei prezzi dei prodotti petroliferi trainati dai maggiori consumi per effetto della complessiva ripresa economica.

| ricavi Power (€9.803 milioni) si incrementano di €5.714 milioni a seguito dello scenario prezzi in forte crescita.

l ricavi della Corporate (€1.057 milioni) sono sostanzialmente in linea con l'esercizio 2021

RISULTATO OPERATIVO

	2022	2021	2020	Var. ass.
Exploration & Production	(1.010)	711	(981)	(1,721)
Global Gas & LNG Portfollo	1.275	гөөд	(316)	592
Refining & Marketing	ହିଁ ସ	(205)	(2.138)	છેરું છે. ગુ
Power	205	23	(29)	183
Corporate	(901)	(557)	(545)	(344)
Eliminazione ulili Internilio	(3)	(86)	24	છે કે
pisultato operativo	4 > * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * *	569	(3.985)	(3-14)

(o) Gli uldi interni riguardano gli alle cessioni no linge di insiness di gas e preggio in manenza a fine esercizio.

Il risultato operativo della Exploration & Production, negativo di €1.010 milioni, peggiora di €1.721 milioni a seguito essenzialrnente: (i) degli effetti economici negativi relativi ai derivati su commodity attivati per la gestione del rischio prezzo; (ii) della circostanza che nel 2021 erano state operate riprese di valore su asset operativi; (iii) dei maggiori costi operativi; (iv) delle radiazioni di costi capitalizzati relativi a immobilizzazioni in corso. Tali effetti sono parzialmente compensati dall'aumento dei prezzi di vendita del greggio e del gas.

Il risultato operativo della Global Gas & L.NG Portfolio, €1.275 milioni, migliora di €592 milioni a seguito essenzialmente delle attività di continua ottimizzazione del portafoglio che hanno permesso di beneficiare della fase di estrema volatilità dei mercato sia gas che GNL.

Il risultato operativo della Refining & Marketing, di €658 milioni, migliora di €863 milioni a seguito essenzialmente: (i) del risultato del business refining che ha beneficiato dei più elevati margini

7 8 7 8 4

di raffinazione sostenuto anche dalle misure di ottimizzazione e dalle iniziative per ridurre i costi energetici dei processi industriali, con la sostituzione del gas naturale con alternative più economiche; (ii) delle minori svalutazioni da impairment degli impianti di raffinazione. Tali effetti sono stati parzialmente assorbiti da: (i) la riduzione dell'utile da valutazione scorte che riflette l'andamento dei prezzi di mercato delle principali commodity; (ii) l'accantonamento di un fondo per il decommissioning di alcuni impianti e strutture ausiliarie di raffinazione; (iii) i maggiori accantonamenti ambientali.

Servizi di Dispacciamento; (ii) dei margini realizzati da Capacity Market; (ili) dei maggiori margini per effetto scenario prezzi; (iv) della circostanza che il risultato 2021 tiene conto dei valori negativi dell'attività Renewables sino al 30 giugno 2021. data di efficacia della cessione del ramo d'azienda "Attività rinnovabili Italla". Tali effetti sono parzialmente compensati dalle maggiori svalutazioni da impairment test dei right-of-use relativi ai contratti di tolling.

Il risultato operativo della Corporate, negativo di €901 milioni, peggiora di €344 milioni per effetto essenzialmente degli accantonamenti degli oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate a Eni Rewind SpA all'atto della cessione delle partecipazioni in Agricoltura SpA e in Singea SpA.

il risultato operativo della Power, di €206 milioni, migliora di €183 milioni a seguito: (i) dei migliori risultati conseguiti nel Mercato dei

	2022	2021	2020	Var. ass.
Dividendi	2.336	8.006	8.914	(3.670)
Plusvalenze nette da vendite	214	27		193
Plusvalenze da conferimento	2.006			2.006
Altri proventi	1.238	2.281	ട്	(1.043)
Totale proventi	5.794	8.308	6.979	(2.514)
Svalutazioni e perdite	(2.023)	(1.390)	(2.400)	(633)
	3.773	6.918	6.519	(3.147)

La iduzione dei proventi netti su partecipazioni (€3.147 milioni) deriva essenzialmente dai minori distribuiti da società controllate.

IMPOSTE SUI REDDITO

	2022	2021	2020	Var. ass.
દરિયુક	303	(1)	66	304
IRAP	(26)	(19)	(2)	())
Addizionate Legge n. 7/09	97	(97)		194
Contributo solidaristico delle imprese del settore energetico	(1.250)			(1-250)
Imposte corrent	(876)	(177)	64	(759)
Imposte differite e anticipate	2.514	477	(736)	2-037
Totale imposte ostore	(17)	(6)	(13)	(ਦ)
Totale Imposte sul reddito Eni SpA	1.627	ਤੋਂ ਦੇ ਪ	(୧୯୮୬)	1.273
Imposte relative al consolidamento proporzionale delle joint operation	(4)	47	57	(45)
	1.623	395	(628)	1.228

Le imposte sul reddito, positive per €1.623 milioni, migliorano di €1.228 milioni a seguito essenzialmente della ripresa di valore delle attività per imposte anticipate effettuata a seguito dell'analisi della loro recuperabilità in funzione degli imponibili futuri attesi. La differenza del 67,23% tra il tax rate effettivo (-42,94%) e teorico (24,29%) è dovuta essenzialmente: (i) alla valutazione delle imposte anticipate

IRES e IRAP (con effetto sul tax rate del 57,75%); (ii) alla quota nonimponibile dei dividendi incassati nell'esercizio (con effetto sul tax rate del 13,57%); (iii) alle valutazioni nette su partecipazioni (con un effetto sul tax rate del 12,60%). Tali effetti sono parzialmente compensati dalla rilevazione dei contributi di solidarietà/a carico delle imprese del settore energetico (con un effetto sul tax rate del 33,07%).

STATO PAT RACHIALE RICLASSIFICAT OT

l motivi delle variazioni più significative delle voci dello stato patrimoniale di Eni SpA, se non espressamente indicati di seguito,

sono commentati nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, cui si rinvia.

	31 dicembre 2022	31 dicembre 2021	Var. ass.
Copitale innobilizzalo
Immobili, impianii e macchinari	5.112	5.213	(101)
Diritto di utilizzo beni in leasing	1.654	1.591	(37)
Altività immateriali	247	247	(G)
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo	1.773	7.704	(200
Parlecipazioni	59.815	56.010	3.805
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	2.364	3,279	(915)
Crediti (debiti) netti relativi all'attività di Investimento/disinvestimento	(287)	(208)	(79)
	70.672	67.336	3.33G
Capitale di escreizio nellu
Rimanenze	3.815	2,582	1.233
Credili commerciali	11.082	ಡಿ 509	1,573
Debili commerciali	(11.682)	(8.770)	(2.912)
Altività (passività) tribularie nelle	7.798	256	7.542
Fondi per rischi e oneri	(5.661)	(4,992)	(669)
Altre altivilà (passività) d'esercizio	(911)	(807)	(104)
	13.55591	(2. 222)	605
Fondi per benefici ai dipendenti	(341)	(393)	રતે રહે
Altività destinativ alla vogalia	ت لله	3	79
CAPPERVITE READSSTILLO GES.LLO	58.857	6.1.724	4.130
Potituoso petto	57 520	57-0399	1.481
Indebitamento finimziatio nello ante passivilà per leasing ex li-RS76	14.074	? 1 . 363	2.717
Passività per leasing	2.260	2,322	(62)
lodebitamento finanziario nello post passività per leasing ex IFRS 16	16, 134	13.685	2.049
COPERTURE	68,854	64,724	03130

Il capitale investito netto al 31 dicembre 2022 ammonta a €68.854 milioni con un incremento di €4.130 milloni rispetto al 31 dicembre 2021.

Il capitale immobilizzato (€70.672 milioni) aumenta di €3.336 milioni rispetto al 31 dicembre 2021 a seguito essenzialmente dell'incremento delle partecipazioni (€3.805 milioni) per effetto degli interventi sul capitale di società controllate e degli investimenti effettuati. Tale effetto è parzialmente compensato dal decremento dei crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa (€915 millioni) per effetto dei rimborsi di finanziamenti concessi a società dei Gruppo.

Il capitale di esercizio netto, negativo di €1.559 milioni, migliora di €663 milioni per effetto essenzialmente: (i) dell'incremento delle attività tributarie nette (€1,542 milioni) in particolare per la valutazione delle attività per imposte anticipate; (ii) dell'effetto positivo della valutazione delle scorte che riflette l'andamento dei prezzi di mercato (€1.233 milioni). Tali effetti sono parzialmente compensati: (i) dal decremento netto dei crediti/debiti commerciali (€1.339 milioni) in particolare della linea di business Global Gas & LNG Portfolio: (ii) dall'incremento dei fondi rischi e oneri (€669 milioni) in particolare per i fondi della linea di business Refining & Marketing per il decommissioning di alcuni impianti e strutture ausiliarie di raffinazione e maggiori accantonamenti ambientali.

Le attività destinate alla vendita di €82 milioni si riferiscono principalmente alla partecipazione in SeaCorridor S.r.I (ex Eni Corridor S.r.i) (€66 milioni) e Servizi Fondo Bornbole Metano SpA (£14 millioni).

3 / 1 7 8 / 47 9 / 47 / 4 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / 1 / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / /

16 collical)

PATRIMONIO NETTO

	-------------------------------------
Patrimonio netto al 31 dicembre 2021		57.039
Incremento per:
Utile netto	5.403
Variazione fair value strumenti derivati cash flow hedge ai netto dell'effetto fiscale	1.55%
Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	24
Piano incentivazione di lungo termine	18
Variazione falr value partecipazioni valutate al fair value con effetti ad OCI	3
Altri incrementi	42
		7.047
Decremento per:
Acquisto azioni proprie	(2.400)
Acconto sul dividendo 2022	(1.500)
Distribuzione saldo dividendo 2021	(1,522)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue	(138)
		(5.560)
Patrimonio netto al 31 dicembre 2022		52.520

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

	31 dicembre 2022	31 dicembre 2021	Var. BSS.
Debiti finanziari e obbligazionari	CR 059	28.040	5.019
Debiti finanzlari a breve termine	77.005	7.427	9.584
Debiti finanziari a lungo termine	16.054	20.619	(4.565)
Disponibilità liquide ed equivalenti	(7.628)	(6.630)	( Quart)
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(3.542)	(4.192)	650
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico	(7.816)	(5.855)	(1.980)
Indebliamento finanziorio netto ante possività per leosing ex IFRS16	74.074	17.363	2.777
Passività per leasing	2.260	2.322	(62)
Indebitamento finanziario nello post passività per lessing ex IFRS 16	16.334	13.685	2.649

L'incremento dell'Indebitamento finanziario netto di €2.649 milioni è dovuto essenzialmente: (i) agli investimenti in partecipazioni per effetto essenzialmente di nuovi investimenti e degli interventi sul capitale di alcune imprese controllate (€3.404 milioni); (ii) al pagamento dei dividendi agli azionisti (€3.009 milioni) in particolare il dividendo residuo dell'esercizio 2021 di €0,22 per azione e il pagamento della prima e della seconda tranche del dividendo dell'esercizio 2022, a valere sulle riserve disponibili, di €0,44 per azione; (iii) all'acquisto di azioni proprie (€2.400 milioni); (iv) agli investimenti tecnici (€783 milioni). Tali effetti sono stati parzialmente compensati: (i) dal flusso di cassa netto positivo da attività operativa (€5.818 milioni), in particolare per i dividendi incassati da società controllate (€5.515 milioni); (ii) dai disinvestimenti dei crediti finanziari strumentali all'attività operativa netti (€923 millioni).

07年7月14日2

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO®

	2022	2021	Var. 855.
Ulile nelto	2-403	7.675	(2,272)
Rellifiche per ricondurre l'utile nello al flusso di cassa nello da attività operativa:
· ammoriamenti e altri componenti non monetari	2.257	492	7.765
- plusvalenze nelle su cessioni di altività	(2.226)	(23)	(2.203)
- dividendi, interessi e imposte	(3.585)	(6.057)	2.472
Variazione del capitale di esercizio	(697)	(401)	(296)
Dividendi incassali, imposte pagate, interessi (pagati) incassati	4.666	2.588	2.078
Flusso di cassa nello da ntilvità aperativa	5.878	4.274	1.544
investimenti lecnici	(783)	(1.035)	253
Investimenti in partecipazioni	(3.457)	(8.145)	4.588
Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'allività operativa	978	1.286	(ਤੇਵਤ)
Dismissioni	gee	484	482
Altre variazioni relative all'attività di investimento e rami d'azienda	76	713	(37)
Preu cash flow	3.443	(3.024)	6.567
Investimenti e disinvestimenti di allività finanziarie non strumentali all'altività operativa	(1.440)	(110)	(1.330)
Variazione debili finanziari correnti e non correnti	4.850	2.888	1.962
Rimborso di passività per beni in leasing	((990)	(374)	(16)
Flusso di cassa del capitale proprio	(5.409)	(2.758)	(2.651)
Fiusso di cassa nelto delle obbligazioni subordinate perpetue	(138)	1.924	(2.062)
Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti	(18)	(27)	9
VARIAZIONE METTA DELLE DISPONISMALLY UQUIDE ED EQUIVALENTE	116785	(7.481)	2.479

	2022	2021	Var. ass.
Free cash flow	3.543	(3.024)	6.567
Rimborso di passività per beni in leasing	(390)	(374)	(16)
Flusso di cassa del capitale proprio	(5.409)	(2.758)	(2.651)
Flusso di cassa nello delle obbligazioni subordinate perpetue	(138)	1 924	(2-062)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni	(377)	782	(1.099)
VARIAZIONE INDI:INTAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA PER LEASING	(2.731)	(3.450)	730
Rimborso di passività per beni in leasing	390	374	ી હે
Accensioni del periodo e altre variazioni	(328)	(115)	(212)
Varlazione passivita per beni in leasing	Cil	250	(196)
VANIAZIONE INDERITAMIENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA PER LEASING	(3.6.513)	(3,192)	કનસ

INVESTINENTI TECNICI

	2022	2021	Var. ass.
Exploration & Production	244	405	(162)
Global Gas & LNG Portfolio		1 59	(159)
Refining & Marketing	4BQ	423	57
Corporate	ਦੇਰੋ	48	ר
Investimenti tecnici	7843	1.026	(253)

(5) Si rinvia al commento ai risultati economici e finanziari di consolidato per l'illustrazione metodologica degli schemi riclassificati.

87 479 473

RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI

NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI

		31 dicembre 2022		31 dicembre 2021
Voci dallo stato patrimoniale riclassificato (dove non espressamente indicato, la componente (E புராவும்) e offenula direțtamente dallo schema legale;	Riferimento sile note al Bilancio di asoralizio	Valori da schema legale	Valori da achema riclassificato	Voloti da schema legale	Velori da schema Ficiasalicato
Capitale immobilizzato
lmmobili, impianti e macchinari			5.172		5,213
Diritto di utilizzo beni in leasing			1.654		1.691
Attività immateriali			241		247
Rimanze Immobilizzate - scorte d'obbligo			1,773		7,104
Partecipazioni			59.815		56.010
Crediti finanziari e titoll strumentali all'ettività operativa			2.364		3.279
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa (correnti)	(vedi nota 15)	218		25
- crediti finanziari e tiloli strumentali all'attività operativa (non correnti)	(vedi nota 15)	2.346		3,257
Crediti (debiti) netti relatività di investimento/disinvestimento, composti da:			(287)		(200)
- crediti relativi all'attività di disinvestimento	(ved) nota 7 )	20		2
	(vedi nota 10
- debiti per attività di investimento	e mota 17)	(307)		(210)
Totale Capitale immobilizzato			70.672		67.336
Capitale di esercizio netto
Rimanenze			3.815		2 582
Crediti commerciali	(vedi nota 7)		11.082		9.509
Debiti commerciali	(vedi nota 17)		(17.682)		(8.770)
Altività (passività) tributarie nette:			1,798		256
- passività per imposte sul reddito (correnti)		(771)		{117}
· altre passivilà (correnti)	(vedi nota 10)	(679)		(622)
- attività per imposte sul reddito (correnti)		17 ਤ		ਟਤ
- altre attività (corrent)	(ved) nota 70)	1 52		ea
- attività per imposte anticipate		2.684		81 4
- attività per imposte sul reddito (non correnti)		78		78
- altre attivilà (non correnti)	(vedì nộia 10)	2		2
- crediti per consolidato fiscale e IVA	(ved) no18 7)	193		73
· debiti per consolidato fiscale e IVA	(vedi nota 17)	(a)		(39)
- altre passività (non correnti)	(vedi nota 10)	(25)		(25)
Fondi per rischi ed onerl			(5.667)		(4.992)
Altre attività (passività) di esercizio:			(917)		(807)
- altri crediti	(vedi nota 7)	зеб		3.410
- altre attività (correnti)	(vedi nota 10)	12.924		12-782
- altre altività (hon correnti)	(vedi nota 10)	2.811		2.053
· altı debiti	(vedi nota 17)	(452)		(502)
	(vedi nota 10)	(13.626)		(15.683)
- altre passività (correnti)	(vedi nota 10)	(2.934)		(2.867)
· altre passività (non correnti)			(1.559)		(2,222)
Totalo Copitalo di esercizio netto			(341)		(заз)
Fondi per benefici ai dipendenti Altività destinate pla vendita			132		3
			68.854		64.724
CAPITALE INVESTITO NETTO			52 520		51.039
Patrimonio netto
Indebitamento finanziario netto
Debiti finanzieri e obbligazioni, composti da:		76.054		20:519
- passività finanziarie a lungo termine		2.883		1.555
- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
· passività finanziarie a breve termine		14.122		5.866
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti		7.628		0-630
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(vedì nola 15)	3.542
Attività finanziarie valutate al tair value con effetti a conto economico		7.815
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16			14.074		11-363
Passività per beni In leasing, composti da:			2.260		2.322
- passività per beni in leasing a lungo termine		1.887		1.939
- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine		373		ਤੱਕ ਤੋਂ
Totale Indebitamonto finanziario netto post passività per leasing ex IFRSTO			76-334		13.682
COLERTURE			68.854		64,724

87 : 28 /474

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

		2022		2021
Voci del Rendiconto Finanziorio Riciassificato e confinenze/ficiassifiche delle voci dello schema legale	(C milioni)	Valori da scherna legate	Valori da schema riclassificato	Valori da schema ાહુપાલન	Valori da schema riclessificato
Ulla netto			5.403		7.675
Rettiliche per ficondurre l'utile nello al flusso di cassa nello da attività operaliva:
Ammoriamenti e altri componenti non monetari			2.257		492
- ammorfament:		825		030
- svalutazioni (riprese di valore) nelle di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing		334		તરેરે
· radiazioni		65		1
- effetto valutazione partecipazioni		785		(894)
- differenze cambio da allineamento		92		(123)
- variazione da valutazione al fair value titoli destinati al trading		746		65
- remeasurement delle passività per leasing		(e)		(21)
- plani incentivazione & lungo termine		75		16
- variazioni fondi per benefici ai dipendenti		7		63
Plusvalenze nette su cessione di attività			(2.226)		(ನಿವು)
Dividendi, interessi e imposte			(3.585)		(6.057)
- dividendi		(2.336)		(6.008)
- Interessi allivi		(203)		(176)
- interessi passivi		577		520
- imposte sul reddito		(1.623)		(395)
Flusso di cassa del capitale di esercizio			(697)		(407)
- 1171200120		(1.902)		(1,502)
- credit commerciali		{1.597}		(6.097)
- debiti commercial		2.920		5,283
- fondi per rischi ed oneri		769		(170)
- altre allività e passività		(917)		2,185
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati			4.666		2.588
- dividendi incassati		5.515		2 893
- Interessi vicassati		209		179
· înteressi pagali		(558)		(517)
· imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsali		(500)		3 ਤੋ
Fiusso di cassa nello da altività operativi			5 . 87 7 82		4.274
Investimenti tecnici			(783)		(1.036)
- immobilizzazioni materiali		(757)		(848)
- (mmobilizzazion) immateriali		(32)		(188)
Investimenti in partecipazioni e rami d'azienda			(3,457)		(8.145)
Disinvestimenti (Investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa			923		1.286
- crediti finanziari strumentali		923		1-286
Titoli strumentali all'attività operativa
Dismissioni			965		484
- immobilizzazioni materiali		166		5
العابقاتصاص الصحاق الأمل المستقل -		9
- partecipazioni		791		479
Altre variazioni relative all'altività di investimento/disinvestimento e rami d'azienda;			76		113
- variazione debiti e crediti relativi all'altivilà di disinvestimento		80		113
- rami d'azienda		(4)
Free casti flow			: 1441		( : { } ; } = } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } } }

BILANCIO CONSOLIDATO

87 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7 : 7

segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

		2072		2021
Voci del Rendiconto Finanziscio Riclassificato e confluenze/riclassifiche della voci dello schema tegale	Valori de schema (€ milloni) legale	Valori da schema Ticlessficato	Valori da schema legale	Valor da schema IC lassificato
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'altività		(1,440)		(770)
· variazione nette titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(1.440)		(710)
Vatiazione debiti finanziari correnti e non correnti;		4.850		2.888
assunzione (rimborsi) debit! finanziari a lungo termine e quota a breve del lungo	(3.437)		955
- incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine	8.287		1 933
Rimborso di passivita per beni in leasing		(390)		(374)
Fiusso di cassa del capitale proprio		(5,409)		(2,758)
- dividendi pagati	(3.009)		(2.358)
· acquisto azioni proprie	(2.400)		(400)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue		(138)		1.924
Ernissioni di obbligazioni subordinate perpetue			1.985
Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue	(138)		(67)
Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti		(18)		(27)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA LIQUIDE ED EQUIVALENTE		ਹੋ ਹੈ ਉਸ		(1,481)

ಮ್ಮ 11

37478476

Fattori di rischio e incertezza

Fischi connessi alla ciclicità Cles Section Oil & Gass

li prezzo del petrolio è la principale variabile che influenza i risultati finanziari e le prospettive industriali di Eni e, al pari delle altre materie prime, ha una storia di volatilità dovuta alla correlazione con il ciclo economico. L'andamento del prezzo del greggio nel breve termine è determinato dall'equilibrio tra la domanda e l'offerta globale e dal livello delle scorte. La domanda petrolifera nel breve termine è strettamente correlata alla congiuntura economica globale, a sua volta influenzata da molteplici fattori ed eventi imprevedibili quali la fiducia dei consumatori e delle imprese, i livelli di occupazione, la crescita del reddito disponibile, le crisi finanziarie, le politiche monetarie delle banche centrali, pandemie, guerre, conflitti locali, instabilità politica e sociale, misure protezionistiche e i livelli del commercio internazionale. Nel breve termine, un rallentamento dell'attività economica normalmente provoca una riduzione della domanda globale di petrolio. Considerato che nel breve termine l'offerta di petrollo è poco elastica, nel caso di "shock" lato domanda dovuti alla contrazione o rallentamento dell'economia globale, il prezzo del petrolio potrebbe registrare rapide e profonde correzioni al ribasso come accaduto a fine 2018, durante il picco pandemico o nella seconda metà del 2022.

Nel lungo termine, la domanda è influenzata: (i) in positivo, dalla crescita demografica, dal miglioramento del tenore di vita e dall'espansione del PIL mondiale; (ii) in negativo, dalla disponibilità di fonti energetiche alternative, dall'evoluzione delle tecnologie, dai cambiamenti nelle preferenze dei consumatori e, infine, dalle misure e le altre iniziative adottate o pianificate dai governi per contrastare i cambiamenti climatici e contenere le emissioni di anidride carbonica. Il Management ritiene che la spinta a ridurre le emissioni di anidride carbonica e la transizione energetica in corso potrebbero portare nei lungo periodo a una riduzione strutturale della domanda e dei prezzi del petrolio.

L'offerta globale di petrolio è influenzata in larga misura dall'Organizzazione dei Paesi Esportatori di Petrolio che si sono coalizzati con alcuni altri Paesi produttori (Russia, Kazakhstan) per dar vita all'alleanza nota come OPEC+. Il cartello è in grado di esercitare un certo "pricing power" nel mercato petrolifero considerato come il blocco abbia dimostrato dagli eventi della pandernia dei COVID-19 in poi una certa coesione nel difendere il prezzo attraverso le decisioni sul livelli produttivi e che alcuni Paesi del cartello quali Arabia Saudita, UAE e Kuwait dispongono della maggior parte della "spare capacity" mondiale, facendo dell'Alleanza di fatto il solo "swing producer", mentre i produttori di shale oil USA hanno abbandonato il modello di crescita a beneficio della disciplina finanziaria con il mantenimento delle produzioni sul livello di circa 12 milioni di barili/giorno ben inferiore al picco ante COVID (oltre 13 milioni). Gli sviluppi geopolitici in Medio Oriente e,

in particolare, nell'area del Golfo Persico, come anche le sanzioni imposte dagli Stati Uniti e dall'UE contro alcuni Paesi produttori, possono avere una significativa influenza sui prezzi del petrolio. In misura minore, eventi meteorologici estremi, come gli uragani in aree ad alta concentrazione di produzione come il Golfo dei Messico, e problemi operativi alle principali infrastrutture petrolifere possono avere un impatto sui prezzi del petrolio.

Il 2022 ha segnato uno degli anni più volatili nella storia del prezzo del petrolio, sulla base del numero di giorni mercato caratterizzati da movimenti del prezzo superiori ai 5 S/bbl.

L'aggressione militare dell'Ucraina da parte della Russia a fine febbralo 2022 si inserisce in un quadro di fondamentali bilanciati nel mercato petrolifero dovuti alla ripresa post-pandernica e a tensioni nell'offerta in quello del gas naturale, soprattutto in Europa. Nel giorni successivi all'invasione, il prezzo del petrolio Brent, greggio di riferimento per il mercato, registra un'impennata fino quasi a quota 140 \$/bbl, prossima ai massimi di tutti i tempi registrati nel corso del 2008, per poi assestarsi nei mesi successivi su valori più contenuti grazie al dissiparsi dei timori degli operatori su possibili interruzioni nel flusso degli idrocarburi liquidi dalla Russia verso i mercati internazionali. La Russia con una produzione di oltre 10 milioni di barili/giorno è il terzo produttore mondiale dopo USA ed Arabia Saudita e copre circa il 14% dell'offerta globale di greggio; tali dati spiegano la forte volatilità del prezzo del petrolio nel periodo immediatamente successivo all'avvio della guerra.

Qitre all'incertezza associata al rischio geopolitico, nel corso dei primo semestre 2022 i prezzi del petrolio sono stati sostenuti dal positivo andamento dell'economia globale dovuta alla riapertura post-pandemica dell'economia nei Paesi Occidentali e alla ripresa sincrona della domanda di carburanti in tutti i settori finali di utilizzo, compreso il settore delle linee aeree che era rimasto penalizzato durante tutto il corso del 2021. Le compagnie petrolifere internazionali quotate hanno mantenuto la disciplina finanziaria adottata in risposta alla crisi di mercato causata dal COVID-19, caratterizzata da un approccio prudente alle decisioni d'investirnento, piani di spesa finalizzati al solo sostegno delle produzioni, rinunciando alla crescita e privilegiando nell'allocazione dei flussi di cassa generati in un ambiente di prezzi elevati la ristrutturazione dei bilanci e la remunerazione degli azionisti. Inoltre, la sottovalutazione dei titoli azionari delle compagnie petrolifere (in termini di comuni multipli di borsa rispetto alla media degli indici azionari) rende più attrattivo l'investimento nel riacquisto delle azioni proprie rispetto a investimenti di crescita delle produzioni. L'alleanza dei Paesi produttori dell'OPEC+ ha proseguito nell'azione di graduale allentamento delle quote produttive stabilite nel maggio 2020 in risposta al collasso della domanda petrolifera,

Jalundad

evitando il rischio di inondare il mercato con un ripristino troppo rapido delle quote ante-COVID. Nel ristabilire i livelli produttivi, molti Paesi membri del cartello hanno comunque incontrato serie difficoltà nel conseguire gli oblettivi produttivi di volta in volta concordati, arrivando nel mese di agosto 2022 a produrre circa 3 milioni di barili/giorno in meno rispetto alle quote teoriche ed evidenziando la possibile criticità legata a una capacità di riserva ("spare capacity") inadeguata a far fronte a improvvisi aumenti della domanda. Tali sviluppi positivi sono stati attenuati dalla politica delle Autorità cinesì di tolleranza zero nei confronti del COVID-19 con l'adozione di provvedimenti molto restrittivi sulla circolazione delle persone con la chiusura di interi distretti e metropoli chiave (ad esempio Shanghai) per l'economia del Paese e i consumi mondiali di petrolio. I Paesi OCSE hanno cercato di limitare l'aumento dei prezzi del greggio attraverso un'azione coordinata di rilascio delle riserve strategiche; in particolare l'amministrazione USA ha dato esecuzione a un programma di vendita di greggio pari a un milione di barili/giorno per un periodo di 180 giorni (aprile-ottobre); ulteriori vendite sono state eseguite nei mesi di novembre e dicembre. Nel primo semestre 2022 il prezzo del greggio ha oscillato in una banda di 90-125 \$/bbl (escludendo i picchi nei giorni immediatamente successivi all'escalation militare in Ucraina) con una media di 108 \$/bbl.

Tuttavia, come dimostrato dagli sviluppi del secondo semestre, l'industria petrolifera è un settore ciclico e i risultati economici e i flussi di cassa di Eni sono esposti ai rischi di rapide correzioni del mercato a causa della complessità e dell'imprevedibilità dei fattori macroeconomici che influenzano la dornanda petrolifera e della considerazione che l'offerta è rigida nel breve termine per cui uno shock della domanda è in grado di causare un'ampia contrazione del prezzo della materia prima in un lasso temporale relativamente breve. Nei fatti, nel corso del terzo trimestre 2022 il prezzo del Brent ha perso circa 40 \$/bbl dal valore di chiusura del primo semestre a 125 S/bbl a un minimo di \$85 a fine settembre (oltre il 30%); il downtrend è ripreso nel mese di dicembre con una fiessione al di sotto degli \$80, erodendo tutto il guadagno registrato nel 2022. Molteplici fattori hanno determinato tale rovesciamento. La ripresa dell'inflazione dovuta principalmente alla spinta dei prezzi delle materie prime (energia, ma non solo) ha indotto un brusco cambiamento di politica monetaria da parte delle banche centrali, con la Federal Reserve particolarmente attiva nel dare esecuzione al proprio mandato di stabilità dei prezzi attraverso rialzi consistenti e ravvicinati dei tassi d'interesse e l'abbandono del "quantitative easing". L'aumento dei tassi d'interesse ha alimentato le aspettative degli operatori di rallentamento dell'attività economica, da cui dipende la domanda petrolifera. Le altre banche centrali hanno seguito l'esempio della Fed; tuttavia, il ritmo di stretta monetaria della banca centrale USA è stato nettamente più rapido, con la conseguenza di rafforzare in misura rilevante il rapporto di parità del dollaro rispetto alle altre valute. Questo ha un effetto negativo sulla domanda petrolifera, poiché i contratti sono denominati in dollari e quindi l'acquisto di greggio diventa relativamente più oneroso per i Paesi con valute diverse dal dollaro.

Infine, il protrarsi della guerra, l'incertezza sisternica e il rallentemento di alcuni indicatori di attività soprattutto in Europa, hanno innescato aspettative di un rallentamento macroeconomico e anche di scenari di piena recessione, che avrebbero un impatto fortemente negativo sulla domanda petrolifera. Inoltre, hanno influito sulla correzione dei prezzo la resilienza delle produzioni russe che non sono diminuite contrariamente alle aspettative degli operatori e le incertezze circa il ritorno alla normalità della Cina, dopo aver mantenuto la politica di zero tolleranza al COVID per tutto il 2022. La situazione nel mercato fisico ha mostrato minori segnali d'indebolimento, come evidenziato dalla struttura dei prezzi a futuri che è rimasta sostanzialmente in "backwardation" (situazione per cui i prezzi per le consegne future più distanti nel tempo quotano a sconto rispetto ai valori spot e del primo mese di consegna "front month"), con fasi di contango solo per le scadenze più ravvicinate segnalando un'aspettativa del mercato di un surplus di offerta nel primo trimestre 2023. In tale contesto i trader e gli operatori finanziari hanno liquidato le posizioni sui contratti futuri con effetti amplificati dalla ridotta liquidità dei mercati finanziari delle materie prime. In risposta alle incertezze sullo scenario petrolifero, i Paesi aderenti all'OPEC+ hanno deciso all'inizio di ottobre 2022 di ridurre le quote produttive di 2 milioni di barili/giorno, corrispondenti a un taglio effettivo di produzione parì a circa la meta considerato che alcuni membri del cartello producevano già al disotto delle rispettive quote, a partire dal mese di novembre 2022 e fino a tutto dicembre 2023. Nel 2022 il prezzo del Brent è stato pari in media annua a chica 101 \$/bbl con un incremento del 40% rispetto alla media 2021

L'outlook presenta rischi e incertezze in relazione ai/segnali di rallentamento dell'economia, anche per l'effetto delle politiche monetarie restrittive adottate dalle banche centrali per contrastare la ripresa dell'inflazione, tall da rendere possibili scenari di "hard landing", alla ripresa dell'economia cinese post-pandemia e all'evoluzione della guerra tra Russia e Ucraina che potrebbe influenzare negativamente lo scenario macroeconomico, minando la fiducia di imprese e consumatori. Il management ha scontato tali fattori in una previsione di prezzo di 85 \$/bbl per il greggio

circa 70 \$/bbl.

8 7 4 7 9 448

Brent nel 2023, in calo rispetto al 2022, e un valore di lungo termine nominale di 80 \$/bbl sulla base di uno scenario mid-cycle fino al 2030-2035. Oltre tale orizzonte, il prezzo del petrolio è previsto in declino per riflettere la decarbonizzazione dell'economia.

I prezzi del gas naturale hanno registrato una volatilità ancora più accentuata di quella del petrolio, soprattutto in Europa a causa della dipendenza del continente dalle forniture via pipeline dalla Russia, che all'epoca dell'invasione dell'Ucraina era il maggiore fornitore dell'EU. Rispetto alla media 2021 di circa \$15 mmBTU per Il riferimento spot europeo Title Transfer Facility (TTF) che già rappresentava un record storico, nel corso del 2022 sono stati registrati valori che hanno raggiunto gli \$80-90 a causa dei timori di carenza di gas per la stagione invernale successiva in relazione al progressivo ridimensionamento dei flussi di export russi via pipeline, nel quadro di un continuo deterioramento delle relazioni politiche con l'EU. Nella parte finale del 2022 e inizio 2023, i prezzi del gas grazie a una stagione invernale particolarmente mite e abbondante afflusso di GNL dagli USA hanno corretto in maniera sostanziale, chiudendo l'anno su valori pari o inferiori a quelli correnti prima dello scoppio della guerra. I prezzi del gas sono previsti volatili per il futuro prevedibile.

Nel 2023 le quotazioni gas sono previste in diminuzione (TTF a 27,5 \$/Mbtu), a fronte di consumi deboli anche per le misure di risparmio energetico dell'EU, abbondante offerta di LNG sostenuto dall'aumento delle produzioni di gas naturale "dry" negli USA e adeguati livelli delle scorte. Negli anni successivi è previsto un ulteriore declino (prezzo europeo in media 18,5 \$/Mbtu) per il graduale ribilanciamento di domanda e offerta su scala globale.

I risultati del Gruppo, principalmente del settore Exploration & Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e del gas naturale. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi ha effetti negativi sui ricavi, sull'utile operativo e sui flussi di cassa a livello consolidato, determinando la flessione dei risultati nel confronto anno su anno.

Nel 2022 l'esposizione al rischio prezzo ha riguardato circa il 40% della produzione di petrolio e gas del Gruppo. Tale esposizione, per scelta strategica, non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura economica, salvo particolari situazioni aziendali o di mercato. La parte restante della produzione del Gruppo non è esposta al rischio prezzo, poiché è regolata dallo schema contrattuale di Production Sharing Agreement ("PSA") che garantisce il recupero di un ammontare fisso dei costi sostenuti altraverso l'attribuzione di un corrispondente numero di barili, esponendola pertanto a un rischio legato al numero di barili.

L'attività Oil & Gas è un settore che necessita di ingenti risorse finanziarie per l'esplorazione e lo sviluppo delle riserve di idrocarburi. Storicamente gli investimenti upstream sono stati finanziati attraverso l'autofinanziamento, gli incassi da dismissioni e ricorrendo a nuovo indebitamento. I flussi di cassa operativi e l'accesso al mercato dei capitali del Gruppo sono soggetti a diverse variabili, quali: (i) l'ammontare delle riserve certe del Gruppo; (ii) il volume di petrolio e di gas naturale che il Gruppo è in grado di produrre e vendere dai pozzi esistenti; (iii) i prezzi di vendita del petrolio e del gas naturale; (iv) la capacità di acquisire, trovare e produrre nuove riserve; e (v) la capacità e la disponibilità dei

finanziatori del Gruppo a concedere credito per sostenere i programmi di sviluppo del Gruppo.

Un calo dei prezzi del petrolio e del gas per periodi prolungati potrebbe avere effetti negativi rilevanti sulla performance e sulle prospettive reddituali del Gruppo, polché uno scenario di contrazione potrebbe limitare la capacità del Gruppo di finanziare i progetti di espansione, riducendo la capacità di crescere in futuro in termini di produzione e ricavi e di rispettare gli obblighi contrattuali. Ove ciò si verificasse, il Gruppo potrebbe essere costretto a rivedere le decisioni di investimento e la fattibilità dei progetti di sviluppo e dei piani di investimento e, a seguito di tale revisione, potrebbe riprogrammare, rinviare, ridurre o cancellare i progetti di sviluppo. Un calo strutturale dei prezzi degli idrocarburi potrebbe determinare una revisione dei valori contabili delle proprietà di petrolio e gas, con la conseguente registrazione di significative svalutazioni delle attività nonché revisioni negative (debooking) delle riserve di idrocarburi, qualora diventassero antieconomiche in questo tipo di contesto.

Nonostante Eni adotti presidi di controllo della redditività dei progetti che devono essere sostenibili anche in presenza di scenari prezzo depressi, la selettività nelle decisioni d'investimento, il mantenimento di una adeguata flessibilità finanziaria e di un adeguato ilvello di liquidità, il verificarsi di tali rischi potrebbe influenzare negativamente le prospettive di business, i risultati operativi, la generazione di cassa, la liquidità del Gruppo,

Refining & Marketing e Chimica sono business ciclici, i cui risultati dipendono dai trend nell'offerta e nella domanda dei prodotti petroliferi e commodity plastiche, funzione a loro volta della congiuntura economica, e dei relativi margini di vendita. L'impatto dei movimenti dei prezzo del petrolio sui risultati di tall business varia in funzione dei ritardo temporale con il quale le quotazioni dei prodotti si adeguano alle variazioni del costo della materia prima, che dipende a sua volta dalle dinamiche competitive dei mercati a valle.

Nel 2022, il settore raffinazione di Eni ha beneficiato di un significato aumento dei margini, con punte record in alcune fasi, grazie alla ripresa della domanda di carburanti in tutti i settori, compresa l'aviazione civile la cui scarsa domanda aveva influenzato in modo pesante i risultati del 2021. Inoltre, il mercato ha registrato una sostanziale carenza di gasolio per vari fattori contingenti, tra i quali, minori forniture dalla Russia. Gli eccellenti risultati del 2022 hanno interrotto un lungo trend di underperformance del business a causa di fattori di debolezza strutturale dell'industria europea, in particolare del bacino del Mediterraneo, in relazione all'overcapacity, a mercati regionali maturi in termini di dinamiche nei consumi di carburanti e alla pressione competitiva da parte della raffinazione del Medio Oriente e della Cina favorita rispetto a Eni dalla maggiore scala degli impianti in grado di generare economie di costo, disponibilità di materie prime competitive e minori obbligazioni ambientali. Considerato anche la crescente pressione sulla domanda di benzina in Europa da parte dei veicoli elettrici, nonché l'entrata in esercizio di nuova capacità in Medio Oriente e in altre geografie, il management ha confermato le stime elaborate in precedenti reporting period che non indicano alcun valore recuperabile delle raffinerie tradizionali in Italia ed Europa, che pertanto rimangono

BILANCIO DI ESERCIZIO

87479 44

ALLEGAT

integralmente svalutate. Inoltre, per alcune linee produttive che sono state fermate perché prive di redditività nell'attuale scenario e per le quali il management non prevede ragionevolmente alcuna evoluzione dell'ambiente operativo tale da consentirne la riapertura, sono stati stanziati i costi attesi di smantellamento e rimozione dei relativi impianti comprese le strutture logistiche, rilevando un fondo di €300 milioni.

Il business della Chimica Eni è caratterizzato da dinamiche di mercato simili alla raffinazione: eccesso di capacità, pressione competitiva da parte di produttori con maggiori economie di scala o altri vantaggi di costo (Medio Oriente e USA), elevati costi variabili per escalation delle quotazioni delle commodity energetiche (gas naturale ed energia elettrica), flessione della domanda per riduzione dei consumi. Dopo un anno positivo nel 2021 dovuto in particolare alle interruzioni nelle catene di fornitura dovute al lockdown cinesi e altri fattori contingenti, nel 2022 il settore è tornato a sottoperformare a causa della ripresa dell'export dal far East, anche a causa della ridotta capacità di assorbimento del mercato cinese, dell'entrata in esercizio di nuova capacità in Medio Oriente, dell'aumento dei costi del feedstock petrolifero e di quelli energetici di stabilimento indicizzati al gas naturale, nonché di un atteggiamento più cauto dei distributori in relazione alle incertezze macroeconomiche che hanno indotto gli operatori a minimizzare le giacenze di magazzino, aumentando la disponibilità del prodotti sul mercato. Sulla base di questi trend fondamentali, il management ha rivisto le prospettive di recuperabilità dei valori di bilancio alla luce delle aspettative di minori proiezioni di flussi di cassa futuri con la conseguente rilevazione di svalutazioni per l'ammontare di circa €0,4 miliardi.

Il management sta attuando un percorso strategico di riposizionamento di questi due business con l'obiettivo di ridurre il peso in portafoglio dei segmenti commodity caratterizzati da deboli fondamentali ed esposti alla volatilità dei margini degli idrocarburi, a beneficio dei business dei biocarburanti e della chimica da fonte rinnovabile e da riciclo, nonché aumentando la specializzazione verso polimeri a elevato valore aggiunto, caratterizzati da maggiore stabilità ed interessanti prospettive di crescita.

Rischi connessi al cambiamento climatico

La transizione energetica è il processo di evoluzione dell'economia globale verso un modello di sviluppo "low carbon", cioè a contenute/zero emissioni nette di gas serra (GHG), attraverso la progressiva sostituzione dei combustibili fossili nel mix energetico con fonti rinnovabili e altri vettori energetici a basso impatto climatico, grazie anche all'impiego su larga scala di tecnologie di abbattimento delle emissioni (es. carbon capture, use and storage). Il cambiamento climatico rappresenta un rischio strategico per Eni.

L'urgenza di agire per mitigare il cambiamento climatico è basata sulle evidenze scientifiche prodotte dall'Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), che già nel 2018 aveva raccomandato di limitare l'incremento della temperatura globale a 1,5°C vs. epoca preindustriale, al fine di evitare conseguenze irreversibili sull'ecosistema, riconoscendo che tale ambizione richiede un'ac-

celerazione nei tempi di realizzazione e un ampliamento nella portata degli obiettivi fissati dai Paesi nell'ambito dell'Accordo di Parigi. Nel corso della COP27 del 2022, è stato inoltre rilevato che, sulla base dei piani di mitigazione e adattamento (NDC) presentati dal Paesi entro settembre 2022, permane un gap emissivo di 20-23 GtCO, eq al 2030 rispetto alla traiettoria compatibile con l'obiettivo di limitare l'incremento della temperatura media globale a 7,5°C. Le iniziative di decarbonizzazione annunciate o avviate dai governi di molti Paesi al fine di traguardare gli obiettivi dell'Accordo di Parigi, la spinta della società civile, delle ONG e del sistema finanziario, nonché l'evoluzione delle preferenze dei consumatori e il diffondersi di una crescente sensibilità al tema del cambiamento climatico e della salvaguardia degli ecosistemi naturali potrebbero determinare nel medio-lungo termine lo spiazzamento della domanda d'idrocarburi da parte delle energie rinnovabili e di altri vettori energetici a zero emissioni ovvero ad emissioni contenute.

A tal proposito, Eni sta attuando una strategia di lungo termine finalizzata a trasformare il modello di business in chiave sostenibile, per conseguire l'obiettivo di Neutralità Carbonica al 2050, in linea con gli impegni della comunità internazionale presi in occasione dell'Accordo di Parigi sul clima, cioè il conseguimento di zero emissioni nette riferite a tutti i processi e i prodotti commercializzati dal Gruppo in relazione all'intero ciclo di vita e l'annullamento della sottostante intensità emissiva. I rischi connessi al cambiamento climatico sono valutati e gestiti da Eni considerando i driver di riferimento individuati dalla Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD), che si riferiscono sia ai rischi legati alla transizione energetica (normativo, legale, scenario di mercato, tecnologico e reputazionale) sia al rischio fisico (acuto e cronico) connesso al cambiamento climatico.

Normativo: l'adozione di provvedimenti regolatori finalizzati a ridurre il consumo d'idrocarburi o l'introduzione di restrizioni all'attività estrattiva potrebbe avere degli impatti rilevanti sull'evoluzione del portafoglio di business Eni. Gli obiettivi di decarbonizzazione perseguiti dai Paesi potrebbero comportare un'evoluzione normativa e del quadro regolatorio tale da incidere sulla produzione e sul consumo dei combustibili fossill, quali meccanismi di carbon pricing o l'obbligo di produrre/introdurre nel mercato quote minime di combustibili rinnovabili/low carbon. Attualmente, circa la metà delle emissioni dirette di GHG di Eni sono soggette all'European Emission Trading Scheme (EU ETS) che prevede a carico dell'impresa l'onere per l'acquisto di quote di emissione a copertura delle emissioni in eccesso rispetto all'assegnazione gratuita di permessi di emissione. Nel 2022, su base operata, a fronte di assegnazioni gratuite di 4,98 milioni di tonnellate di CO2, le installazioni europee del Gruppo hanno emesso 16,72 milioni di tonnellate di CO-jil defidit emissivo è stato coperto con acquisti di allowances con un onere di conto: economico di circa €950 milioni che rappresenta un significativo aumento rispetto al 2027 (oneri di circa €66) milioni) a causa dell'aumento di circa il 50% delle quotazioni/di mercato delle quote di emissione, dovuto alle aspettative di una riduzione del cap sulle emissioni consentite da parte delle Autorità europee, in vista del conseguimento degli obiettivi olimatici del Green Deal

Jalms

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europeo. Gli oneri dell'EU ETS potrebbero aumentare per Eni nel medio periodo, anche alla luce del nuovo "Fit for 55 package", pubblicato il 14 luglio 2021, che prevede, tra gli altri, un'ulteriore riduzione dell'allocazione gratuita di quote di emissione e l'inclusione nell'EU ETS anche dei settori building, trasporti su strada, settore marittimo, con entrata in vigore a regime a partire dal 2027. È ipotizzabile che a medio-lungo termine tali costi di compliance aumentino in misura significativa, sebbene nel breve periodo, l'attuale contesto geopolitico ha contribuito a rallentare l'introduzione di nuovi meccanismi di carbon pricing e il rafforzamento di quelli esistenti e, in alcuni casi (es. USA), ad adottare un approccio di incentivazione diretta. L'adozione di provvedimenti finalizzati a ridurre il consumo d'idrocarburi o l'introduzione di restrizioni dell'attività estrattiva potrebbero determinare l'aumento dei costi operativi e un rischio di riduzione delle prospettive di crescita con conseguenti impatti di breve, medio e lungo termine. Ove ciò si verificasse, potrebbe risultare necessaria una modifica della strategia di decarbonizzazione da parte del Gruppo e possibilmente un'accelerazione del piano di investimenti di decarbonizzazione con il rischio di ritorni inferiori o di maggiori costi, con conseguenti effetti negativi per i risultati economici, il flusso di cassa e le prospettive di Eni.

l legale: alcuni soggetti pubblici e privati hanno avviato procedimenti giudiziali nei confronti delle principali compagnie Oil & Gas, reclamando la loro responsabilità per gli impatti connessi al climate change e ai diritti umani, nonché per pratiche di cd. "greenwashing", I piani di sviluppo ed operativi, la capital allocation e le strategie aziendali delle società Oil & Gas sono sottoposti a uno scrutinio sempre più rigoroso e a una pressione crescente da parte della società civile e di vari gruppi di stakeholder che spingono per una più rapida evoluzione del modello di business dei player del settore in coerenza con il percorso di decarbonizzazione, in particolare in Europa e negli Stati Uniti d'America. In questo quadro si inseriscono gli sviluppi rilevanti occorsi in campo legale e di governance societaria nei confronti di grandi compagnie internazionali dell'Oil & Gas. Una corte civile dei Paesi Bassi accogliendo le istanze di ricorrenti organizzazioni ambientaliste ha intimato a una compagnia petrolifera internazionale di ridurre le ernissioni di gas a effetto serra (comprese quelle derivanti dall'uso dei prodotti - Scope 3) del 45% rispetto al livello 2019 entro il 2030, argomentando la sentenza sulla base di principi internazionali a tutela dei diritti umani e della legge non scritta del dovere di curare la riduzione delle emissioni (duty-of-care). Negli USA, gli azionisti di minoranza di alcune grandi compagnie petrolifere hanno ottenuto la nomina di alcuni membri del consiglio con orientamenti fortemente ambientalisti o, in un altro caso, l'approvazione di una risoluzione assembleare che, per quanto non vincolante, richiede una significativa riduzione delle emissioni sia dirette sia quelle connesse al consumo dei prodotti. Recentemente, un gruppo di investitori istituzionali ha citato a giudizio presso una corte londinese una grande compagnia petrolifera internazionale lamentando la presunta, inefficace gestione dei rilevanti rischi climatici e di transizione della compagnia da parte del consiglio di amministrazione, che in tale aspetto avrebbe violato il dovere statutario di diligenza dovuta.

Questi eventi dimostrano come le istituzioni e gli stakeholder stiano mettendo in discussione la licenza sociale ad operare delle società petrolifere occidentali percepite poco virtuose o restie ad adattare il proprio modello di business e i processi di capital allocation allo scenario di decarbonizzazione, creando nuovi profili di rischio per gli operatori, soprattutto in campo legale. Il verdetto della corte olandese potrebbe aprire la strada all'avvio di cause simili nei confronti delle società Oil & Gas in altre giurisdizioni ampliando potenzialmente l'ambito delle responsabilità connesse alle emissioni di gas serra includendo nuove violazioni o fattispecie di reato (i diritti umani, l'ecocidio). Questi rischi si aggiungono a quelli più tradizionali quali per esempio le azioni pendenti presso diversi tribunali, in particolare presso le corti statunitensi in alcuni delle quali Eni è parte, finalizzate all'ottenimento del risarcimento dei danni economici e perdita di reddito potenzialmente riconducibili al cambiamento climatico.

Reputazionale: le compagnie Oli & Gas vengono sempre più percepite da parte delle istituzioni e della società civile tra i responsabili primari del cambiamento climatico. Campagne mediatiche di sensibilizzazione da parte di organizzazioni ambientaliste, risoluzioni degli azionisti in assemblea, disinvestimenti da parte di alcuni investitori, sono inoltre sempre più orientate a una maggiore trasparenza sull'impegno concreto delle compagnie Oil & Gas per la transizione energetica. I piani di lungo termine del settore sono ormai oggetto di crescente scrutinio da parte di investitori che utilizzano in via sistematica rating ESG e benchmark climatici come uno dei parametri fondamentali per le decisioni d'investimento/finanziamento, nell'ottica di allineare i propri portafogli ai target "net zero". Nel corso della COP 26, circa 450 istituzioni finanziarie, hanno annunciato l'impegno di limitare le emissioni di GHG nei loro portafogli di investimento, aderendo alla "Glasgow Financial Alliance for Net Zero (GFANZ)". Ad un anno dal lancio dell'iniziativa, circa la metà delle società hanno fissato un obiettivo di riduzione delle emissioni al 2030, allineato a scenari 1,5°C e inclusivo delle emissioni finanziate (Scope 3). Queste iniziative del sisterna finanziario e delle società di gestione del risparmio dimostrano il rischio emergente di un progressivo disimpegno dei prestatori di capitale dal settore Oil & Gas dovuto alla necessità degli asset manager e delle banche di dare seguito al mandato ESG e di conseguire gli obiettivi emissivi veicolando le risorse finanziarie verso settori economici/aziende allineati agli obiettivi di Parigi. Recenternente, alcuni grandi banche e istituzioni finanziarie (Lloyds, HSBC, per citare alcuni esempi) hanno annunciato l'intenzione di interrompere da subito il finanziamento diretto di nuovi progetti Oil & Gas, segnalando un trend emergente di accelerazione del disimpegno del mondo finanziario dagli idrocarburi. Questo potrebbe comportare difficoltà di accesso al mercato dei capitali e una crescente pressione sui titoli delle società Oil & Gas, con conseguente aumento dei costi di finanziamento e del rischio equity. Sulla base di queste considerazioni, alcune società di rating hanno valutato di eseguire un "downgrading" del settore Oil & Gas citando i rischi della transizione energetica, l'accelerazione del timing della "peak hydrocarbons demand" e la crescente adozione del mandato ESG nelle decisioni d'investimento di fondi e istituzioni finanziarie.

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Mercato: Il panorama energetico mondiale si trova ad affrontare importanti sfide nei prossimi anni, dovendo bilanciare la crescita dei consumi di energia e l'urgenza di fronteggiare il cambiamento climatico. Per modellare l'evoluzione del sisterna energetico in ragione di tali sfide, l'Agenzia Internazionale dell'Energia (IEA) sviluppa una serie di scenari di riferimento, tra cui lo Stated Policies Scenario (STEPS) e l'Announced Pledges Scenario (APS)' e scenari decarbonizzati che identificano, con una logica backcasting2, le azioni necessarie al raggiungimento dei principali obiettivi energetici di sviluppo sostenibile (tra cui il pieno accesso all'energia e il contenimento dell'incremento della temperatura media globale). Questi sviluppi potrebbero determinare un declino strutturale della domanda d'idrocarburi nel lungo termine. Nonostante Eni stia da tempo attuando una strategia di riposizionamento del portafoglio che vede la progressiva riduzione del peso degli idrocarburi a beneficio della crescita della produzione di energie rinnovabili e carburanti ecocompatibili, attualmente il business legacy della E&P costituisce ancora la principale fonte di redditività e di generazione di cassa del Gruppo. Qualora la domanda d'idrocarburi per effetto degli sviluppi di mercato/tecnologici si riduca in maniera più rapida rispetto alle nostre aspettative, ne conseguirebbero effetti negativi rilevanti sulle prospettive di crescita, i risultati operativi, il cash flow e i ritorni per gli azionisti.

Tecnologico: la necessità di costruire un modello di consumo finale dell'energia a basso impatto carbonico favorirà lo sviluppo tecnologico a basse e zero emissioni di carbonio nel campo della produzione e dello stoccaggio di energia da fonti rinnovabili che potrebbe avere impatti sulla domanda di idrocarburi. Per raggiungere gli obiettivi climatici internazionali sarà inoltre necessario accelerare nello sviluppo di tecnologie volte alla cattura e alla riduzione delle emissioni GHG, alla produzione di idrogeno da gas nonché tecnologie che supportino il controllo delle emissioni di metano lungo la filiera produttiva dell'Oil & Gas. L'innovazione tecnologica riveste un ruolo chiave nei piani di transizione del settore energetico, come delineato dai principali scenari decarbonizzati tra cui il NZE2050 della IEA, che vede circa il 50% delle riduzioni emissive al 2050 correlato a tecnologie attualmente in fase dimostrativa o pilota. Il potenziale fallimento e la consequente mancata diffusione di una determinata tecnologia a basse emissioni di carbonio, oltre che alla perdita di risorse impiegate, costituisce un rischio significativo per il settore.

Fisici: relativi all'intensificarsi di fenomeni meteoclimatici acuti e cronici nel medio-lungo periodo, quali, a titolo esemplificativo, uragani, inondazioni, siccità, desertificazione, innalzamento del livello degli oceani, scioglimento dei ghiacciai perenni e altri ancora, la cui crescente frequenza e intensità è correlata, da parte della comunità scientifica, al fenomeno del surriscaldamento globale. Eventi metereologici estremi possono comportare interruzioni più o meno prolungate delle operazioni industriali e danni a impianti e infrastrutture, con conseguente perdita di risultato

e cash flow e incremento dei costi di ripristino e manutenzione oltre che avere un impatto sulle comunità e i servizi territoriali. Gli asset Eni sono localizzati secondo una distribuzione geografica che non determina concentrazioni significative di rischio. Unica eccezione è rappresentata dell'area del Golfo del Messico, con gli asset esposti al rischio uragani. Gli asset Eni sono comunque progettati secondo le normative vigenti per resistere a condizioni ambientali estreme e gestiti con procedure di emergenza per garantire la sicurezza delle persone e dell'ambiente. Relativamente ai fenomeni più graduali, come l'innalzamento del livello del mare o l'erosione delle coste, la vulnerabilità degli asset Eni interessati al fenomeno è limitata ed è quindi possibile ipotizzare ed attuare preventivi interventi di mitigazione per contrastare il fenomeno.

Resilienza della strategia Eni ai rischi climatici

Il management sta attuando una strategia di decarbonizzazione per mitigare l'impatto del rischi correlati al cambiamento climatico sui risultati e sulle prospettive di crescita del Gruppo. Per approfondimento si rimanda al capitolo "Piano Industriale" e al Paragrafo "Neutralità Carbonica nel Lungo Termine" della sezione "Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario" (DNF).

La gestione del rischio climate change comprende la regolare review del portafoglio di asset e di nuovi investimenti di sviluppo delle riserve di idrocarburi di Eni al fine di identificare e valutare I potenziali rischi emergenti connessi ai cambiamenti nei regimi regolatori in materia di emissioni, alle condizioni fisiche di conduzione delle operations e i potenziali impatti e opportunità legati alle azioni di adattamento ai cambiamenti climatici.

Come parte delle attività di verifica della congruità dei valori di iscrizione in bilancio delle attività Oll & Gas di Eni, che rappresentano circa il 70% del capitale investito netto, il management eseque con cadenza regolare il test di recuperabilità sulla base delle indicazioni del principio contabile internazionale IAS 36. Tale verifica comprende assunzioni e giudizi soggettivi su variabili complesse e su orizzonti temporali estesi, quali i prezzi futuri degli idrocarburi, l'evoluzione del contesto operativo e dei costi. Gli scenari adottati da Eni per le valutazioni di recuperabilità degli attivi si basano sull'analisi dei fondamentali economici e della domanda e dell'offerta di lungo termine che considerano i rischi associati alla transizione energetica e sono oggetto di costante benchmark con le migliori stime disponibili sul mercato. Nonostante tali considerazioni, le stime dei valori recuperabili delle attività non correnti mantengono un'alea di incertezza e di variabilità. Uno degli strumenti più efficaci per valutarne la ragionevolezza è l'analisi di sensitività dei risultati, a scenari alternativi come raccomandato dalla TCFD.

Il management ha sottoposto ad analisi di sensitività adottando lo scenario IEA NZE 2050 nonchè un taglio lineare del 1,0% dei prezzi dello scenario Eni la tenuta del valore di libro dell'complesso delle CGU del settore E&P. Di seguito gli esiti della sensitivity analysis.

(1) Lo STEPS include tute le politiche atuate e programmate i RPS considera il reggiongimento nei tempo previsti di tutti gli obiettivi net zero anumziati dai Governi. (2) Scenario a obiettivo definito.

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	Costl CO, deducibili	Costi CO., non deducibili	Prezzo Brent (\$/bl)	Prezzo gas europeo (\$/rimblu)	Costo CO, (\$/ton)
Scellario Eri	>100%		43	53	Proiezioni costi CO, EU/ETS + previsione costi di forestry
Flairoul del 10%, prezzi scenario Eni	80%	4	39	4,8	Proiezioni costi CO., EU/ETS + previsione costi di forestry
Scenario ICA NZE 2050	રૂડ જ	49%	24	3,8	25D-180 per tonnellata di CO.[1]

{a} Prezzo differenzione a seconda di economia classificale come "avanzala" o "emergente".

Rischi connessi alla situazione macroconomica globale, agli eventi militari e alle conseguenze geopolitiche dell'aggressione militare russa ciell' Coraine

I risultati reddituali e i flussi finanziari attesi dal Gruppo nel 2023 sono esposti ai rischi di rallentamento dell'economia globale o di una possibile recessione con la conseguente riduzione delle aspettative di crescita della domanda di idrocarburi, anche per effetto delle politiche monetarie restrittive da parte delle banche centrali per contrastare la ripresa dell'inflazione che potrebbe comportare un "hard landing" dell'economia, in particolare degli USA, con conseguenze negative sulla domanda petrolifera dovute sia all'effetto diretto dei maggiori tassi d'interesse sulla crescita delle imprese, sia al possibile apprezzamento del dollaro USA che renderebbe più costoso il prezzo del greggio nelle altre valute.

Le tensioni geopolitiche a livello internazionale causate dall'invasione russa dell'Ucraina nonché dall'imposizione di sanzioni di vario ordine nei confronti della Russia e di soggetti russi aumentano i rischi sistemici. Il rischio del prolungarsi della guerra, il rischio di allargamento delle operazioni militari e della crisi geopolitica, nonché gli impatti delle sanzioni economiche imposte dalla cornunità internazionale nei confronti della Russia possono incidere sull'attività produttiva mondiale, sulla catena delle forniture e sulla fiducia dei consumatori, delle imprese e degli investitori con conseguenti ritardi o arresti nelle decisioni di spesa e d'investimento. Il verificarsi di tali eventi potrebbe innescare un rallentamento del ciclo macroeconomico, una stagnazione o, nel peggiore dei casi, una recessione globale. Tali condizioni potrebbero determinare una riduzione della domanda delle materie prime energetiche e una conseguente riduzione dei prezzi, con ricadute negative sui risultati economici, il flusso di cassa e la realizzazione dei piani industriali del Gruppo.

La principale esposizione di Eni nei confronti della Russia riguarda i contratti di approvvigionamento di gas naturale di lungo termine con clausole di take-or-pay con la società russa Gazprom. I volumi di gas naturale approvvigionati dall'a Russia hanno coperto il 28% degli acquisti totali di gas naturale effettuati dai Gruppo nel 2022 (40% nel 2021, inclusi i volumi forniti per la rivendita sul mercato turco).

L'UE ha inoltre adottato il piano REPowerEU per porre fine alla dipendenza dai combustibili fossili nei confronti della Russia il prima possibile e comunque prima del 2030, attraverso una serie articolata di misure e strumenti mirati al risparmio energetico, all'accelerazione della transizione energetica, alla diversificazione delle forniture e a procedure di autorizzazione degli investimenti più snelle.

Il Gruppo è conseguentemente esposto al rischio di eventuali obblighi di cessare il prelievo di gas naturale russo a causa di nuove restrizioni, di un divieto di commercio di gas naturale russo o in vista del raggiungimento degli obiettivi dei piano REPowerEU che potrebbero determinare effetti negativi anche significativi sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.

Nell'ottica di una progressiva riduzione del volume delle forniture russe approvvigionate dal Gruppo, anche in linea con l'obiettivo dell'Italia e dell'UE, il management di Eni ha pertanto intrapreso diverse iniziative volte ad incrementare e diversificare le forniture di gas naturale verso l'Italia e l'Europa al fine di sostituire completamente, entro il 2025, i volumi di gas naturale importato dalla Russia. Ciononostante, una carenza di forniture di gas naturale derivante da tale riduzione o interruzione di vendita potrebbe comportare, oltre ad un aumento ed un'elevata volatilità dei prezzi del gas naturale (e al conseguente aumento dei prezzi dell'elettricità e di altri beni che i consumatori utilizzano come sostituti del gas naturale), minori opportunità di vendita e una conseguente contrazione delle marginalità del Gruppo, con possibili effetti negativi anche significativi sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.

Per limitare i rischi connessi agli impegni di vendita in caso di possibili default delle forniture di gas naturale russo, il Gruppo ha ridotto la campagna commerciale in vista del prossimo anno termico in modo da garantire la copertura degli obblighi contrattuali attivi con forniture di gas naturale provenienti da altre fonti, con questo rinunciando a possibili maggiori margini commerciali rispetto alla vendita nel mercato spot delle disponibilità di gas naturale russo con relativo impatto negativo su possibili ulteriori profitti perseguibili,

lifecial comessi alla valetilità dei prezzo ിക്രിക ശവന്തവും വിക്കു

L'attività di Eni è esposta al rischio di fluttuazioni del prezzo del petrolio e del gas naturale, dei margini dei prodotti raffinati e dei prodotti petrolchimici e del prezzo dell'energia elettrica.

Il Gruppo non copre la propria esposizione alla volatilità dei prezzi delle commodities nell'attività di sviluppo e produzione degli idrocarburi, ad eccezione di particolari condizioni aziendali o di mercato. L'analisi di sensitività per l'anno 2023 prevede una variazione del flusso di cassa operativo prima del capitale circolante al costo di rimpiazzo di circa €0,13 milliardi a fronte di variazioni del Brent di 1 USD/barile rispetto al prezzo planificato pari a 85 S/bb); si precisa che tale analisi di sensitività è ritenuta valida per variazioni di prezzo limitate rispetto a quello di pianificazione. Analogo impatto ha la variazione di 1 \$/mmBTU nel prezzo spot del gas naturale rispetto all'assunzione 2023 di 27,5 \$/mmBTU. Il Gruppo ha stabilito procedure di gestione del rischio e stipula contratti derivati relativi alle commodities per coprire l'esposizione al rischio relativo alle attività commerciali, che deriva dalle diverse formule di indicizzazione tra i prezzi di acquisto e di vendita delle commodities. Tuttavia, la copertura potrebbe non operare come previsto.

in particolare, ove il ricorso a derivati non consentisse di coprire in tutto o in parte il rischio di prezzo a causa (i) di interventi sulla determinazione dei prezzi di vendita da parte delle competenti Autorità regolatrici, (ii) di provvedimenti amministrativi da parte dei governi finalizzati a introdurre un tetto ai prezzi di vendita senza consentire l'adeguamento tempestivo e proporzionale ad eventuali incrementi dei prezzi di approvvigionamento delle materie prime, e/o (iii) di introduzione di componenti tariffarie in capo a soggetti grossisti, rivenditori o importatori che, per via di impedimenti normativi o contrattuali. Eni non sia in grado di trasferire sul prezzo finale di vendita alla propria clientela, la mancata copertura dell'esposizione al rischio prezzo d'acquisto delle materie prime potrebbe determinare una riduzione dei ricavi e dei margini reddituali con conseguenti effetti negativi sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.

Eni svolge attività di trading sulle commodities per ottimizzare i margini commerciali o per trarre profitto dalle variazioni attese dei prezzi di mercato delle commodities. Sebbene Eni abbia istituito procedure di gestione del rischio per monitorare e controllare tale attività di trading, questa attività comporta elementi di incertezza e Eni è esposto al rischio di subire perdite significative laddove i prezzi delle commodities dovessero variare in modo contrario alle proprie aspettative.

Rischi di cambio e di tasso d'interesse

Eni è esposto al rischio di variazioni sfavorevoli dei tassi di cambio In quanto il bilancio consolidato di Eni è redatto in Euro, mentre le principali controllate estere, in particolare net settore Exploration & Production, utilizzano il dollaro statunitense come valuta funzionale. L'analisi di sensitività per l'anno 2023 prevede una variazione del flusso di cassa operativo prima del capitale circolante al costo di rimpiazzo di circa €0,70 miliardi a fronte di variazioni di 5 centesimi del tasso di cambio USD/EUR; al riguardo si precisa che la predetta analisi

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di sensitività è stata ritenuta valida per variazioni limitate del tasso di cambio e assumendo un cambio USD/EUR pari a 1,03 nel 2023

Conseguentemente, sebbene Eni centralizzi la gestione del rischio compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di business coinvolte e coprendo con il mercato l'esposizione residua, il Gruppo è esposto ai seguenti rischi connessi alla variazione dei tassi di cambio: (i) il cd. rischio di cambio economico, ovverosía il rischio che in caso di apprezzamento dell'Euro - in particolare nei confronti dell' dollaro USA - (a) i margini delle vendite degli idrocarburi di produzione quotate in dollari da parte delle società controllate aventi il dollaro come valuta funzionale diminuiscano di valore (giacché il Gruppo non adotta strumenti di mitigazione per tale tipologia di rischio) nonché (b) per le società del Gruppo aventi l'Euro come valuta funzionale, l'esposizione al rischio cambio cd. rischio di cambio transattivo relativo ad operazioni denominate in valute diverse dall'Euro, qualora tali operazioni non siano mitigate attraverso opportune azioni di gestione del rischio (derivati o compensazioni tra operazioni di segno opposto); (ii) il cd. rischio di cambio di traduzione, derivante dalla circostanza che Eni nella redazione del bilancio consolidato converta in Euro gli attivi netti delle società con valute funzionali diverse dall'Euro con oscillazioni sul patrimonio netto consolidato e quindi sugli indici di bliancio.

Pertanto, le fluttuazioni dei tassi di cambio potrebbero influenzare negativamente i risultati, l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto consolidato, espressi in Euro nei bilanci del Gruppo.

Il Gruppo è esposto alle variazioni dei tassi d'interesse in proporzione alla quota di indebitamento a tasso variabile,

Maggiori informazioni sul rischio mercato sono fornite nella nota n. 28 al bilancio consolidato.

Rischi di l'audità

Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire adeguate fonti di finanziamento o che il Gruppo non sia in grado di liquidare le proprie attività sul mercato per far fronte alle esigenze finanziarie di breve termine.

Tale situazione potrebbe avere un impatto negativo sui risultati economici e sui flussi di cassa del Gruppo, in quanto comporterebbe per Eni un aumento degli oneri finanziari per far fronte alle proprie obbligazioni, o nel peggiore degli scenari, una situazione di insolvenza che pone a rischio la continuità aziendale. Prolungati periodi di restrizione dei mercati finanziari, ovyero l'impossibilità per Eni di accedere ai mercati finanziari (compresi i casi in cui ciò sia dovuto alla posizione finanziaria di Eni o ai feedback di mercato relativi alle prospettive di Eni), potrebbero determinare l'incorrere da parte del Gruppo in costi di finanziamento significativamente più blevati rispetto al passato o una difficoltà nel reperire liquidità sul mercato e le risorse finanziarie necessarie a finanziare i piani di sviluppo, mettendo quindi a rischio la capacitàldi Eni di mantenere

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programmi di investimento a lungo termine, con conseguenti effetti negativi sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.

L'aggressione militare russa nei confronti dell'Ucraina ha innescato una fase di estrema volatilità nei mercati delle commodity energetiche a causa dei timori di possibili interruzioni nei flussi di export di prodotti russi (quali ad esempio il gas) e delle sanzioni adottate dalla comunità internazionale nei confronti dei settori finanziario ed energetico russi. Tale situazione ha generato la necessità per il Gruppo di ricorrere a maggiori riserve di liquidità in relazione ai maggiori fabbisogni per l'operatività in derivati su commodity che impongono ai trader di costituire presso i commodity exchange o le istituzioni finanziarie controparti, depositi liquidi a garanzia dell'adempimento delle obbligazioni contrattuali sottostanti (consegna/ ritiro della merce o settlement del differenziale di prezzo).

L'ammontare di tali depositi liquidi a garanzia dell'adempimento delle obbligazioni contrattuali sottostanti è correlato al valore delle esposizioni outstanding del Gruppo e quindi al valore dei prezzi delle commodity energetiche; pertanto, in caso di nuove fasi di volatilità e di conseguente aumento delle esposizioni in essere del Gruppo in relazione all'andamento dei prezzi delle commodity energetiche, potrebbe esser richiesto al Gruppo di incrementare l'ammontare dei depositi liquidi a garanzia delle operazioni, in modo da rispettare l'obbligo contrattuale iniziale di copertura degli sbilanci (richiesta di integrazione del margine "margin call").

L'eventuale necessità di incrementare tali depositi potrebbe avere effetti negativi, anche significativi, sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria di Eni e del Gruppo.

Rischo comicosario

Il Gruppo è esposto al rischio di potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti. Le controparti potrebbero essere inadempienti all'obbligo di pagare a scadenza le fatture per le forniture di prodotti Eni o altri addebiti da parte del Gruppo nel normale svolgimento delle operazioni. In caso di tali rischì o di situazioni di default delle controparti, il Gruppo incorre in perdite su crediti con impatti negativi sulla generazione di cassa.

L'aumento molto rilevante dei prezzi del gas naturale e dell'energia elettrica ha incrementato in misura significativa le esposizioni verso i clienti industriali di grandi dimensioni, rendendo opportuna una revisione al rialzo del tasso di perdita attesa su crediti per incorporare un accresciuto rischio congiunturale.

Nel settore Exploration & Production, Eni è esposto al rischio di credito a causa della volatilità dello scenario prezzi delle commodity (dovuta alle incertezze concernenti la stablità della ripresa economica) che si riflette nelle prospettive finanziarie di molti Paesi produttori di petrolio, determinando un impatto negativo sui ricavi petroliferi da tali Paesi. Le difficoltà finanziarie di questi Paesi si sono estese alle compagnie petrolifere statali e altre agenzie nazionali che sono partner del Gruppo nell'esecuzione di progetti Oil & Gas o che acquistano la produzione equity del Gruppo nei diversi progettì Oil & Gas. L'esposizione di credito maggiore riguarda controparti in Nigeria per €611 milioni al 31 dicembre 2022 (€681 milioni al 31 dicembre 2021), relativa alla quota dei costi di sviluppo di competenza dei partner della joint venture in progetti petroliferi operati dal Gruppo nei quali il Gruppo anticipa tutti i costì dell'iniziativa e provvede a riaddebitarii, ciascuno per la propria quota, alla compagnia petrolifera di Stato NNPC e ai partner locali mediante il meccanismo della cash call. L'esposizione verso la compagnia di Stato si è normalizzata nel corso del 2022 grazie a una maggiore puntualità nell'adempimento delle cash call. L'esposizione nei confronti di una società petrolifera locale privata è aumentata a causa delle contestazioni avanzate da quest'ultima relative agli ammontari addebitati, comportando la sostanziale sospensione del pagamenti degli importi dovuti a Eni che sono continuati a maturare. A tal riguardo, sono state avviate le procedure arbitrali per la risoluzione delle relative dispute.

Sono in essere crediti per €566 milioni al 31 dicembre 2022 (€538 millioni al 31 dicembre 2021) relativi al valore recuperabile delle fatture gas scadute nei confronti della società di Stato del Venezuela PDVSA per le forniture della joint venture Cardón IV, partecipata pariteticamente da Eni e Repsol. Nel corso del 2022, a fronte del benestare delle Autorità degli Stati Uniti d'America nell'ambito del quadro sanzionatorio nei confronti del Venezuela, sono state effettuate alcune operazioni di compensazione del credito mediante ritiri di petrolio di proprietà di PDVSA che hanno consentito di limitare l'incremento dello scaduto.

Un eventuale inasprimento delle difficoltà economiche delle controparti del Gruppo potrebbe avere un impatto negativo su risultati, flussi di cassa e condizioni finanziarie del Gruppo nonché sulla capacità di Eni di adempiere ai propri impegni connessi al Prestito Obbligazionario.

Rischi connessi alle sanzioni GOVERORETICALG TENSERERES

Il Gruppo svolge la propria attività anche sul piano internazionale e, di conseguenza, è esposto al rischio di violazione di eventuali programmi sanzionatori di natura economica e finanziaria, con possibili conseguenze negative sulla sua attività, sulle sue prospettive nonché sulla sua situazione economica, patrimoniale e finanziaria. In particolare, ad oggi risultano particolarmente rilevanti i programmi sanzionatori adottati nei confronti del Venezuela e della Russia.

Con riferimento al Venezuela, a partire dal 2019 sono state adottate restrizioni da parte degli Stati Uniti d'America volte a colpire, in particolare, le operazioni nel settore petrolifero locale e/o con società controllate direttamente o indirettamente dal governo venezuelano, con impatti anche sulle esportazioni di greggio dal Venezuela e sulla possibilità da parte delle compagnie internazionali operanti nel Paese di compensare i crediti vantati nei confronti della società petrolifera di Stato del Venezueia con carichi di greggio.

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Per quanto concerne invece la Russia, in seguito all'invasione russa dell'Ucraina, a partire da febbraio 2022 sono state adottate sanzioni particolarmente severe da parte, inter alia, dell'Unione Europea, del Regno Unito e degli Stati Uniti d'America. Nell'ambito di tali sanzioni, e delle relative contromisure adottate dalla Federazione Russa, Eni ha deciso di aderire - in via temporanea e senza pregiudizio ai propri diritti contrattuali - a una nuova procedura di pagamento delle forniture di gas russo, richiesta dal fornitore Gazprom Export in esecuzione delle contromisure legislative russe. L'adesione a tale nuova procedura di pagamento è avvenuta dopo averne valutato la compatibilità con il regime sanzionatorio in essere e dopo aver ottenuto il benestare preventivo delle Autorità italiane, responsabili di verificare il rispetto e l'eventuale applicazione del regime delle sanzioni UE.

Si precisa che Eni ha avviato, in via precauzionale, un arbitrato internazionale ai sensi della legge svedese (conformemente a quanto previsto dai relativi contratti) per chiarire le incertezze derivanti dalla nuova procedura di pagamento nonché la corretta allocazione dei costi e dei rischi.

Si segnala che nel 2022 non sono state irrogate sanzioni nei confronti del Gruppo nell'ambito di programmi di sanzioni economiche e finanziarie.

Sebbene le sanzioni siano generalmente volte a colpire l'economia del Paese oggetto del programma sanzionatorio e il Gruppo adotti misure volte a garantire che le proprie attività siano svolte in conformità con le norme applicabili, non si può escludere che il possibile deterioramento della situazione economica, sociale e politica del singolo Paese sanzionato, il protrarsi dell'applicazione delle sanzioni, la modifica ovvero l'inasprimento delle stesse possano limitare l'operatività del Gruppo, anche in modo significativo, con impatti negativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Rischi connessi all'utilizzo di fonti di energia alternative e rinnovabili

Il Gruppo è attivo da alcuni anni nello sviluppo e nella realizzazione di impianti per la generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili e, nel 2021, Eni ha conferito il ramo d'azienda "Attività rinnovabili Italia" a Plenitude.

Lo sviluppo e la realizzazione di impianti per la generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili sono soggetti a processi autorizzativi lunghi e complessi e richiedono investimenti di rilevante entità che vengono recuperati in base ai ricavi generati nel corso della vita utile degli implanti. Gli investimenti necessari per lo sviluppo e la costruzione di un impianto variano, tra l'altro, in base ai costi dei materiali e delle componenti impiantistiche, delle opere civili, delle attività di installazione e di interconnessione con la rete di trasmissione, nonché alle tempistiche e disponibilità dei suddetti elementi. Tali elementi potrebbero essere soggetti ad aumenti di prezzi e/o a riduzioni di disponibilità, anche in conseguenza dell'accelerazione dei processi autorizzativi volti alla riduzione della dipendenza energetica dalla Russia, fenomeno di tendenza negli oblettivi governativi, tra cui quelli italiani,

Un eventuale rilevante incremento di tali costi di sviluppo e realizzazione degli impianti, ovvero una significativa dilatazione dei tempi di reperimento dei principali materiali e componenti potrebbe comportare effetti negativi sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo e, in aggiunta, ove il Gruppo non dovesse essere in grado di realizzare gli impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili secondo criteri di economicità, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nel perseguimento dei propri obiettivi di sviluppo, con conseguenti effetti pregiudizievoli sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.

In aggiunta a quanto sopra, il business delle rinnovabili è influenzato da fattori quali (i) le politiche di incentivazione alla generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, (ii) eventuali malfunzionamenti e interruzioni dell'operatività degli impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, (iii) l'evoluzione tecnologica e (iv) le variazioni climatiche. Le politiche di incentivazione alla generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, che alla data del presente documento sono state adottate dalla maggior parte dei Paesi in cui il Gruppo opera, possono incidere in maniera significativa sulle prospettive reddituali della produzione da fonti rinnovabili per gli operatori del settore. Eventuali mutamenti o ridimensionamenti di tali politiche, anche attraverso misure fiscali temporanee o straordinarie, in determinati Paesi potrebbero indurre il Gruppo a modificare o ridurre i suoi piani di sviluppo, nonché incidere negativarnente sull'economicità della produzione da alcune fonti, con conseguenti effetti negativi sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Con riferimento ad eventuali malfunzionamenti e interruzioni di operatività, benchè il Gruppo ritenga di essere dotato di adeguata struttura organizzativa, idonei contratti di manutenzione e coperture assicurative, il Gruppo è esposto a rischi di malfunzionamento e di imprevista interruzione dei propri impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, causati da eventi sia operativi quali incidenti, guasti o malfunzionamento di apparecchiature o sistemi di controllo, sia di natura straordinaria quali difetti di fabbricazione dei componenti degli impianti, calamità naturali, eventi catastrofici, attentati terroristici e altri eventi straordinari similari. Il verificarsi di eventi di tale natura, non del tutto prevedibili e/o non completamente evitabili, potrebbe causare un aumento dei costi e una perdita di ricavi, l'insorgenza di potenziali perdite, la necessità di modificare il piano di investimenti del Gruppo, nonché avere effetti negativi sulla reputazione del Gruppo.

In merito all'evoluzione tecnologica, il Gruppo deve aggiornare continuamente le proprie tecnologie, anche effettuando, direttamente o in collaborazione con altri enti, attività di ricerca e sviluppo, in quanto il settore delle rinnovabili è caratterizzato dalla necessità di una costante attività di ricerca ed innovazione delle tecnologie utilizzate al fine difmantenere competitivo il costo dell'energia prodotta. Qualora il Gruppo non fosse in grado di acquisire o sviluppare in maniera adeguata le tecnologie disponibili sul mercato, lo stesso potrebbe dover modificare o ridurre i propri obiettivi di sviluppo in determinate tecnologie ovvero vedere ridotta l'efficienza dei propri impianti e dei propri servizi offerti, con conseguenti possibili effetti negativi sulla reputazione, sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Da ultimo, nel settore delle rinnovabili, in particolare ove l'energia venga generata da fonte eolica e solare, la disponibilità di tali fonti varia in funzione delle condizioni climatiche dei siti in cui si trovano i relativi impianti. Eventuali condizioni climatiche avverse ovvero non in linea con quelle attese possono comportare una minore produttività e redditività degli impianti del Gruppo. L'eventuale perdurare di condizioni meteorologiche avverse potrebbe comportare una riduzione dei volumi di energia elettrica prodotti dal Gruppo ovvero, al contrario, un eccesso dei volumi offerti che potrebbe comportare una riduzione, anche significativa, dei prezzi, con conseguenti effetti negativi sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Kischilo Desese

Al 31 dicembre 2022, circa l'81% delle riserve certe di idrocarburi del Gruppo risulta localizzato in Paesi non OCSE, principalmente in Africa, Asia Centrale e Medio Oriente che per varie ragioni sono caratterizzati da un minore grado di stabilità non solo politica, sociale ed economica ma anche normativa rispetto ai Paesi dell'OCSE. Tale instabilità e incertezza anche del quadro legislativo può causare eventi destabilizzanti quali conflitti interni, rivoluzioni, instaurazione di regimi non democratici, disordine sociale, scioperi, atti di vandalismo alle infrastrutture, furti di petrolio dalle pipeline e altre forme di disordine civile e fenomeni similari tali da compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare in condizioni economiche e di assicurarsi l'accesso alle riserve di idrocarburi.

I principali rischi connessi all'attività svolta in tali Paesi esteri sono rappresentati da: (i) mancanza di un quadro legislativo stabile e incertezze sulla tutela dei diritti della compagnia straniera in caso di inadempionze contrattuali da parte di soggetti privati o Enti di Stato; (ii) sviluppi o applicazioni penalizzanti di leggi, regolamenti, modifiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset del Gruppo, disinvestimenti forzosi, nazionalizzazioni ed espropriazioni; (iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione; (iv) incrementi della fiscalità applicabile; (v) complessi iter di rilascio/rinnovo di autorizzazioni e permessi che impattano sul time-to-market dei progetti di sviluppo; (vi) sistema di sanzioni irrogate dagli USA e dall'UE nei confronti di determinati Paesi che possono compromettere la capacità di Eni di continuare a svolgere le proprie attività o a svolgerle con talune limitazioni.

Nello scenario corrente, il Gruppo Eni è esposto ad un maggiore profilo di rischio in relazione alla propria operatività in Venezuela, Nigeria e Libia.

Il Venezuela attraversa una crisi strutturale economica e finanziaria causata dalla contrazione delle entrate del settore petrolifero che hanno risentito sia della crisi connessa al COVID-19, sia delle sanzioni USA volte a colpire il settore petrolifero del Paese, il Governo venezuelano e le società di Stato del petrolio. L'outlook finanziario del Paese rappresenta un rischio per il recupero dell'investimento Eni nel progetto Peria, un grande giacimento offshore a gas, operato dalla società locale Cardón IV, joint venture paritetica con un'altra compagnia petrolifera internazionale. Gli investimenti e le riserve in altri progetti Eni nel Paese sono stati completamente svalutati in precedenti reporting period a causa dei rischi connessi all'ambiente operativo. Correntemente il capitale investito Eni nel Paese ammonta a circa €1,7 miliardi, relativi principalmente ai crediti commerciali scaduti verso la società di Stato Petróleos de Venezuela SA ("PDVSA") per le forniture del gas equity del giacimento Perla, la cui recuperabilità è resa difficoltosa dal regime sanzionatorio USA. Alla fine del 2022 l'ammontare dei crediti commerciali vs. PDVSA non è sostanzialmente aumentato rispetto al 2021 in quanto a seguito del comfort sanzioni ottenuto dalle competenti Autorità statunitensi nel maggio 2022, sono stati ottenuti alcuni rimborsi in natura dei crediti in essere mediante assegnazione di carichi di greggio di proprietà PDVSA.

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In Nigeria, il Gruppo ha delle esposizioni creditizie a rischio relative al finanziamento dei progetti Oil & Gas del Paese, di cui Eni, in qualità di operatore, sostiene i costi di sviluppo addebitandoli, ciascuno per la propria quota, alla compagnia petrolifera di Stato NNPC e ai partner locali.

Altri rischi paese in Nigeria sono connessi all'ambiente operativo in relazione al fenomeno delle continue sottrazioni di petrolio dalle pipeline che trasportano greggio di proprietà Eni, con conseguenti danneggiamenti alle infrastrutture e sversamenti nel suolo, Inoltre, Eni è parte in un procedimento arbitrale in relazione alla conversione del titolo minerario nigeriano OPL 245 relativo all'esplorazione del blocco offshore omonimo, per il quale Eni aveva chiesto la conversione in licenza di sviluppo.

La Libia uno dei principali Paesi di presenza Eni in termini di volumi produttivi e contributo ai risultati consolidati ha attraversato un lungo periodo di instabilità politico-sociale e di tensioni interne conseguenti alla rivoluzione armata del 2011 e al cambio dei regime di allora. Gli eventi del 2011 che determinarono il blocco totale delle attività Eni nei Paese per quasi un anno, ebbero ricadute rilevanti sui risultati di allora. Negli anni successivi, la situazione di continua instabilità sociale e politica, sfociata in più riprese in atti di ostilità, scontri armati e tensioni tra le due fazioni che si contendono la guida del Paese, ha compromesso in diverse circostanze la regolarità e la sicurezza delle operazioni Eni. Gli ultimi eventi d'instabilità risalgono alla seconda metà del 2021, con la ripresa della contrapposizione tra il Governo di Unità Nazionale insediato a Tripoli e l'autonominato Governo di Stabilità Nazionale insediato nella parte est del Paese. Ne sono conseguiti atti di ostilità e di guerriglia che hanno portato al blocco quasi totale della produzione petrolifera nella parte est del Paese, alla chiusura dei terminali di esportazione e alla dichiarazione di forza maggiore su alcuni asset partecipati da Eni ad aprile 2022, revocata poi nel mese di luglio 2022 grazie a un accordo tra le parti. Le produzioni offshore (in particolare

Bahr Essalam) e onshore nella zona di Tripoli si sono svolte con continuità. Nei 2022 la produzione equity Eni in Libia è stata di 165 mila boe/giorno. Sebbene la società di Stato libica abbia espresso l'intenzione di rilanciare il settore petrolifero del Paese anche con sviluppi d'interesse per Eni, come evidenziato dal recente accordo tra Eni e la società di Stato NOC per lo sviluppo del progetto offshore "Strutture A&E", la situazione d'instabilità interna rende l'ambiente operativo imprevedibile ed estremamente volatile. Il management ritiene che la situazione geopolitica libica continui a costituire un fattore di rischio rilevante per Eni. Anche se l'incidenza della produzione della Libia sul totale di Gruppo (attualmente intorno al 10%) è stata ridotta in questi ultimi anni grazie alla strategia di Gruppo di bilanciare il rischio paese attraverso l'espansione in aree a elevato grado di stabilità politica, la Libia rimane uno dei principali Paesi Eni in termint di utili e redditività.

L'evoluzione del contesto economico, finanziario e politico dei Paesi in cui opera il Gruppo potrebbe influire sulle scelte operative e di investimento di Eni che potrebbe anche, in ultima istanza, decidere di ridimensionare la presenza del Gruppo in determinate aree, con conseguenti possibili ripercussioni negative sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Eni e del Gruppo.

Rischi connessi all'attività di ricerca e produzione di idrocarburi, all'impossibilità di rimpiazzo delle riserve e alle incertezze nelle stime delle riserve di petrolio e di gas naturale e alle riserve non ancora sviluppate

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi convenzionali richiedono elevati investimenti con tempi di ritorno medio-lunghi e sono soggette al rischio minerario sia nella fase esplorativa che può avere esito negativo a causa della perforazione di pozzi sterili o della scoperta di quantità insufficienti d'idrocarburi tali da giustificarne lo sfruttamento economico, sia nella fase di sviluppo, in relazione al recupero di volumi di idrocarburi inferiori alle stime iniziali sulla cui base è valuta la redditività dei progetti.

Rischi economici

Il rischio minerario è l'aleatorietà dell'attività esplorativa che può avere esito negativo a causa della perforazione di pozzi sterili o della scoperta di quantità di idrocarburi non economiche; mentre nelle attività di sviluppo è rappresentato dal rischio di sottoperformance dei reservoir e di recupero di volumi di idrocarburi inferiori alle stime iniziali. I progetti di sviluppo delle riserve d'idrocarburi convenzionali sono investimenti di medio-lungo termine, esposti al rischio di ritorni economici inferiori al costo del capitale a causa di costi superiori a quelli pianificati, possibili ritardi nell'avvio della produzione e della volatilità del prezzo degli idrocarburi che potrebbero essere inferiori rispetto a quelli sulla cui base Eni ha preso la decisione finale di investimento (FID), Inoltre, numerosi rischi di execution possono penalizzare i ritorni di tali progetti, quali difficoltà tecniche impreviste, mancato rispetto dei tempi/budget da parte dei fornitori di infrastrutture critiche (navi FPSO, piattaforme, implantistica upstream), efficacia dei global contractors, puntuale rilascio delle autorizzazioni da parte delle Autorità di Stato e ritardi nelle fasi di commissioning, I livelli futuri di produzione Eni dipendono dalla capacità dell'azienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l'esplorazione di successo, l'efficacia e l'efficienza delle attività di sviluppo, l'applicazione di miglioramenti tecnologici in grado di massimizzare i tassi di recupero dei giacimenti in produzione e l'esito dei negoziati con gli Stati detentori delle licenze. L'insuccesso nell'ottenere adeguati tassi di rimpiazzo delle produzioni con nuove riserve scoperte o "better performance" del giacimenti potrebbero avere impatti negativi rilevanti sulle le prospettive di crescita del Gruppo, sui risultati, il cash flow, la liquidità e i ritorni per l'azionista.

Il time-to-market delle riserve è un fattore critico per la redditività dell'industria petrolifera, considerata la complessità tecnologica e realizzativa dei progettì, l'esposizione finanziaria durante la fase realizzativa e il differimento temporale dei cash flow positivi. Ogni ritardo nell'ottenimento del first oil o first gas comporta un peggioramento della redditività dei progetti. Lo sviluppo e messa in produzione delle riserve scoperte comporta normalmente un insieme complesso di attività con lunghi tempi di esecuzione: verifica della fattibilità economico-tecnica con possibili ulteriori fasi di appraisal della scoperta, definizione del piano di sviluppo con i partner industriali dell'iniziativa, compresa la first party di Stato, ottenimento delle autorizzazioni da parte dello Stato host, il project financing, l'ingegneria di front-end e di dettaglio e la realizzazione di pozzi e impianti, piattaforme, unità di floating production, centri di trattamento, linee di export e altre facilities critiche. Durante la fase realizzativa, la Compagnia è esposta finanziariamente a causa del differimento temporale dei cash flow positivi che si manifestano a partire dal first oil/gas consentendo il recupero del capitale nell'arco di anni. Ritardi nell'ottenimento delle necessarie autorizzazioni o nelle fasi di costruzione, errori di progettazione, ritardi nel recupero di costi investimenti per difficoltà della First Party o altri eventi similari possono determinare slittamenti nei tempi di avvio della produzione le un incremento dei costi, con ricadute significative sulla redditività del progetto. La complessità dell'ambiente circostante è un ulteriore fattore di rischio per i tempi e i costi diffealizzazione dei progetti (condizioni metereologiche, temperature, offshore profondo e ultra-profondo, tutela dell'ecosistema, ecc.). I progetti di sviluppo sono esposti ai rischi di cost overrun in funzione dell'evoluzione dell'ambiente operativo. Per il 2023 sono prevedibili strozzature nelle catene diffornitura e nella logistica nonché incrementi del costo dei fattori produttivi quali materie prime (accialo, cemento), lavoroj specializzato e altri input. Le daily rate di rig e altri mezzi navali di perforazione e sviluppo sono attese in crescita a causa della disciplina finapziari adottata dal settore dei servizi all'Industria, che durante

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la crisi del COVID-19 per fronteggiare il calo di commesse da parte del settore cliente ha ridotto in maniera drastica gli investimenti di upgrading e potenziamento della flotta; pertanto le società petrolifere sono esposte al rischio di competere rispetto a un'offerta limitata di unità di perforazione e altri nezzi. Per quanto riguarda il contenimento della pressione inflazionistica, i progetti per i quali sono stati già assegnati i contratti sono esposti a minori rischi di aumenti di costo, mentre per i progetti in fase di committment la Società adotterà opportune strategle d'acquisto per limitare gli incrementi di costo (ad es master agreement per massimizzare le economie di volume, indicizzazione degli acquisti a indici pubblici per beneficiare di eventuali inversioni di tendenza nei prezzi delle materie, miglioramento dei meccanismi competitivi delle gare, ecc.)

Rimpiazzo delle riserve

La redditività futura di Eni dipende dall'accuratezza delle stime delle riserve certe e delle previsioni relative ai tassifi tuturi di produzione, alle proiezioni di costi operativi e di sviluopo futuri e ai tempi di sostenimento dei costi. Tali stime dipendono da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, quali: (i) la qualità dei dati geologici, tecnici ed economici disponibili e la loro interpretazione e valutazione; (ii) le stime riguardanti l'andamento futuro dei tassi di produzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento dei costi di sviluppo; (ili) le modifiche della normativa fiscale vigente, delle ricgolo, mentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv) l'esito di perforazioni e di test di produzione e l'effettiva performance produttiva dei giacimenti successivamente alla perdella stima che può determinare sostanziali revisioni all rialzo o al ribasso delle riserve; (v) le variazioni dei prezzi del prezzi del petrolio e del gas naturale che potrebbero influire sulle quantità delle riserve certe, poiché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi esistenti alla data della stima.

Oltre a dipendere dalla produzione, dalle revisioni e dalle nuove scoperte, il rimpiazzo delle riserve del Gruppo è influenzato anche dal meccanismo di attribuzione previsto dai Production Sharing Agreements ("PSA"), in base al quale il Gruppo ha diritto a una parte delle riserve di un giacimento, la cui pendita è destinata a coprire i costi dallo stesso sostenuti per lo sviluppo e la gestione del giacimento stesso. Sulla base di tali meccanismi contrattuali previsti nei PSA, maggiori sono i prezzi di riferimento del Brent utilizzati per stimare le riserve certe di Eni, minore è il numero di barilli necessari per recuperare lo stesso ammontare di costo, e viceversa. La produzione futura di petrolio e gas dipende dalla capacità del Gruppo di accedere a nuove riserve attraverso nuove scoperte, l'applicazione di miglioramenti tecnici, il successo delle attività di sviluppo, le trattative con le compagnie petrolifere nazionali e altri proprietari di riserve note e le acquisizioni.

Il Gruppo potrebbe non ottenere adeguati tassi di rimpiazzo delle riserve prodotte con nuove riserve scoperte o un miglioze rendimento da parte dei giacimenti ovvero potrebbe incorrere in insuccessi delle attività di esplorazione o nella mancata

scoperta di ulteriori riserve commerciali con una conseguente riduzione della produzione futura di petrolio e gas naturale, che dipende in larga misura dal tasso di successo dei progetti di esplorazione e dall'efficienza delle attività di sviluppo nel recuperare i volumi inizialmente stimati.

Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi operativi e di sviluppo più elevati possono comportare significati revisioni negative di stima delle riserve certe. Le revisioni negative delle quantità stimate di riserve di Eni potrebbe avere un impatto negativo sulle prospettive di business, sui risultati operativi, sui flussi di cassa e sulla liquidità del Gruppo.

Rischi operativi

L'attività upstream è esposta a specifici rischi operativi. A causa della natura degli idrocarburi (inflammabilità, tossicità, ecc.), delle caratteristiche dei giacimenti (temperatura, pressione, profondità) e della tipologia di operazioni necessarie all'estrazione e al trattamento dei prodotti, l'attività di upstream è esposta ai rischi di eventi dannosi a carico della salute e della sicurezza delle persone, dell'ambiente e della proprietà, quali il rilascio incontrollato di petrolio o gas naturale da un pozzo a seguito di un incidente di pozzo (cd. "blowout"), collisioni marine, malfunzionamenti delle apparecchiature e conseguenti sversamenti di petrolio, fuoriuscite di gas, esplosioni pozzi e di piattaforme o unità galleggianti di produzione e stoccaggio e altri eventi similari che potrebbero essere di entità tale da causare perdite di vite umane, disastri ambientali, danni alla proprietà, inquinamento dell'aria, dell'acqua e del suolo e altre conseguenze negative. Tali rischi sono potenzialmente rane giori per le attività svolte nell'offshore e deep offshore a causa della maggiore complessità e difficoltà delle operazioni di contenimento e recupero delle fuori uscite di petrolio in mare aperto. Al 31 dicembre 2022 la produzione offshore del Gruppo ha rappresentato una quota rilevante di quella complessiva pari a circa il 71%. Al riguardo, si segnala che il Gruposo ha in essere coperture assicurative per limitare i possibili effetti economici derivanti dai danni provocati a terzi e alla provietà, agli attivi industriali e da responsabilità di bonifica e ripulitura dell'ambiente in caso di incidente. Ciononostante, il verificarei di eventi dannosi di ampie proporzioni, quali l'incidente che si verificò al pozzo Macondo nel Golfo del Messico nel 2010, non potrebbe se non in minima parte essere coperto dalla capacità assicurativa disponibile sul mercato e comporterebbe a carico del Gruppo il riconoscimento di oneri e passività di ammontare straordinario determinando impatti negativi rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione.

Rischto operation e commessi risulti in merteening di fresse

Le attività industriali Eni nei settori della ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi, della raffinazione, delle produzioni petrolchimiche e del trasporto degli idrocarburi sono esposte

AILANCIO CONSULIDATO

BILANCIU DI ESEKLIZIU

per loro natura ai rischi operativi connessi con le caratteristiche chimico-fisiche delle materie prime e dei prodotti (tra cui inflammabilità, tossicità, instabilità). Guasti tecnici, malfunzionamenti di apparecchiature e impianti, errori umani, atti di sabotaggio, perdite di contenimento, incidenti di pozzo, incidenti a raffinerie e implanti petrolchimici, fenomeni atmosferici avversi possono innescare eventi dannosi di proporzioni anche rilevanti quali esplosioni, incendi, fuoriuscite di greggio, gas e prodotti (da pozzi, plattaforme, navi cisterna, pipeline, depositi e condutture), rilascio di contaminanti nell'ambiente, emissioni nocive. Tall rischi sono influenzati dalle specificità degli ambiti territoriali nei quali sono condotte le operazioni (condizioni onshore vs. offshore, ecosistemi sensibili quali l'Artico, il Golfo del Messico, il Mar Caspio, impianti localizzati in prossimità di aree urbane), dalla complessità delle attività industriali e dalle oggettive difficoltà tecniche nell'esecuzione degli interventi di recupero e contenimento degli idrocarburi o altre sostanze chimiche liquide sversate nell'ambiente o di emissioni nocive in atmosfera, delle operazioni di chiusura e messa in sicurezza di pozzi danneggiati o in caso di blowout, di spegnimento di incendi occorsi a raffinerie, complessi petroichimici o pipeline, gravi fenomeni d'inquinamento del suolo, delle faide acquifere o dell'aria causati anche nelle day-to-day operations potrebbero comportare modeste perdite di petrolio o altri contaminanti o piccole fuoriuscite di gas (cosiddette fuggitive) a causa di mancata manutenzione, tubature o infrastrutture corrose od obsolete, mancati controlli o altri fattori, che se protratte nel tempo potrebbero causare danni significativi. Per questi motivi le attività del settore petrolifero, della raffinazione, del trasporto degli idrocarburi e della chimica sono sottoposte a una severa regolamentazione a tutela dell'ambiente e della salute e della sicurezza delle persone, sia a livello nazionale/locaie sia attraverso protocolli e convenzioni internazionali.

Le norme a tutela dell'ambiente impongono misure che prevedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e suolo, limitano o vietano il gas flaring e il venting, prescrivono la corretta gestione dei rifiuti e di sottoprodotti. Norme volte a prevenire l'impatto sulla biodiversità, la conservazione di specie, habitat e servizi ecosistemici, richiamano gli operatori ad adempimenti sempre più rigorosi e stringenti in termini di controlli, monitoraggi ambientali e misure di prevenzione. Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti dalle normative che regolamentano le attività industriali nel campo degli idrocarburi costituiscono una significativa voce di costo ricorrente del bliancio. Eni si è dotata di sistemi gestionali integrati, standard di sicurezza e pratiche operative di elevata qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regolamentazione ambientale e per tutelare l'integrità delle persone, dell'ambiente, delle operations, della proprietà e delle comunità interessate. Tuttavia, nonostante tali misure e precauzioni, non è possibile escludere del tutto il rischio di accadimento di incidenti e altri eventi dannosi quali quelli sopra descritti o di incorrere in passività ambientali che potrebbero avere impatti potenzialmente rilevanti sul business, sui risultati economici e

finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti.

In relazione alle contaminazioni storiche, con particolare riguardo all'Italia, Eni continua ad essere esposta al rischio di passività e oneri ambientali in relazione ad alcuni siti oggi inattivi dove ha condotto in passato attività minero-metallurgiche e chimiche poi chiuse dismesse o liquidate; in tali siti, sono emersi livelli di concentrazione di sostanze inquinanti non in linea con l'attuale normativa ambientale. Eni ha avviato progetti di bonifica e ripristino dei terreni e delle falde nelle aree di proprietà contaminate dalle attività industriali ormai cessate, d'intesa con le competenti Autorità amministrative. Nonostante Eni abbia reso la dichiarazione di "proprietario non colpevole" poiché la Compagnia ritlene di non essere responsabile per il superamento di parametri d'inquinamento tollerati dalle leggi di allora o per situazioni d'inquinamento provocato da precedenti operatori ai quali è subentrata nella gestione di tali siti, Eni è stata citata in giudizio da vari enti pubblici (Ministero dell'Ambiente, Enti locali o altri) e da privati per la realizzazione di interventi di bonifica e per il risarcimento di eventuali danni in base agli standard e parametri previsti dalla tegislazione corrente. In alcuni casi, i manager e il personale di Eni sono parte di procedimenti penali, come ad esempio per asseriti reati in materia ambientale quali omessa bonifica e disastro ambientale o per asseriți reati contro l'incolumità pubblica, facendo scattare in capo a Eni la responsabilità amministrativa dell'ente.

Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per esequire le bonifiche e i ripristini di aree contaminate a causa delle proprie attività industriali dove esiste un'obbligazione legale o di altro tipo e per i quali è possibile stimare l'ammontare dei relativi oneri in modo attendibile (anche questo costituisce comunque, nelle fasi realizzative, un fattore di incertezza in relazione alla complessità della materia), a prescindere dall'eventuale quota di responsabilità di altri operatori ai quali Eni è subentrata. E possibile che in futuro possano essere rilevate ulteriori passività in relazione ai risultati delle caratterizzazioni ambientali in corso sui siti d'interesse, in base alla normativa ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori, all'esito dei procedimenti amministrativi o giudiziali in corso, all'emergere di nuove passività ambientali e ad altri fattori di rischio.

Evoluzione della regolamentazione ambientale

L'attività di ricerca e sviluppo degli idrocarburi è soggetta a un complesso di norme, di regolamenti e di prescrizioni apiministrative da parte degli ordinamenti e dei Governi in tutti glia Stati del mondo con l'intento di disciplinare maferie quali l'assegnazione e l'esercizio dei titoli minerari per l'esplorazione, la prospezione e la coltivazione degli idrocarpuri sulla terraferma e nel mare territoriale, l'imposizione a carico delle società petrolifere di obblighi specifici in relazione/all'esecuzione dei programmi di perforazione e altre attività di giacimento, misure di protezione dell'ambiente e di prevenzione degli incidenti, prescrizioni relative allo smantellamento dei pozzi e delle infrastrutture minerarie al termine dell'attività e di ripristino delle

aree, restrizioni sulla produzione, controlli sul rispetto del programma lavori e altri divieti/obblighi.

Negli ultimi anni, a fronte del crescente degrado dello stato di salute del pianeta, la protezione dell'ambiente è divenuta un'esigenza sempre più sentita dalla comunità internazionale, la quale ha progressivamente riconosciuto il valore dell'ambiente naturale, preoccupandosi di legiferare per garantirne la salvaguardia ed arginarne il deterioramento. Da qualche anno invece l'evoluzione della normativa ambientale si è ampliata fino ad includere la prevenzione e riduzione di impatti irreversibili. Le attività Eni di produzione d'idrocarburi, raffinazione e trasporto di carburanti e altri prodotti infiammabili e produzioni petrolchimiche, sono soggette al rispetto di un numeroso e complesso corpus normativo, che riguarda in particolar modo: le emissioni in atmosfera, lo sfruttamento del suolo e dell'acqua, la gestione dei rifiuti e i prodotti petroliferi in generale.

Con specifico riferimento all'attività di ricerca e produzione degli idrocarburi, in base alle normative applicabili in tutte le giurisdizioni dove Eni opera, la Società è tenuta a sostenere i costi relativi allo smantellamento di piattaforme e altre attrezzature di estrazione e di ripristino delle aree al termine delle attività petrolifere. Il bilancio consolidato accoglie la migliore stima dei costi che Eni dovrà sostenere in futuro a fronte di tali obblighi. Tali stime sono soggette a rischi e incertezze di varia natura (accuratezza della stima, cost overrun, ampiezza dell'orizzonte temporale di stima, inasprimento delle normative locali, sviluppo di nuove tecnologie, ecc.). A livello europeo, il legislatore sta aggiornando e promuovendo diversi strumenti al fine di favorire una migliore applicazione tra gli Stati Membri. Tra questi, le nuove linee guida pubblicate il 24 marzo 2021 su una omogenea interpretazione del termine "danno ambientale" ai sensi della direttiva 2004/35/UE, con l'obiettivo di fornire un'interpretazione comune della definizione chiave della disciplina, recepita in Italia con la parte VI del D.Lgs. 152/2006. Inoltre, in riferimento alla tutela penale dell'ambiente, il 15 dicembre, la Commissione ha adottato la proposta di una nuova direttiva per reprimere la criminalità ambientale, in linea con un impegno fondamentale del Green Deal europeo. La proposta intende rendere più efficace la normativa obbligando gli Stati membri ad adottare misure di diritto penale.

In riferimento al contesto normativo italiano va ricordata l'entrata in vigore il 29 maggio 2015 della Legge 68/2015, che ha introdotto ne! Codice Penale il Titolo IV bis interamente dedicato ai delitti contro l'ambiente, Eni ha sempre mantenuto aggiornato ed adeguato il proprio Modello 231 ed i relativi strumenti di controllo operativo, provvedendo alla loro diffusione interna ed applicazione al fine di assicurare un'adeguata valutazione dei rischi correlati alle tematiche ambientali ed una corretta operatività nell'ambito delle attività sensibili,

Dal 3 giugno 2021, sono disponibili in Italia le linee guida per la prevenzione dei danni ambientali UNI/PdR 107:2021 "Ambiente Protetto - Linee guida per la prevenzione dei danni all'ambiente - Criteri tecnici per un'efficace gestione dei rischi ambientali". La prassi di riferimento definisce le Linee guida

per un'efficace prevenzione dei danni all'ambiente in relazione ai vari scenari di rischio applicabili alle organizzazioni. Il 22 giugno 2021 la Commissione europea ha dato il via libera al Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza italiano (PNRR) sbloccando i €191,5 miliardi di fondi per la ripresa e la decarbonizzazione dell'economia. All'interno del Piano, articolato in 6 missioni, vi è la missione 2 che è volta a supportare la realizzazione della transizione verde ed ecologica della società e dell'economia per rendere il sisterna sostenibile e garantire la sua competitività. In questa missione che si articola in 4 componenti specifiche sono compresi, tra gli altri, interventi per migliorare la capacità di gestione dei rifiuti; programmi di investimento e ricerca per le fonti di energia rinnovabili; investimenti per lo sviluppo delle principali filiere industriali della transizione ecologica e la mobilità sostenibile, nonché azioni per l'efficientamento energetico e del patrimonio immobiliare e iniziative per il contrasto al dissesto idrogeologico, per salvaguardare e promuovere la biodiversità del territorio, e per garantire la sicurezza dell'approvvigionamento e la gestione sostenibile ed efficiente delle risorse idriche.

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A supporto della strategia di decarbonizzazione, è stato svolto un programma di energy assessment che ha coinvolto la maggioranza dei siti upstream, e che proseguirà nel 2023 per le consociate meno energivore, allo scopo di identificare interventi di efficientamento energetico e implementare i sistemi di gestione ISO 50001 ai fini di una futura certificazione.

Come previsto dalla road map dei Green Deal europeo, nel corso del 2021 la revisione della Direttiva IED (Industrial Emission Directive) è entrata nel vivo. Nei 2021 si sono concluse due consultazioni pubbliche sulle direttive IED e E-PRTR. Il 5 aprile 2022 la Commissione europea ha presentato una proposta di direttiva che rivede in senso più restrittivo, aggiorna e modernizza la direttiva 2010/75/UE. Il testo pubblicato in GUUE propone una revisione delle misure per contrastare l'inquinamento da grandi impianti industriali al fine di creare migliori sinergie della direttiva con sistema ETS e con le politiche europee in tema di economia circolare e decarbonizzazione. Inoltre, la proposta aggiorna la direttiva IED rispetto alla normativa sulla qualità dell'aria. Entro la fine del 2023 si attende la pubblicazione della nuova direttiva.

Nel 2022 gli sforzi del legislatore europeo si sono focalizzati su diverse proposte normative per rafforzare gli obblighi di disclosure non finanziaria per gli operatori del mercato finanziario, per i consulenti finanziari e per le grandi aziende.

Il 23 febbraio 2022, la Commissione europea ha pubblicato la sua proposta di Direttiva sulla Corporate Sustainability Due Diligence. La futura Direttiva e le relative norme nazionali di trasposizione dovrebbero applicarsi alle grandi (oltre 250 dipendenti) e grandissime imprese (oltre 500 dipendenti) e imporre la creazione di un sistema volto a monitorare, prevenire e mitigare gli impatti negativi sull'ambiente, sulle condizioni di lavoro e sui diritti e libertà individuali sia dell'attività dell'impresa, sia della value chain a monte e a valle (fornitori, distributori, rivenditori, ecc.). Entro la fine del 2023 si attende la conclusione dei negoziati interistituzionali sulla proposta.

BILANCIO CONSOLIDATO

ALLEGATI

La Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) è un'altra iniziativa chiave del Green Deal per l'Europa e si inserisce in un più ampio quadro normativo che prevede obblighi di disclosure non finanziaria. Il 5 gennaio è entrata in vigore la direttiva 2022/2464/UE che aggiorna le norme UE sulle informazioni delle imprese sulla sostenibilità ampliando il campo di applicazione e introducendo obblighi di comunicazione dettagliata, anche in un'ottica di lotta al greenwashing, La CSRD modifica la direttiva 2013/34/UE sulle informazioni di carattere non finanziario delle imprese attraverso l'introduzione di disposizioni ad hoc sulla rendicontazione di sostenibilità delle imprese. I nuovi obblighi si applicheranno progressivamente a partire dal 2024.

L'11 dicembre 2019 Commissione europea ha presentato The European Green Deal la "road map green" della sua azione politica. Secondo la Commissione è necessario ripensare le politiche economiche e sociali per renderle più sostenibili, preservare il capitale naturale, prevedere una economia che preservi le risorse naturali, riduca la produzione dei rifiuti e punti su recupero, riparazione e riutilizzo. Fondamentale realizzare la neutralità climatica al 2050. L'azione sull'economia circolare si concentrerà in particolare su settori ad alta intensità di risorse come il tessile, l'edilizia, l'elettronica e la plastica.

Con il D.M. 24 giugno 2022, n. 259, il Ministero della Transizione Ecologica ha approvato la Strategia nazionale per l'economia circolare in attuazione del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza. Tra gli obiettivi indicati nel documento: un nuovo sistema di tracciabilità digitale dei rifiuti, incentivi fiscali a sostegno delle attività di riciclo e utilizzo di materie prime secondarie; la revisione del sistema di tassazione ambientale dei rifiuti al fine di rendere più conveniente il riciclaggio rispetto al conferimento in discarica e all'incenerimento sul territorio nazionale; il diritto al riutilizzo e alla riparazione. Prevista inoltre la riforma del sistema di responsabilità estesa del produttore e lo sviluppo/aggiornamento dei regolamenti End of Waste (cessazione qualifica di rifiuto). In applicazione delle modifiche normative introdotte dal D.Lgs. 116/2020, che ha recepito la nuova direttiva quadro sui rifiuti, nel 2021 sono intervenute significative variazioni in materia di tracciabilità dei rifiuti.

L'8 marzo 2021 è divenuto operativo il portale Vi.Vi.FIR (Vidimazione Virtuale Formulari), previsto dal nuovo art. 193 del D.Lgs. 152/2006, che consente di produrre formulari rifiuti vidimati digitalmente senza la necessità di recarsi fisicamente presso gli sportelli delle amministrazioni competenti. E stata inoltre avviata la sperimentazione di un prototipo del nuovo Registro Nazionale per la Tracciabilità dei Rifiuti (RENTRI), cui ha preso parte anche Eni e che nel 2022 ha riguardato il nuovo formulario digitale (XFIR); tale nuovo sistema di tracciabilità, che sarà normato da un futuro decreto regolamentare, consentirà la tenuta in modalità esclusivamente elettronica delle registrazioni ambientali e prevedrà la comunicazione dei dati ad un sistema centralizzato. Lo schema del DM RENTRI notificato alla Commissione Europea prevede l'avvio del nuovo sistema dopo 18 mesi dalla pubblicazione e la progressiva adozione delle nuove modalità digitali da parte degli operatori in

funzione dell'attività svolta e, per i produttori di rifiuti, del numero di dipendenti; le regole di dettaglio saranno demandate a decreti direttoriali. A dicembre 2022 il Consiglio dei Ministri ha approvato in via definitiva un decreto legislativo correttivo del D.Lgs. 116/2020, che apporterà modifiche alla Parte IV del D.Lgs. 152/2006 che regola la disciplina generale dei rifluti. La Circolare MiTE del 17/10/2022 ha chiarito le modalità applicative della disciplina sulla classificazione dei rifiuti introdotta dal decreto direttoriale 47/2021 ai sensi dell'art. 184 del D.Lgs. 152/2006.

Sono in vigore dal 14 gennaio 2022 le nuove disposizioni del D.Lgs. 196/2021 sulla plastica monouso in recepimento della direttiva 2019/904/UE. Il D.Lgs. 8 novembre 2021, n. 196 prevede l'uscita dal mercato di determinati prodotti in plastica monouso (e di tutti i prodotti in plastica oxo-degradabile), misure finalizzate alla riduzione dei consumo per altre tipologie di prodotti e l'obbligo di marcare alcune tipologie di prodotti (o gli imballaggi) per informare il consumatore sul corretto smaltimento e sul contenuto di plastica nel prodotto.

Dal 30 novembre 2022 è in vigore la norma tecnica UNI/TS 11820 per misurare la circolarità dei processi delle organizzazioni in attuazione della Strategia nazionale per l'economia circolare. La norma UNI/TS 11820, "Misurazione della circolarità - Metodi ed indicatori per la misurazione dei processi circolari nelle organizzazioni", definisce un set di indicatori di circolarità (sono 73) applicati a livello meso e micro, atti a valutare il livello di circolarità di una organizzazione o gruppo di organizzazioni. Il 26 ottobre 2022 la Commissione europea ha presentato una proposta di fusione delle due direttive europee sulla qualità dell'aria ambiente finalizzata a migliorare l'attuazione della disciplina e inasprire i livelli consentiti di inquinanti. La proposta legislativa consiste nella revisione della Direttiva Ambient Air Quality (2022/0347), che fonde le precedenti direttive in materia qualità dell'aria ambiente (2008/50/CE e 2004/107/CE). L'obiettivo ultimo è quello di migliorare ulteriormente la qualità dell'aria e di allineare maggiormente le norme dell'UE in materia alle raccomandazioni dell'OMS. Attualmente la proposta è stata trasmessa a Parlamento europeo e Consiglio UE per l'esame secondo la procedura legislativa ordinaria.

Per quanto riguarda la tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro, la normativa italiana ha enfatizzato il valore di modelli organizzativi e di gestione, attribuendo a questi, efficacia esimente (art. 30 D.Lgs. 81/08) dalla responsabilità amministrativa dell'impresa, in caso di violazioni delle disposi zioni legislative riguardanti la salute e la sicurezza, sul luogo di lavoro. Eni ha adottato in tutte le operazioni che/comportano rischi HSE, modelli organizzativi e di gestione/in linea con i migliori standard del mercato.

La gestione operativa Eni è fondata sui pringipi della prevenzione, gestione e controllo dei rischi HSE. L'adozione estesa in Eni di sistemi di gestione integrati di salufe, sicurezza e ambiente è rivolta ad assicurare la compliande normativa, il miglioramento continuo delle performance HSE e l'efficacia delle azioni intraprese in termini di prevenzione e contenimento dei possibili impatti ambientali.

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La pubblicazione delle Norme ISO 14001:2015 e ISO 9001:2015 ha introdotto una maggiore focalizzazione sul rischio, sul contesto locale e su eventuali accordi volontari in materia di sostenibilità. L'adeguamento a queste norme ha comportato un miglioramento della pianificazione e dei processi di controllo. Nel 2021 Eni ha aggiornato lo strumento normativo adottando un'unica metodologia integrata per lo svolgimento delle analisi ambientali e valutazione degli impatti/rischi per l'Ambiente e l'Organizzazione, inclusi quelli di tipo 231. Eni si è inoltre dotata di un sistema di controllo dei rischi HSE basato sul monitoraggio periodico di indicatori HSE sviluppato su tre livelli di linea (il primo, la cui responsabilità è del sito; il secondo, che è svolto dalle Unità di Business; il terzo che resta in capo all'organizzazione centrale di Eni) che garantisce la progressiva indipendenza dei controlli e su un piano strutturato di audit a copertura di tutti i siti, secondo le seguenti tipologie: (i) technical audit, volti ad accertare l'esistenza presso i siti/unità operative e sedi delle unità di business di adeguati sistemi di gestione, della loro corretta applicazione e coerenza con le normative e gli standard adottati dalla Società; (ii) certificazioni dei sisterni di gestione (con verifiche annuali effettuate da un Ente certificatore); (iii) verifiche di conformità alle normative vigenti in materia HSE; (iv) audit finalizzati alla verifica dell'efficacia delle barriere preventive e mitigative dei rischi di processo e della sicurezza di processo; e (v) audit/assessment per tematiche/attività/processi specifici (es. audit a seguito di segnalazioni, infortuni o incidenti o assessment su specifiche parti di impianto). Nel settore della sicurezza di processo Eni ha sviluppato e implementato un sistema di gestione specifico basato su best practice internazionali. La nuova Norma ISO 45001 pone l'accento sull'importanza della segnalazione continua, nell'ambito dell'attività quotidiana, di eventuali rilievi per rafforzare le performance del sistema ed identificare rischi emergenti nell'ottica della prevenzione.

lischio larica

Secondo le analisi del World Economic Forum (The Global Risk Report 2023), da oltre 10 anni il rischio idrico viene identificato tra i principali rischi con maggiore impatto negativo potenziale per l'economia e la società nei prossimi 2-10 anni. Quest'anno il GRR evidenzia ancor più degli scorsi report l'intensificarsi delle crescenti interconnessioni fra crisi idriche e altri fattori di rischio e instabilità, quali migrazioni, tensioni fra Stati e crisi alimentari, portando all'emergere di una potenziale "policrisi", la cui evoluzione sarà strettamente correlata al grado di cooperazione globale e all'impatto del cambiamento climatico e della transizione energetica sull'approvvigionamento di risorse naturali. Linterdipendenza acqua-energia è destinata ad intensificarsi nei prossimi anni e, secondo la International Energy Agency (WEO 2016), sarà necessaria una sempre maggiore capacità di dare risposte chiare e affidabili per la gestione di questo elemento di criticità. Secondo le Nazioni Unite (https://www.unwater.org/water-facts/climate-change/) i cambiamenti climatici si esplicitano nella forma di crisi idriche e di una crescente variabilità della disponibilità di acqua in quantità e di qualità adeguate ad uno sviluppo sostenibile. Entro il 2050, il numero di persone a rischio di inondazione aumenterà dall'attuale livello di 1,2 miliardi a 1,6 miliardi. Tra l'inizio e la metà degli anni 2010, 1,9 miliardi di persone, ovvero il 27% della popolazione mondiale, vivevano in aree potenzialmente carenti d'acqua. Nel 2050, questo numero aumenterà da 2,7 a 3,2 miliardi di persone (UN2020). Eni valuta e monitora il rischio idrico, anche in relazione agli effetti dei cambiamenti climatici, al fine di identificare le migliori strategie di gestione delle acque e di adattamento per i propri asset. Inoltre, Eni è impegnata a sviluppare progetti di accesso all'acqua per le popolazioni dove opera. Meno del 2% dei prellevi idrici totali di Eni avvengono in aree a stress o aride (così come identificate con Aqueduct, strumento sviluppato dal World Resources Institute). Tra i Paesi con aree a stress idrico impattate dai prelievi Eni, oltre all'italia dove si verificano i maggiori prelievi di acqua dolce, ci sono Paesi dove al rischio di tipo fisico (scarsità della risorsa) si vanno ad aggiungere rischi di tipo sociale (scarsità di sistemi idrico-sanitari adeguati in molti Paesi in cui Eni opera) o geopolitico (approvvigionamento di acqua dolce dipendente da fonti con provenienza oltreconfine come ad esempio il Nilo per l'Egitto). La tutela dell'ambiente si attua in primis identificando il contesto naturale in cui le attività hanno o avranno luogo in modo da evitare o mitigare il più possibile gli impatti su specie, habitat e servizi ecosistemici fin dai primi stadi del ciclo operativo. In particolare, prosegue l'impegno in progetti di water injection, intesi come ottimale gestione delle acque di produzione, e di reinjection a scopo IOR (improved oil recovery). Sempre nel settore upstream, attraverso lo studio sistematico e di dettaglio dei flussi idrici sono stati individuati e avviati progetti di riduzione dei prellevi di acqua dolce a stress idrico, in particolare in Egitto. Anche nel downstream sono stati avviati progetti per ridurre i prellevi di acqua dolce di alta qualità nei siti top consumer a stress idrico sostituendolì con fonti di minor pregio quali acque reflue e acque da bonifica o attraverso ricicli interni. Al fine di rispondere alle crescenti richieste di informazioni da parte degli stakeholder, anche nel 2022 Eni ha dato risposta pubblica al questionario CDP water, con la valutazione pari a B, in linea con la media di settore e di area geografica. Prima fra le compagnie O&G, ad aprile 2019 Eni ha aderito al CEO Water Mandate, dando un segnale inequivocabile dell'importanza attribuita alla risorsa idrica. A giugno 2021 Eni ha pubblicato il proprio posizionamento sull'acqua, nel quale si impegna a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico.

SORIOTE GREASSESSMENTS G STIFF

Le emergenze operative che possono avere impatto su asset, persone e ambiente sono gestite principalmente a livello di sito con una propria organizzazione che predispone, per ciascun possibile scenario, un piano di risposta in cui sono definiti ruoli, mezzi e risorse deputate all'attuazione. Questo è il primo livello di emergenza, il secondo livello prevede il supporBILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

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to da parte dell'unità di business ed il terzo anche quello delle strutture centrali, in particolare il coordinamento tramite l'Unità di Crisi Eni per l'apporto di team specialistici, mezzi e attrezzature interne ed esterne ad Eni. Le discriminanti tra questi tre livelli sono: la gravità dell'evento, l'impatto reale o possibile, la potenzialità dell'evento di eccedere i limiti di batteria dell'asset. Questi effetti comportano la escalation di risorse coinvolte anche in stretta cooperazione con le Autorità locali e centrali che attivano i rispettivi piani di emergenza esterni.

Eni è impegnata, sia all'estero che in Italia, nel monitoraggio e nella gestione dei rischi derivanti dagli oil spill sia operativi che causati da effrazioni. Una situazione di particolare rilievo si osserva in Nigeria dove sono frequenti fenomeni di sabotaggio sugli oleodotti.

L'installazione del sistema di Leak Detection proprietario denominato "e-vpmse" (Eni Vibroacustic Pipeline Monitoring System), che permette il monitoraggio da remoto di eventuali spill dalle condotte geolocalizzandoli con una precisione inferiore ai 50m, oltre ad aver favorito la tempestività e la qualità degli interventi di contenimento, di riparazione e di protezione dei bersagli ambientali più sensibili, è stato un elemento di dissuasione fondamentale.

In Nigeria (Swamp Area) è stato completato il programma di upgrade tecnologico del sistema e-vomse sulle due trunkline di Kwale - Akri (17km), Ogboinbiri - Tebidaba (32km), con l'installazione di sensori addizionali per rimuovere il rumore di fondo, e sulla trunkline nelle stazioni di Clough Creek a Tebidaba (52 km). Anche in Italia con e-vpms® si è coperta la rete di oleodotti di prodotti finiti (compreso Rho-Malpensa e Pantano-Fiumicino), di grezzo (Oleodotto Monte Alpi-Taranto per 137 km) ed è stata completata la progettazione ed avviata l'installazione sulla linea di grezzo Genova Pegli- Raffineria di Sannazzaro; infine sono stati sviluppati studi di fattibilità per il monitoraggio della linee di trasferimento da due terminali (Venezia, 10 km, e Ortona, 5 km).

La Società ha intrapreso importanti passi per contrastare e ridurre il fenomeno "oil theft", ma anche per presidiare in generale gli asset societari. In particolare, si sono intraprese azioni dirette sugli asset (manutenzione sistematica, sostituzione pipeline e/o serbatoi e incremento della sorveglianza) sono in corso i progetti come Tanks Integrity Monitoring (basato sulle emissioni acustiche) mentre si è concluso Eco Sesam (mappe di sensitività ambientale a partire da immagini satellitari come parte dell'Oil Spill Contingency Plan).

Per l'esposizione ai rischi naturali (in particolare frane ed esondazioni) è proseguito il progetto R&D "Early Warning System for Hydro & Pollution Risks sulle condotte in Val d'Agri ed è in corso lo sviluppo di una metodologia di analisi di rischio quantitativa per le condotte, con un caso pilota.

In aggiunta al sistema di gestione, monitoraggio e risposta ai rischi di natura HSE, Eni ha attivato coperture assicurative tramite la partecipazione alla mutua Oil Insurance Limited e altri partner assicurativi per limitare i possibili effetti economici derivanti dai danni provocati a terzi, alle proprietà industriali e da responsabilità di bonifica e ripulitura dell'ambiente in caso

di incidente. L'ammontare coperto varia in base alla tipologia dell'evento e rappresenta una quota significativa della capacità messa a disposizione dal mercato di riferimento. In particolare, la responsabilità finanziaria di Eni di risarcire il danno cagionato a terzi e/o a seguito di sversamento di petrollo è coperta da una protezione assicurativa capace di indennizzare fino a un massimo di \$1,4 miliardi per incidenti nell'onshore (le raffinerie) e \$1,2 miliardi per l'offshore. A queste ultime si aggiungono polizze assicurative che coprono le responsabilità del proprietario, dell'operatore e del noleggiatore di mezzi navali in base ai seguenti massimali: \$1.250 milioni per le responsabilità connesse alla flotta di proprietà della LNG Shipping e nel caso di noleggio di time charter e di \$1 miliardo delle FPSO utilizzate dal settore Exploration & Production nello sviluppo di giacimenti offshore. Si evidenzia inoltre che in occasione di particolari progetti, valutata la complessità industriale e altri fattori esterni, Il management attiva coperture assicurative ad hoc, in aggiunta alle coperture standard di portafoglio.

Sono proseguite le collaborazioni con IPIECA e IOGP al fine di rafforzare la capacità di risposta all'inquinamento marino, in termini di aggiornamento e diffusione delle good practices e di iniziative regionali congiuntamente alle Autorità (GI-WA-CAF - Global Initiative for West, Central and Southern Africa e l'OSPRI Oil Spill Preparedness Regional Initiative per le regioni i del Caspio e del Mar Nero).

Eni ha inoltre sviluppato tecnologie proprietarie, volte sia a ridurre il rischio di incidenti sia ad accelerare il recupero di eventuale olio sversato a mare come, ad esempio, il dispositivo CUBE (Containment of Underwater Blowout Events) disponibile a Gela, un dispositivo per separare gas e olio dall'acqua in prossimità della testa pozzo sottomarina, e il progetto Blow Stop, una tecnologia innovativa per bloccare al fondo la fuoriuscita di fluidi di giacimento.

Rischi connessi all'aumento delle imposte sul reddito e delle rovalties

Le operazioni nel settore Oil & Gas sono soggette al pagamento di royalties e imposte sul reddito, che tendono a essere più elevate di quelle dovute in molte altre attività commerciali, Il possibile aumento dell'aliquota fiscale marginale nel settore Oil & Gas connesso all'aumento dei prezzi dei petrolio potrebbe rendere più difficile per l'Eni tradurre l'aumento dei prezzi del petrollo in un aumento dell'utile netto. Variazioni sfavorevoli dell'aliquota fiscale applicabile all'utile prima delle imposte del Gruppo nelle sue attività Oil & Gas avrebbero un impatte degativo sui futuri risultati economici e sui flussi di gassa di Eni. Nell'attuale contesto di incertezza finanziaria ed/economica, i governi si trovano ad affrontare una maggiore pressione sulle finanze pubbliche, che potrebbe indurli a infervenire sul regime fiscale dell'industria Oil & Gas, compreso il rischio di un aumento della tassazione, di imposte impreviste e persino di nazionalizzazioni ed espropri. A causa della crescente preoccupazione dell'opinione pubblica per l'aumento dei costi dell'energia in relazione all'annuncio di forti profitti per l'anno 2021

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e nel 2022 da parte delle società petrolifere, i governi stanno cercando di ridurre i costi energetici per i consumatori e le imprese aumentando la pressione fiscale sulle società petrolifere, anche attraverso l'imposizione di nuove tasse (cd. tasse sugli extra-profitti) o introducendo alcune forme di controllo dei prezzi. L'aumento dei prezzi dell'energia, dovuto a fattori di mercato e al rischi iegati alla situazione tra Russia e Ucraina, ha eroso il potere d'acquisto delle famiglie e aumentato i costi dei fattori produttivi del settore manifatturiero, alimentando le pressioni inflazionistiche.

In Italia, la Legge n. 51, promulgata il 20 maggio 2022, ha istituito un'imposta una tantum sugli extra-profitti delle società energetiche per l'anno fiscale 2022. Tale imposta prevede l'applicazione di un'aliquota del 25% in relazione ad una base imponibile pari all'incremento del (i) saldo tra le operazioni attive e passive risultanti dalle comunicazioni dei dati delle liquidazioni periodiche ("LIPE") per il periodo che va dal 1ª ottobre 2021 al 30 aprile 2022, rispetto al (ii) saldo delle corrispondenti operazioni attive e passive risultanti dalle LIPE per il periodo precedente che va dal 1ª ottobre 2020 al 30 aprile 2021. Nel 2022 Eni ha rilevato a conto economico un onere di circa €1,04 miliardi, interamente versato con impatto anche sul flusso di cassa dell'anno.

Nel Regno Unito è stata introdotta un'imposta sui profitti energetici (Energy Profits Levy), in vigore dal 26 maggio 2022, che ha introdotto un'aliquota fiscale temporanea del 25% aggiuntiva all'aliquota d'imposta sulle società che operano nei Regno Unito e nella piattaforma continentale britannica. A seguito di questa imposta, l'aliquota dell'imposta sulle società del Regno Unito che operano nel settore Oil & Gas è stata portata al 65%. L'imposta rimarrà in vigore fino alla normalizzazione dei prezzi degli idrocarburi, e comunque non oltre il 31 dicembre 2025. Nel 2022 Eni ha rilevato un maggior onere d'imposta connesso a tale misura fiscale pari a €165 milioni. La legge di bilancio della UK per il 2023 prevede l'estensione della durata dei levy fino al primo trimestre del 2028 e l'applicazione di un'aliquota incrementata di ulteriori 10 punti percentuali, al 35%.

Nel mese di ottobre il Consiglio europeo ha approvato il Reg. 1854/2022 che demanda agli stati membri l'introduzione di un contributo di solidarietà a carico delle imprese operanti nel settore degli idrocarburi al fine di mitigare l'impatto degli elevati costi dei carburanti e dell'energia sulle finanze pubbliche e sui bilanci di famiglie e imprese. In tale ambito, la legge finanziaria 2023 dell'Italia ha introdotto un contributo solidaristico a carico delle imprese del settore energetico, tra cui Eni, calcolato applicando un'aliquota del 50% all'imponibile per l'imposta sui reddito delle società di capitali (IRES) per l'esercizio 2022, che eccede un ammontare pari al 110% dell'Imponibile medio registrato nei quattro anni precedenti. Considerata la competenza economica 2022, è stato stanziato un onere di circa €1 miliardo che include anche le riserve di rivalutazione. Eventuali ulteriori inasprimenti della pressione fiscale o eventuali prelievi straordinari una tantum sulla base di provvedirnenti che potrebbero essere emanati dai governi dei Paesi in cui opera il Gruppo - ivi inclusa l'Italia - potrebbero determi-

nare un incremento, anche significativo delle imposte cui è soggetto il Gruppo, con conseguenti impatti significativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Rischi connessi al quadro competitivo nel settire in out opera II Gruppo

L'attuale contesto competitivo in cui Eni opera è caratterizzato da prezzi e margini volatili delle commodity energetiche, limitata differenziazione dei prodotti e complessi rapporti con le compagnie di Stato e le agenzie nazionali dei Paesi in cui sono ubicate le riserve di idrocarburi per l'ottenimento di diritti di sfruttamento minerario. Poiché i prezzi delle materie prime sono al di fuori del controllo di Eni, la capacità di rimanere competitivo in questo contesto richiede una continua attenzione all'innovazione tecnologica, al raggiungimento e mantenimento di efficienze nei costi operativi, a una gestione efficace delle risorse di capitale e alla capacità di fornire servizi agli acquirenti di energia.

Nel settore Exploration & Production il Gruppo è esposto alla concorrenza di società petrolifere internazionali e compagnie di Stato per l'ottenimento dei diritti di esplorazione e sviluppo nonché deve essere in grado di sviluppare e di applicare nuove tecnologie per massimizzare l'estrazione di idrocarburi. A causa delle dimensioni inferiori di Eni rispetto ad altre compagnie petrolifere internazionali, il Gruppo potrebbe trovarsi in uno svantaggio competitivo in presenza di progetti su larga scala o a elevata intensità di capitale che richiedono un'ampia disponibilità di risorse tecniche e finanziarie e potrebbe essere esposto ai rischio di ottenere minori risparmi sui costi in un contesto deflazionistico rispetto ai suoi concorrenti più grandi, dato il suo potere di mercato potenzialmente inferiore rispetto ai fornitori, mentre in caso di aumento dei costi dovuti alla carenza di materiali, manodopera e altri fattori produttivi, Eni potrebbe subire maggiori pressioni da parte dei propri fornitori per aumentare il prezzo di beni e servizi rispetto ai principali concorrenti

Per assicurarsi un'adeguata disponibilità di gas nel medio-lungo termine, a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo in generale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato nel passato contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi produttori che riforniscono il sistema europeo. Tali contratti di approvvigionamento prevedono la clausola di take-or-pay, in base alla quale l'acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, la quantità minima di gas prevista dal contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare negli anni contrattuali successivi Il gas pagato ma non ritirato ad un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale già corrisposto. Il meccanismo degli anticipi contrattuali espone l'impresa sia a un rischio prezzo, sia a un rischio volume. Analoghe considerazioni si applicano agli impegni contrattuali di lungo termine ship-or-pay attraverso i quali Eni si è assicurata l'accesso alle capacità di trasporto lungo le principali dorsali europee

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che convogliano il gas dai luoghi di produzione ai mercati di consumo. Questi contratti, per la parte di volumi non coperta da contratti di vendita, espongono Eni a un rischio prezzo nel caso di una domanda debole, poiché il Gruppo potrebbe trovarsi nella condizione di vendere a prezzi non remunerati al fine di adempiere l'obbligo di "minimum take" o in alternativa a dover sostenere un'esposizione finanziaria in caso di esercizio dell'opzione "pay". In tale scenario, il management di Eni è impegnato nella rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento long-term e in azioni di ottimizzazione del portafoglio, quali leve per gestire il rischio take-or-pay/ship-or-pay e l'associato rischio finanziario. Eni ritiene che il risultato di tali rinegoziazioni sia incerto tanto in relazione ai benefici economici effettivamente ottenibili, quanto in merito alle tempistiche per il loro eventuale riconoscimento. Relativamente ai contratti di fornitura take-or-pay con le società di Stato russe (Gazprom e le sue affiliate), nello scenario in cui Eni sia costretta a cessare i prelievi per adempiere a possibili regimi sanzionatori o in vista dell'obiettivo comunitario di cessare ben prima del 2030 la dipendenza dalle forniture d'idrocarburi dalla Russia, considerato che la data di scadenza di tali contratti è ben oltre il 2030, il Gruppo potrebbe sostenere oneri e passività di ammontare incerto, ma che potrebbero essere significativi.

Con riferimento al business del GNL, i relativi risultati sono influenzati principalmente dall'equilibrio globale tra domanda e offerta, considerando il maggiore livello di flessibilità del GNL rispetto al gas erogato tramite gasdotto.

Il business Refining & Marketing di Eni opera in un contesto competitivo sia nella raffinazione sia nel retail marketing dei carburanti. L'attività di raffinazione di Eni è influenzata dall'andamento della domanda europea di carburanti che a sua volta risente della crescente competizione da parte dei veicoli elettrici, dalla disponibilità di capacità di raffinazione e della pressione competitiva da parte degli attori in Medio Oriente, Stati Uniti ed Estremo Oriente. Tali concorrenti possono sfruttare economie di costo e beneficiare di impianti di scala superiore rispetto alle raffinerie Eni, disponibilità di materie prime più economiche e minori spese energetiche.

Il business della Chimica gestito da Versalis è esposto alla forte concorrenza da parte di affermati operatori internazionali e di aziende petrolchimiche statali, in particolare in alcuni segmenti di mercato quali quelli della produzione di prodotti petrolchimici di base (quali il polietilene), dove la domanda è funzione della crescita macroeconomica. Gli operatori in Estremo Oriente e Medio Oriente sono stati in grado di beneficiare di economie di scala grazie a una maggiore dimensione degli impianti, alla disponibilità di materie prime più economiche e alla vicinanza ai mercati finali. L'eccesso di capacità produttiva a livello mondiale con riferimento in particolare alla petrolchimica alimentata da nafta/etano (quella maggiormente "commoditizzata") alimenta la concorrenza in tale settore. Nuova capacità produttiva relativa a mega complessi petrolchimici è attesa nel medio termine entrare in esercizio in Medio Oriente e Cina. Infine, la crescente preoccupazione dell'opinione pubblica per i cambiamenti climatici e per l'ambiente potrebbe influenzare negativamente il consumo di plastica monouso in futuro.

Il business della vendita di gas ed energia elettrica al dettaglio (cd. retail) condotto dal Gruppo ha i suoi principali clienti nei mercati di Italia, Francia, Spagna e altri Paesi europei. I clienti includono famiglie, grandi clienti residenziali (ospedali, scuole, edifici della pubblica amministrazione, uffici) e piccole e medie imprese. Il mercato retail è caratterizzato da una forte concorrenza tra le società di vendita che competono principalmente in termini di prezzi e sulla capacità di combinare servizi ad alto valore aggiunto con la fornitura della commodity energetica. L'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente ("ARERA"), in virtù della Legge istitutiva n. 481/95, svolge funzione di monitoraggio dei livelli dei prezzi del gas naturale e definisce le condizioni economiche di fornitura del gas ad uso residenziale e commerciale per i clienti che hanno diritto di accedere alle condizioni tariffarie stabilite dalla stessa ARERA (cosiddetti clienti tutelati). Più nel dettaglio, i clienti che hanno diritto al servizio di tutela gas sono i clienti domestici e i condomini con uso domestico con consumi non superiori a 200.000 standard metri cubi (Smc)/annui. Le decisioni dell'ARERA possono limitare la capacità degli operatori del mercato retali del gas, tra cui Plenitude, di trasferire gli Incrementi dei costo della materia prima nel prezzo finale o limitare il riconoscimento dei costi e rischi tipici dell'attività commerciale con i clienti tutelati. Un rischio analogo sussiste anche per gli operatori grossisti, come il business GGP di Eni, anche se in proporzioni minori considerato che il mercato grossista è completamente liberalizzato,

Da ultimo, Eni è impegnato nell'attività di produzione di energia da impianti termoelettrici che viene in gran parte venduta nel mercato all'ingrosso e al gestore della rete nazionale. Per quanto riguarda il mercato all'ingrosso, i margini di produzione di energia elettrica da impianti a gas hanno registrato una tendenza ribassista negli ultimi anni a causa dell'eccesso di offerta, debole crescita economica e concorrenza. Inoltre i margini sulla produzione di energia termoelettrica sono esposti alla volatilità dei costi del gas naturale e delle "emission allowance" nell'ambito dell'ETS europeo. Tali fattori potrebbero ridurre progressivamente i margini di guadagno nel prossimo futuro. Nel caso in cui il Gruppo non sia in grado di gestire efficacemente i rischi competitivi sopra descritti, che possono aumentare in caso di una ripresa economica più debole del previsto derivante dalle conseguenze della guerra tra Russia e Ucraina o dalla situazione post-pandemica, il Gruppo potrebbe non ri uscire a mantenere o aumentare i propri volumi di vendita di redditività, con effetti negativi sull'attività, sulle prospettive, sulla situazione economica, patrimoniale e finanziarla del Gruppo.

Rischi connessi a procedimenti giudiziari e arbitral del Gruppo

Eni è parte di procedimenti giudiziari civili o penali o arbitrali anche duraturi, con conseguente impiego di risorse, costi

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e spese legali. Per alcuni di questi procedimenti Eni è stata chiamata in causa al sensi del D.Lgs. 231/01 in materia di responsabilità d'impresa. Eni ha rilevato in bilancio le passività associate ai procedimenti per i quali è probabile la soccombenza e l'onere possa essere stimato in maniera attendibile. Tall oneri non costituiscono a oggi una voce significativa del bilancio consolidato.

Tuttavia, nel caso in cui gli accantonamenti effettuati relativi ai procedimenti pendenti risultassero insufficienti a far fronte interamente agli oneri, alle spese, alle sanzioni e alle richieste risarcitorie e restitutorie formulate in caso di soccombenza in dipendenza ad esempio di nuovi elementi informativi e di sviluppi non previsti al momento della stima del fondo di bilancio, si potrebbero avere effetti negativi sull'attività, sulla situazione patrimoniale e finanziaria e sui risultati economici del Gruppo.

Non può escludersi che l'esito dei procedimenti in corso alla data di bilancio, nonché degli eventuali ulteriori procedimenti che si dovessero instaurare successivamente in relazione a controversie pendenti con terze parti non risolte in via extragiudiziale, possano avere un esito sfavorevole per il Gruppo, con accoglimento, in tutto o in parte, delle pretese avanzate dalle controparti per un ammontare superiore alle ragionevoli stime operate dal Gruppo - che, in tal caso, si troverebbe a dover far fronte a passività non previste, con possibili conseguenti effetti negativi sull'attività, sulla situazione patrimoniale e finanziaria e sui risultati economici del Gruppo.

Non si può escludere che rischi valutati remoti o possibili dal Gruppo possano diventare probabili e determinino adeguamenti al valore dei fondi rischi, o che, in caso di soccombenza in contenziosi per cui i relativi fondi rischi erano ritenuti adeguati, il Gruppo potrebbe subire effetti negativi sulla propria situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria.

Non è possibile escludere che, nel caso in cui la responsabilità amministrativa di Eni fosse concretamente accertata, oltre alla conseguente applicazione delle relative sanzioni, si verifichino ripercussioni negative sulla reputazione, sull'operatività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Risola connessi al funzionamento del sistemi informatici e alla sicurezza EEEL CS FIT T 22 LE 2

L'operatività del Gruppo dipende anche dai propri sistemi informatici e sistemi di elaborazione dati e da quelli dei propri consulenti e collaboratori per l'efficiente svolgimento delle proprie altività, compresa la gestione dei rapporti con i clienti e con le controparti. Il Gruppo si avvale anche di un numero significativo di sistemi e di altre tecnologie forniti da soggetti terzi. Tali sistemi possono essere esposti al rischio di malfunzionamenti, interruzioni, virus, accessi non autorizzati da parte di terzi intenzionati ad estrarre o corrompere informazioni e interruzione dei sistemi informatici, determinando errori nell'esecuzione delle operazioni, inefficienze nei processi, ritardi o cancellazione, perdite di clienti, fermi alla produzione o impedimenti alla spedizione di prodotti e altre interruzioni dell'operatività del Gruppo.

Il rischio di Cyber Security rappresenta la possibilità che attacchi informatici compromettano i sistemi informativi aziendali (gestionali e industriali) avendo come principali conseguenze l'interruzione dei servizi erogati, la sottrazione di informazioni sensibili, con impatti sia economici che reputazionali,

Il livello di cyber risk è stimato elevato poiché:

Eni è una Oil & Gas company e rappresenta un obiettivo + chiave per i cyber attack dato il contesto geopolitico in cui opera;
il trend dei cyber attack in termini di frequenza e pericolosità è in crescita e, più in generale, aumentano le attività volte all'acquisizione di informazioni sensibili, sia attraverso l'utilizzo del fattore umano, sia mediante intercettazioni ed intrusioni telematiche:
i fenomeni di social engineering e phishing sono in crescente aumento.

Le possibili conseguenze riguardano:

· la perdita di riservatezza, ovvero la diffusione intenzionale o accidentale di informazioni riservate, che può determinare perdite per Eni in termini di vantaggi competitivi, danni di immagine e reputazione e impatti di carattere legale ed economico (ad es. sanzioni), dovuti al mancato rispetto di obblighi normativi e/o contrattuali;
la perdita di integrità e disponibilità in merito a informazioni e sistemi a supporto del business, che possono determinare una perdita di profitto dovuta alla mancata erogazione di servizi e/o danni agli asset aziendali.

Oltre all'utilizzo di sistemi informatici e sistemi di elaborazione dati al fine di supportare le proprie attività, il Gruppo utilizza tali sistemi per raccogliere e archiviare informazioni e dati sulla propria attività, sui propri clienti e sui propri dipendenti. Un accesso non autorizzato ai sistemi informatici del Gruppo che produca l'indisponibilità degli stessi o la perdita di riservatezza o la modifica non autorizzata di dati, potrebbe avere conseguenze significative dal punto di vista reputazionale, operativo, economico ovvero di compliance, ed è soggetto ad una serie di leggi in continua evoluzione su base globale che potrebbero sottoporre il Gruppo a cause legali, multe o altre conseguenze previste dalla normativa di volta in volta applicabile. In aggiunta, il perdurare dell'attuale situazione di guerra tra Russia e Ucraina e altri conflitti potrebbe comportare, tra l'altro, un aumento degli attacchi a sistemi informatici.

in caso di eventi catastrofici, a bassa probabilità di accadimento, che determinino l'indisponibilità completa di uno o più data center in cui risiedono i sistemi informatici di Eni, l'impatto sul business può essere anche significativo. L'impatto massimo è relativo ad eventi catastrofici che coinvolgano il data center on-premise, in cui risiedono, tra gli altri, alcuni dei sistemi critici di Eni

Qualora dovessero verificarsi malfunzionamenti nei sistemi informatici e sistemi di elaborazione dati del Gruppo, il Gruppo potrebbe subire impatti suile proprie attività produttive, oppure potrebbe ritardare i piani di evoluzione dei sistemi e della di-

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gitalizzazione dei processi con possibili conseguenze sui costi di tali progetti o sui benefici attesi.

Inoltre, nella misura in cui tali circostanze determinino perdita di dati o la comunicazione di informazioni riservate o proprietarie, il Gruppo potrebbe subire danni di tipo reputazionale nonché incorrere in responsabilità e subire ritardi nelle proprie attività produttive, con possibili conseguenze negative sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Eni e del Gruppo nonché sulla capacità di Eni di adempiere al propri impegni connessi al Prestito Obbligazionario.

Rischi relativi al quadro legale e normativo

Rischi connessi con la regolamentazione del settore del gas e dell'energia elettrica L'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), in virtù della Legge istitutiva n. 481/95, svolge funzione di monitoraggio dei livelli dei prezzi del gas naturale e definisce le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti che hanno diritto di accedere alle condizioni tariffarie stabilite dalla stessa Autorità (cosiddetti clienti tutelati).

Le decisioni dell'Autorità in tale materia possono limitare la capacità degli operatori del gas di trasferire gli incrementi del costo della materia prima nel prezzo finale o limitare il riconoscimento dei costi e rischi tipici dell'attività commerciale con i clienti tutelati.

I clienti che hanno diritto al servizio di tutela gas sono i clienti domestici e i condomini con uso domestico con consumi non superiori a 200.000 standard metri cubi (Smc)/annui. Nel 2013 l'Autorità ha riformato la struttura delle tariffe gas ai clienti tutelati del segmento civile con il passaggio all'indicizzazione hub della componente a copertura del costo della materia prima - quotazioni forward rilevate presso l'hub olandese TTF - in luogo della precedente, prevalentemente oil-linked, in un contesto di mercato che vedeva quotazioni hub del gas significativamente inferiori rispetto a quelle dei contratti long-term indicizzati all'olio, introducendo strumenti di incentivazione agli operatori per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine. Dato il contesto di prezzi crescenti verificatosi fra 2021 e 2022 ARE-RA ha avviato una serie di indagini per valutare interventi sui prezzi delle commodity a favore dei consumatori, con particolare riferimento al gas. In esito ad una ricognizione effettuata sui contratti di importazione di gas, ARERA con delibera 374/2022/R/GAS ha determinato il passaggio del riferimento della materia prima da TTF a PSV con aggiornamento mensile della componente CMEM a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale all'ingrosso per i clienti in condizioni di tutela.

La Legge 4 agosto 2017, n. 124, "Legge annuale per il mercato e la concorrenza" aveva inizialmente fissato la fine della tutela di prezzo dell'Autorità al 1º luglio 2019 per i settori dell'energia elettrica (per i clienti domestici e le piccole imprese connesse in bassa tensione) e del gas naturale (per i clienti domestici corne sopra definiti). La legge di conversione del Decreto Legge n. 91/2018 (cd. Milleproroghe) - Legge 108 del 21 setternbre 2018 - aveva rinviato questa scadenza al 1ª luglio 2020. Con il Decreto Legge n. 162/2019 (cd. DL Milleproroghe) - è stata ulteriormente modificata la Legge 124/17; in particolare per le PMI non microimprese, per il servizio di fornitura di energia elettrica, la data è stata fissata al 1º gennaio 2021 (il servizio è stato poi assegnato a luglio 2021 tramite gara definita da ARERA con delibera 491/2020/R/eel), mentre per le microimprese per l'elettricità e per le famiglie per gas e luce, era fissata al 1º gennaio 2022.

Con la Legge 21/2021 di conversione del D.L. Milleproroghe 183/2020 è stata ulteriormente modificata la data di superamento del mercato tutelato. In particolare, il termine è stato rinviato dal 2022 al 2023 per i clienti domestici nel mercato del gas naturale, e per le microimprese e i clienti domestici nel mercato dell'energia elettrica. Dal 1ª gennaio 2021 era previsto il superamento della maggior tutela elettrica per le piccole imprese con più di 10 dipendenti e un fatturato annuo o un totale di bilancio superiore a €2 milloni; ARERA ha regolato la procedura di gara per assegnazione dei servizio con decorrenza 1.7.2021 (dal 1.1.21 al 30.6.21 Il servizio è stato assegnato transitoriamente agli esercenti la maggior tutela). Gli assegnatari del servizio sono stati principalmente gli operatori glà presenti nel servizio di maggior tutela (tranne per un'area geografica, assegnata ad un operatore di libero mercato) e i risultati della gara hanno evidenziato un allineamento alla remunerazione del servizio di maggior tutela (in 6 aree su 9 la gara si è conclusa con rilancio pari a zero). Il disegno della gara si è mostrato funzionale non tanto alla liberalizzazione quanto alla continuità tariffaria nei confronti dei clienti finali, Con Legge di Bilancio 2022 (L. 233/21) è stato poi introdotto il termine del 10 gennaio 2024: data entro la quale verrà regolato da ARERA e assegnato il servizio a tutele graduali ai clienti dornestici elettrici che in quel momento non avessero ancora scelto un fornitore del mercato libero, garantendo la continuità della fornitura di elettricità.

Il quadro delineato vedeva quindi il superamento della tutela tariffaria confermato, senza deroghe, per i clienti domesticl gas e le micro imprese elettriche al 1ª gennaio 2023, prevedendo però la possibilità di derogare questa data, fino al 10 gennaio 2024, per i clienti domestici elettrici. Con la delibera-491/2021/R/eel ARERA ha regolato la procedura di gara pel assegnazione del servizio a tutele graduali per le microimpo se con decorrenza 1.1.2023 (poi slittata al 7.4.2023). ARERA, con una segnalazione a Governo e Parlamento di giugno 2022 ha richiesto ufficialmente lo silttamento della fine della tutela per i clienti domestici gas al 2024. L'8.09.2022 il MITE ha pubblicato il D.M. su criteri e modalità per ji superamento dei regimi di prezzi regolati e sui criteri per assigurare la fornitura di energia elettrica alle microimprese (€ 75 kW) che, al 1° gennaio 2023 (poi slittato regolatoriamente al 1º aprile), non hanno un fornitore sul mercato libero. Il medesimo D.M. (art. 3 comma 5) ha previsto che alla scadenza del periodo di ero-

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gazione del Servizio Tutele Graduali (STG) il cliente che non abbia optato per una offerta da mercato libero, sarà rifornito dal medesimo esercente il STG sulla base della sua offerta di mercato libero più conveniente.

Sul tale contesto si è inserito il D.L. 18 novembre 2022, n. 176 (Aiuti Quater) che ha stabilito all'art. 5 l'ulteriore proroga nel settore del gas naturale:

· rinvio al 10 gennaio 2024 del termine per la rimozione della tutela di prezzo nel settore gas previsto dalla Legge Annuale per la Concorrenza n. 124/2017 (art. 1 comma 59);
proroga al 10 gennaio 2024 (in luogo del 1° gennaio 2023) del termine a decorrere dal quale i fornitori e gli esercenti il servizio di fornitura di ultima istanza sono tenuti a offrire ai clienti vulnerabili una tariffa agevolata per la fornitura di gas naturale (modifica art. 22, co. 2-bis.1, D.Lgs. 164/2000).

In vista dell'obiettivo di superamento delle tariffe di tutela gas e power sono state introdotte misure per accompagnare la scelta del consumatore sul mercato libero con adeguati supporti informativi e prevedendo strumenti di confrontabilità delle offerte di mercato fra gli operatori. A tal fine l'ARERA ha previsto che gli operatori, in aggiunta alle loro offerte di mercato, forniscano ai clienti, a decorrere da marzo 2018, anche una proposta a prezzo variabile e una a prezzo fisso per gas ed elettricità a prezzo libero ma a condizioni contrattuali comparabili regolate da ARERA (offerte "PLACET"). È inoltre operativo un apposito portale web gestito da Acquirente Unico per conto di ARERA (Portale Offerte) che consente la comparazione di tutte le offerte di gas ed energia elettrica disponibili; su questa area di regolazione ARERA di recente ha proposto orientamenti - non ancora deliberati ufficialmente - mirati ad aumentare la possibilità di comparazione delle offerte commerciali sulla base del prezzo.

In ambito retail gas e luce ARERA, in attuazione della Legge di Bilancio 2022, fra le misure di contrasto degli aumenti eccezionali dei prezzi dell'energia, aveva definito le modalità per la rateizzazione in 10 mesi, senza interessi, degli imporli relativi alle fatture emesse nel periodo compreso tra il 1ª gennaio 2022 ed il 30 aprile 2022 che tutti i venditori (sia dei servizi di tutela sia del mercato libero) sono tenuti ad offrire ai clienti domestici di energia elettrica e gas naturale che risultino inadempienti al pagamento delle fatture emesse in tale periodo. Sono definite modalità per l'erogazione ai venditori dell'anticipo degli importi oggetto di rateizzazione eccedenti il 3% dell'importo delle fatture emesse nei confronti della totalità dei clienti finali domestici da clascuno serviti entro il mese successivo da quando il piano di rateizzazione è proposto al cliente finale.

Nei successivi trimestri non sono state previste specifiche indicazioni sulla rateizzazione a favore delle utenze domestiche. Invece, dapprima il D.L. Ucraina ter (n. 27/222) e da ultimo il D.L. Aiuti Quater (n. 176/22) hanno previsto disposizioni in rnateria di rateizzazione per le imprese con utenze collocate in Italia e ad esse intestate. Attualmente ai sensi del D.L. Aluti Quater le imprese hanno facoità di richiedere la rateizzazione

degli importi dovuti a titolo di corrispettivo per la componente energetica di elettricità e gas naturale per usi diversi dagli usi termoelettrici ed eccedenti l'importo medio contabilizzato, a parità di consumo, nel periodo di riferimento compreso tra il 1 ° gennaio e il 31 dicembre 2021, per i consumi effettuati dal 1º ottobre 2022 al 31 marzo 2023 e fatturati entro il 30 settembre 2023. L'adesione al piano di rateizzazione è alternativa alla fruizione di crediti di imposta.

In merito, per il primo trimestre 2023, la Legge di Bilancio 2023 (L. 197/2022) ha confermato i crediti di imposta per l'acquisto di energia elettrica e gas naturale già previsti nel corso del 2022 (per come sanciti da precedenti decreti "emergenziali") aggiornandone i valori:

imprese energivore: credito di imposta del 45%; ﻳ
imprese gasivore: credito di imposta del 45%;
imprese dotate di contatori di energia elettrica di potenza disponibile pari o superiore a 4,5 kW, diverse dalle imprese energivore: credito di imposta del 35%;
imprese non gasivore: credito di imposta del 45%.

Nell'ambito dei costi e dei criteri di accesso alle principali infrastrutture logistiche del sistema gas, i principali fattori di rischio per il business sono legati ai processi di definizione delle condizioni economiche e delle regole di accesso ai servizi di trasporto, rigassificazione LNG, stoccaggio, che interessano periodicamente tutti i Paesi europei in cui Eni opera. Per quanto riguarda le tariffe di trasporto gas, in Italia così come nei principali Paesi europei, è stata implementata nel 2020 una revisione dei criteri per la determinazione di tali tariffe ed il recupero dei costi dei trasportatori per il periodo di regolazione 2020-2023, con effetti complessivamente positivi sui costi del portafoglio logistico. La ridefinizione periodica dei criteri tariffari del trasporto è comunque prevista a scadenze prestabilite nei vari Paesi europei – la prossima dovrebbe aver luogo a partire dal 2024 nella maggior parte dei Paesi … e in futuro potrà ancora determinare impatti sui costi logistici. Ulteriori modifiche di regole potrebbero riguardare il settore della rigassificazione e dello stoccaggio anche in considerazione dell'attuale contesto di mercato e delle potenziali criticità per la sicurezza dell'approvvigionamento europeo dovute alla guerra Russia-Ucraina, rappresentando fattori di rischio come anche opportunità per il business.

Inoltre, l'attuale contesto di crisi energetica sta indirizzando i legislatori, a livello europeo e di singolo Paese, verso evoluzioni - seppur temporanee - della normativa e della conseguente regolazione che possono incidere sulle dinamiche dei mercati, con la finalità di contenere i prezzi per i clienti finali e migliorare la sicurezza degli approvvigionamenti (ad esempio, obblighi di riduzione dei consumi finali, cap ai prezzi dei derivati su prodotti gas all'ingrosso negoziati nei mercati regolamentati, eventuali obblighi di stoccaggio, inasprimento delle regole use-it-or-lose-it sulla capacità di trasporto, obblighi di notifica ex ante alla Commissione Europea di nuovi contratti di approvvigionamento).

Superata la crisi energetica di breve periodo ed i relativi interventi di sicurezza energetica, nel medio termine ci si attende che la domanda di gas a livello europeo possa essere sostenuta dalle politiche orientate all'accelerazione del phase-out del carbone nella generazione elettrica - in vista degli obiettivi di decarbonizzazione - e, in alcuni Paesi, al phase-out della generazione nucleare. D'altra parte, con l'implementazione del Green Deal europeo e, dei successivi e più ambiziosi interventi, nei prossimi anni la regolamentazione dei settore gas potrà essere interessata da modifiche potenzialmente anche rilevanti, in conseguenza di adeguamenti nel disegno dei mercati e/o di nuovi obblighi o vincoli in capo agli operatori del settore che potranno accompagnare l'evoluzione delle normative europee, in un contesto di transizione energetica e coerentemente con gli obiettivi di decarbonizzazione del settore energetico (tra cui i collegati obiettivi di sviluppo di gas rinnovabili o decarbonizzati, di promozione di tecnologie abilitanti una maggiore integrazione tra settore elettrico e settore gas, di riduzione delle emissioni di metano). Questi cambiamenti determineranno pressioni sul settore del gas naturale ma al contempo apriranno e supporteranno nuove opportunità di business nell'ambito dei gas decarbonizzati e rinnovabili, che Eni è pronta a perseguire.

Per quanto riguarda il settore elettrico wholesale, le aste del mercato della capacità elettrica (cd. "Capacity Market"), che si sono tenute a novembre 2019 e a febbraio 2022 con l'assegnazione per gli impianti esistenti di un prodotto annuale con periodo di consegna relativo agli anni 2022, 2023 e 2024, e per gli impianti nuovi di un prodotto della durata di quindici anni, comporteranno dei risultati positivi per Eni per effetto del riconoscimento di un premio in quanto assegnataria di capacità per gli impianti esistenti, di cui è titolare come Gruppo, e per il progetto di un nuovo impianto che dovrà sviluppare Enipower nel sito di Ravenna (consegna a partire dal terzo trimestre 2023).

Il rischio legato alla potenziale restituzione della componente variabile a seguito della particolare situazione dei mercati energetici, contrassegnati da prezzi delle commodity elevati e condizionati da forte aleatorietà, è stato mitigato, almeno temporaneamente, dalla delibera emergenziale 83/2022 dell'A-RERA che prevede nel periodo di elevata volatilità dei prezzi l'applicazione di uno strike price giornaliero indicizzato al SAP (System Average Price).

Si riduce il rischio che il meccanismo del Capacity Market possa essere revocato a seguito dei ricorsi presentati da alcuni operatori sia a livello italiano, (ricorso amministrativo TAR Lombardia) sia europeo (ricorso al Tribunale dell'Unione Europea). In data 7 settembre 2022 il Tribunale Europeo ha respinto i ricorsi delle due società ricorrenti.

Con riferimento al nuovo impianto peaker di Ravenna, in data 29 gennaio 2021 Terna ha comunicato alle società risultate assegnatarie di capacità nuova non autorizzata con periodo di consegna 2022 e 2023, la possibilità di richiedere una proroga del termine di inizio del periodo di consegna della durata massima di sei mesi, laddove si verificasse un ritardo nella realizzazione degli impianti direttamente riferibile all'emergenza COVID-19.

Si rileva incertezza per il periodo post 2024, i potenziali rischi sono:

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la possibilità di una cancellazione del meccanismo nel lungo . periodo a seguito di mancanza di criticità a livello di adeguatezza del sistema elettrico attestata dal Terna per tre anni consecutivi:
una riduzione del fabbisogno ed una maggior competizione in fase d'asta;
la possibilità che non si tengano le aste per il 2025 a seguito della valutazione di adeguatezza di Terna successiva alle aste 2024 ed alle previsioni di sviluppo dei sistemi di accumulo a seguito del futuro avvio del mercato degli stoccaggi. Inoltre, sono in atto significative evoluzioni della regolamentazione e di market design a livello europeo e nazionale, che possono rappresentare fattori di rischio per il business: tra queste le riforme dei meccanismi di mercato conseguenti a necessità di adequamento alle normative comunitarie (ulteriore integrazione transfrontaliera dei mercati nazionali sia dell'energia che dei servizi di rete, il completamento della riforma del mercato dei servizi di dispacciamento e la conseguente maggiore competizione con nuove risorse rinnovabili e distribuite) ed interventi emergenziali per compensare il fenomeno del caro energia (cap sulla vendita di energia elettrica, riduzione dei consumi gas ed elettrici, massimizzazione della generazione a carbone). L'applicazione dei prezzi negativi al solo MGP/Mig (mantenimento del floor a zero in MSD, confermato anche dal recente DCO 685/22 di ARERA) mitiga la probabilità di accadimento di ore a prezzo negativo.

Rischi connessi alla salute e sicurezza In materia ambientale

L'attività del Gruppo è soggetta alla normativa italiana, europea e internazionale in materia di tutela dell'ambiente, della salute e della sicurezza. Benché il Gruppo svolga la propria attività nel rispetto di tali leggi e regolamenti, il rischio di incorrere in incidenti, violazioni di complesse normative e altri oneri imprevisti, ivi comprese le richieste di risarcimento dei danni a cose e persone, nonché il rischio reputazionale, sono connaturati alla natura delle attività poste in essere dal Gruppo.

Le attività industriali Eni nei settori della ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi, della raffinazione, delle produzioni petrolchimiche e del trasporto degli idrocarburi sono esposte per loro natura ai rischi operativi connessi con le caratteristiche chimico-fisiche delle materie prime e dei prodotti (tra cui inflammabilità, tossicità, instabilità). Guasti tecnici, malfunzionamenti di apparecchiature e impianti, errori ughani, atti di sabotaggio, perdite di contenimento, incidenți di pozzo, incidenti a raffinerie e impianti petrolchimici, fenomeni atmosferici avversi possono innescare eventi dannosi di proporzioni anche rilevanti quali esplosioni, incendi, fuoriuscite di greggio, gas e prodotti (da pozzi, plattaforme, navi cisterna, pipeline, depositi e condutture), rilascio di contaminanti nell'ambiente, emissioni nocive. Tali rischi sono influenzati dalle specificità degli ambiti territoriali nei quali sono condotte le operazioni (condizioni

onshore vs. offshore, ecosistemi sensibili quali l'Artico, il Golfo del Messico, il Mar Caspio, impianti localizzati in prossimità di aree urbane), dalla complessità delle attività industriali e dalle oggettive difficoltà tecniche nell'esecuzione degli interventi di recupero e contenimento degli idrocarburi o altre sostanze chimiche liquide sversate nell'ambiente o di emissioni nocive in atmosfera, delle operazioni di chiusura e messa in sicurezza di pozzi danneggiati o in caso di blowout, di spegnimento di incendi occorsi a raffinerie, complessi petrolohimici o pipeline. Gravi fenomeni d'inquinamento del suolo, delle falde acquifere o dell'aria potrebbero essere causati anche nelle day-to-day operations in relazione a modeste perdite di petrolio o altri contaminanti o piccole fuoriuscite di gas (cosiddette fuggitive) a causa di mancata manutenzione, tubature o infrastrutture corrose o obsolete, mancati controlli o altri fattori, che se protratte nel tempo potrebbero causare danni significativi all'ambiente e alla salute di dipendenti e delle comunità.

Per questi motivi le attività del settore petrolifero, della raffina zione, del trasporto degli idrocarburi e della chimica sono sottoposte a una severa regolamentazione a tutela dell'ambiente e della salute e della sicurezza delle persone, sia a livello naziona le/locale sia attraverso protocolli e convenzioni internazioni internazionali. Le norme a tutela dell'ambiente impongono misure che prevedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e suolo, limitano o vietano il gas flaring e il venting, prescrivono la corretta gestione dei rifiuti e di sottoprodotti. Norme volte a prevenire l'impatto sulla biodiversità, la conservazione di specie, habitat e servizi ecosistemici, richiamano gli operatori ad adempimenti sempre più rigorosi e stringenti in termini di controlli, monitoraggi ambientali e misure di prevenzione. Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti dalle normative che regolamentano le attività industriali nel campo degli idrocarburi costituiscono una significativa voce di costo ricorrente del bilancio. Eni si è dotata di sistemi gestionali integrati, standard di sicurezza e pratiche operative di elevata qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regolarventazione ambientale e per tutelare l'integrità dei dipendenti, dei contrattisti e di altri collaboratori dell'azienda, dell'ambiente, delle operations, della proprietà e delle comunità interessate. Sussiste tuttavia il rischio di accadimento di incidenti e ulteriori eventi dannosi che potrebbero avere impatti potenzialmente rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo e sulla reputazione del Gruppo. Inclitze, in caso di violazione di alcune norme relative alla salvaguardia

dell'ambiente e della salute dei dipendenti, degli appaltatori e di altri collaboratori del Gruppo e delle comunità, la Società può incorrere in responsabilità in relazione alla violazione colposa o dolosa di norme di legge da parte dei propri dipendenti, di natura penale, civile e amministrativa.

in relazione alle contaminazioni storiche, con particolare riguardo all'italia, Eni continua ad essere esposta al rischio di passività e oneri ambientali in relazione ad alcuni siti oggi inattivi dove ha condotto in passato attività minero-metallurgiche e chimiche poi chiuse dismesse o liquidate; in tall sitir sono

emersi livelli di concentrazione di sostanze inquinanti non in linea con l'attuale normativa ambientale. Eni ha avviato progetti di bonifica e ripristino dei terreni e delle falde nelle aree di proprietà contaminate dalle attività industriali ormai cessate, d'intesa con le competenti Autorità amministrative. Nonostante Eni abbia reso la dichiarazione di "proprietario non colpevole" poiché la Compagnia ritiene di non essere responsabile per il superamento di parametri d'inquinamento tollerati dalle leggi di allora o per situazioni d'inquinamento provocato da precedenti operatori ai quali è subentrata nella gestione di tali siti, Eni è stata citata in giudizio da vari enti pubblici (Ministero dell'Ambiente, Enti locali o altri) e da privati per la realizzazione di interventi di bonifica e per il risarcimento di eventuali danni in base agli standard e parametri previsti dalla legislazione corrente. In alcuni casi, i manager e il personale di Eni sono parte di procedimenti penali, come ad esempio per asseriti reati in materia ambientale quali omessa bonifica e disastro ambientale o per asseriti reati contro l'incolumità pubblica, facendo scattare in capo a Eni la responsabilità amministrativa dell'ente.

Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per eseguire le bonifiche e i ripristini di aree contaminate a causa delle proprie attività industriali dove esiste un'obbligazione le gale o di altro tipo e per i quali è possibile stimare l'ammontare dei relativi oneri in modo attendibile (anche questo costituisce comunque, nelle fasi realizzative, un fattore di incertezza in relazione alla complessità della materia), a prescindere dall'eventuale quota di responsabilità di altri operatori ai quali Eni è subentrata. È possibile che in futuro possano essere rilevate ulteriori passività in relazione ai risultati delle caratterizzazioni ambientali in corso sui siti d'interesse, in base alla normativa ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori, all'esito dei procedimenti amministrativi o giudiziali in corso, all'emergere di nuove passività ambientali e ad altri fattori di rischio. Nel 2022 il fondo ambientale che accoglie i futuri oneri che il Gruppo prevede di sostenere in relazione alle bonifiche in corso nei siti italiani dismessi o chiusi è stato incremento di circa €7,2 rniliardi per incorporare la stima dei costi di trattamento acque di falda (TAF) in relazione al nuovo quadro regolatorio che, unitamente alla consolidata base dati ed esperienza di Eni, consente di determinare in modo affidabile i tempi e i futuri costi di esercizio degli impianti.

Ciononostante, non è possibile escludere che il Gruppo possa essere in futuro tenuto a far fronte a obblighi di risarcimento derivanti dalla violazione di normative in materia ambientale, nonché a sostenere investimenti significativi per ottemperare agli obblighi dalle applicabili normative in materia ambientale. A riguardo, le coperture assicurative in essere alla Data del Prospetto Informativo potrebbero non essere sufficienti a far fronte a tutte le richieste di risarcimento danni e/o all'irrogazione delle eventuali sanzioni emesse nei confronti del Gruppo.

o autolo di vista regolamentare, si evidenzia che le norme a tutela dell'ambiente, tra l'altro, (i) definiscono misure per il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti, (ii) limitano o vietano il gas flaring e il venting e (iii) pre-

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BILANCIO CONSOLIDATO

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scrivono la corretta gestione dei rifiuti e di sottoprodotti. Per far fronte a tali esigenze, Eni si è dotata di sistemi gestionali integrati, standard di sicurezza e pratiche operative volte ad assicurare il rispetto della regolamentazione ambientale e a tutelare l'integrità delle persone e dell'ambiente.

inoltre, il mancato adeguamento alla normativa ambientale (che risulta peraltro in rapida e continua evoluzione) ovvero il mancato adempimento a provvedimenti e imposizioni di adeguamento delle attività svolte, può esporre il Gruppo al rischio di essere ritenuto responsabile civile di eventuali danni e conseguenti richieste di risarcimento. L'eventuale soccombenza in relazione ai procedimenti in corso potrebbe determinare in relazione alla responsabilità amministrativa dell'Ente l'applicazione di sanzioni pecuniarie e/o interdittive, quali l'interdizione dall'esercizio dell'attività, la sospensione o la revoca di autorizzazioni, licenze o concessioni, con possibili conseguenti effetti negativi sull'attività, le prospettive, la reputazione nonché la situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Rischio connesso all'eventuale mancato rinnovo di autorizzazioni e/o concessioni in scadenza

Ai fini dello svolgimento delle proprie attività, il Gruppo è tenuto a ottenere e rispettare permessi, licenze e autorizzazioni nazionali e internazionali. Nello specifico, le attività di esplorazione, sviluppo ed estrazione di olio e gas naturale, generazione di energia elettrica da cogenerazione e da fonti rinnovabili, di raffinazione e di sviluppo di processi di economia circolare, nonché le altre attività svolte dal Gruppo dipendono dall'ottenimento di vari permessi, licenze e autorizzazioni rilasciati da governi nazionali o internazionali; le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati.

Le autorizzazioni, licenze o permessi potrebbero essere soggette a revoche, cancellazioni, ritardi oppure a modifiche con conseguenti impatti su tempi e costi di progetto nonché ricadute in termini sociali, ambientali e di immagine di Eni e del Gruppo. Inoltre, in caso di emanazione o entrata in vigore di nuove leggi o adozione di regolamenti in materia di ambiente, salute e sicurezza sui luoghi di lavoro o di modifiche degli orientamenti giurisprudenziali sull'interpretazione o applicazione degli stessi o su altre questioni connesse, potrebbe essere necessaria la richiesta di ulteriori permessi operativi o inorizzazioni.

Laddove le predette autorizzazioni, licenze o permessi venissero revocate, sospese, annullate, modificate o non rinnovate da parte delle competenti Autorità, il Gruppo potrebbe subire limitazioni nell'esercizio della propria attività e nel perseguimento dei propri oblettivi di sviluppo, nonché possibili danni di immagine di natura reputazionale in capo al Gruppo, con possibili effetti negativi sull'attività e sulle prospettive del Gruppo, sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Eni e del Gruppo.

Rischi connessi alla normativa in materia di protezione dei dati personali

Il Gruppo è esposti al rischio di violazioni della normativa di riferimento in tema di gestione, trattamento e protezione dei dati personali, con effetti pregiudizievoli sull'attività e sulle prospettive di Eni e del Gruppo.

Nell'ambito dello svolgimento della propria attività, e in particolare con riferimento ai mercati finali in cui il Gruppo commercializza gas, energia elettrica e prodotti presso clienti retail e business, il Gruppo si trova infatti a trattare in maniera sostanziale e continuativa dati personali e, pertanto, deve ottemperare alle disposizioni normative e regolamentari di volta in volta applicabili.

In forza delle leggi vigenti in materia di privacy, tutti i soggetti che trattano dati personali sono tenuti al rispetto delle disposizioni applicabili e dei provvedimenti in materia. In caso di violazioni, tali soggetti possono essere chiamati, seppur a vario titolo, a rispondere per le conseguenze derivanti da illecito trattamento dei dati e da ogni altra violazione di legge (quali carente o inidonea informativa e notificazione, violazione delle norme in materia di adozione di misure di sicurezza, false rappresentazioni). Il verificarsi di tali rischi potrebbe avere effetti negativi sulla situazione economica, finanziaria e patrimoniale di Eni e del Gruppo.

La normativa di riferimento è rappresentata dal Regolamento (UE) n. 2016/679 ("GDPR") che ha introdotto varie modifiche al processi da adottare per garantire la protezione dei dati personali (tra cui un efficace modello organizzativo privacy, la nuova figura del Responsabile della protezione dei dati (Data Protection Officer - "DPO"), obblighi di comunicazione di particolari violazioni dei dati, la portabilità dei dati), aumentando il livello di tutela delle persone fisiche e inasprendo, tra l'altro, le sanzioni applicabili al titolare e all'eventuale responsabile del trattamento dei dati, in caso di violazioni delle previsioni del regolamento. Alla Data del Prospetto Informativo la Società ha provveduto alla nomina del DPO e adeguato il proprio sistema di gestione dei dati personali agli adempimenti richiesti dal GDPR.

Alla luce di quanto precede, nonostante i presidi adottati, Eni e il Gruppo sono esposti al rischio derivante dalla potenziale violazione della disciplina vigente in ragione della sottrazione, divulgazione, perdita o il trattamento per finalità diverse da quelle autorizzate dalla clientela, del dati personali anche ad opera di soggetti non autorizzati (sia terzi sia dipendenti del Gruppo).

Pertanto, qualora la Società non fosse in grado di attuare i presidi e gli adempimenti in materia privacy, conformemente a quanto prescritto dal GDPR e dalla ulteriore normativa anche regolamentare applicabile concernente la protezione dei dati personali, inclusi i provvedimenti emanati dall'Autorità Garante per la Protezione dei Dati di volta in volta appligabili, il Gruppo sarebbe esposto a un rischio sanzionatofio noriché a un rischjo di perdita di clienti attuali e futuri, con conseguenti possibili effetti negativi sulla situazione economica, patrimoniale, finanziaria e sulla reputazione e le prospettive del Gruppo.

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Nel caso in cui venisse accertata una responsabilità del Gruppo per eventuali casi di violazione di dati personali e delle leggi poste a loro tutela, ciò potrebbe dare luogo a richieste di risarcimento danni nonché all'erogazione di sanzioni amministrative, con possibili effetti negativi significativi sull'immagine del Gruppo, sulla sua situazione economica, patrimoniale e finanziaria.

Non è possibile escludere che, in futuro, le procedure e le misure adottate dal Gruppo si rivelino inadeguate, non conformi e che non siano tempestivamente o correttamente implementate da parte dei dipendenti e collaboratori (anche a causa della continua evoluzione della normativa e delle procedure stesse) e, pertanto, che i dati possano essere danneggiati o perduti, oppure sottratti, divulgati o trattati per finalità diverse da quelle autorizzate dalla clientela.

Rischi connessi alla violazione di norme anti-corruzione vigenti nei Paesi in cui il Gruppo svolge la propria attività

Eni, operando in diversi Paesi del mondo, è tenuto ad agire nel Eni, operantico neggi anticorruzione applicabili a livello nazionale e internazionale. Nonostante il Gruppo abbia adottato un sistema ificemazioni interno, procedure e un codice etico per prevenire la commissione di reati corruttivi da parte dei propri dipendenti, che avrebbero riflessi su Eni per via del D.Lgs. 231/01 in materia di responsabilità d'impresa e i codici anticorruzione internazionali, non è possibile escludere completamente il rischio di violazione delle leggi anti-corruzione e la conseguente applicazione delle sanzioni previste, con possibili ripercussioni negative sulla reputazione, sull'operatività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Eni.

167

0 7 4 7 9 803 Evoluzione prevedibile della gestione

Per le principali evoluzioni di business ed economico-finanziarie si rinvia ai capitoli: Strategia, Commento ai risultati economicofinanziari e Fattori di rischio.

the since

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Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario

I a Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2022 di Eni è redatta in conformità al D.Las. 254/2016 e ai "Sustainability Reporting Standards pubblicati dal Cilobal Reporting Initiative (GRI)

La Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2022 di Eni è redatta in conformità al D.Lgs. 254/2016 e ai "Sustainability Reporting Standards" pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI') come indicato nel capitolo "Principi e Criteri di Reporting". Per la DNF 2022 sono entrati in vigore i nuovi standard GRI, sia gli Universal Standard, ossia quelli richiesti a tutte le aziende, a prescindere dai risultati dell'analisi di materialità, sia quelli specifici per il settore Oli & Gas. Inoltre, la DNF, dallo scorso anno, include gli obblighi informativi a carico delle società quotate, previsti dall'art.8 del Regolamento UE 852/2020 relativi alle attività economiche e agli attivi idonei ai fini del conseguimento degli obiettivi del Regolamento di mitigazione e adattamento ai cambiamenti climatici. In continuità con le precedenti edizioni, il documento è articolato secondo le tre leve del modello di business integrato, Neutralità carbonica al 2050, Eccellenza operativa e Alleanze per lo sviluppo, il cui obiettivo è la creazione di valore di lungo termine per tutti gli stakeholder. I contenuti del capitolo "Neutralità carbonica al 2050" sono stati organizzati sulla base delle raccomandazioni volontarie della Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) del Financial Stability Board, in cui Eni è presente sin dalla sua fondazione, al fine di fornire una disclosure ancora più approfondita su tali tematiche. Inoltre, sono stati citati nei capitoli i principali Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite che costituiscono un riferimento importante per Eni nel condurre le proprie attività. La DNF è inserita all'interno della Relazione sulla Gestione nell'ambito della Relazione Finanziaria Annuale con l'obiettivo di soddisfare in maniera chiara e sintetica le esigenze informative degli stakeholder di Eni, favorendo ulteriormente l'integrazione delle informative finanziarie e non. Al fine di evitare duplicazioni e garantire il più possibile la sinteticità delle disclosure, la DNF fornisce un'informativa integrata anche tramite il rinvio ad altre sezioni della Relazione sulla Gestione, alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari e alla Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti qualora le tematiche richieste dal D.L.gs. 254/2016 siano già in esse contenute o per ulteriori approfondimenti. In particolare, all'interno della Relazione sulla Gestione sono descritti il modello di business e la governance di Eni, i principali risultati e target, il sistema di Risk Management Integrato e i fattori di rischio e incertezza in cui sono dettagliati i principali rischi, i possibili impatti e le azioni di trattamento, in linea con le richieste informative della normativa italiana. All'interno della DNF sono dettagliate le Politiche aziendali, i Modelli di gestione e organizzazione, un approfondimento sui rischi ESG (Environmental, Social and Governance), la strategia sui temi trattati, le iniziative più rilevanti dell'anno, le principali performance con relativi commenti e l'analisi di materialità 2022. Anche nella DNF 2022 sono state inserite le metriche "core" definite dal World Economic Forum" (WEF) nel White Paper "Measuring Stakeholder Capitalism - Towards Common Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation" del 2020. In continuità con gli scorsi anni, inoltre, Eni pubblicherà in occasione dell'Assemblea degli azionisti anche Eni for, il report di sostenibilità di carattere volontario che ha l'obiettivo di approfondire l'informativa non finanziaria, Anche l'edizione 2022 di Eni for includerà un report dedicato ai diritti umani (Eni for · Human Rightsª). Di seguito una tabella di raccordo in cui si evidenziano i contenuti richiesti dal D.Lgs. 254/2016, gli ambiti e il relativo posizionamento all'interno della DNF, della Relazione sulla Gestione, della Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari e della Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti.

( ) l'aggion dellagir al veo me "del WEF è esposto direttamente nel content index in una colonna dedicata.

Per maggiori dellagli si veda il paragrafo: "Principi e criteri di reporting".

⁽³⁾ L'aggiornamento del report Eni for - Muman Rights sarà pubblicato successivamente a Eni for.

NEUTRALITA

ALLEANZE PER
LO SVILUPPO

BILANCIO CONSOLIDATO

ALLEGATI

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AMBITI DEL D.LGS. 254/2016	MODELLO DI GESTIONE AZIENDALE E GOVERNANCE	POLITICHE PRATICATE	MODELLO DI GESTIONE DEI RISCHI	INDICATORI DI PRESTAZIONE
RIFERIMENT! THASVERSALI A TUTTI GLI AMBITI DEL DECRETO	o DNF - Modelli di gestione e orga- nizzazione, pagg. 168-169; Terni materiali di sostenibilità, pagg. 228-229; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 170-171; O RFA - Modello di business, pagg. 6-9; Altività di stakeholder engage- ment, pagg. 16-17; Strategia, pagg 18-23; Governance, pagg. 30-47 > RCG - Approccio responsabile e sostenibile e dialogo con gli sta- keholder; Modello di Corporate Governance; Consiglio di Ammini- strazione; Comitati del Consiglio; Collegio Sindacale; Modello 231.	Codice Elico: Il Sistema Normativo di Eni.	Integrato, pagg. 24-29; tezza, pagg. 134-160	> RCG - Principi e valori, II - O RFA - Risk Management - O RFA - Eni in sintesi, pagg 10-15 C Fattori di rischio e Incer- O DNF - Approccio responsa- bile e sostenibile, pagg. 170- 171	র্ত
CAMBIAMENTO CLIMATICO Art. 3.2. commi a) e b)	O DNF - Neutralità carbonica al O DNF - Principali strumen- 2050, pagg. 174-180 O RFA - Strategia, pagg. 78-23 > RCG - Approccio responsabile e sostenibile e dialogo con gli stake nolder.	ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sul terni del D.L.gs. 254/2016, pagg. 164-155	O RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29: O Fattori di rischio e incer- tezza, pagg. 134-160 O DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 172- 173	O DNF - Neutralità carboris- ca al 2050, pagg. 174-180; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 170-777	11,000
PERSONE Art- 3.2, commi c) e d)	O RFA - Governance, pagg. 30-41 o DNF - Persone (la culturà della pluratità e dello sviluppo delle per- sone, formazione, relazioni indu- striali, welfare aziendale e worklife balance, salute), pagg. 181-187; Sicurezza, pagg. 788-190	O DNF - Principali strumen- ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.Lgs. 254/2016, pagg. 164-165	O RFA - Fattori di rischio e incertezza, pagg. 134-160; O DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 172- 173	O DNF - Persone, pagg. 181- 187; Sicurezza, pagg. 188- 190; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 170-171 > RR - Sommario
RISPENTO PER L'AMBIENTE Art. 3.2. commi a), b) e c)	O DNF - Rispetto per l'ambiente (economia circolare, aria, rifiuli, acqua, oil spill, biodiversità), pagg. 190-196	o DNF - Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui terni del D.Lgs. 254/2016, pagg. 164-165	O RFA · Risk Management In- tegrato, pagg. 24-29; · Fattori di rischio e incer- tezza, pagg. 134-160; O DNE - Principali rischi ESG e le relative azioni di miti- gazione, pagg. 172-173	o DNF - Rispetto per l'ambien- te, pagg. 190-195 ; Approc- cio responsabile e sostenibi- le, pagg. 170-171
DIRITTI UMANI Art. 3.2. comma e)	O DNF = Diritti Umani (security, for- mazione, segnalazioni), pagg. 196-199 > RCG - Approccio responsabile e sostenibile e dialogo con gli sta- keholder.	O DNF - Principali strumen- ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui terni del D.Lgs. 254/2016, pagg. 164-165	o RFA - Fattori di rischto e incertezza, pagg. 134-160; O DNE - Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 172- 173	O DNF - Diritti Umani, pagg. 196-199; Approccio respon- sabile e sostenibile, pagg. 170-173
FORNITORI Art. 3.7. comma c)	O DNF - Diritti Umani, pagg. 196. O DNF - Principali strumen- 199; Fornitori, pagg. 200-201	ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sul temi del D.Lgs. 254/2016, pago, 184-165	Q RFA - Fattori di rischio e incertezza, pagg. 134-160; O DNF - Principali rischi ESG e le refative azioni di miligazione, pagg. 172- 173	O DNF - Diritti Umani, pagg. 796- 199; Fornitori, pagg, 200-2011; Approccio responsabile e so- stenibile, pagg. 170-171
TRASPARENZA. LOTTAALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE Art. 3.2. comma II	O DNF - Trasparenza, lotta alla cor- O DNF - Principali strumen- ruzione e strategia fiscale, pagg. 201-204	ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui terni del D.Lgs. 254/2016, pagg. 164-165 > RCG - Principi e valori. Il Codice Etico; Compliance Program Anti-Corruzione	o RFA - Fattori di rischio e incertezza, pagg. 134-160; O DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di miligazione, pagg, 172- 773	O DNF - Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale, pagg. 201-204; Ap- proccio responsabile e so- stenibile, pagg. 170-171
Comunità LOCALI Art. 3.2. comma d)	O DNF - Alleanze per lo sviluppo, O DNF - Principali strumen- pagg. 206-207	ti normativi, di Indirizzo e modelli di gestione sui terni del D.l.gs. 254/2016, pagg. 164-165	o RFA - Fattori di rischio e incertezza, pagg. 134-160; O DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di miligazione, pagg. 172- 773	O DNF - Alleanze per lo svilup- po, pagg, 206-207; Approc- cio responsabile e sosteni- bile, pagg. 1/70-171

RFA Relazione sulla Gestione 2022

nt A frabilione sono dellario e gli assetti proprietari 2022.
REG Relazione sul Governo Societario e gli assetti proprietari corrisposti 2023

O Sezioni/paragrafi contenenti le informative richieste dal Decreto > Sezioni/paragrafi cui si rimanda per approfondimenti

07779 506

LA MISSION AZIENDALE E L'IMPEGNO PER UNA JUST TRANSITION

La mission di Eni conferma l'impegno per una Just Transition come principale sfida del settore energetico attraverso il bilanciamento della necessità di garantire l'accesso universale all'energia a una crescente popolazione e l'urgenza di fronteggiare il cambiamento climatico agendo sin da subito su tutte le leve disponibili e accelerando il processo di transizione verso un mix sostenibile che sia allo stesso tempo socialmente equo. Inoltre, la mission si ispira agli "Obiettivi di sviluppo sostenibile" delle Nazioni Unite cui Eni intende contribuire, consapevole che lo sviluppo del business non possa prescindere da essi. L'obiettivo di Eni è quello di raggiungere zero emissioni nette al 2050 in un'ottica di condivisione dei benefici sociali ed economici con i lavoratori, la catena del valore, le comunità e i clienti in maniera inclusiva, trasparente e socialmente equa, ossia che tenga in considerazione il diverso livello di sviluppo dei Paesi in cui opera minimizzando le disuguaglianze esistenti. In tal senso, nel 2020 è stata avviata, relativamente ad alcuni casi pilota, la valutazione rispetto agli SDG dei progetti di business, al fine di quantificarne il contributo nel Paese di presenza ed indirizzarne le scelte progettuali. Inoltre, per contribuire al raggiungimento degli SDG e alla crescita dei Paesi in cui opera, Eni è impegnata nel costruire alleanze con attori nazionali e internazionali di cooperazione allo sviluppo, in linea con quanto emerso nella Terza Conferenza Internazionale sui finanziamenti allo Sviluppo, organizzata dalle Nazioni Unite ad Addis Abeba nel luglio del 2015. Eni è consapevole della rilevanza della dimensione sociale dell'ambizioso percorso tracciato. La transizione energetica è prima di tutto una transizione tecnologica: solo con una forte capacità industriale e innovativa, nonché con la volontà di unire forze e competenze. Eni sarà in grado di attuare la transizione migliorando

al contempo le opportunità per le persone. In questa prospettiva, Eni lavora affinché il processo di decarbonizzazione offra opportunità di conversione delle attività esistenti e di sviluppo di nuove filiere produttive con rilevanti opportunità per i lavoratori, le economie e le comunità dei Paesi in cui l'azienda opera. Allo stesso tempo Eni è impegnata a gestire i potenziali impatti negativi su lavoratori, comunità, consumatori e fornitori che possono essere collegati alla transizione energetica. Questa ambizione richiede necessariamente il coinvolgimento di tutte le parti interessate, in particolare di coloro che possono svolgere un ruolo rilevante nella transizione giusta come i sindacati e i rappresentanti dei lavoratori, le istituzioni, i rappresentanti delle comunità, le organizzazioni del settore. L'approccio sottolineato dalla mission è confermato anche dall'applicazione dal 1ª gennaio 2021 del Codice di Corporate Governance 2020, che individua nel "successo sostenibile" l'oblettivo che deve guidare l'azione dell'organo di amministrazione e che si sostanzia nella creazione di valore nel lungo termine a beneficio degli azionisti, tenendo conto degli interessi degli altri stakeholder rilevanti per la Società (si veda pagg. 30-41). Enì, peraltro, ha considerato fin dal 2006 l'interesse degli stakeholder diversi dagli azionisti come uno dei riferimenti necessari che gli Amministratori devono valutare nel prendere decisioni consapevoli. Inoltre, in adesione al Codice, dallo scorso anno, il CdA ha anche approvato, su proposta della Presidente, d'intesa con l'AD, una politica per il dialogo con gli azionisti che individua i soggetti responsabili della sua gestione e le modalità con cui si svolge su iniziativa degli azionisti o della Società: la politica disciplina, inoltre, l'Informativa al Consiglio sullo sviluppo e sui contenuti significativi del dialogo intervenuto e le modalità della sua diffusione e aggiornamento.

Friborpali syttementi normativa, in montilizo il monvilli di grostopog SUE TEMI DEL D.F.68. 254/2016

Al fine di consentire la concreta attuazione di quanto enunciato nella mission e per garantire integrità, trasparenza, correttezza ed efficacia ai propri processi, Eni adotta regole per lo svolgimento delle attività aziendali e l'esercizio dei poteri, assicurando il rispetto dei principi generali di tracciabilità e segregazione.

Tutte le attività operative di Eni sono riconducibili a una map-

pa di processi funzionali all'attività aziendale e integrati con le esigenze e principi di controllo esplicitati nei modelli di compliance e governance e basati sullo Statuto, sul Codice Etico e sul Codice di Corporate Governance 20204, sul Modello 2315, sui principi SOA" e sul CoSO Report".

Relativamente alle tipologie di strumenti che compongono il Sistema Normativo:

⁽⁴⁾ Il 23 dicembre 2020, Il CDA di Eni ha deiber el nuce Codice, le cui raccomentation i sonice del 1 " genrio 2021, per cui voli response bille, e server in le receive receive de colore, e con accommendo in som e dell " genero dell' rigente del con legali coll in merio alle motivalità applicative delle

^{(5) 1 18} noventue 2021, il Clo ha appovato una cupa versione del Modello 231 che - a degundo il le modifiche interesses and conservative di En – razionalizza i sistem di control incons e l'estera concentralize in comments in comments in contrastico do contraste de contraste de contraction in necerare contribute i colare, attavarso un rishiamo e rome che tromo con ulterie declination in coderat con le comment. In necessario no main. In partie (6) Satherne Ovleu Act Le ambientale e alla sicurezza (temi presenti nel D.gs. 264/2016). (6) Sarbanes-Oxley Act, Legge statunitense del 2002.

⁽⁷⁾ Framework emesso dal "Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (CoSO)" nel maggio 2013

BILANCIO CONSOLIDATO

974780

QUADRO DI RIFERIMENTO GENERALE DEL SISTEMA NORMATIVO

STATUTO	CODICE ETICO	CODICE DI CORPORATE GOVERNANCE	PRINCIPI DEL SISTEMA DI CONTROLLO ENI SULL'INFORMATIVA FINANZIARIA
INDIRIZZO, COORDINAMENTO E CONTROLLO		10 policy approvate dal CdA L'integrità nelle nostre operations; La Corporate Governance.	· Eccellenza Operaliva; I nostri asset materiali; I nostri partner della catena del valore; l nostri partner istituzionali; La global compliance; La sostenbillia; Le nostre persone; Linformation management;	ੋਮ
		49 Management System Guideline ("MSG") articolate in:	· 1 MSG del Sistema Normativo definisce il processo di gestione del Sistema Normativo;
		e dei relativi rischi anche in un'ottica di compliance integrata;	· 36 MSG di processo definiscono le linea guida finalizzate ad uriadeguata gestione del processo di riferimento
			12 MSG di compliance e governance (approvate di norma dal CdA) definiscono le regole di riterimento finalizzate ad assicurare il rispetto di leggi, regolamenti o norme di autodisciplina: Godice della pubblicità;
			Modelli di Compliance in materia di Responsabilità Amministrativa di Impress per le Società Controllate di Ent; Corporate Governance delle società di Eni; Abuso delle Informazioni di Mercato (Emittent); Anti-Corruzione; Antitrust;
			Operazioni con Interessi degli Amministratori e Sindaci e Operazioni con Parti Correlate; Privacy e data protection;
			Sanzioni Economiche e Finanziarie; Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi; Sistema di controllo interno Eni sull'informativa finanziaria; Condotte di mercato e regolamentazione finanziaria.
OPERATIVITA	Procedure		Definiscono le modalità operative con cui le attività delle società devono essere svolte,
		professionale.	Definiscono il dellagio delle modalità operative rifette so una specifica funzione, unità organizzativa, area/famigia

· le Policy, approvate dal Consiglio di Amministrazione, sono documenti inderogabili che definiscono i principi e le regole generali di comportamento che devono ispirare tutte le attività svolte da Eni al fine di garantire il conseguimento degli obiettivi aziendali, tenuto conto di rischi e opportunità. Le Policy, trasversali ai processi, sono focalizzate su un elemento chiave della gestione d'impresa, si applicano a Eni SpA e, previo recepimento, a tutte le società controllate;
le Management System Guideline ("MSG") rappresentano le linee guida comuni a tutte le realtà Eni e possono essere di processo o di compliance e governance (queste ultime approvate di norma dal Consiglio di Amministrazione) ed includono aspetti di sostenibilità. Le singole MSG emesse da Eni SpA si applicano alle società controllate, che ne assicurano il recepimento, salvo esigenze di deroga;
le Procedure definiscono le modalità operative con cui le attività della Società devono essere svolte. Descrivono compiti e responsabilità dei referenti organizzativi coinvolti, modalità di gestione e controllo e flussi di comunicazione. Regolamentano l'operatività anche al fine di perseguire gli obiettivi di compliance alle normative locali. Il contenuto è definito nel rispetto delle Policy e delle MSG così come recepite dalle società;
le Operating Instruction definiscono il dettaglio delle modalità operative riferite ad una specifica funzione/unità organizzativa/area professionale o famiglia professionale, ovvero alle persone e funzioni Eni coinvolte negli adempimenti nelle stesse disciplinati.

GII strumenti normativi sono pubblicati sul sito intranet aziendale e, in alcuni casi, sul sito internet della Società. Inoltre, nel 2020 Eni ha aggiornato il proprio Codice Etico in cui ha rinnovato i valori aziendali che caratterizzano l'impegno delle persone di Eni e di tutte le terze parti che lavorano con l'azienda: integrità, rispetto e tutela dei diritti umani, trasparenza, promozione dello sviluppo, eccellenza operativa, innovazione, team work e collaborazione.

Nella prima delle due tabelle successive (pagg. 766-167), oltre alle Policy e al Codice Etico, sono considerati anche altri documenti Eni, approvati dall'AD e/o dal CdA. Nella seconda tabella (pagg. 168-169) sono invece riportati i modelli di gestione e organizzazione, tra cui sistemi di gestione, piani pluriennali. processi e gruppi di lavoro interfunzionali.

Infine, nel corso del 2022, in ottica di miglioramento continuo, e per accompagnare la strategia di transizione della Società, è stata avviata un'iniziativa per verificare, anche attraverso l'analisi di best practice di mercato, eventuali azioni di miglioramento dell'attuale Sistema Normativo di Eni in termini di strumenti e processo di gestione. Il 26 gennaio 2023 il CdA ha aggiornato le linee fondamentali della Policy Sistema Normativo, in linea con le esigenze operative e di governo della nuova strategia che ha richiesto un'evoluzione dell'architettura del Sistema Normativo che porterà a: (i) strumenti normativi più fruibili: (il) processi decisionali e operativi più snelli e (lii) maggior consapevõlezza del Management nell'individuazione dei rischi e delle azioni per la loro mitigazione.

8747850

Pollion e postzioni publicitie di ENI Sullie Tematicane viel. D.L.GS. 254/2016

: : | CAMBIAMENTO CONNECTED STITLE

OBIETTIVO: Contrastare il cambiamento climatico

DOCUMENTI PURBI ICI

Piano Strategico 2023-26; En's responsible engagement on climate change within business association; Posizione di Eni sulle biomasse; Codice Etico di Eni.

PRINCIPI

ਸਿੰ

CARBONICA

UTRALITA

LENZA OPERAT

LENZA OPERATIVA

· Decarbonizzazione totale di tutti i processi entro il 2050 in linea con gli obiettivi dell'Accordo di Parigi:
a Assicurare coerenza e trasparenza nelle attività delle associazioni relativamente al posizionamento cimalico e transizione energetica, in linea con le aspettative degli stakeholder;
Promozione di un mix energetico a basso impatto carbonico e di un costante impegno nella ricerca e sviluppo;
Il 100% delle biornasse utilizzate nelle bioraffinerie Eni è certificato secondo schemi volontari EU o sistema taliano di certificazione;
· Assicurare una gestione sostenibile delle biornasse lungo l'intera catena di fornitura;
· Promuovere il ruolo delle Natural Climate Sciutions come leva di compensazione delle emissioni GHG residue hard-to-abate;
· Garantire trasparenza nella rendicontazione dei temi connessi al cambiamento climatico.

11/18/01/11/2011 11:51:51 PM IST 11/2017 11:51:51 PM IST 11/2 11/2 11:51 11/2 11/2 11/2 11:11 11/2 11/2 11/2 11/2 11:11 11/2 11/2 11/2 11/2 11/2

OBIETTIVO: Valorizzare le persone Eni

DOCUMENTI PUBBLICI

Dichiarazione Eni sul rispetto dei diriti umani; Policy Eni contro la violenza e le molestie sul lavoro; Codice Etico di Eni,

PRINCIPI

· Stabilire relazioni lavorative caratterizza, eguaglianza, non discriminazione, attenzione e rispetto per la dignità della persona;
· Sostenere modelli organizzativi che valorizzino la cooperazione tra persone provenienti da culture, prospettive ed esperienze diverse:
· Riconoscere la collaborazione come elemento fondante per costruire relazioni solide e durature attraverso le quali raggivingere qli obieltivi aziendali:
· Promuovere lo sviluppo di una cultura basata sulla diffusione delle conoscenze e credere nella formazione come strumento per l'arricchimento delle persone, per la diffusione dei valori etici e per il rafforzamento di una corporate identity comune;
· Sostenere modelli arganizzativi che valorizzino la conerazione tra persone provenienti da culture, prospettive ed esperienze different;
· Riconoscere alle nostre persone una remunerazione congrua alle responsebilità acquisite e al contributo fornito;
· Vietare senza alcuna eccezione ogni forma di violenza e molestie sul lavoro all'interno della Società.

1 SAMPE : SPORT: Com

OBIETTIVO: Tutelare la salule e la sicurezza delle persone di Eni e dei contraltisti che lavorano per Eni DOCUMENTI PUBBLICI

Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Codice Etico di Eni.

PRINCIPI

· La sicurezza e la salute delle persone di Eri, della collettività e dei partner sono un obiettivo prioritario;
Adottare misure di sicurezza volte a proteggere le persone e gli asset nel rispetto dei diritti umani delle comunità locali;
Informare in modo chiaro e trasparente le nostre persone, la collettività e i nostri partner sulle necessarie misure protettive protettive protettive protective protective
da attuare, per eliminare i rischi e le criticità dei processi e delle attività.
· Diffondere una cultura della salute e della sicurezza che costituisce impegno costante;
Rispettare i diritti delle persone e delle Comunità Incali dei Paesi in cui opera, con particolare riferimento al massimo livello conseguibile di salute fisica e mentale.
- Eni effettua valutazioni dei propri impati e potenziali in materia di salule con l'obiettivo di pianificare specifiche azioni di mitigazione.

: 1413); Particle (1948 (1984); 1997); 1991;

OBIETTIVO: Usare le risorse in modo efficiente e tutelare la biodiversità e i servizi ecosistemici (BES)

DOCUMENTI PUBBLICI

Policy Eni sulla biodiversità e servizi ecosistemici; Impegno di Eni a non svolgere attività di espiorazione e sviluppo nel Sili Naturali del Patrimonio Mondiale dell'UNESCO: Posizionamento di Eni sull'acqua; La posizione Eni sulle biomasse; Codice Eilico di Eni.

PAINCIPI

· Includere soluzioni i movative volte a ridurre l'impatto delle operazioni mediante un uso efficiente delle risorse naturali, la tutela biodivarsità e della risorsa idrica:
· Impegno a partecipare al processo di prevenzione dei rischi e salvaguardia dell'ambiente;
· Promuovere lo sviluppo scientifico e tecnologico finalizzato alla tutela dell'ambiente;
Considerare, nelle valutazioni progettuali e nell'operatività, la presenza di Siti Naturali del Patrimonio Mondiale dell'UNESCO e altre aree protette e rilevanti per la biodiversità, identificando potenziali impatti e azioni di mitigazione (approccio "risk-based");
Attraverso l'applicazione della Gerarchia di Mitgazione, dare priorilà alle misure di miligazione preventive rispetto alle correttive;
Assicurare connessioni tra gli aspetti ambientali e sociali tra cui lo sviluppo sostenibile delle comunità locali.

167

ALLEGATI

్లా

ECCELLENZA OPERATIVA

DIRETT OMANE OF AND OBIETTIVO: Rispettare i diritti umani

DOCUMENTI PUBBLICI

Codice Etico di Eni; Dichiarazione Eni sul ritti umani; Segnalazioni, soche anonime, ricevute da Eni SpA e da speleta controllate in Italia e all'estero; Codice di condotta fornitori; Policy Alaska Indigenous Peoples; Eni contro la violenza e le molestie sul lavoc.

PRINCIPI

Assicurare il rispetto dei diriti umani internazionalmente riconosciuti nelle proprie attività e in quelle dei partner commerciali, in linea con i Principi Guida delle Nazioni Unite su Iritti Unani (UNGP) e con le Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali;
· Sottopore le propie attività a un processo di diriti unani. Valutare e monitorare costantemente i propri impati reali e potenziali e identificare strategie e soluzioni specifiche per migliorare l'efficacia dell'azione e mitigazione,
· Rispettare i diritti delle persone e delle comunità, riconoscendone le specificità, con particolare riferimento a cultura, siti di vita, islituzioni, legami con la terra d'origine e modelli di sviluppo in linea con gli standard internazionali;
· Adottare misure di sicurezza volte a proteggere le persone e gi asset nel rispetto dei diritti umani delle comunità locali;
· Vietare qualsiasi tipologia di molestia di carattere sessuale comunque realizzata;
· Selezionare partner commerciali che rispettino il Codice di Condotta Fornitori Eni, che si impegnino nella prevenzione o mitigazione degli impatti sui diritti umani e riflutare ogni forma di lavoro forzato e/o minorile;
· Verificare e offrire, anche in collaborazione con altri, rimedi a eventuali impatti negativ causati (o che abbia contribuito a causare),

OBIETTIVO: Sviluppo della supply chain in ottica sostenibile DOCUMENTI PUBBLICI

Codice di condotta fornitori, posizione Eni sui Confice Etico di Eni, Dichiarazione di Eni sul rispetto dei diritti umari; Enl's Slavery and Human Trafficking Statement.

PRINCIPI

Adottare processi accurati di qualifica, selezione e monitori e partner, basati sui principi di trasparenza e integrità e non tollerare pratiche collusive, nel pieno rispetto della legalità;
· Definire e diffondere politiche, standard e regole che orientino l'azione dei fornitori e partner al rispetto dei principi di sostenibilità di Eni;
· Promuovere collaborazioni strategiche di lungo periodo integrato, coordinato e trasparente, incoraggiando un'equa ripartizione dei rischi e delle opportunità:
Sostenere la creazione di un luogo di lavoro responsabile, riconoscendo le diversità;
Contrastare i cambiamenti climatici e i loro effetti:
· Supportare la transizione energetica low carbon salvaguardando l'ambiente e ottimizzando l'uso delle risorse.

PICK SO MERCE SO OF A ARE CHOHHHARD SHEATHAR PASCAR

OBIETTIVO: Contrastare ogni forma di corruzione senza alcuna eccezione

DOCUMENTI PUBBLICI

Management System Guideline "Anti-Corruzione"; Segnalazioni, anche anonime, ricevute da Eni SpA e da società controllate in Italia e all'estero; Linee Guida in Ambilo Fiscale (Tax strategy); Posizione di Eni sulla trasparenza contrattuale; Codice Etico di Eri.

PRINCIPI

LENZA OPERATIVA

· Svolgere le attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà e integrità e nel rispetto delle leggi;
· Vietare qualsiasi forma di corruzione senza alcuna eccezione:
· Garantire sempre la conformità a leggi, norme e regolementi per la prevenzione e del riciclaggio applicabili:
· Effettuare iniziative di sensibilizzazione e formazione periodica in materia anti-cornzione e anti-riciclagojo;
Garantire la comunicazione relativa alle MSG Anti-corruzione alle Terze Parti a Rischio attraverso la previsione di apposite clausde contrattuali e/o dichiarazioni e promuovere iniziative di formazione e sensibilizzazione ad esse dedicate.

COMUNITÀ LOCALI

OBIETTIVO: Favorie la relazione con le contribuire a uno sviluppo sostenibile anche attraverso partnership publico-private DOCUMENTI PUBBLICI

Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Codice Etico di Eni; Alaska Indigenous Peoples.

PRINCIPI

EANZE PER LO SVILUPPO

ALI

Lavorare insieme alle comunità, alle organizzazioni locali e ai soggetti promotori di svituppo per favorire una crescita locale autonoma, duratura e sostenibile:
· In ogni nostra ettività, fin dalle prime valutazioni di fatibilità, e in collaborazione con le comunità locali, considerare gli aspetti ambientali, sociali, in materia di salute e sicurezza e di rispetto dei Diritti Umani;
· Promuovere forme di consultazione continua e trasparente allo scopp di informare le comunità locali e tener conto delle loro aspettative nelle nostre attività;
· Instaurare relazioni e partnere con le comunità in cui operiamo, per costruire un valore condiviso che duri nel tempo.

(2):2):2 (TELE): 2017-10-18):

87478510

Modelli di gestoni e organizzazioni:

	CAMBIAMENTO CLIMATICO	· Assetto organizzativo funzionale al processo di transizione energelica con due Direzioni Generali. Natural Resources, per l'oc- timizzazione e la progressiva decarbonizzazione del portafoglio Upstream ed Energy Evolution, per l'espansione delle attività bio, rinnovabili e di economia circolare e dell'offerta di nuove soluzioni e servizi energetici; · Funzione centrale dedicata che sovraintende la strategia e il posizionamento sul cambiamento climatico;
	PERSONE	Processo di gestione e pranificazione occupazionale funzionale ad alineare le competenze alle esigenze tecnico-professionali; · Strumenti per la gestione e sviluppo per coinvolgimento, crescita e aggiornamento professionale, scambio di esperienze inter- generazionali e interculturali costruzione di percorsi di sviluppo manageriale professionale nelle aree tecniche core, valorizzazione e inclusione delle diversità: · Sviluppo di Strumenti Innovativi per la Gestione HR; · Supporto e sviluppo delle competenze distintive necessarie e coerenti con le strategie aziendali, focus su tematiche di transizione energetica e di digital transformation, anche tramite il ricorso a Faculty/Academy; · Sistema di gestione della qualità della formazione aggiornato e conforme alla Norma ISO 9001:2015;
	SALUTE	· Sistema di gestione della salute basato su una piattaforna operativa di provider samitari con istiluzioni e centri di ricerca universitari e governativi nazionali e internazionali; · Medicina del lavoro per la tutela della sicurezza dei lavoralori, in relazione all'ambiente di lavoro, ai fattori di rischio professionali e alle modalità di svolgimento dell'attività lavorativa; · Assistenza ed emergenza sanitaria per l'erogazione di servizi sanitari coerenti con le risultanze delle analisi dei bisogni e dei contesti epidemiologici, operativi e legislatività di preparazione e risposta alle emergenze sanitarie, compress i piani di risposta alle epidemie e pandemie;
		· Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza dei lavoralori certificato ai sensi della Norma OHSAS 18007/150 45001 con la finalità di eliminate o ridurre i rischi a cui i lavoratori sono espasti nello svolgimento delle proprireatività lavorative; SICURIZZA. di elevati standard gestionali e tecnici (applicazione per progettazione, gestione operativa, manulenzione e dismissione degli asset);
	REPETTO PER CAMBICATC	· Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza adottato in tutti gli stabilimenti e unità produtive e certificato ai sensi della Norma ISO 14001:2015 o EMAS per la gestione ambientale: · Applicazione processo ESHIA (Environmental, Social and Health Impact Assessment) in (utli i progetti, · Tavoli tecnici per analisi e condivisione delle esperienze su specifiche tematiche ambientali ed energetiche; · Analisi di misura di circolarità sito-specifiche; mappatura di elementi già presenti, misurazione di possibili interventi di miglioramento;
	01717 11 01473141	· Processo di gestione dei Diritti Umani regolato da uno strumento allineato agli United Nations Guding Principles (UNGP); · Attività interfunzionali su Business e Diritti Umani per allneare ulleriormente i processi ai principali standard e best practice internazionali; · Analisi degli impatti sui diritti umani (Human Rights Impact Assessment e Human Rights Risk Analysis) con un modello di prioritizzazione risk-based dei progetti industriali;
	FORMITORI	Programma Sustainable supply chain: iniziətive volte al coinvolgimento dei fornitori Eni, ed in generale delle imprese lungo le filiere industriali, nel percorso di misurazione di piani di sviluppo e attuazione di azioni di miglioramento del proprio profilo ESG:
	TRASPARENZA E LOTTA ALLA CORRUZIONE	Modello 231 : definisce le responsabilità, attività sensibili di controllo in materia di reali di corruzione ai fini del DLgs. 231/07 (riferito anche ai reati ambientali, e relativi alla salute e sicurezza dei lavoratori); · Compliance Program Anti-Corruzione: sistema di regole e controlli per la prevenzione dei reati di corruzione; · Riconoscimenti del Compliance Program Anti-Corruzione di Eni SpA: certificato ai sensi della Norma ISO 37001:2016; · Unità anti-corruzione e anti-riciolaggio collocata nella funzione "Compliance integrato" alle dirette dell'AD;
2008 2007	COMUNITA LOCALI	· Referente di sostenibilità a livello locale, che si interfaccia con la sede centrale per definire i programmi di sviluppo per le comunità locali (Local Development Programme) in linea con i piani di sviluppo nazionali, ad integrazione dei processi di business; Applicazione processo ESHA (Environmental, Social and Health Impact Assessment) in tutti i progetti di business;
r :	INNOVAZIONE E DIGITALIZZAZIONE	Funzione Ricerca & Sviluppo centralizata strutturala per garantire un rapido ed effetivo deployment delle tecnologie sviluppate; · Gestione dei progetti di Innovazione Tecnologica secondo le best practice e controllo per fasi secondo ia maturità della tecnologia);

RELAZIONE SULLA GESTIONE

BILANCIO CONSOLIDATO

169

Sistemi di gestione dell'energia coordinati con la norma (SD 50001, inclusi nel sistema normativo HSE, per il miglioramento delle performance enegetiche e già implementati in tutti i principali siti Mic-Downstream e in fase di estensione a tutta Eni;
Organizzazione della ricerca e sviluppo finalizzata alla realizzazione ed applicazione di tecnologie a bassa impronta carbonica, in piena integrazione con le fonti rinnovabili, all'utilizzo delle biomasse e alla valorizzazione dei materiali di scarto.
· Sistema di knowledge management per lintegrazione e condivisione del know-how ed esperienze professionali;
Nuove iniziative di mobilità internazione una maggiore esposizione al business e policy dedicata di Mobilità Internazionale più flessibile e rafforzamento supporti a favore del work-life balance;
Sistema di gestione delle relazioni industriali a livello nazionale: modelo parteripativo e piattaforma di strumenti operativi pe favoire il colovolgimento del personale, in accordo alle convenzioni l'Lo (International Labour Organization) e alle indicazioni dell'institute for Human Rights and Business
Sistema di welfare per la conciliazione vita-lavoro.
. Promozione della salute iniziative di difusione della salute identificate a seguito di analisi degli indicatori di salute disponibili per la popolazione generale;
Salute Globale: iniziative volte al mantenimento dello stato di salcte delle Comunità e attività di valuazione degli impatti sulla Saluie - Health Impact Assessment.
· Preparazione e risposta alle emergenze con piani che pongono al primo posto la tutela dell'e persone e dell'arrhiente;
· Sistema di gestione della sicurezza di prodotto per la valutazione dei rischi legati a produzione, immissione sul mercato, ecolulsto ed
utilizzo di sostanze/miscele al fine di assicurare la salute umana e la tutela dell'ambiente lungo l'intero ciclo di vita;
· Metodologia per l'analisi e la gestione del Fattore Umano nella prevenzione degli incidenti.
· Gruppi di lavoro per la definizione del posizione degli obiettivi di Eni per la salvaguardia della risorra (drica e della blodiversità.
· Sviluppo di una metadologia unica e integrata per l'antalone degli impatti/rischi per l'ambiente e l'organizzazione enche di tipo 231, applicabile in Italia e all'estero;
· Environmental Golden Rules: 4 principi e 6 regole doro per promuovere comportamenti virtuosi più consagerol e responsibil, nel confronti dell'ambiente da parte dei dipendenti e dei fornitori di Eni:
Diffusione della cultura ambientale tramite il programma di engagement dei siti e contrattisti.
· Sistems di gestione della security finalizzato a garantire il rispetto dei diritti urnani in tutti i Paesi, in particolare per quelli ad allicità;
Processo di gestione delle segnalazioni (whistleblowing) volto andre segmalazioni aventi ad oggetto fatti o componamenti contrari (o in contrasto) con la responsabilità assunta di rispettare i diritti umani di singoli Individui o di comunità e all'adozione di azioni volte a mitloarne ali impatti:
Plano triennale di formazione e-leaming sulle principali aree di interesse sui diritti umani.
· Processo di Procurement Sostenible che prevede la verticalishe ESG nonché dell'affidabilità techico-operativa, etica e repulazionale del fornitore in tutte le fasi del processo di procedimento di gare, assegnazione e gestione del contratto) prevedendo meccanismi premianti e piani d'azione volti a promuovere un percorso di sviluppo sostenibile;
Vendor Development: funzione dedicata alla definizione di strumenti a supporto del crescita e trasformazione dei fornitori Eni lungo le direttrici di "Transizione energetica e sostenibilità", "Solidità economico finanziona" ed "Eccellenza "rechologico digitale".
· Partecloazione di Enl alle ettività Extractive Indiative (ETT) a livello internazionale e, nell'ambito dei mullistakeloider group locali di EITI, a livello locale per promuovere un uso responsabile delle risorse, favorendo la trasparenza;
Modello di Compliance Integrata: definisce, per i vari antinità a rischio valutandone, con un approccio preventivo, il ivello di rischio, modulando in ottica risk-based i controlli e monitorandone nel tempo l'esposizione.
· Platialorina Stakaholder Management System finalizato alla gestione e al monitoraggio delle relazioni con gli stakenover localie del geverose
· Processo di gestione della sostenibilità nel ciclo di business e specifiche progettuali secondo metodologie interrazionali (es. Logićal Flamenorio),
Continuo aggiomamento delle procedone della proprietà intellettuale e all'individuazione del forillori di indessazioni/servizi professionali;
Funzioni di Open Innovation (Open Innovation & Ecosystems Development; Joule, la scuola di Eni per l'imprese; Eni Next) che operato in maniera sinergica per studiare e supportare il mercato dell'innovative e sosteribili rispondenti ad esigenze di business.

87 × 7 5 1

APPROCCIO RESPONSABILE E SOSTEMIENE

La Mission esprime con chiarezza l'Impegno di Eni nel voler raggiungere l'obiettivo di zero entre il 2050 attra-La Mission esprine con chiarezza innervica di condivisione dei benefici sociali ed economici con i lavoratori,
verso un approccio di "Just Transition", overo in un'ottica di

mento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDG).

BILANCIO CONSOLIDATO

177

PRINCIPALI RISULTATI 2022 PRINCIPALI IMPEGNI E TARGET -- 33% Net Carbon Foolphint UPS e - 19% Net Carbon Footprint Eni vs. 2(1)B · Net Zero Carbon Footprint UPS nel 2030 e Eni nel 2035 · · 17% Net GHG Lifecycle Emissions v5. 2018 ત્ત્વની સ્વિ · Net Zero GHG Lifecycle Emissions e Carbon Intensity nel 2050 · 3% Nel Carbon intensity vs. 2018 · +3 p.p. vs. 2020 della popolazione fernminile entro II 2030 10.6 p.p. popolazioning fernitale vs. 2021 · » 1 tasso di sostituzione donne al 2025 · Tesso di sostituzione domine meggiore di quello di uombini · +5 p.p. Dopolazione under 30 al 2026 vs. 2021 · 1,2 p.p personale femminile in posiziuni di responsabilità vs. 2021 · +7 p.p. al 2030 presenza dipendenti non naliani in posizione di responsabilità vs. 2021 · (0.7 p.p popolazione under 30 vs 2027 · +20% ore di formazione al 2026 vs. 2022 .............................................................................................................................................................................. · ·· €267 min per le attività Salute 2023-26 · C72 min per attività Salute, incluse spese per iniziative di Salute delle Comunità · 80% dipendenti con accesso al servizio di supporto osicologico entro il 2026 · 82.700 registrazioni attività di promozione della salute · Iniziative digitali per il monitoraggio e miglioramento della salubrità degli ambienti di · GSS digenti con accesso al servizio discolonicologico lavoro indoor · Mantenimento del TRIR <0.40 nel quadriennio 2023-26: 0 Infortuni mortali · TRIR = = 0,47 = = unfortum mortali Estensione iniziative digitali in ambito sicurezza alle ditte contrattiste e digitalizzazione dei · 7 applicazioni ciolla metodologia THEME in sito processi HSE · »GK usorse formate sulla Gestlone della Sicurezza Operativa Applicazione del modello di analisi del Fattore Umano sui sitti in Italia e all'estero ... . . . . .. comments of the successful consideration of the successful · Impegno a minimizzare i propri prellevi di acqua dolce in aree a stress idrico · Riutilizzo dell'acqua dolce in linea con il trend degli ultimi 5 anni · 90%, riutilizzo della seque doloi · Acqua di produzione reiniettata in linea con il trend degli ultimi 5 anni a parità di 14 29% oficili penerali da atmità productive vs. 2023 berimetro · 35% oil spill operativi vs. 2021 Sviluppo di nuove tecnologie per il recupero dei rifiuti e implementazione su scala industriale · 2.622 persone formate per il programma triennale relativo a DU · 100% dei nuovi progetti valutati a rischio DU sognetti ad analisi specifiche 1 (1) i (1)s skernol list Programale Processoro is (1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1)(1) · Mantenere Il 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali · 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali · Aggiornamento dei moduli dei programma triennale di formazione su business e DU - 409 partectivanti al workshop Security & Human Richts in Microup · 523; dei formitori strategici valutati su percorso sviluppo sostrenibile · 100% di fornitori strategici valutati sul percorso di sviluppo sostenibile entro il 2025 · ·· ( 4,5 miti di procurato lialia refatuvo a procedimenti con valutazioni ESG · Pracedimenti con valutazione ESG per Il 75% del procurato Italia entro il 2023 e · Adosione dr 7 5 partner e >7 CK immese all'unzionen Open car per il 50% del procurato estero entro il 2024 · 523 maydı mini bend finanziati dai promanoma Barket Borner viales · 1,000 fornitori locali esteri colnvolti su Open-es entro il 2023 Erogazione a tutti i dipendenti del nuovo corso "Codice Etico, Anti-Corruzione e · Superamento audii di ricertificazione 130 37001:2016 Responsabilità Amministrativa d'Impresa · Erogazione a circa 28K dipentianti del nuovo cerso "Codice Elico. Anti- Coruzione o · Erogazione nuovo corso e-learning sul Compliance Program Anti-Corruzione ai หลักจากรอมแหล่ Aministrative ในเครื่องจากรอบ dipendenti a medio e alto rischio · Mantenimento della certificazione ISO 37001:2016 · 63K nuovi studenti supportati nell'accesso all'educazione: 128K persone supportate nell'accesso alla tecnologia clean cooking; 7.8K persone supportate nell'accesso Al 2026 assicurare l'accesso a: 62,9K studenti all'educazione; 26,1Kjpersone alla alla formazione professionale e sostenute nel potenziamento economico(i); 71 K formazione professionale ed al sostegno per il potenziamento economicoloj 97,3K persone sostenute nell'accesso all'acqua potabile; 120K persone sostenute nel persone all'acqua potabile; 480K persone al servizi sanitari l'accesso ai servizi sanitari · Mantenimento del 70% della spesa R&D su temi relativi alla decarbonizzazione · 70% della spesa les o degicato ad stività di decarbonizzazione ogni anno per il quadriennio 2023-26 (4) Toplation while be superiore nel them a i tallertement d sposicies a tivita economion, no t teneficient in technication is consumer in interesting (seat editicionis, edit etto in negationes in cossi i tenofician non sono oggetto (1 (semazone me necessorioso, lord o alto a litera a material ( lord o altre per a viato e sonomice.

la catena di fornitura, le comunità e i clienti in maniera irasparente e socialmente equa, contribuendo al reggiongi

8 3 8 8 5

principali riscia esg e le relative azioni di mitigazione

Per l'analisi e la valutazione dei rischi, Eni si è dotata di un Modelrei ranalisi e la vanagement Integrato con l'obiettivo di consentire al lo di filonogement di assumere decisioni consapevoli con una visione complessiva e prospettica®, I rischi sono valutati con strumenti complessivi e qualitativi considerando sia la probabilità di accadiquantitatto e quelli di natura ambientale, di salute e di salute e rierno sio girimpo reputazionale che si verrebbero a determinare in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio; sono inoliri on outo enzati, in base alla probabilità di accadimento e all'imtre rappresentan, the ne consentono il confronto e la classificazioparto, so matrier a risultati del risk assessment, inclusi i principali rischi ESG, vengono sottoposti con cadenza semestrale al Collenischi LOG, Venggitato Controllo e Rischi e al CdA, Il rischio Cligio Sindidone, e conferma tra i principali rischi ("Top Risk"); nell'e voluzione dello scenario internazionale, la strategia di Eni, volta a garantire la sicurezza e la sostenibilità del sistema energetico, a garantire la netta focalizzazione su una transizione energetica rnantiche uno neazione di valore per gli stakeholder. Tra le azioni di cqua e coulia e con constream anche attraverso energy dernsking, occario ti per la riduzione dei flaring; sviluppo di iniziati-

ve Carbon Capture and Storage per i cicli industriali "hard-to-abave Carbori Gaptore Gaptore on diversificazione dei feedstock te , crescita del biodarburarerazione verticale con la filiera agribusiness; racenoo leva sui integrada fonti rinnovabili e da riciclo; crescita del sviluppo della chimilea essacità rinnovabile; iniziative per acceleportatogilo circhi e acnologie breakthrough orientate alla decarborare lo sviloppo di techologio izioni dei portafoglio rischi, il "rischio"
nizzazione. In termini di evoluzioni del portafoglio rischio dell'impata hizzazione. In terrimi utra i Top Risk con una riduzione dell'impatbiogleo si conterma tre controlle misure di contenimento to per il progressivo biloggette si riscontra, alla luce del contesto relative alla paridemia in malzamento del livello di allerta sulla Cyber Sectività internazionele, finiante monitoraggio per definire con tempestività le azioni atte a mitigare gli scenari di rischio ICT.

le azioni atte a miligare gia Russia-Ucraina si rinvia al paragrafo dedicato all'interno della RFA (pag. 140).

deolo all'interno della i i riporta una vista sintetica dei rischi Nella tabella sottoolonito funzione degli ambiti del Decreto Le ESS or ENP clicubilio. Per ogni evento di rischio sono riportati la gislativo 20472016 - Top Risk e non - e i riferimenti di pagina dove sono esposte le principali azioni di trattamento.

PRINCIPALI AZIONI TOP DI TRATTAMENTO EVENTO DI RISCHIO AMBITI DEL RISK D.LGS. 254/2016 RISCHI TRASVERSALI DNF - Neutralità carbonica al 2050, pagg. 174-180: · Rischi connessi alle attività di ricerca e sviluppo DNF = Neutranta Carochilea el 2000; Poggio

Sicurezza, pagg. 188-190; Rispetto per l'ambiente, pagg. 190-196. RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29: · Cyber Security Rischio Cyber Security, pagg. 154-155 RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29: · Rapporti con gli stakeholder locali RFA - Risk Managog. 1 44-145; Rischi specifici Rischio Faese, poggi e produzione di idrocarburi, pagg. 145-146 DNF - Alleanze per lo sviluppo, pagg. 205-207 RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29; Instabilità politica e sociale e Global security risk Rischio Paese, pagg. 144-745 RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29; · Rischi connessi alla Corporate Governance

取得 M M H K F T F O B C H X G H X G H L F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F R B F

Top risk

(8) Per maggiori informazioni si veda il capitolo Risk Management Integrato a pagg. 24-29,

ELAZIONESULA SEST ONE A	BILANCIO CONSOLIDATO	BILANCIO DI ESERCIZIO		ALLEGATI
AMBITI DEL	EVENTO DI RISCHIO		TOP	PRINCIPALI AZIONI
D.LGS. 254/2016			ને કિર્મ	DI TRATTAMENTO
CAMBIAMENTO CLIMATICO Art. 3.2.	Rischio Climate Change: · Rischi connessi alla transizione energetica - Rischi fisici	:	pagg. 137-140	RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29; Rischi operation e connessi rischi in materia HSE, pagg. 146-150; Rischio climate change,
commi a) e b)				DNF - Neutralità carbonica al 2050 (risk management), pagg. 174-180
PERSONE Art. 3.2, commi c) e d)	· Rischio Biologico ovvero diffusione di pandemie ed epidernie con potenziali impatti suile persone e sui sistemi sanitari nonché sul business	15	pagg. 146-150	RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29; Rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di Idrocarburi, pagg. 145-146; Rischi operation e connessi rischi in materia HSE,
	· Rischi su salute e sicurezza delle persone: - Infortuni a lavoratori e contrattisti - Incidenti di process safety e assel integrity	10	pagg. 188-190	DNF - Persone, pagg. 181-187, Sicurezza,
	Rischi connessi al portafoglio competenze
RISPETTO PER L'AMBIENTE Art. 3.2. commi a), b) e c)	Blow out · Incidenti di process safety e asset integrity	ಿಗೆ 1		RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29; Rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi, pagg. 746-150; Rischi operation e connessi rischi in materia HSE, pagg. 146-150;
	· Rischio normativo settore energy	的		Evoluzione della regolamentazione ambientale pago. 147-150; Rischio idrico pag. 150; Gestione ernergenze e spill pagg. 150-151
	Permitting	的
	· Rischi in materia ambientale (es. scarsità idrica, oil spill, rifiuti, biodiversità)
	· Coinvolgimento in Indagini e contenziosi HSE	ﻴﺔ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ		DNF - Rispetto per l'ambiente, pagg. 190-196
ÐIRITTI UMANI Art. 3.2, comma e)	· Rischi connessi alla violazione dei diritti umani (diritti umani nella catena di fornitura, dirițti umani nella security, diritti umani nel posto di lavoro, diritti umani nelle comunità locali)		196-199	DNF - Diritti Umani (gestione dei rischi), pagg.
FORMITORI Art, 3.7, comma c)	· Rischi connessi alle attività di procurement			DNF - Fornitori (gestione dei rischl), pagg. 200-201
TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE	· Rischi Compliance (antibribery, privacy, etc.)			RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24- 29; Coinvolgimento in procedimenti legali e indagini anti-corruzione, pagg. 153-157; 160
E STRATEGIA FISCALE Art. 3.2, comma f)			dei rischi	RCG - Il sistema di controllo interno e di gestione
				DNF - Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale, pagg. 207-204
COMUNITA Art. 3.2, comma d)	· Rischi connessi al local content			RFA - Risk Management Integrato/pagg. 24-29; Rischio Paese, pagg. 144-148; Rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi, pagg. 145-146
				DNF - Alleanze per lo sviluppo, pagg. 205-207

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్లో Top risk

ALLEANZE

NEUTRALITÀ

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LI I NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050

ન્દ્રેન્ટ

Consapevole dell'emergenza climatica in atto, Eni vuole essere parte attiva del percorso di transizione del settore energetico con una strategia di lungo termine che traguarderà la Neutralità Carbonica nel 2050, in linea con quanto previsto dagli scenari compatibili con il mantenimento del riscaldamento globale entro la soglia di 1,5°C a fine secolo. Eni è da tempo impegnata nel promuovere una disclosure completa ed efficace in materia di cambiamento climatico e in tal senso conferma l'impegno verso la piena implementazione delle raccomandazioni della Task Force on Climate Related Financial Disclosure (TCFD) del Financial Stability Board, che Eni ha adottato sin dal 2017, primo anno di rendicontazione utile.

L'Informativa sulla Neutralità Carbonica al 2050 è quindi strutturata secondo le quattro aree tematiche indicate dalla TCFD: Governance, Risk Management, Strategia e Metriche e Target. Di seguito sono presentati gli elementi chiave di ciascuna tematica; per una disamina completa della strategia climatica di Eni si rirnanda ad "Eni for - A just transition" e ulteriori approfondimenti saranno disponibili nella risposta Eni al questionario CDP Climate Change 2023.

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Ruolo del CdA. La strategia di decarbonizzazione è parte integrante della strategia d'impresa di Eni e trova attuazione anche tramite un sistema strutturato di Corporate Governance, in cui CdA e AD hanno un ruolo centrale nella gestione dei principali aspetti legati al cambiamento climatico. Il CdA, in particolare, esamina ed approva, su proposta dell'AD, il Piano strategico, in cui sono definiti strategie ed obiettivi riferiti anche al cambiamento climatico ed alla transizione energetica e a partire dal 2019 esamina ed approva anche il Piano di medio-lungo termine di Eni, finalizzato a delineare e monitorare l'evoluzione dei target di decarbonizzazione e la loro sostenibilità economica e di business su un orizzonte temporale fino al 2050.

Nello svolgimento di tali attività, a partire dal 2014, il CdA di Eni è supportato dal Comitato Sostenibilità e Scenari (CSS), comitato endoconsiliare istituito su base volontaria, che ha tra gli altri il compito di approfondire, con cadenza periodica, l'integrazione tra strategia, scenari evolutivi e sostenibilità del business nel medio-lungo termine, in ottica di transizione energetica e cambiamenti climatici. Nel corso del 2022 il CSS ha approfondito diversi temi connessi al cambiamento climatico tra cui: le attività R&D per la transizione energetica, i sistemi di carbon pricing, le attività agro-feedstock, i carbon offset Nature & Technology Based, il posizionamento di Eni rispetto ai peer in materia di obiettivi e strategie climatiche, i risultati di Eni nei questionari CDP, le risoluzioni sul clima e le disclosure assembleari, i progetti di Carbon Capture and Storage (CCS) e terni correlati alla

Just Transition. Inoltre, con riferimento alla composizione del Consiglio, si segnala che sulla base dell'autovalutazione condotta, circa il 90% dei Consiglieri ha espresso il proprio giudizio positivo sulle professionalità in seno al Consiglio - intese in termini di conoscenze, esperienze e competenze (con particolare riguardo ad attività di consulenza, formazione e pubblicazione in campo energetico e ambientale, partecipazione a organismi governativi e non governativi, nazionali e internazionali, che si occupano di tali tematiche) - e sul contributo individuale che i singoli Consiglieri ritengono di apportare al CdA in materia di sostenibilità, ESG e transizione energetica, temi che hanno caratterizzato il lavoro del Consiglio per l'intero mandato. La centralità di tali competenze viene altresi ribadita nell'Orientamento agli azionisti sulla composizione ottimale del futuro Consiglio di Amministrazione, nei quale viene sottolineata l'importanza di assicurare che gli amministratori di Eni abbiano una conoscenza delle tematiche relative alla sostenibilità ed al controllo dei rischi climatici e ambientali, agita in ruoli manageriali o imprenditoriali e acquisita in contesti industriali comparabili a quelli nei quali opera la Società.

E riconosciuto unanimemente l'impegno e il commitment dell'intero Consiglio sui temi della transizione energetica, del cambiamento climatico, della sostenibilità ed ESG, sia nel proprio ruolo di indirizzo strategico che nella propria attività di rnonitoraggio in relazione al percorso di transizione intrapreso. Altrettanto significativo il supporto fornito dai Comitati endoconsiliari, in particolare il Comitato Sostenibilità e Scenari, per mantenere continuità di formazione e confronto su questi temi, che vengono unanimemente visti in crescita prospettica, insieme ai temi di strategia e di business. Subito dopo la nomina del Consiglio e del Collegio Sindacale è stato realizzato un programma di formazione (cd. "board induction") per amministratori e sindaci che ha riguardato, tra l'altro, tematiche relative al percorso di decarbonizzazione e alla sostenibilità ambientale e sociale delle attività di Eni. L'esposizione economico-finanziaria di Eni al rischio derivante dall'introduzione di nuovi meccanismi di carbon pricing è esaminata dal CdA sia nella fase preliminare di autorizzazione del singolo investimento, che in quella successiva di monitoraggio semestrale dell'intero portafoglio progetti. Il CdA è inoltre informato annualmente sul risultato dell'impairment test effettuato sulle principali Cash Generating Unit. Dal 2021, lo scenario NZE (Net Zero Emissions) della IEA® è incluso tra gli scenari per le valutazioni di portafoglio (cfr. pagine 137-140, par. "Rischio Climate Change"). Infine, il CdA è trimestraimente informato sugli esiti delle attività di risk assessment e monitoraggio dei lop risk di Eni, tra cui è incluso il climate change.

ALANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

ALLEGATI

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8: 4 : 15/7

Ruolo del management. Tutte le strutture aziendali sono coinvolte nella definizione o attuazione della strategia di neutralità carbonica che si riflette nell'assetto organizzativo di Eni con le due Direzioni Generali: Natural Resources, attiva nell'ottimizzazione e progressiva decarbonizzazione del portafoglio Upstream, delle iniziative in ambito di Natural Climate Solutions e progetti di stoccaggio della CO2, ed Energy Evolution, attiva nell'espansione delle attività bio, rinnovabili e di economia circolare e dell'offerta di nuove soluzioni e servizi energetici. Dal 2019 le tematiche relative alla strategia sul clima sono parte dell'area CFO attraverso strutture dedicate con lo scopo di sovraintendere al processo di definizione della strategia climatica Eni e del relativo portafoglio di iniziative, in linea con gli accordi internazionali sul clima. L'impegno strategico per la riduzione dell'impronta carbonica è parte dei traguardi essenziali dell'azienda e si riflette quindi anche nei Piani di Incentivazione Variabile destinati all'AD e al management aziendale. In particolare, il Piano di Incentivazione di Lungo Termine di tipo azionario, in linea con quello precedente, prevede specifici obiettivi di decarbonizzazione, transizione energetica che include la produzione di biojet ed economia circolare, con peso complessivo pari al 35%, coerenti con gli obiettivi comunicati al mercato e in un'ottica di allineamento agli interessi di tutti gli stakeholder. Il Piano di Incentivazione di Breve Termine, in linea con quello precedente, è anchiesso strettamente connesso agli obiettivi di trasformazione strategica di Eni includendo obiettivi di decarbonizzazione e transizione energetica coerenti con il Piano di Incentivazione di Lungo Termine, con un peso complessivo pari al 25% per l'AD e, secondo pesi coerenti con le responsabilità attribuite, per tutto il management aziendale.

Risk management

Il processo per identificare e valutare i rischi climate-related è parte del Modello di Risk Management Integrato Eni (vedi sezione "Risk Management Integrato" della RFA pagg. 24-29) sviluppato per assicurare che le decisioni prese tengano conto dei rischi in un'ottica integrata, complessiva e prospettica. Il processo assicura la rilevazione, il consolidamento e l'analisi di tutti i rischi Eni e supporta il CdA neila verifica di compatibilità del profilo di rischio con gli obiettivi strategici, anche in ottica di medio-lungo termine, monitorando l'evoluzione dei rischi principali e delle azioni con valenza di de-risking. I rischi, incluso il Climate Change, sono valutati con strumenti quantitativi e qualitativi

considerando sia la probabilità di accadimento sia gli impatti, inclusi quelli di natura ambientale, di salute e sicurezza, sociale, reputazionale che si verrebbero a determinare in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio; tali rischi sono inoltre rappresentati, in base alla probabilità di accadimento e all'impatto, su matrici che ne consentono il confronto e la classificazione per rilevanza. I rischi connessi al climate change sono analizzati, valutati e gestiti considerando gli aspetti individuati nelle raccomandazioni della TCFD che si riferiscono sia ai rischi legati alla transizione energetica (scenario di mercato, evoluzione normativa legale e tecnologica e aspetti reputazionali) sia al rischio fisico (acuto e cronico) connesso al cambiamento climatico. L'identificazione dei principali rischi di transizione adotta un approccio integrato bottom-up e top-down. Il primo viene applicato durante il risk assessment fino al livello di linea di business e consociata e valuta, mediante interviste coi Risk Owner, i rischi esecutivi relativi alle azioni strategiche di de-risking del Climate Change. L'approccio Top-down coinvolge team multidisciplinari (a copertura degli aspetti normativi, legali, tecnologici, etc.) e identifica, anche in ottica di medio-lungo termine, possibili evoluzioni del contesto. L'analisi tiene conto. sia di fonti esterne (ad es. gli scenari IEA) sia di monitoraggi interni. Per quanto riguarda il rischio fisico, Eni ha sviluppato un processo di assessment che include sia i propri asset sia quelli di terze parti che possono avere impatto sull'operatività Eni. Il processo, in costante evoluzione anche sulla base delle risultanze delle prime implementazioni, sulla scorta di dati forniti da data provider specialistici, valuta il rischio inerente degli asset (sulla base della posizione e su un orizzonte temporale di 30 anni) rispetto a 10 rischi identificati (acuti e cronici). Per gli asset esposti viene valutata la forza e l'efficacia delle azioni di mitigazione esistenti, identificando il rischio residuo (per singolo asset). Gli asset che risultano ancora esposti vengono analizzati in maniera più dettagliata nell'ambito del processo di Asset Integrity con una verifica specifica della congruenza tra criteri di progettazione adottati e le condizioni climatiche prospettiche. A conclusione del processo, se necessario, vengono identificate ulteriori azioni di mitlgazione da implementare. Si riporta in tabella una sintesi dei principali rischi e opportunità correlati alla transizione individuati da Eni. Per l'analisi approfondita di contensto per singolo driver, incluso rischio fisico, si rimanda alla sezione fattori di Rischio a pagg. 134-160 della RFA.

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RISCHI DI TRANSIZIONE

SCELLARIO LOW CAREON	· Incertezza sulla sviluppo dei mercati per nuovi prodotti · Cambiamento delle preferenze dei consumatori (es. declino della domanda globale di idrocarburi) · Perdita di risultato e cash flow · Rischio di "stranded asse!" - Impatti sui ritorni per l'azionista
F = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = ACCRIVE FIVE E LEGALI	· Nuovi obblighi normativi che impongono un potenziale incremento dei costi operativi e d'investimento per i business tradizlənali · Nuovi obblighi normativi che impongono una potenziale riduzione della domanda di idrocarbui · Procedimenti in materia di climate change e greenwashing
EVOLUZIONE FECROLOGICA	· Riduzione della domanda di idrocarburi per via di breakthrough tecnologic! - Redditività e rischi specifici di tecnologie per la transizione
REPOTAZIONE	· Cambiamento delle preferenze dei consumatori - Deterioramento dell'immagine del settore a fronte di accuse di greenwashing · Ricadule sull'andamento del litolo · Calo altrattività per i risparmiatori retail

Strategia e opiecini

Il percorso che porterà Eni alla Neutralità Carbonica nel 2050 si compone di una serie di obiettivi che prevedono prima l'azzeramento delle emissioni nette (Scope 7+2) del business Upstream al 2030 e di tutta Eni al 2035, per poi raggiungere l'azzeramento netto al 2050 di tutte le emissioni GHG Scope 1, 2 e 3 associate al portafoglio dei prodotti venduti:

· Net Zero Carbon Footprint Upstream (Scope 142) @2030, con target intermedio di - 65% @2025 vs. 2018 e Net Zero Carbon Footprint Eni @2035;
· -35% delle Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3) @2030 vs. 2018, -55% @2035 e -80% @2040;
· -15% della Net Carbon Intensity dei prodotti energetici venduti @2030 vs. 2018 e -50% @2040.

Le emissioni residue verranno compensate attraverso offset, principalmente da Natural Climate Solutions, che contribuiranno per circa il 5% della riduzione complessiva delle emissioni di filiera al 2050

Gli obiettivi di decarbonizzazione di Eni si basano su un piano industriale di trasformazione che si realizzerà puntualmente in funzione delle dinamiche di mercato e in linea con l'evoluzione della società e che si basa su soluzioni e tecnologie già disponibili:

· riduzione della produzione di idrocarburi nel medio-lungo termine con plateau atteso entro il 2030 e crescita progressiva della componente gas che traguarderà il 60% al 2030 e più del 90% dopo il 2040;
· incremento della capacità di raffinazione "bio" a più di 5 milioni di tonnellate entro il 2030, palm oil free da fine 2022 e integrazione verticale con l'Upstream con 700.000 tonnellate di feedstock entro il 2026:
progressivo incremento della capacità rinnovabile installata di Pienitude con oltre 15 GW entro il 2030, per arrivare a 60 GW al

OPPORTUNITA

· Apertura di nuove opportunità di mercato per prodotti low-carbon
- Sviluppo di energie rinnovabili e low carbon
· Crescita della domanda di idrogeno
Diversificazione delle materie prime per bioraffinerie e settore chimico e sviluppo di nuovi prodotti
Sviluppo della CCS
Sviluppo di energie rinnovabili e low carbon
Diversificazione delle materie prime per bioraffinerie e settore chimico e sviludzo di nuovi prodotti
Rivalutazione degli asset in chiave circolare
interventi di efficientamento energetico con l'adozione di BAT
Sviluppo di energie rinnovabili e low carbon
Sviluppo di nuovi prodotti e servizi attraverso R&S e innovazione
Partnershio per lo sviluppo di soluzioni tecnologiche per la riduzione delle ernissioni
Sviluppo di energie rinnovabili e low carbon
· Ricadute positive sulla percezione degli stakeholder
(es. apprezzamento del tilolo) Posizionamento distintivo di Eni nei benchmark ellmatici
· Partnership per la decarbonizzazione

2050 nell'ambito di una crescita della base clienti a più di 20 milioni nel 2050;

sviluppo di business per la mobilità sostenibile con più di 30.000 punti di ricarica per veicoli elettrici al 2026 e circa 160.000 al 2050;
progressivo aumento della produzione di nuovi vettori energetici e fusione magnetica, con il primo impianto operativo atteso nei primi anni del 2030;
sviluppo di hub dedicati allo stoccaggio della CO., per le emissioni hard-to-abate da siti îndustriali Eni e di terzi, arrivando ad una capacità di stoccaggio di circa 50 MtCO, nel 2050 (Eni share).

L'evoluzione verso un portafoglio di prodotti totalmente decarbonizzati sarà supportata da una progressiva crescita della quota di investimenti dedicati a nuove soluzioni energetiche e servizi, che raggiungerà il 30% degli investimenti complessivi nel 2026, il 70% nel 2030 e fino all'85% nel 2040. Dopo il 2035, queste attività ge nereranno un free cash flow positivo e contribuiranno al flusso di cassa di Gruppo per circa il 75% in media nel periodo 2040-2050. La spesa destinata alle attività zero e low carbon sarà pari a €13,8 miliardì10 nel quadriennio 2023-26. Eni si impegna inoltre ad allineare i piani e le decisioni di investimento alla strategia di decarbonizzazione: la quota di spesa dedicata alle attività Oil & Gas sarà gradualmente ridotta e i principali progetti di investimento saranno valutati in coerenza con i target prefissati di abbattimento delle emissioni e con l'impegno a eliminare gradualmente gli investimenti in attività o prodotti "unabated" altamente emissivi come condizione necessaria per raggiungere la neutralità carbonica entro la metà del secolo. Il piano di decarbonizzazione è integrato nella strategia di finanziamento di Eni, che allinea sostenibilità economica ed ambientale, e ha visto nel 2021 l'emissione del primo sustainability-linBILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

ALLEUAL

87 47 8519

ked bond del settore O&G e nel 2022 la sottoscrizione di una linea di credito committed sustainability-linked da €6 miliardi, entrambi legati agli obiettivi di transizione energetica annunciati dall'azienda.

Metriche e commenti alle performance

Eni è storicamente impegnata nella riduzione delle proprie emissioni GHG dirette ed è stata tra i primi del settore ad aver definito, a partire dal 2016, una serie di obiettivi volti a migliorare le performance relative alle emissioni GHG degli asset operati, con indicatori specifici che illustrano i progressi finora conseguiti in termini di riduzione di emissioni di GHG. A questi si sono aggiunti nel 2020 gli indicatori contabilizzati su base equity, che fanno riferimento ad una metodologia di contabilizzazione GHG distintiva, che considera tutti i prodotti energetici gestiti dai vari business Eni, inclusi gli acquisti da terzi, e tutte le emissioni che essi generano lungo l'intera filiera (Scope 1+2+3), secondo un approccio well-to-wheel.

La metodologia è stata sviluppata con la collaborazione di esperti indipendenti e gli indicatori risultanti sono oggetto di verifica di terza parte nell'ambito dei processo di verifica dei dati GHG Eni (si veda Eni for Sustainability Performance 2022 per relazione del revisore e GHG Statement).

Di seguito sono riportate le performance dei principali indicatori equity:

Net GHG Lifecycle Emissions: l'indicatore fa riferimento a tutte le ernissioni Scope 1, 2 e 3 associate alle attività e i prodotti energetici venduti da Eni, lungo la loro catena del valore e al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions. Nel 2022 l'indicatore è in riduzione di circa l'8% rispetto al 2021, guidato principalmente dal calo della produzione Upstream e delle vendite di gas del settore GGP.

Net Carbon Intensity: l'indicatore è calcolato come il rapporto tra le emissioni assolute nette GHG (Scope 1, 2 e 3) lungo la catena del valore dei prodotti energetici e la quantità di energia inclusa negli stessi. Nel 2022 è sostanzialmente stabile rispetto al 2021 (-0,4%); l'andamento è influenzato da un lato dall'aumento della produzione di energia rinnovabile (+760% vs. 2021) in parte compensato dalla riduzione delle vendite gas di GGP.

Tali metriche sono Integrate da specifici indicatori per il monitoraggio delle emissioni operative:

Net Carbon Footprint Upstream: l'indicatore considera le emissioni Scope 7+2 provenienti dagli asset upstream operati da Eni e da terzi, al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions. Nel 2022 l'indicatore è in miglioramento dell'11% circa rispetto al 2021 in virtù di un calo delle emissioni correlato ad una minore produzione Upstream e alla compensazione tramite crediti di carbonio, che ammontano nel 2022 a 3 MtCO,eg. I crediti sono legati a progetti Natural Climate Solutions (NCS), di contrasto alla deforestazione.

Net Carbon Footprint Eni: l'indicatore considera le emissioni Scope 1+2 dalle attività operate da Eni e da terzi, al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions. Nel 2022 l'indicatore è in miglioramento di circa l'11% in virtù di un calo delle emissioni correlato ai business Upstream e Power e alla compensazione tramite crediti di carbonio, che ammontano nel 2022 a 3 MICO,eq.

Le emissioni indirette GHG Scope 3 vengono contabilizzate in accordo alle linee guida IPIECA, che prevedono un'analisi per attività. Tra queste, le emissioni GHG legate al consumo finale dei prodotti venduti (cd. Scope 3, categoria end-use) costituiscono il contributo più rilevante, e vengono calcolate sulla base della produzione upstream in quota equity. Queste emissioni rappresentano una quota delle emissioni Scope 3 end-use considerate negli indicatori Net GHG Lifecycle Emissions e Net Carbon Intensity, in particolare rappresentano le emissioni dai consumatori finali dalla filiera upstream Eni. Nel 2022 sono diminuite del 7% rispetto al 2021 per effetto della riduzione delle produzioni di idrocarburi vendute dal business Upstream. Per le altre categories di emissioni Scope 3, l'andamento è sostanzialmente costante nel periodo 2016-2022.

Con riferimento specifico agli asset operati, si riporta di seguito una sintesi dell'andamento degli indicatori principali, contabilizzati al 100% secondo il criterio dell'operatore.

Complessivamente, le emissioni dirette di GHG Scope 1 derivanti dalle attività operate da Eni nel 2022 sono state parì a 39,4 min di tonnellate di CO,eq. in lieve riduzione rispetto al 2021, principalmente per effetto del calo delle emissioni nei business upstream, power e chimica, parzialmente compensato da un aumento nel settore trasporto e liquefazione gas. Le emissioni indirette GHG Scope 2, nel 2022 sono diminuite del 3% circa rispetto al 2021, anche in virtu di minori consumi del settore Chimica (nuovo assetto impianto Porto Marghera). Tali emissioni sono legate agli acquisti di energia da terzi e destinata al consumo degli asset operati e per Eni sono marginali in quanto la generazione elettrica avviene prevalentemente tramite proprie installazioni.

Gli interventi di efficienza energetica effettuati nell'anno consentono un risparmio effettivo di energia primaria rispetto al consumi di baseline di circa 422 ktep/anno derivanti principali mente da progetti in ambito upstream (circa 84%), con un beneficio in termini di riduzione di emissioni parì a circa y millione di tonnellate di CO,eq. Se si considerano anche le enfissioni Scope 2, ovvero derivanti da energia elettrica e termiga acquistate, il risparmio netto di CO2 derivante da progetti difenergy saving ammonta a circa 1,1 milioni di ton di CO,eq. Nel 2022 i consumi di fonti primarie di Eni sono diminuiti anche in/relazione ai minori livelli produttivi rispetto al 2021. L'energia totale consumata è stata pari a 517 milioni di GJ, di cui upsifielam 226 milloni di GJ, Power 167 milioni di GJ, R&M 60 milioni di GJ e Chimica 55 milioni di GJ.

Per quanto riguarda gli asset operati upstream, la riduzione complessiva a fine 2022 dell'indice operato di intensità ernissiva Scope 1 rispetto al 2014 è di circa il 23%, leggermente in ritardo rispetto a quanto previsto principalmente a causa dell'epidemia COVID e di fattori locali in Libia. I progetti di flaring down e CCS in Libia sono in fase di sanzionamento e si valuterà il loro impatto sulla data di raggiungimento del target. Rispetto al 2021 l'indice risulta in leggero aumento principalmente per l'uscita di Vår Energy dal dominio operato.

I volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine si sono ridotti nel 2022 di circa il 9% rispetto al 2021, principalmente per gli interventi di efficientamento e flaring down in Egitto e in Nigeria. Anche le emissioni fuggitive sono in riduzione grazie alle campagne LDAR (Leak Detection And Repair) svolte con cadenza periodica con riduzione delle emissioni pari a circa 50 ktCO,eq. rispetto al 2021. L'intensità emissiva di metano è in miglioramento e pari a 0,08%, in linea con l'impegno di mantenimento al di sotto del 0,2%.

Il business delle rinnovabili nel 2022 ha raggiunto una capacità installata da fonti rinnovabili di 2,3 GW (raddoppiando il risultato del 2021). Tale crescita è stata ottenuta grazie allo sviluppo organico di progetti negli Stati Uniti (Brazoria, Texas), in Spagna (Cerillares) e in Kazakhstan (Badamsha 2), nonché alle recenti acquisizioni in Europa (Gruppo PLT e Fortore Energia in Italia e Cuevas in Spagna) e negli Stati Uniti (Corazon, Texas). La produzione di energia rinnovabile ha raggiunto i 2,8 TWh (più che raddoppiando il risultato del 2021), grazie al contributo degli asset in operation sia sviluppati organicamente che acquisiti.

Rispetto al 2021 la produzione di biocarburanti è in flessione a causa di alcune fermate presso la bioraffineria di Geia; in crescita le produzioni a Venezia. Per il 2022 l'impegno economico di Eni in attività di ricerca scientifica e sviluppo tecnologico ammonta a €164 milioni, di cui circa €114 millioni destinati al percorso di riduzione dell'impronta carbonica dei processi, economia circolare, sfruttamento energie tinnovabili e fusione a confinamento magnetico. Tale spesa include, in particolare, alle tematiche di bioraffinazione, chimica e produzione di energia da fonti rinnovabili (incluse le biomasse), stoccaggio energetico, cattura, trasporto, stoccaggio e riutilizzo della CO" riduzione dell'impronta carbonica dei processi, valorizzazione del gas in ottica di produzione di idrogeno blu, produzione di idrogeno verde.

Disclosure climatica - La trasparenza nella rendicontazione connessa al cambiamento climatico e la strategia messa in atto dall'azienda hanno permesso ad Eni di essere confermata, anche nel 2022, nella fascia di leadership del programma CDP Climate Change. Il punteggio ottenuto da Eni, pari ad A-, risulta superiore sia alla media globale (C) che di settore, che si attesta sullo score B11. Nello stesso anno, la ricerca di Carbon Tracker12 sulle Integrated Energy Companies (IEC) ha collocato Eni prima tra i peer grazie alla completezza della metodologia emissiva GHG, dei target intermedi di medio-lungo termine e del perimetro emissivo esteso a tutta la compagnia. Anche il recente Net Zero Company Benchmark della coalizione di investitori CA100+13 ha segnalato Eni, per il secondo anno consecutivo, come una delle società più allineate ai requisiti del Net Zero Company Benchmark di CA100+ in termini di target di riduzione delle emissioni GHG, governance e disclosure climatica. La valutazione di CA100+ rappresenta uno dei principali riferimenti per il dialogo con gli investitori sui temi correlati alla strategia climatica.

Impegno nelle partnership - Le partnership sono uno dei driver strategici dei percorso di decarbonizzazione di Eni, che da tempo collabora con il mondo accademico, la società civile, le istituzioni e le imprese per favorire la transizione energetica, consentendo di valorizzare e generare conoscenze, condividere best practice e sostenere iniziative in grado di creare contemporaneamente valore per l'azienda e per i suoi stakeholder. Nell'ambito delle proprie partnership e attività di advocacy, Eni sostiene e condivide in maniera chiara e trasparente il proprio posizionamento sui principi ritenuti essenziali nella difesa del clima, avendo pubblicato, nel 2020, le proprie linee guida sull'engagement responsabile in materia di cambiamenti climatici all'interno delle associazioni di cui fa parte™. L'allineamento tra il posizionamento di Eni e delle associazioni di business cui partecipa viene inoltre valutato periodicamente attraverso "I'Assessment of industry association's climate policy positions 14. Tra le numerose iniziative internazionali sul clima a cui Eni par-1ecipa, "I'Oil and Gas Climate Initiative" (OGCI) riveste un ruolo chiave per l'accelerazione della risposta del settore Oil & Gas alle sfide poste dal cambiamento climatico. Costituita nel 2014 da 5 società, tra cui Eni, OGCI conta oggi dodici società Oil & Gas, che rappresentano circa un terzo della produzione globale di idrocarburi. Gli AD delle società partecipanti siedono in prima persona nello Steering Committee dell'iniziativa.

(11) In una scala di valulazione da D (minimo) ad A (massimo).

(12) "Nink (1) indipendente che da anti condice enells (per valuate l'impato della transizione energelica sulle aziende carbon hitensive e sui mensista i
(13) Climate estima a libre e la più importante no sperenen sul tem del climate che necessoria e de conta ad oggi icrea del contra

https://www.enl.com/assels/documents/industry-associations-climate-policy-associations-climate-policy-positions.pdf

⁽¹⁴⁾ Le linee guida sullengagement responsabile in maleria di cambianoni di categoria sono consultabili su Eri. com

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

ALLEGATI

! ソナ

37 478 524

INDICATORI RELATIVI AI PRINCIPALI TARGET'5

	0.9	11.0	17.4	UPS Net zero @2030
	29.9	33.6	33.0	ENI Net zero @2035
	419	456	439	Net zero @2050
	3	2	1.5	< 25 @2050
(gCQ,eq./MJ)	66	67	68	Net zero @2050
NAW	2.256	7.188	357	15 GW @2030
	1.7	7.7	1.7	>5 min 1 onnellate/anno @2030
	(milioni di tonnellete di CO,eq.) (milioni di tonnellate/anno)

(a) II KPI rappresenta la quota Eni e si riferisce principalmente a Plenitude

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE			我的地方法是非常		a production of the mail of
		Totale	di cui società consolidate integraimente	Totale	Totale
EMISSIONI GHG
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)	(milloni di tonnellate di CO,eq.)	39'30	23,87	40,000	37,76
di cui: CO, equivalente da combustione e da processo		29,77	20,57	30,58	29,70
di cui: CO- equivalente da flaring®)		6,71	2,64	7,14	6,13
di cui: CO, equivalente da venting		2,72	0,55	2,12	1,64
di cui: CO, equivalente da emissioni fuggitive di metano		0,20	0.7 7	0,24	0,29
Indice di efficienza operativa (Scope 1 + Scope 2)	(tonnellate di CO,eq./migliaia boe)	32,67	49,10	31,95	37,64
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di Idrocarburi 100% operata (upstream)		20,64	23,54	20,19	19,98
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente prodotta (Enlpower)	(gCO,eq./kWheq)	395.9	393,4	379,6	391.4
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) dalle raffinerie	(tonnellate di CO,eq./migliaia di torinellate)	233	233	228	248
Emissioni dirette di metano (Scope 1)	(migliaia di tonnellate di CH)	49,6	26,4	54,5	55.9
di cui: fuggitive upstream		7,2	3,6	9,2	77,2
intensità emissiva di metano upstream	(%)	0,08	n.a.	0,00	0,09
Volume di idrocarburi inviati a flaring	(miliardi di Sm)	2,3	n.a.	2,2	1.8
di cui: di routine Upstream		7,7	r).ə.	7.2	7,0
Emissioni indirette di GMG (Scope 2)	(milioni di fonnellate di CO,eq.)	0,79	0,55	0,81	0,73
Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti")		164	റ. ഇ.	176	185
ENERGIA
Energia elettrica prodotta da fonti rinnovabilier	(GWA)	2.836	2.249	1,166	ઉત્તર ત
Consumo di fonti primarie	(milioni di GJ)	498,2	359,7	529.7	575,3
di cul: gas naturale/fuel gas		395,1	260, 1	429,0	421,9
di cui; altre fonti primarie		103, 1	99,0	100, 1	ું 3,4
Energia primaria acquistata da altre società		17,6	14, 1	2 V.7	20,2
di cui, energia elettrica		15,0	11.6	18,3	76.9
di cui altre fontia		2,6	2.5	3.4	33
Consumo di Idrogeno		1,3		ا , 7	1,8

8717522

ાં આવેલા કુલ ૧૦ (તા. આ ગામના લોકો વસે છે) તેમ જ દૂધની ડેરી જેવી સવલતો પ્રાપ્ PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE di cui società consolidate
Integraimente Totale Totale Totale 537,3 374,4 552,5 517.7 Consumo lotale di energia 0,9 1,5 5,1 5, 1 Consumo di energia da fonti rinnovabili 4,0 4,0 0.6 0,7 di cui; energia elettrica da fotovoltalco 0.9 0,2 1,7 7.7 di cui: biomasse 183,0 167,7 757,8 77.8 Export di energia elettrico ad altre società 5,7 દિવ 5,7 5.2 Export di calore e vapore ad altre società 175,5 1 16,4 124,8 (%) 115,5 Energy intensity Index (raffinerie) Consumi energetici da attività produtive/produzione lorda
di Idrocarburi 100% operata (upstream) 1,45 1,52 1,47 ന.മ. (GJ/lep) Consumo nello di fonti primarie/energia elettrica 0.16 0,17 (1ep/MWhen) 0,18 0.78 equivalente prodotts (Enlpower) PRODUZIONE DI BIOCARBURANTI 428 રક્ષર 627 478 {migliala di tonnellate) Produzioni vendute di biocarburanti R&S 177 7 57 (milloni di euro) 164 164 Spesa in R&S 71 774 774 774 di qui: relative alla decorbonizzazione 23 зо 25 23 (numero) Domande di primo deposito breveltuale 7 13 11 13 di cui: depositi sulle fonti rinnovabili

(be necessares in the le crisical in thing in the 100% (g) (cose questi.
(it) A gatine (n) 1000 le cruision in thing, a gregants nether courtent of their of Mankelige Chani considerarione o processo

ections of the Original Chini (Renet) Standari, Similan, Sinishe, Microson vontentiali, in manus in internet manufacional in quata lini est intelses principality in est intel

(d) Sono conspiese il vapore il vapore il capitos.

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

74781522

产

ECCELLENZA OPERATIVA

Il business di Eni ambisce all'eccellenza operativa attraverso un impegno continuo per la valorizzazione, la salute e la sicurezza delle persone, l'integrità degli asset, la tutela dell'ambiente, il rispetto dei diritti umani, la resilienza e la diversificazione delle attività e la solidità finanziaria. Questi elementi consentono ad Eni di cogliere le opportunità legate alle possibili evoluzioni del mercato dell'energia e di continuare nel proprio percorso di trasformazione.

Persone

Il modello di business di Eni si fonda sulle competenze interne, un patrimonio su cui Eni continua ad investire per assicurarne l'allineamento con le esigenze di business, in coerenza con la propria strategia di lungo termine. L'evoluzione prevista delle attività di business e del mercato del lavoro, i nuovi indirizzi strategici e le sfide poste dai cambiamenti tecnologici comportano un importante impegno per accrescere nel tempo il valore del capitale umano attraverso iniziative di upskilling e reskilling, volte ad arricchire o a riorientare il set di competenze necessarie. Nel 2022 sono proseguite le iniziative volte alla diffusione e assimilazione nei processi e nella cultura interna di un nuovo modello di capacità e comportamenti volto alla gestione efficace della transizione, avviando anche processi di revisione dei modelli professionali e l'aggiornamento delle competenze per la crescita di professionalità più complete e integrate. Relativamente alla gestione delle proprie risorse Eni ha avviato un nuovo modello di gestione e sviluppo delle risorse (Peopie Journey) che definisce percorsi di sviluppo lungo tutto il ciclo di vita aziendale, diversificati e coerenti con il nuovo modello di business al fine di valorizzare le diverse professionalità e talenti in una logica inclusiva, favorire la motivazione, il senso di appartenenza e la proattività delle persone. In tale ambito nel corso del 2022 sono stati finalizzati i processi di nomina di circa 400 profili senior individuati all'interno dei percorsi previsti ed è stata completata la revisione dei modellì riguardanti circa 4.400 risorse e sono state avviate le attività di aggiornamento dei modelli che coinvolgeranno ulteriori 5.700 risorse. Inoltre, sono riprese le iniziative di mobilità interna, registrando per il 2022 un incremento rispetto all'anno precedente di circa il 28%, anche grazie al miglioramento del sito di job posting interno, e le iniziative di mobilità internazionale per favorire una maggiore esposizione internazionale, rafforzando una cultura trasversale che valorizzi la ricchezza dello scambio continuo e del confronto tra contesti.

LA CULTURA DELLA PLURALITÀ E DELLO SVILUPPO DELLE PERSONE

L'approccio di Eni alla Diversity & Inclusion (D&I) è basato sui principi fondamentali di non discriminazione, pari opportunità e inclusione di tutte le forme di diversità, nonché di integrazione e bilanciamento del lavoro con le istanze personali e familiari del-

le persone di Eni. La strategia D&I si prefigge alcuni principali obiettivi quali (a) la conlugazione degli obiettivi di business con la valorizzazione delle unicità: (b) la promozione del benessere di tutte le persone Eni come singoli e come parte del sistema aziendale; (c) la realizzazione di un processo di inclusione sostenibile. La declinazione della strategia e del piano d'azione - definito anche grazie ad iniziative di ascolto o di coinvolgimento a tutti i livelli aziendali ·· prevede di focalizzare gli sforzi sulle due aree prioritarie di intervento: creazione di un mindset inclusivo e individuazione di azioni mirate a target specifici quali il genere, l'internazionalità, l'età, la disabilità e l'orientamento sessuale. Nel 2022 sono proseguite le seguenti iniziative di formazione e comunicazione: (i) D&I Matters, percorso focalizzato su alcuni ambiti tipici di diversità, analizzati secondo la lente dei pregiudizi inconsapevoli (Unconscious Bias) e sulle azioni finalizzate al loro superamento; (ii) Eni for Inclusion, mese dedicato alla diffusione della cultura della valorizzazione delle diversità: (iii) Community D&I interna di confronto; (iv) contro le discriminazioni e le molestie, per il management e il personale, anche in considerazione della nuova norma aziendale, in recepimento della Convenzione ILO190; (v) campagne di comunicazione volte al sostegno alle donne (es. #IoConLei Orange the world delle Nazioni Unite per l'eliminazione della violenza contro le donne); (vi) avvio del progetto di ascolto diretto delle persone all'estero sui temi D&I. Eni ha, inoltre, proseguito ed arricchito le iniziative finalizzate al rinforzo della presenza e dell'empowerment femminile anche mediante attività per l'attrazione di talenti femminili e promozione delle materie tecnico-scientifiche (STEM) tra le studentesse grazie alla crescente ed efficace testimonianza/ delle role model e ambassador e con la valorizzazione della presenza femminile verso posizioni di responsabilità aziendali; inoltre sono state realizzate delle partnership finalizzate a rafforzare l'empowerment e l'imprenditorialità femminite fess Women X Impact). Sono stati avviati progetti specifici per promuovere l'inclusione delle persone con disabilità16 è i loro familiari quali, per esempio, la realizzazione di un assessment sulla capacità di accoglienza degli uffici e delle sedi dillavoro (pilota su 5 edifici) in termini logistici e di utilizzo degli strumenti di lavoro che hanno consentito di strutturare un biano di lavoro

per i prossimi anni. Particolare attenzione è stata posta alla diffusione di un mindset inclusivo specialmente sull'orientamento sessuale e l'identità di genere, attraverso numerose azioni di ingaggio, ascolto, sensibilizzazione e comunicazione su tutti i colleghi in Italia e all'estero, pur nel rispetto della normativa del Paesi di riferimento. Con un focus sul tema Age, Eni ha rivisto il percorso delle sue risorse nei primi tre anni dall'assunzione, con focus specifico sui primi mesi di ingresso. Sono previsti inoltre programmi di mentoring e di coaching, quest'ultimo particolarmente consigliato per i nuovi team, in particolare quelli che affrontano le sfide importanti della transizione. Nel 2022 si è confermata l'attenzione all'internazionalità nell'ottica di valorizzazione del local content attraverso il coinvolgimento dei personale locale nelle attività operative dei singoli Paesi, portando al ricorso al personale espatriato solo per particolari professionalità e competenze difficilmente disponibili nel Paese di riferimento. In aggiunta è stata realizzata un'attività di ascolto che ha coinvolto 17 Paesi per identificare i target specifici D&I soprattutto in relazione al contesto locale. Per quanto riguarda le politiche retributive per i dipendenti Eni, queste sono definite secondo un modello integrato a livello globale e promuovono una progressione retributiva collegata esclusivamente a criteri meritocratici riferiti alle competenze espresse nel ruolo ricoperto, alle performance conseguite e ai riferimenti del mercato retributivo locale. Allo scopo di verificare l'attuazione di tali politiche, dal 2017, Eni monitora annualmente il gap salariale tra la popolazione femminile e quella maschile, riscontrando il sostanziale allineamento delle retribuzioni. Inoltre, in relazione agli standard ILO (International Labour Organization), Eni effettua annualmente analisi sulla retribuzione del personale locale nel principali Paesi in cui opera, da cui si evidenziano livelli minimi salariali del personale Eni significativamente superiori sia ai salari minimi di legge sia ai livelli retributivi minimi di mercato, individuati per clascun Paese da provider internazionali (si veda Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti 2023). Nel 2022, i processi di valutazione delle performance e di management review hanno coperto rispettivamente il 91% e il 96% della popolazione target, mentre le attività di valutazione del potenziale il 97% del totale programmato, in leggera flessione dovuta principalmente all'ingresso di nuove risorse (in particolar modo all'estero).

FORMAZIONE

La formazione è sempre più strumentale al raggiungimento della rnission aziendale e al supporto del cambiamento attraverso momenti di formazione in aula, distance e di autoapprendimento. Per incrementare la qualità della formazione sono state portate avanti anche iniziative di microlearning (metodologia didattica caratterizzata da contenuti formativi di piccole porzioni) con il quale è stata arricchita la piattaforma, accessibile anche da terzi (Mychange), di contenuti formativi relativi a transizione energetica, allo sviluppo sostenibile e alla trasformazione digitale. Inoltre, anche quest'anno è continuato il percorso di riqualificazione attraverso

iniziative di upskilling e reskilling, (presentato al Ministero del Lavoro e delle Politiche Sociali un progetto formativo biennale legato al Contratto di Espansione), per integrare nuove competenze sia professionali che comportamentali necessarie per l'evoluzione dei business, o per le sfide poste dall'evoluzione tecnologica e dal mercato del lavoro. È stato rafforzato l'impegno di formazione sul nuovo Codice Etico, sui percorsi di induction per neo-assunti, sulla leadership e, in continuità con gli anni precedenti, anche sulle tematiche HSE e Diritti Umani. È stato infine aggiornato un percorso per favorire un comportamento inclusivo rivolto a tutti i dipendenti ed erogata una prima edizione a fine anno.

RELAZIONI INDUSTRIALI

In Italia, il 2 maggio 2022 è stato sottoscritto tra Eni, il Ministero del Lavoro e delle Politiche Sociali e le organizzazioni sindacali un Contratto di Espansione con validità biennale (2022-23), che si conferma strumento a supporto della trasformazione finalizzato alla transizione energetica e che consente un ricambio generazionale, attraverso l'inserimento di nuove professionalità chiave per il processo di decarbonizzazione l'attuazione di un importante investimento per la formazione e la riqualificazione di tutte le persone con percorsi di upskilling e reskilling e nel contempo un importante piano di turn over. Nel 2022 sono proseguiti gli incontri con le organizzazioni sindacali previsti dal Protocollo INSIEME "Modello di relazioni industriali a supporto del percorso di transizione energetica" e nei mese di novembre è stato sottoscritto l'accordo di integrazione del premio di risultato, con cui si è voluto riconoscere lo straordinario contributo dato dalle persone Eni al raggiungimento dei risultati positivi della società attraverso un incremento del 30% del premio di competenza 2022 con contestuale anticipo di quota parte nel mese di novembre. Il 12 dicembre 2022 è stato sottoscritto con le organizzazioni sindacali NOI · Protocollo iniziative e servizi per il well-being delle persone Eni che prevede il potenziamento del welfare con interventi in ambito sanitario, previdenziale, per il supporto al reddito, housing e per il supporto nella gestione familiare al fine di ricercare un giusto bilanciamento delle attività lavorative con un approccio sempre più attento alla sfera personale e sociale, di essere sempre più vicino alle esigenze delle persone migliorando ulteriormente l'offerta dei servizi esistenti, rendendone più facile l'accesso su tutto il territorio.

All'estero, a giugno 2022, si sono svoltì gli incontri di relazioni industriali internazionali quali il 25° incontro del Comitato Aziendale Europeo (CAE) dei dipendenti Eni, l'incontro dell'Osservatorio Europeo per la Salute, la Sicurezza e l'Ambiente e l'incontro annuale previsto dall'Accordo Quadro Globale sulle Relazioni Industriali a livello internazionale e sulla Responsabilità Sociale dell'Impresa. Gli incontri si sono incentrati sui temi dell'impegno di Eni per una transizione energetica equa e giusta nell'ambito del suo percorso di decarbonizzazione, comprese le iniziative R&D, e presentando il modello Eni Plenitude ed il modello della bio-circular economy di Versalis'7. In un'ottica di

183

87478575

sempre maggiore integrazione della strategia Eni con i modelli di partecipazione, anche in chiave transnazionale, la transizione energetica è stata inserita tra i temi oggetto di informazione e consultazione del CAE. L'accordo CAE è stato rinnovato per un ulteriore quadriennio.

Nel corso dell'anno è stata altresì avviata una graduale estensione della disciplina dello Smart Working alle realtà all'estero.

WELFARE AZIENDALE E WORK-LIFE BALANCE

Eni si è dotata di un sistema di welfare aziendale e di benefit che comprende un insieme di servizi, iniziative e strumenti, rivolti a migliorare il benessere dei dipendenti. Il modello di Smart Working (SW) Eni (accordo sottoscritto ad ottobre 2021) prevede per tutti i dipendenti in Italia 8 gg/mese per le sedì uffici e 4 gg/mese per i siti operativi e numerose opzioni Welfare a sostegno non solo della genitorialità e disabilità ma anche della salute delle persone o dei loro familiari conviventi, ulteriormente arricchito con un'opzione per gestire casi di problemi di salute temporanel, improvvisi e non pianificabili di un componente convivente del nucleo familiare. Il modello di \$W è stato progressivamente adottato anche in altri Paesi in coerenza con le normative locali. Inoltre, sempre relativamente alla genitorialità, in tutti i Paesi di presenza, Eni ha continuato a riconoscere: 10 giorni lavorativi retribuiti al 100% ad entrambi i genitori, 14 settimane minime di congedo per il primary carer come da convenzione ILO e il pagamento di un'indennità pari ad almeno i 2/3 della retribuzione percepita nel periodo antecedente. Per quanto riguarda i servizi di welfare, Eni ha un sistema di benefit che vanno dalla tutela della salute alla copertura previdenziale, dai servizi ricreativi ed educativi a quelli finanziari e assicurativi, dalla mobilità alla ristorazione: in aggiunta, nel corso dell'anno sono stati progettati ulteriori servizi, che verranno erogati nel 2023, sulla base dell'ascolto delle seguenti esigenze emergenti: armonia fra vita privata-vita professionale, benessere psicofisico, esigenze di care giving e neo-genitorialità.

SALUTE

Eni considera la tutela della salute un diritto umano fondamentale e promuove il benessere psico-fisico e sociale delle proprie persone, delle famiglie e delle comunità dei Paesi in cui opera (si veda capitolo "Alleanze per lo sviluppo"). L'estrema variabilità dei contesti lavorativi richiede il costante aggiornamento delle matrici di rischio sanitario e rende particolarmente sfidante garantire la salute in ogni fase del ciclo di business. Per affrontare tale sfida, Eni ha sviluppato un sistema di gestione salute, integrato in tutte le realtà operative, che comprende le attività di medicina del lavoro, igiene industriale, medicina del viaggiatore, assistenza sanitaria ed emergenza medica, iniziative di promozione della salute, attività di valutazione degli impatti delle operazioni aziendali sulla salute delle comunità, nonché programmi specifici a supporto delle comunità presso cui opera. La strategia per la gestione della salute è orientata, oltre che al mantenimento e miglioramento continuo dei servizi salute, a: (i) potenziare l'accesso all'assistenza per tutte

le persone Eni; rafforzare gli interventi a favore delle comunità; potenziare i presidi emergenziali e i servizi e le iniziative a supporto di situazioni di fraglità, in particolare in riferimento alla pandemia del COVID-19, e a tutela della salute mentale; (ii) diffondere la cultura della salute attraverso iniziative a favore dei lavoratori, dei loro familiari e delle comunità identificate a valle della analisi degli indicatori di salute disponibili per la popolazione generale; (iii) implementare le attività di medicina del lavoro anche con il contributo di attività di ricerca scientifica ed in considerazione dei rischi, collegati ai nuovi progetti e ai processi industriali, e delle risultanze delle attività di igiene industriale; (Iv) promuovere la digitalizzazione del processi e dei servizi sanitari attraverso l'utilizzo di tecnologie dell'informazione, della telemedicina e della comunicazione mobile. Nel 2022 è proseguita in tutte le società l'implementazione del sistema di gestione per promuovere e mantenere la salute e il benessere, fisico, mentale e sociale, delle persone Eni e assicurare un'adeguata gestione del rischio negli ambienti lavorativi. Tra le iniziative si evidenziano il lancio pilota di un progetto di assistenza domiciliare e digitale "Più Salute" per i dipendenti e i loro famigliari; l'attivazione di un servizio di PFA (Psychological First Aid) in caso di eventi catastrofici, improvvisi e inaspettati attraverso un provider esterno composto da psicologi specialisti, disponibile per il 100% dipendenti; il rafforzamento delle attività di promozione della salute attraverso nuovi strumenti digitali di comunicazione interna. E proseguita l'attività di ricerca in collaborazione con centri di ricerca e università per la valutazione degli impatti salute relativi ai nuovi processi produttivi e modelli di business legati alla transizione energetica. Sono stati rafforzati la collaborazione con le istituzioni sanitarie nei Paesi di presenza ed il presidio di organizzazioni internazionali, tra cui un contributo alla stesura di un report del WBCSD sul ruolo delle aziende per contribuire al raggiungimento della salute globale. Infine, in relazione all'emergenza COVID-19, sono proseguite iniziative specifiche per supportare le unità di business attraverso: il monitoraggio degli aggiornamenti epidemiologici e delle nuove linee guida emesse da organi internazionali; l'aggiornamento continuo e attuazione di misure ai fini della prevenzione e del contenimento; l'attuazione di misure di medicina dei viaggi per la riduzione del rischio per il personale in trasferta; l'utilizzo del servizio di trasporto internazionale con supporto medico per il personale in gravi condizioni di salute.

Metriche e commenti alle performance

OCCUPAZIONE E DIVERSITY

Overview - Loccupazione complessiva è párila 31,376 persone di cui 20.471 in Italia (65,2% dell'occupazione) e 10.905 all'estero (34,8% dell'occupazione). Nel 2022 l'occupazione a livello mondo si riduce di 512 persone rispetto al 2021, pari al 1,6%, con una riduzione sia in Italia (-161 dipendenti) sia all'estero (-351 dipendenti). La diminuzione dell'occupazione è collegata: (i) in Italia

all'uscita di personale, realizzata attraverso strumenti straordinari che minimizzano l'impatto sociale (Contratto di Espansione e Isopensione), compensata quasi integralmente da nuove assunzioni e acquisizioni; (ii) all'estero ad operazioni di M&A (cessioni e deconsollidamenti) relativamente all'ottimizzazione del portafoglio di business in ambito Natural Resources. Nel 2022, la presenza fernminile ha registrato un incremento rilevante di 0,6 punti percentuali vs. il 2021 con una contestuale crescita anche nelle posizioni di responsabilità (1,2 punti percentuali verso il 2021).

Assunzioni - Complessivamente, nel 2022 sono state effettuate 2.524 assunzioni (+93% ca. vs. 2021 ) di cui 1.796 con contratti a tempo indeterminato (+86% ca. vs. 2021). Circa il 47% delle assunzioni a tempo indeterminato ha interessato dipendentì fino ai 30 anni di età. Del totale delle assunzioni, circa il 66% ha riguardato la Direzione Energy Evolution (1.656 di cui 1.199 a tempo indeterminato e 457 a tempo determinato), il 20% ha riguardato la Direzione Natural Resources (totale 502 di cui 319 a tempo indeterminato e 183 a tempo determinato) e il rimanente 14% Support Functions (totale 366 di cui 278 a tempo indeterminato e 88 a tempo determinato).

Risoluzioni - Sono state effettuate 2.683 risoluzioni (1.556 in Italia e 1.127 all'estero) di cui 2.215 di dipendenti con contratto a tempo indeterminato'li, con un'incidenza di personale femminile pari a ca. il 30%. Il 40% dei dipendenti con contratto a tempo indeterminato che ha risolto il rapporto di lavoro nel 2022 aveva età inferiore a 50 anni. Il processo di trasformazione di Eni, che necessita di un forte ricambio di competenze, si rileva anche dall'andamento del tasso di turnover che registra nel 2022 la misura più importante degli ultimi 4 anni, pari al 12,6%.

Tasso di Turnover - Il processo di trasformazione di Eni, che necessita di un forte ricambio di competenze per sostenere la transizione energetica, si rileva anche dall'andamento del tasso di turnover che registra nel 2022 la misura più importante degli ultimi 4 anni (2019: 9,8%; 2020: 6,1%; 2021: 10,5%; 2022: 12,6%), Nell'ambito delle azioni di inclusività ed Age Diversity, i dati di turnover di personale fernminile e popolazione under 30 sono in aumento vs. il 2021: turnover donne (pari a 16,2% vs. turnover uomini 11,3%) cresce di 4,9 p.p., mentre il turnover under 30 di 18,7 p.p. Il turnover per il personale di fascia età 30-50 è in leggero aumento vs. il 2021 (+3,2 p.p), mentre quello del personale over 50 è sostanzialmente stabile.

Diversity & Inclusion - Nel 2022 la percentuale del personale fernminite cresce di 0,6 p.p. vs. il 2021 e si attesta al 26,86%, così suddiviso per qualifica (rapporto totale donne sul totale): 17,51% dei dirigenti, 29,67% dei quadri, 30,73% degli impiegati, 13,86% degli operai. La percentuale complessiva di donne negli organi di am-

ministrazione delle società controllate è rimasta invariata rispetto al 2021, ed è pari al 24%, mentre è in flessione, rispetto al passato, la percentuale complessiva di donne negli organi di controllo delle società controllate che nel 2022 si attesta al 38% (43% nel 2021). Ne! 2022, è aumentata la percentuale delle donne in posizioni di responsabilità raggiungendo un valore pari a 28,5% rispetto al 27,3% registrato nel 2021, su un totale di donne pari al 26,86% dell'occupazione complessiva. In Eni, il 33% delle figure a diretto riporto dell'AD sono donne. Le assunzioni a tempo indeterminato di donne nel 2022 sono complessivamente 662 su 1.796 totali pari al 36,9%, in aumento vs. 2021 di ca. +4,4 p.p. con una crescita superiore a quella mediamente attesa rispetto ai target stabiliti al 2030 (target Gender Diversity: 2030 vs. 2020 +3 p.p., crescita media annua +0,3 p.p.). Negli ultimi anni ca. il 20% delle risorse che occupano posizioni di responsabilità sono risorse locali estere, dato sostanzialmente in linea rispetto al 2021 con una leggera flessione di -0,8 p.p. anche a causa delle variazioni dell'area di consolidamento (deconsolidamento Angola e cessione Pakistan). La popolazione Eni è composta da 108 nazionalità diverse. In Italia, le risorse a ruolo Eni e società controllate appartenenti alle categorie protette (legge 68/99) sono circa 850. Nel 2022 sono stati registrati oltre 60 nuovi dipendenti appartenenti a categorie protette. Inoltre, Eni ha sottoscritto impegni istituzionali per l'inserimento, nell'arco dei prossimi anni, di ca. 120 risorse, impegno che sarà ulteriormente incrementato fino a ca. 250 risorse.

Occupazione in Italia - In Italia sono state effettuate 1.213 assunzioni di cui 1.096 a tempo indeterminato (35,2% donne). La riduzione dell'occupazione di -161 unità (-0,8%), effettuata attraverso un piano straordinario di uscite, unitamente ad un selettivo e puntuale piano di turnover, hanno consentito di incrementare del 12,7% la popolazione under 30 a favore di una riduzione delle fasce di età senior: la popolazione over 50 si è ridotta del -5,8%. Sempre in Italia, nel 2022 si registrano 1.556 risoluzioni, di cui 1.437 a tempo indeterminato (di cui il 26% ca. di donne). Complessivamente in Italia si registra a fine 2022 un rapporto di sostituzione tra nuove assunzioni e risoluzioni a tempo indeterminato di ca. 1:1,3 (1 ingresso a fronte di 1,3 uscite).

Occupazione all'estero - La presenza media di personale locale all'estero è sostanzialmente costante e mediamente intorno all'87% nell'ultimo triennio. All'estero nel 2022 sono state effettuate 1.311 assunzioni di cui 700 a tempo indeterminato (di cui il 39,4% di donne). Il saldo tra assunzioni e risoluzioni all'estero a fine anno è pari a +184 di cui 1.317 assunzioni (65% Direzione Energy Evolution; 26% Direzione Natural Resources; 9% Support Functions) e 1,127 risoluzioni di cui 778 a tempo indeterminato. Di questi, il 25,3% ha riguardato dipendenti con età inferiore a 30 anni, e il 37,5% ha riguardato personale femminile. All'estero, si registra una diminuzione di -351 risorse (-3,1%) ri-

spetto all'anno precedente a fronte di -430 risorse locali (-4,3%) principalmente riferiti a variazioni di perimetro, +9 espatriati italiani (+0,9%), +70 risorse internazionali (+22%). All'estero operano complessivamente 1.384 espatriati (di cui 1.001 italiani e 383 espatriati internazionali).

Occupazione per linea di business - Le assunzioni a tempo indeterminato hanno riguardato, per circa il 25%, il settore della chimica che si è rinforzata sia nei Paesi con attività tradizionali (es. Francia, UK) sia in Paesi con attività nuove (es. Messico, India, Romania). Il potenziamento ha riguardato inoltre le aree di business Retall Market G&P, Upstream e Support, che hanno ulteriormente consolidato il loro assetto delle competenze. Le risoluzioni hanno riguardato principalmente i business Upstream (19%), Chimica (22%) e Support (24%).

Età media - L'età media delle persone Eni nel mondo è di 45,1 anni (45,9 in Italia e 43,6 all'estero), invariata rispetto al 2021; tale risultato è stato conseguito grazie all'importante lavoro di turnover realizzato attraverso il ricorso agli strumenti straordinari di incentivazione all'esodo (Contratto di espansione ed isopensione) combinato con un importante programma di assunzione rivolto in particolare alle professionalità innovative: 49 anni (49,7 in Italia e 47,2 all'estero) per dirigenti e quadri, 44,2 anni (45 in Italia e 42,6 all'estero) per impiegati e 41 anni (40,2 in Italia e 41,9 all'estero) per il personale operaio.

REMUNERAZIONE

Eni monitora annualmente l'equità salariale, principio esplicitamente richiamato nelle disposizioni di attuazione annuale delle politiche retributive, anche al fine di valutare eventuali azioni correttive. In particolare, nel 2022, il rapporto tra la remunerazione dell'AD/DG e la mediana dei dipendenti Italia (principale sede operativa) risulta pari a 35 per la remunerazione fissa e a 137 per la remunerazione totale; considerando tutti i dipendenti, tali rapporti risultano pari rispettivamente a 35 e 140. La remunerazione totale di tutti i dipendenti rispetto al 2021 è variata del 5,8% mentre quella dell'AD/DG è variata del 5,3%. Il pay ratio di genere calcolato per categoria professionale presenta un sostanziale allineamento delle remunerazioni delle donne e degli uomini per middle manager e impiegati mentre per senior manager e operai gli scostamenti sono riferibili principalmente ad una più ridotta presenza femminile. L'indicatore a livello complessivo, senza considerare le categorie, risulta a livello globale pari a 101 per la remunerazione fissa (Italia 102) e 97 per la remunerazione totale (Italia 98),

RELAZIONI INDUSTRIALI

In Italia il 100% dei dipendenti è coperto da contrattazione collettiva in virtù delle normative vigenti. All'estero, in relazione alle specifiche normative operanti nei singoli Paesi di presenza, tale percentuale si attesta al 54,87%. Nei Paesi in cui i dipendenti non sono coperti da contrattazione collettiva, Eni assicura in ogni caso il pieno rispetto della legislazione internazionale e locale applicabile al rapporto di lavoro nonché alcuni più elevati standard di tutela garantiti da Eni in tutto il gruppo attraverso l'applicazione di proprie policy aziendali worldwide.

FORMAZIONE

Nel 2022 i trend di formazione sono rimasti tendenzialmente costanti rispetto al 2021: sia il vaiore totale di ore fruite che il valore medio confermano i risultati del 2027 con un valore di 31,1 a dipendente con una diversa combinazione sulle categorie professionali; si registra però un leggero incremento della spesa media di circa l'1,4% rispetto al 2021 anche dovuta alla ripresa della formazione in presenza. Questo fenomeno ha inciso anche sul mix della modalità di erogazione: quest'anno la formazione a distanza ha avuto una lieve riduzione passando dal 62%18 al 57%.

SALUTE

Nel 2022, il numero di servizi sanitari sostenuti da Eni è pari a 384.291, di cui 243.118 a favore di dipendenti, 72.261 a favore di familiari, 61.230 a favore di contrattisti e 7.682 a favore di altre persone (ad esempio visitatori e pazienti esterni). Il numero di partecipazioni ad iniziative di promozione della salute nel 2022 è pari a 82.700, di cul 63.760 dipendenti, 16.019 contrattisti e 2.921 familiari. Per quanto riguarda le malattie professionali, nel 2022 si registrano 29 denunce, di cui 3 riguardanti personale attualmente impiegato e 26 relative ad ex dipendenti. Delle 29 denunce di malattia professionale presentate nel 2022, 2 sono state presentate da eredi (tutte relative ad ex dipendenti), Nell'ambito delle iniziative digitali per il monitoraggio della salubrità degli ambienti di lavoro indoor, nel 2022 sono stati testati 20 sensori presso i siti operativi on-shore in Italia e si prevede di estendere la sperimentazione di 80 sensori, includendo l'offshore e l'estero, entro il 2026.

(19) i dei consideraro le ore di fornezione l. I dali 2020-21 sono stati opportunarrente riesposti a valle del carnilo metodologia nel catolo dell'indicatore

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

: 7月 7月 528

100 100 100

の 10000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000

...

100 - 100 -

OCCUPAZIONE E DIVERSITY.
Dipendentilla	(numero)	31.376	31.888	30.775
Donne		8.427	8.360	7.559
11218		20.471	20-632	21.170
A tempo indeterminato		20.340	20.512	21.162
A terripo determinato		131	20 ד	B
Part-time		287	324	રૂડવ
Full-time		20.184	20-300	20.811
Lavoratori alipici interinali (agency workers, contractors, etc.)		259	100	હિંદ
Estero		10.905	11.256	9.605
A tempo indelerminato		10.084	10.599	9.003
A tempo determinato		821	657	602
Part-lime		280	747	126
Full-time		10.617	11.115	9.479
t.avoratori alipici interinali (agency workers, contractors, etc.)		2.433	2.728	2.329
Africa		2.867	3.189	3.143
Americhe		1.872.	1.731	925
Asia		2.520	2.786	2.432
Australia e Oceania		ва	88	87
Resto d'Europa		3.557	3 462	3.018
Under 30		2.771	2,587	2.037
30-50		17.803	17.302	17.225
over 50		10.802	17.999	11.513
Dipendenti all'estero locali	(%)	87	88	87
Dipendenti per categoria professionale:	(ภบmero)
Oirigenti		948	વેરૂણિ	965
Quadri		9-056	9.13	9,172
Impiegali		15.479	15,554	75.941
Operai		5.843	6.255	4.697
Dipendenti per litolo di studio:
Laurea		15,885	15.583	15,345
		13.032	73.564	12.826
Diploma		2.459	2.741	2,604
Licenza media		30.424	31.111	30.165
Dipendenti a tempo indeterminato		ਰੇ ਜੋ ਨੇ	777	610
Dipendenti a tempo determinato		30.801	31.423	30.290
Dipendenti lull-time		575	465	പ്പിലെ
Dipendenti part·lime™		2,692	2.828	2,394
Lavoratori non dipendenti (alipici interinali)		1.796	967	607
Assunzioni a tempo indefenminato		2.215	2.275	1.323
Risoluzioni da contratto a tempo indeterminato	(%)	12,6	70,5	6,1
Tasso di turnoverial		24	24	26
Presenza donne negli organi di amministrazione delle società del Gruppo Eni		38	43	37
Presenza donne negli organi di controllo delle società del Gruppo Enil")		17,73	18,03	79,73
Dirigenti e quadri locali all'estero		19,8	20,5	18,6
Dipendenti non italiarii in posizioni di responsabilità
Anzianità lavorativa			22,77	23,21
Dirigenli	(สุทิกที)	22,62		20,40
Quadri		18,86	9,59 ד
impiegali		15,99	76,56	17,03
Operat		12,79	13,23	14,75
Dipendenti che hanno usufruito del congedo parentale111	(numero)	522
di cui: uomini (fientra(i)		129
di cui donne (rientrate)		303
Tasso di rientro al lavoro dopo congedo parentaie 10	(%)	98,08
di cui: uomini		95,35
di cui, donne		98,98

BILANCIO CONSOLIDATO

ALLEGATI

187

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

RELAZIONI INDUSTRIAL!
Dipendenti coperti da contrattazione collettiva	('%)	87,72	81,6	83,40
ltalla		100	001	00 г
ESIGIO		54,87	47,6	41,78
FORMAZIONE
Ore di formazione fruitelo	(ກັບmero)	аза "Заз	960.152	926.407
Ore di formazione fruite medie per dipendente per categoria professionale®		31,1	31,3	29.6
Dirigenți		26,6	30,0	23,5
Quadri		28,3	31,9	26,2
implegati		31,7	30.0	32,2
Operai		35,1	35,0	. . 29
Spesa media per formazione e sviluppo per dipendenti full-time	(€)	908,2	895,8	. 716, 1
SALUTE
Denunce di malattie professionali ricevute	(numero)	29	30	28
Dipendenti		3	7	7
Precedentemente implegati		26	23	21

(a) Dal 2022 l dali relativa littocupazione includore FinPoject.
(b) ! dali differiscono ispetto a quelli pubblicati nilla Relazione Finanzieria perché comprendono le sole so

(c) Stretteria una personale pic est and conceptor concentra as concol ops on on on on on o con o o, 3% a u ouale egal comi.
(d) Raporio ta l umero del Assunti a Tencol decon

(1) Tele indicatore fa siferimento alla sola popolazione dipendente italia.

() del investerie no all production), di oi 70% (ville da unmine 22% (uite da comine 22% (uite da donne. (dail 2020-21 sono dal opoconamente riesped a valle de V cambio metodologia nel catoolo dell'indicatore.

PAY RATIO DI GENERE - 202260)

DIPENDENTI ITALIA
Pay ratio (donne vs. uomini)
Senior Manager	BD	79
Middle Manager e Senior Staff	97	ਕੇ ਉਸ
Impiegati	102	103
Operai	97	91
TUTTI I DIPENDENTI IN ITALIA E ALL'ESTERO
Pay ratio (donne vs. uomini)
Senior Manager	85	80
Middle Manager e Senlor Staff	аз	92
impiegati	001	100
Operai	92	аз

(a) li pay ratio di genere é calcolato come rapporto della retribuzione media delle donne e la retribuzione media degli vornini,

1. 1

" Pebar = 12 ar = Liste . els > o t= ; = 4 - - = = >

SEC=LEL C=7-22

Per Eni la cultura della sicurezza e la diffusione del suo valore imprescindibile fra dipendenti, contrattisti e stakehoider sono da impre cruciali per il raggiungimento degli obiettivi di business. Infatti, Eni investe costantemente nella ricerca e sviluppo di tutte le azioni necessarie per garantire la sicurezza nei luoghi di lavoro, in particolare nello sviluppo di modelli e strumenti per la valutazione e gestione dei rischi e nella promozione della cultura della sicurezza, al fine di perseguire il suo impegno rivolto all'azzeramento degli incidenti e la salvaguardia dell'integrità degli asset. Nel corso del 2022, nonostante l'impegno profuso in tal senso, sono occorsi 4 incidenti fatali che hanno riguardato il personale contrattista, di cui 1 in Italia e 3 all'estero. Dall'analisi degli infortuni dell'anno è emersa la preponderanza di cause appartenenti all'area Sistemi Integrati & Performance Umana, legate in particolare alla direzione lavori ed esecuzione dell'attività. Per prevenire tali incidenti in futuro, sono state introdotte sia iniziative per rinforzare la sensibilità e il coinvolgimento di dipendenti e contrattisti in ambito HSE (Safety Leadership, Coaching Program, promozione della Stop Work Authority™), sia attività volte al miglioramento delle aree di lavoro in termini di sicurezza del personale, nonché sono stati aggiornati i documenti gestionali e le istruzioni operative. L'impegno di Eni si è, inoltre, focalizzato su 3 principali filoni; competenze non-tecniche, competenze tecniche e digitalizzazione. Per le competenze non-tecniche, nel 2022 è stata applicata la metodologia THEME relativa all'analisi del comportamento dei lavoratori e all'affidabilità umana al fine di individuare strategie di azione per rafforzare le barriere umane e i comportamenti sicuri. In merito alle competenze tecniche è stato (i) sviluppato e diffuso un nuovo percorso formativo suila Stuto (i) Briloppirativa per far conoscere i principi fondamentali e i requisiti minimi di sicurezza da applicare in attività rischiose, al fine di prevenire il verificarsi di possibili incidenti; (ii) formato il personale HSE sulla nuova metodologia di investigazione delle cause radice degli eventi incidentali secondo gli gazione Eni. Inoltre, relativamente alla digitalizzazione è stato esteso a tutte le linee di business il tool Safety Presence, che - sfruttando l'intelligenza artificiale - riesce a prevedere situazioni ricorrenti di pericolo partendo dalle segnalazioni di unsafe condition/unsafe act/near miss e ad inviare alert al sito per implementare azioni correttive prima del verificarsi di un incidente. piernamesteso ai contrattisti lo Smart Safety, che prevede l'utilizzo di dispositivi wearable, in grado di allertare i lavoratori in condizioni di pericolo ed emergenza. Infine, si è promossa la diffusione dell'AppHSEni, che permette la segnalazione di condizioni non sicure dal campo, la compilazione di Checklist di preparazione lavori e verifiche in campo, la consultazione delle Safety Golden Rules e dei Process Safety Fundamentals?1.

In ambito process safety per ridurre al minimo gli incidenti e org migliorare le performance, Eni ha svolto diverse attività: la cremigliorare le perse capillare dei Process Safety Fundamentals, i principi di sicurezza di processo da seguire durante le attività i principi or siocrezza o di un percorso formativo, per diffondeir impionto, lo o ondamentali definiti nel Sistema di Gestione di Process Safety, rivolto a tutto il personale tecnico/operativo e di area HSEQ; l'approfondimento dei temi legati alla sicurezza nella gestione dei fluidi per le nuove filiere energetiche, nivedendo idi standard di sicurezza di processo, per includere requisiti di gir standare er pecifici per l'idrogeno, la CO2 e altre sostanze da nuove filiere.

ndove miere.
Eni applica su tutti i propri impianti il processo di Asset Integrity, che garantisce che questi vengano correttamente progettati, adeguatamente costruiti con i materiali più idonei, rigorosaadeguatornente dismessi gestendo al meglio il rischio residuale, mente epero la massima affidabilità e soprattutto la sicurezza per garantendo la maliente. Il Sistema di Gestione dell'Asset Integrity le persone e rambi dalla fase iniziale di progettazione (Design Integrity), all'approvvigionamento, costruzione, installazione e integrity), anoppity) fino alla gestione operativa e al decommissioning (Operating Integrity). Nel corso del 2022, Eni ha proseguito l'organizzazione di iniziative per promuovere la na probogono integrity, anche attraverso il continuo potenziamento dei propri strumenti di gestione di dati, documenti e ziamento del professo ciclo di vita degli asset ("Lifecycle Information"), con approccio trasversale e capillare, inclusivo anche delle nuove filiere della transizione energetica.

noove nillere Gonarda la gestione dei contrattisti, le 147 persone del Safety Competence Center (SCC) hanno continuato a presidiare e sostenere proattivamente il processo di miglioramento delle imprese verso modelli di gestione caratterizzati da una cultura della sicurezza sempre più preventiva, monitorando oltre Cultura della Sibbrezza 70% di quelli con potenziali criticità HSE in Italia, gestendo con immediate azioni correttive le anomalie ill'italia, geottivo de buone prassi innovative. Inoltre, i Patti per la Sicurezza (accordi volontari con le imprese) sono stati ti per la Oloarezatiche ambientali in tutti i siti in cui Eni opera in estesi alle territorio in fase di implementazione con veri contrattisti presso alcune realtà Eni all'estero (Nigeria, Tunisia, Contrattori program US, UK, Indonesia, Egitto, Ghana, Libia, Albania, Pakistan).

Alborila, Formatione tecnologica al fine di disegnare processi e prodotti innovativi e adottare metodi e tecniche per ridurre Cessi c prodotti infoso e/o promuovere l'adozione di prodotti a mile sostonza por ambiente, salute e sicurezza. In accordo alla normativa, tutte le sostanze e miscele prodotte e commercializzate

(20) Con la Stop Work Authorily ogni lavoratore operante in qualsitatio intercompere un'attività quando rilera un comportamento o ulla conili ina prisebent dizione pericolosa.

sono accompagnate da opportuna documentazione tecnica, consultabile anche online in tempo reale, volta a informare lavoratori e clienti sulle condizioni ottimali di manipolazione, stoccaggio e smaltimento e a fornire indicazioni, qualora necessario, sul corretto utilizzo di mezzi di protezione individuale. Infine, per tutte le sostanze/miscele classificate come pericolose per la salute vengono valutati gli impatti sulla salute e sicurezza.

In merito al sistema di gestione relativo alla salute e sicurezza sul posto di lavoro, il sistema normativo HSE di Eni stabilisce i criteri di clusterizzazione delle linee datoriali di Eni SpA e delle sue società controllate in base al rischio HSE delle attività svolte. Sono identificate tre tipologie di cluster: cluster di rischio HSE significativo (attività industriali), per il quale è previsto l'obbligo di adozione di un sistema di gestione HSE, una certificazione secondo gli standard ISO 14001 e ISO 4500122 e verifiche interne HSE annuali; cluster di rischio HSE limitato (attività di ufficio o a limitata rilevanza), per il quale è previsto l'obbligo di adozione (ma non di certificazione) di un sistema di gestione HSE e verifiche interne HSE annuali o quinquennali; cluster di rischio HSE assente (assenza di dipendenti e di attività operative), per il quale non sono previsti obblighi specifici. In tale contesto, tutte le realtà a rischio significativo, sono coperte da certificazione ISO 45001 e ISO 14001 o ne hanno pianificato il conseguimento, così come tutte le realtà a rischio limitato hanno implementato un sistema di gestione HSE o ne hanno pianificato lo sviluppo. In particolare, a fine 2022: 188% delle realtà a rischio significativo ha già conseguito la certificazione ISO 45001 e 187% la ISO 14001, mentre il 79% delle realtà con obbligo di sviluppo di un sistema di gestione HSE, ha già implementato un sistema di gestione HSE. Nel corso del 2022, in aggiunta alle verifiche da parte terza per il mantenimento delle certificazioni, sono stati svolti oltre 1 300 audit interni su tematiche HSE

Metriche e commenti alle performance

Nel 2022 l'indice di frequenza di infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è aumentato rispetto al 2021 (+20%),

strabili (113 rispetto a 88 nel 2021), in particolare per quanto riguarda i contrattisti (88 vs. 55 nel 2021), mentre il numero di infortuni registrabili dei dipendenti è diminuito (25 vs. 33 nel 2021). In Italia il numero degli infortuni totali registrabili è aumentato (42 eventi rispetto ai 35 del 2021, di cui 15 dipendenti e 27 contrattisti) e l'indice di frequenza infortuni totali registrabili è peggiorato (+22%); anche all'estero il numero di infortuni è aumentato (71 eventi rispetto a 53 del 2021, di cui 10 dipendenti e 61 contrattisti) e l'indice di frequenza infortuni totali registrabili è peggiorato del 22%. Sono stati registrati 4 infortuni mortali a contrattisti, 2 in Pakistan (un incidente stradale ed un operatore colpito da un oggetto durante attività di manutenzione), 7 in Egitto (caduta dall'alto) ed uno presso Il petrolchimico di Prìolo (operatore colpito da un oggetto). L'indice di mortalità della forza lavoro è stato pari a 7,46. Il valore dell'indice di infortuni sul lavoro con conseguenze gravi (calcolato sulla base degli infortuni con più di 180 giorni dia assenza e con conseguenze quali l'inabilità permanente totale o parziale) è pari a 0,07, a seguito di due infortuni ad un dipendente in UK (schiacciamento di un arto) e ad un contrattista in Egitto (operatore colpito da un oggetto). Nel corso del 2022, si è assistito ad un'ulteriore diminuzione della somma degli Incidenti di sicurezza di processo Tier 1 e Tier 223, che è in continua diminuzione dal 2016, indice di una accresciuta attenzione ai temi della sicurezza di processo in tutti i siti Eni. In particolare, sono stati registrati 17 eventi di process safety (PSE) Tier 1 e 21 Tier 2. Oltre la metà degli eventi hanno riguardato le attività upstream (53% degli eventi), il 24% nelle attività di raffinazione e il 16% nella petrolchimica. Due terzi dei PSE hanno avuto come conseguenza uno sversamento di prodotto, il 21% un incendio e il 13% rilascio in atmosfera a cui Eni ha risposto prontamente. Per quanto riguarda la segnalazione di eventuali pericoli sul lavoro si è registrato nel 2022 un incremento del numero di registrazioni di unsafe condition e unsafe act rispetto al 2021, grazie a iniziative e strumenti mirati al rafforzamento del reporting e analisi del segnali deboli.

a causa di un incremento del numero di infortuni totali regi-

(22) La ISO 14007 è relativa ai sistemi di gestione annire la ISO 45001 è relativa ai sistemi di gestione della salute e della sicurezza (23) Gli netoenti di sicurezza di processo sono classificati, in Tier 1 (più gravi), Tier 2, Tier 3, 1 (meno gravi),

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE			di cui società consolidate Totale Integraimente	Totale	Totale
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(infortuni registrabili/ore lavorale) x 1,000.000	0,47	0.49	0,34	0,36
Dipendenti		0,29	0,36	0.40	0,37
Contrattisti		0,47	0.56	0,32	0,35
Eventi di process safety	(numero)
Tier 1		17	16	16	기 수
Tier 2		21	76	24	33
Numero di decessi in seguito ad infortuni sul lavoro		4	3	0	ﮯ
Dipendenti		0	0	0	O
Contratisti		4	3	0	1
Fatalily index	(infortuni mortali ore lavorate) x 100.000.000	1,46	1,92	0.00	0,39
Dipendenti		0,00	0.00	0.00	0.00
Contrattisti		2,13	2,89	0,00	0,58
indice di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze (esclusi i decessi)	(infortuni gravi/ore lavorate) x 1.000,000	1,01	0.01	0,000	0.00
Dipendenti		0,01	0.02	0,00	0.00
Contrallisti		0.01	0.00	0,00	0.00
Near miss	(numero)	899	637	780	847
Numero di ore lavorate	(milloni di ore)	273.7	756.4	256,5	255,7
Dipendenti		B5,6	52,5	62.9	81,6
Contrallist		788.7	103,9	173,6	173.3

Kispetto por l'amblerie.

Eni, operando in contesti geografici molto differenti che richiedono valutazioni specifiche degli aspetti ambientali, è impegnata a potenziare il controllo e il monitoraggio delle attività attraverso l'adozione di good practice internazionali e di Best Available Technology, sia tecniche che gestionali. Particolare attenzione è rivolta all'uso efficiente delle risorse naturali come l'acqua, alla riduzione di oil spill, alla gestione dei rifiuti, alla gestione dell'interazione con la biodiversità e i servizi ecosistemici. La cultura ambientale è una leva importante per assicurare la corretta gestione delle tematiche ambientali e, pertanto, nel 2022, Eni ha proseguito le attività di sensibilizzazione attraverso una campagna di comunicazione rivolta a tutti i dipendenti, una serie di "Talk Ambientali" su temi di attualità, e il percorso formativo "Insieme per l'ambiente" (percorso e-learning su diverse aree tematiche, tra cui: le possibili ricadute a seguito di un evento ambientale su scala globale e locale, il valore della comunicazione efficace dei rischi associati ad aspelti ambientali e ruoli e responsabilità in materia ambientale). Le attività di sensibilizzazione hanno coinvolto anche i siti operativi con specifiche attività di engagement sulla gestione delle tematiche ambientali. Nel 2022 Eni, in collaborazione con l'Università degli Studi di Padova, ha lanciato il progetto Be Green dedicato alla valutazione e analisi del ruolo del fattore umano e alla promozione di una cultura ambientale condivisa a vari livelli nell'organizzazione. Inoltre, è proseguita la campagna per la promozione delle Environmental Golden Rules, volta all'adozione di comportamenti virtuosi da parte dei dipendenti e dei fornitori, in modo che le loro attività riflettano i valori, l'impegno e gli standard Eni. T'ale percorso ha portato alla sottoscrizione da parte di 19 siti, in Italia, di Patti per l'ambiente e la sicurezza, coinvolgendo diversi fornitori che si sono impegnati a realizzare azioni di miglioramento tangibili e misurabili tramite l'Indice di Prestazione della Sicurezza e Ambiente. In continuità con lo scorso anno, l'azienda ha proseguito le attività dedicate alla digitalizzazione ambientale per l'ottimizzazione dei processi tramite, ad esempio, la realizzazione di strumenti informatici centrali per facilitare la gestione della compliance ambientale, anche internazionale, e di modelli di valutazione tecnico-gestionali dedicati per ciascun sito.

Il percorso di transizione verso un'economia circolare rappresenta per Eni una delle principali risposte alle alluali sfide ambientali, attraverso la promozione di un modello di business che applica i principi circolari alle filiere esistenti e dà valore a nuove filiere e prodotti sostenibili. I principi circolari sono internalizzati nell'upstream, con la massimizzazione delle opportunità di riutilizzo degli asset e con il riciclo dei materiali; gli stessi temi sono ripresi dagli approvvigionamenti, con le azioni di sensibilizzazione e di coinvolgimento dei fornitori attraverso la piattaforma digitale "Open-es"; nel downstream, con la produzione di biocarburanti e, nei prossimi anni, di biometano ottenuti dalla valorizzazione di rifiuti e scarti, e nuove tecnologie per la valorizzazione del rifiuti (es. FORSU). Tra i suoi business, Versalis è particolarmente impegnata nello sviluppo di tecnologie di riciclo dei polimeri sia di tipo meccanico

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che di tipo chimico. Eni Rewind24 valorizza suoli, acque e rifiuti con progetti di risanamento e di riqualificazione sostenibili. Eni ha anche continuato lo sviluppo e l'applicazione a diversi contesti aziendali del proprio Modello di misurazione della circolarità25, validato da un ente terzo di certificazione, che rappresenta uno strumento essenziale per il controllo, la gestione, la trasparenza e la credibilità degli obiettivi e degli impegni assunti nel percorso verso un modello di economia circolare. Le bioraffinerie si inseriscono in un contesto di decarbonizzazione della mobilità attraverso l'offerta di prodotti sempre più a basse emissioni e il mantenimento dell'occupazione; in quest'ottica, a ottobre 2022, Eni ha definitivamente interrotto l'approvvigionamento di olio di palma in uso nelle bioraffinerie di Venezia e Gela per la produzione di biocarburanti idrogenati, raggiungendo in anticipo l'obiettivo dichiarato di diventare "paim oil free" entro fine 2023. La quota dell'ollo di palma è stata definitivamente sostituita da cariche alternative (es. oli alimentari usati e di frittura, grassi animali e scarti della lavorazione di oli vegetali) e di tipo advanced (es. materiale lignocellulosico, e bio-oli) all'interno del ciclo produttivo. Inoltre, nella seconda metà del 2022, la bioraffineria di Gela ha ricevuto il primo carico di olio vegetale prodotto nell'agri-hub di Makueni, In Kenya, dove avviene la spremitura di sementi di ricino, di croton e di cotone, agri-feedstock di produzione Eni che non sono in competizione con la filiera alimentare, coltivati in aree degradate, raccolti da alberi spontanei o risultanti dalla valorizzazione di sottoprodotti agricoli. Anche il piano di diffusione dei biocarburanti HVO (Hydrogenated Vegetable Oil) si pone nel quadro dell'economia circolare, consentendo la valorizzazione degli scarti agricoli, di allevamento e dei reflui, per i trasporti leggeri, pesanti, marittimi e l'aviazione. Per la gestione dei rifiuti si pone particolare attenzione alla traccia-

bilità dell'intero processo e alla verifica dei soggetti coinvolti nella filiera di smaltimento/recupero ricercando ogni soluzione praticabile volta alla prevenzione dei rifiuti. La quasi totalità dei rifiuti in Italia è gestita da Eni Rewind che ha proseguito il progetto di digitalizzazione avviato nel 2020 per l'efficientamento e il monitoraggio del proprio processo di gestione dei rifiuti. Al fine di limitare gli impatti negativi legati ai rifluti, viene fatto esclusivo ricorso a soggetti autorizzati, privilegiando le soluzioni di recupero a quelle di smaltimento, in linea con i criteri di priorità indicati dalla normativa comunitaria e nazionale. Eni Rewind, sulla base delle caratteristiche del singolo rifiuto, seleziona le soluzioni di recupero/smaltimento tecnicamente percorribili privilegiando nell'ordine il recupero, le operazioni di trattamento che riducano i quantitativi da avviare a smaltimento finale e gli impianti idonei a minor distanza del sito di produzione del rifiuto; inoltre, sono svolti audit sui fornitori ambientali, nei quali viene valutata la loro gestione operativa dei rifluti.

Per garantire la gestione efficiente della risorsa idrica, Eni valuta l'utilizzo dell'acqua con i relativi impatti sull'ecosistema, sugli altri utenti e sull'organizzazione stessa. Specialmente nelle aree a stress idrico, realizza la mappatura e il monitoraggio dei rischi idrici e degli scenari di siccità per definire azioni di breve, medio e lungo termine volte anche a prevenire e mitigare gli effetti del cambiamento climatico, inoltre, il processo di qualifica dei fornitori Eni include l'utilizzo della risorsa idrica come elemento di valutazione. Nel 2021 Eni ha pubblicato il proprio posizionamento sulla risorsa idrica26, nel quale si impegna a perseguire quanto previsto dall'adesione al CEO Water Mandate e, in particolare, a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico. Gli impegni assunti proiettano Eni verso la ricerca di una gestione ottimale dell'acqua anche al di fuori del perimetro industriale, integrata nel territorio e in grado di minimizzare l'esposizione delle proprie attività al rischio idrico, attraverso un approccio integrato a livello di bacino idrografico. In termini di trasparenza, anche nel 2022 Eni ha dato risposta pubblica al questionario CDP Water Security, ottenendo il punteggio B, in linea con la media di settore. Eni persegue la riduzione dei prelievi di acqua dolce agendo su due leve: l'aumento dell'efficienza o dei ricicli interni di acqua dolce e la sostituzione delle fonti di acqua dolce di alta qualità (di falda, superficiale, municipale o da terzi) con acqua di bassa qualità, ad esempio, acqua da bonifica, reflua o dissalata. Eni Rewind è impegnata a rendere disponibile per usi industriali l'acqua trattata nei propri impianti di bonifica di acque di falda contaminate (TAF - Trattamento Acque di Falda), contribuendo, in tal modo, alla diminuzione dei prelievi di acqua di alta qualità, spiazzate dall'impiego di analoghe quantità di acqua da TAF. L'impegno ad aumentare la quota di acque di produzione reiniettate permette di ridurre i prelievi di acqua salata o salmastra, contribuendo quindi alla salvaguardia della risorsa idrica specialmente nelle aree a stress idrico22. La realizzazione dei progetti specifici viene condotta nel rispetto delle autorizzazioni locali necessarie che, in alcuni casi, possono richiedere il coinvolgimento degli stakeholder locali. Inoltre, Eni si è dotata di precisi standard interni da utilizzare qualora le norme cogenti locali siano meno stringenti, o assenti, per quanto concerne la conservazione dell'ambiente e della risorsa idrica, sottostando, in ultima analisi, anche a quanto indicato dai principali standard internazionali. Con riferimento alle sostanze potenzialmente pericolose28 per le quali gli scarichi sono oggetto di trattamento Eri effettua il monitoraggio dei propri scarichi idrici e, in particolage, degli idrocarburi presenti nelle acque di scarico dopo trattamento e di oli totali nelle acque di produzione scaricate. Sono inoltre adottate soglie di pre-allarme interne nel caso di superamento della concentrazione di microinquinanti nelle acque scaricate, "Specifici per ogni attività produttiva, allo scopo di avviare eventuali azioni correttive in maniera tempestiva, qualora necessario.

(24) Eni Rewind è la società ambientale di Eni che con i principi dell'economia altcolare per valoizzare i terreni, le acque e i fribit, industriali o deivani da attività di bonifica.
con ul modello necesso a svariati requisti dello standard UNITS 11820 emesso a fine 2022, che rappresenta al mornento lunico benere. di borifica, attraverso progetti di risanamento e di recupero sostenibili, sia in Italia che all'estero. (26) https://www.eni.com/assels/documents/ite/sostenibilita/2021/acqua-it.pdf.
(27) Le are a stress idiro sono incircuito di Aqueduci, strumento realizzato del World Resources Institue, e monicrate annualmente attavero unanalisi interna attuata fino al dettaglio del singolo sito operativo.
(28) Come normato dal 0.1gs. nº 152 (T.L. ambientale), o analogo riferimento normativo per Paesi esteri.

Operando su scala globale in contesti ambientali con diverse sensibilità ecologiche, Eni ha sviluppato nel tempo un modello di gestione della Biodiversità e Servizi Ecosistemici (BES) "scien-

ce-based", avvalendosi di collaborazioni di lungo periodo con riconosciute organizzazioni internazionali leader nella conservazione della biodiversità i.e. Fauna & Flora International (dal 2003), Wildlife Conservation Society (dal 2016) e più recentemente IUCN - International Union for Conservation of Nature (2022); dal 2009 Enl è membro di Proteus, un'iniziativa di UNEP/WCMC (World Conservation Monitoring Centre) per la raccolta e diffusione di dati ed informazioni a livello globale relativi alla biodiversità e agli ecosisterni. Da anni, tale modello è parte integrante del Sistema' di Gestione Integrato HSE, a conferma della consapevolezza dei rischi per l'ambiente naturale33 derivanti dalla presenza dei siti e attività di Eni, Il modello di gestione BES si basa su un approccio basato sul rischio, applicato alle operazioni esistenti e ai nuovi progetti, e assicura che le interrelazioni fra gli aspetti ambientali (come BES, cambiamento climatico, gestione delle risorse idriche) e sociali (come lo sviluppo delle comunità locali) siano identificate e gestite sin dalle prime fasi progettuali. Gli studi BES valutano per ciascuna fase del progetto la significatività di un impatto combinando la magnitudo dell'impatto con la sensibilità del valore BES nell'area colnvolta34. Non solo vengono valutati e gestiti i potenziali impatti sugli aspetti BES prioritari, ma vengono considerate anche le opportunità di dare un contributo positivo alla loro conservazione. Ciò avviene attraverso l'applicazione sistematica della Gerarchia di Mitlgazione con cui si dà priorità alle misure preventive rispetto alle correttive e con cui si promuove il miglioramento continuo della gestione BES verso l'assenza di perdite nette di biodiversità (no net loss) o miglioramento delle condizioni (net gain), a seconda dei rischi e del contesto specifico del progetto. Il coinvolgimento attivo degli stakeholder avviene sin dalle fasi iniziali di un progetto e per tutto il ciclo di vita, al fine di garantire l'effettiva applicazione della Gerarchia di Mitigazione. La consultazione e la collaborazione con le comunità, le popolazioni indigene e gli altri stakeholder locali alutano a comprendere le aspettative e le preoccupazioni, a determinare come i servizi ecosistemici e la biodiversità vengono utilizzati e a identificare opzioni gestionali che includano le esigenze locali. L'esposizione al rischio biodiversità viene periodicamente valutata mappando i siti operativi di Eni rispetto alla loro vicinanza geografica con aree protette ed aree importanti per la conservazione della biodiversità. Tale mappatura consente l'identificazione dei siti prioritari dove intervenire con indagini a più alta risoluzione per caratterizzare il contesto operativo-ambientale e valutare i potenziali impatti da evitare o mitigare attraverso Piani d'Azione (BAP - Biodiversity Action Plan). I BAP inoltre specificano i target, i

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monitoraggi, le tempistiche, le responsabilità e gli indicatori di performance e sono periodicamente aggiornati per tutta la vita del progetto garantendo così un'efficace gestione dell'esposizione al

⁽²⁹⁾ evans" e una tecnologia di rilevazione delle variazioni vibro atrutura delle pipeline e net fiuido trasportato dato stesse, finalizzato ad Malinbare potenziali spill in corso.

⁽³⁰⁾ Leak Delection è un sistema di rievamento perdive sia in fase di trasporto che di standay del fundo.

⁽³¹⁾ Sistema di alierle preventive in grado di supportare la viriose in vendori e di prevedere posibili rischi idrogeologici legali ad everi nauzil (allagamenti e dissesto dei versanti),

⁽³²⁾ Teonologia di banifica ambientale che fa leva su microrganismi in grado di biodegradare o detossilioare sostanze inquinenti.

⁽³³⁾ La periti di biodiversità è infati ogo colosiola come un dei rischi più mportani in termini iti importa e pobabilla, alla stregua del contàlamento climatico e delle crisi idriche (WEF 2020).

⁽³⁴⁾ La magnitudo descrive i livello di progetto potrobe estruitare sul valore ES, ed è calcolato come combinazione della durale e l'evelle degli citici ed estensiones in the estability del valore ES vene valuation conferint one continuence est a manusiale o habitan critici interessati) con la sua vulnerabilità e resifienza.

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rischio. Nel caso di aree che sono riconosciute dall'UNESCO come siti con "Eccezionale Valore Universale" (OUV - Outstanding Universal Value), Eni ha adottato una politica di "NO GO". Nel 2019, Eni ha quindi comunicato il suo impegno a non svolgere attività di esplorazione e sviluppo nei Siti Naturali presenti nella Lista del Patrimonio Mondiale dell'Umanità dell'UNESCO; inoltre, nelle joint venture in cui Eni non è operatore, viene promosso con i partner lo sviluppo e l'adozione di buone pratiche gestionali in linea con la Policy BES di Eni. Nel 2022 Eni ha siglato una partnership biennale con IUCN per l'identificazione di buone pratiche di milligazione degli impatti sulla biodiversità associata allo sviluppo di progetti di energia rinnovabile. Il progetto, guidato da IUCN e da The Biodiversity Consultancy con la collaborazione di Fauna & Flora International e di altre quattro società energetiche, fornirà criteri e strumenti per selezionare le aree più ottimali dal punto di vista ambientale per lo sviluppo di impianti di energia solare ed eolica, fornendo indicazioni per ridurre al minimo l'impatto sulla biodiversità nell'estrazione delle materie prime per la produzione dei componenti degli impianti di energia rinnovabile, indicazioni sulla gestione degli impatti cumulativi, sulla pianificazione territoriale e sulle opportunità di miglioramento della natura nelle aree di sviluppo di parchi solari ed eolici. Inoltre, nel 2022 Eni ha partecipato, attraverso associazioni di settore (IPIECA, WBCSD), alle negoziazioni del nuovo accordo quadro globale per la biodiversità "Kunming-Montreal Global Biodiversity Framework" accogliendone con favore gli obiettivi e la visione globale. Tra le inclusioni più significative del Framework c'è la richiesta alle grandi aziende di monitorare, valutare e divulgare in modo trasparente i propri rischi, dipendenze e impatti sulla biodiversità. Tale approccio è, già da lungo tempo, parte del sistema di gestione BES di Eni che prevede un aggiornamento periodico delle valutazioni dell'esposizione al rischio biodiversità per le operazioni del proprio portfolio.

Metriche e commenti alle performance

Nel 2022 i prelievi di acqua di mare sono risultati in sensibile riduzione, per il contributo di tutte le aree di business, in particolare dei settori R&M e Chimica (-200 Mm³ per le fermate per manutenzione del petrolchimico di Porto Marghera e della Raffineria di Taranto e per le minori produzioni di quella di Gela), Upstream (oltre -47 Mm² per l'uscita dal dominio di Eni Angola SpA) e Corporate ed Altre Attività (-13 Mmª circa per l'uscita dal dominio di ILCV SpA). I prelievi di acque dolci, pari a circa il 9% dei prelievi idrici totali e imputabili per oltre il 79% al settore R&M e Chimica, hanno registrato un complessivo aumento riconducibile all'entrata nel dominio di consolidamento di Versalis dei Consorzi di Porto Marghera e Ravenna, che forniscono un servizio di gestione idrica per l'intero sito industriale, inclusa la distribuzione dell'acqua prelevata anche a società coinsediate differenti da Eni. Escludendo i prelievi effettuati per terzi, i prelievi di acqua dolce utilizzati nei processi produttivi Eni nel 2022 si riducono del 2% rispetto all'anno precedente, grazie ad iniziative intraprese per ottimizzare i recuperi interni presso la raffineria di Sannazzaro, alle minori produzioni di energia elettrica di Enipower, alla riduzione dei consumi della centrale di IPP OKPAI in Nigeria e all'avvio nella seconda parte del 2021 dell'impianto di desalinizzazione presso Zohr in Egitto con azzeramento del prelievi di acqua dolce. La percentuale di riutilizzo delle acque dolci di Eni è risultata pari al 90%, in leggero calo rispetto al dato 2021 (91%), anche a causa della fermata generale del sito di Dunkerque di Versalis (oltre - 1 1 1 Mm³ di acqua riciclata). La percentuale di reiniezione dell'acqua di produzione del settore E&P è salita al 59% (58% nel 2021), nonostante il deconsolidamento di Vâr Energi e la vendita di alcuni asset in Congo, con conseguente riduzione sia dei volumi di acqua prodotta sia di quelli di acqua reiniettata. Dall'analisi del livello di stress dei bacini idrografici e da approfondimenti effettuati a livello locale, risulta che i prelievi di acqua dolce da aree a stress rappresentino nel 2022 il 2% del prelievi idrici totali di Eni (dato in leggero aumento rispetto al 2021 per effetto dell'entrata nel dominio dei Consorzi Versalis). Nel 2022, in particolare, Eni ha prelevato 131 Mm³ di acqua dolce, di cui 30,3 Mm² da aree a stress idrico (15,3 Mm² da acque superficiali, 6,3 Mm³ da acque sotterranee, 3,1 Mm² da terze parti, 3,0 Mm³ da acquedotto e 2,6 Mm³ da TAF). I prellevi di acqua di mare e di acque salmastre in aree a stress idrico sono stati rispettivamente pari a 942 Mm² e 8 Mm². L'acqua di produzione onshore in aree a stress idrico è stata pari a 21,7 Mm². Nel 2022 Eni ha scaricato 98 Mmª di acqua dolce di cui 18,8 Mm³ in aree a stress idrico, pari al 19% (20% nel 2021). Nel 2022 i consumi idrici totali di Eni sono stati pari a 122 Mm3 (di cui 31,7 Mm² in aree a stress idrico).

I barili sversati a seguito di oil spill operativi sono diminuiti del 35% rispetto al 2021. Tra gli eventi più significativi si segnala uno sversamento in Egitto di 300 barili da un oleodotto adibito al trasferimento di greggio da una piattaforma offshore all'impianto onshore (quasi la metà del prodotto recuperato). Il 38% dei barili sversati è riconducibile alle attività in Egitto, il 19% a quelle in Libia e il 13% a quelle in Nigeria. Complessivamente è stato recuperato quasi il 22% dei volumi di oil spill operativi. Per quanto riguarda gli oil spill da sabotaggio, nel 2022 è quasi raddoppiato il numero degli eventi rispetto all'anno scorso e conseguentemente anche i volumi sversati sono aumentati di oltre il 70%. Tutti gli eventi sono avvenuti in Nigeria: tra gli sversamenti più significativi si registra uno spili di 1.250 barili causato dall'utilizzo di esplosivo sulla linea Ogoda-Brass nell'area del delta del Niger (di cui oltre 1.000 barlli recuperati). Complessivamente è stato recuperato l'80% dei volumi complessivi da sabotaggio. I volumi sversati da spill operativi hanno impazitato per il 45% il suolo e per il 55% il corpo idrico, mientre quelli da sabotaggio hanno impattato per il 99,6% il suplo e per lo 0,4% Il corpo idrico. I volumi sversati a seguito di chemical spill (47 barili totali) sono principalmente riconducibili ad uno spill avvenuto presso il Centro Olio Val d'Agri (31 barili di prodotto). I rifiuti da attività produttive generati nel 2022 sono aumentati del 29% rispetto al 2021, principalmente a seguito dell'incremento dell'acqua di produzione di Zohr (Petrobel, Egitto) trattata come rifiuto pericoloso. I rifiuti non pericolosi sono in lieve aumento rispetto al 2021 (+2%), in particolare nella raf-

finazione a seguito dei fermi impianti presso le raffinerie di

Taranto e Gela e per i cantieri legati a nuovi impianti presso le raffinerie di Venezia e Livorno. Al trend in crescita hanno inoltre contribuito Enipower (costruzione di una nuova caldaia e due nuove turbine presso la centrale di Ravenna) e le attività cantieristiche per la realizzazione di nuovi impianti Plenitude in Italia e Slovenia. I rifiuti recuperati e riciclati sono rimasti stabili all'11% dei rifiuti totali smaltiti35. I rifiuti smaltiti presso terzi sono stati pari all'87% del totale (92% i rifluti pericolosi e 83% quelli non pericolosi), mentre i rifiuti recuperati e riciclati presso terzi sono stati pari al 97% del totale (100% i rifiuti pericolosi e 89% quelli non pericolosi). Nel 2022 sono state generate complessivamente 4,4 milioni di tonnellate di rifiuti da attività di bonifica (di cui 4,1 milioni da Eni Rewind), costituite per oltre l'84% da acque trattate da impianti TAF, in parte riutilizzate ed in parte restituite all'ambiente; i restanti volumi sono movimentati e conferiti presso impianti di terzi. Sono stati spesi €558 milloni in attività di bonifica. Le emissioni di Inquinanti in atmosfera sono diminuite, ad eccezione delle emissioni di particolato (PM) che sono aumentate del 4% rispetto all'anno precedente. La riduzione delle emissioni di SO, è legata al minor volume di gas inviato a torcla acida presso il centro COVA del Distretto Meridionale, mentre la riduzione delle produzioni di raffinerie e impianti petrolchimici ha influito sulla riduzione degli NMVOC. Le emissioni di PM sono complessivamente aumentate in relazione all'ingresso nell'area di consolidamento di DLNG Service SAE (Damielta L.NG) e all'aumento del gas trasportato da parte di Sergaz.

Lanalisi 2022 della mappatura dei siti ha evidenziato che la sovrapposizione anche solo parziale, all'interno di aree prioritarie-16 per la conservazione della biodiversità riguarda 21 siti operativiilo, tutti ubicati in Italia ad eccezione di un sito in Spagna e uno in Francia; ulteriori 45 siti37 situati in 13 Paesi (Italia, Australia, Austria, Francia, Germania, Regno Unito, Spagna, Svizzera, Tunisia, Ungheria e USA) sono invece adiacenti ad aree protette o KBA, ovvero si trovano ad una distanza inferiore a 7 km. Circa Il 40% dei siti in, o adiacenti, ad aree importanti per la biodiversità sono siti per la generazione di energia rinnovabile, la restante parte sono stabilimenti petrolchimici, raffinerie o depositi. Per quanto riguarda il settore Upstream, 29 concessioni31 risultano in sovrapposizione parziale con aree protette o KBA, avendo attività operative nell'area di sovrapposizione. Tali concessioni si trovano in 6 Paesi: Italia, Nigeria, Pakistan, Stati Uniti/Alaska, Egitto e Regno Unito. In generale, per tutte le Linee di Business, la maggiore esposizione in Italia e in Europa risulta essere verso le aree protette della Rete

Natura 200030 che ha un'estesa dislocazione sul territorio europeo; tale esposizione risulta meno accentuata rispetto allo scorso anno a seguito dell'uscita dei Siti Natura 2000 del Regno Unito. Le stesse aree però sono confluite sotto la categoria "altre aree protette". In nessun caso, in Italia o all'estero, c'è sovrapposizione di attività operativa con siti naturali appartenenti al patrimonio mondiale dell'UNESCO (WHS29); un solo sito Upstream40 è localizzato nelle vicinanze di un sito naturale WHS (il Monte Etna) ma non ci sono attività operative all'interno dell'area protetta, ne sono stati identificati impatti significativi che possano minacciarne l'Eccezionale Valore Universale (OUV - Outstanding Universal Value). Nel 2022 si sono svolte attività di ripristino di habitat o protezione della biodiversità (avviate e/o in corso nell'anno) in Congo, Egitto, Nigeria, Regno Unito, Usa (Alaska), Messico, Ghana, Spagna e Italia. Le principali azioni implementate riguardano attività di ripristino ecologico di foreste o altri habitat naturali, attività di monitoraggio e conservazione delle specie, attività di sensibilizzazione delle comunità e dei lavoratori. Ad esempio, in Alaska è in esecuzione sin dal 2009 un BAP per mitigare gli impatti e dimostrare i progressi verso il raggiungimento dell'obiettivo del No Net Loss e, dove possibile, contribuire a migliorare lo stato (net gain) e la conoscenza della biodiversità nell'area dell'Alaska North Slope. Tra le principali azioni in corso nel 2022 si segnalano (i) il monitoraggio dei movimenti degli orsi polari all'interno dell'area operativa, (ii) il ripristino di una cava di ghiaia dismessa come zona umida che include habitat per gli uccelli selvatici locali. Inoltre, nel 2022 Em ha ingaggiato un team di scienziati artici della ONG internazionale per la conservazione WCS (Wildlife Conservation Society) che sta collaborando con le autorità e le comunità locali per sperimentare nuovi approcci a basso disturbo per il rilevamento delle tane degli orsi polari e approcci per la protezione e il ripristino della tundra artica. Nel 2022 l'analisi condotta sul database globale della Lista Rossa IUCN11 ha evidenziato la possibile presenza di 57 specie in pericolo critico, 155 in pericolo e 285 specie vulnerabili in prossimità delle aree operative di Eni. Le specie quasi minacciate e di minor preoccupazione sono invece rispettivamente 318 e 4.568. Si segnala inoltre che risultano 313 specie catalogate come "data deficient", per cui le informazioni a livello globale sono inadeguate per una valutazione diretta o indiretta del rischio di estinzione. Le specie carenti di dati sono attenzionate da Eni alla stregua delle categorie intermediarie di rischio perché hanno alte probabilità di essere specie in pericolo di estinzione, vista la mancanza di dati adequati alla valutazione del rischio di estinzione.

87 - 78 536

⁽³⁵⁾ Nel deltaglio, nel 2022 ll 4% del riful probliva smatiil de En è stato recuperato/ricidae, i' % la subiro un trattamento chirito/flaits/hidgicy li 6% è stato incenerio, l'i è stato smallito in discale e stato inviato ao ello lipo di smellimento (incluso il conterimento a impiarii di siccago. temporaneo pima della smalito delmilio). Per quanto i rifiul non percolosi da attività produtiva, ii 16% e stato incenerio, li 6% è salo smallio in discarica, mente l'intenente 75% è stati in el smallinento (incluso il conferimento a impismi di stocoggio temporano prima dello smallimento definitivo e, per una piccola quota, l'incenerimento).

¹³⁶ Are Protette e KBA (Key Blodiversiv Area), Le KBA spro significativo alla persistenza clobale della bioliversita, a terra, a leva, a lette a bate o nel mai Sono lorocess nazional dalle porti interessate local uliizzanto una seie di citeri scientifici contendati a livello globale. Le KBA consideres nellansis sono costluite da due sottoins and Siotiversily Areas, 2) Alliance for Zero Exincion Sites. Le fanti uliizzate per il centrimento delle aree protette e delle KBA sono rispellivarnente il "World Dalabase on Protected Areas" e il "World Database of Key Biodiversity Areas",

⁽³⁷⁾ Questo vilore non è calcolable sommando ivalori present nella dedicala in quanto un sito operativo/concessione di Eri può insultare in soviar posizione/adiacenza a più aree protette o KBA.

⁽³⁸⁾ Natura 2000 è il principale strumento dell'Unione Europea per la conservazione della picoiversità. S' tratto di una rele ecologica diffusa av tutto l'erritorio dell'Unione, istibila al sensi della Direttiva 2009/147/CE sulla conservazione della Direttiva 92/43/CE "Habita". (39) World Heritage Site.

⁽⁴⁰⁾ Nonostane non rienti nel permeto di consolidario il campo di Zubair (rea) si trova nelle vitranza de sito Alwar classificato sido VHS visito (taluzia e culturale, Anche h questo caso nessuna interno di ale area proteta, né sono dentificati impati significati impati significati impati significati i riveacia dell'OV tel sio. (41) La Lista Rossa UCN è un indicatore per misurale in quanto rifletie la resilienza o la vulnerabilià degli habitat contribuendo ad indicare e prorità d'intervento e le azioni necessarie per la conservazione

Totale

4 વેર

87478 637

Totale integralmente

di cui società
consolidate

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

ACQUA
Prelievi idrici totali	(milioni di metri cubi)	1-424	7.367	1,673	1.723
di cui: acqua di mare		1.283	1.268	1-533	1.599
di cui; acqua dolce»		731	97	125	173
di cui: prelevata da acque superficiali		ਰ ਉ	୧୦	82	71
di cui: prelevata da sottosuolo		18	13	23	27
di cui: prelevata da acquedotto o cisterna		ರ	5	7	7
di cul: acqua da TAF®) utilizzata nel ciclo produttivo		5	5	б	4
		4	ప	7	70
di cui: risorse idriche di terze partire		0	D	0	0
ol cui: prelevată da altri stream		10	2	15	77
di cui: acqua salmastra proveniente da softosuolo o superficie				25,9	26,5
Prelievi di acqua dolce da aree a stress idrico		30,3	20,3		al
Riutilizzo di acqua dolce	(જુ)	40	02	91
Totale acqua di produzione estratta (upstream)(0)	(milioni di metri cubi)	प्रेम	20	રસ	57
Acqua di produzione reiniettata	(%)	ਦੇ ਹੋ	ને કે	28	કર
Scarico idrico totale®	(milioni di metri cubi)	1.291	1.280	1,539b	7.5849
di cui: In mare		7.215	1,206	1-45640	7.501
di cui: in acque superticiali		67	67	સ્ત્ર	67
di cui: in rete lognaria		12	10	17	77
di cui: ceduto a terzi?		3	3	3	4
		18,8	17,7	19	18,3
Scarico di acqua dolce in aree a stress idrico		122	છે	125	135
Consumi idrici totali:
di cui: in aree a stress idrico		37,7	12,0	33,3	39,0
் பட்டத்துட்ட
Oil spill operativilla
Numero totale di oli spill (~7 barile)	(ภทmero)	રે રેણ	20	36	46
di cui: upstream		28	72	30	43
Volumi di olt spill (>1 barile)	(barili)	886	375	1.355	ಧಿಸಿದ
di cui: upstream		845	334	АЗӨ	882
Oil spilt da sabotaggi (compresi furti)66
Numero totale di oll spill (>1 barile)	(numero)	244	244	12500	110
		244	244	125	709
di cui: upstream	(barli)	5.253	5.253	3.05244	5.866
Volumi di oil spili (>1 barile)		5.253	5.253	3,05999	5.457
di cui: upstream			5.253	3.053	4-452
Volumi di oil splii da sabotaggi (compresi furti) in Nigeria (>1 barile)		2.253
Chemical spifi
Numero totale di chemical spill	(വന്നുടro)	ને રો	7 1	20	ਨ ਪ
Volumi di chemical spill	(barili)	47	45	રેક	3
ដទេព្រៃប្រជា
Rificiti da attività produttive	(millon) di tonnellate)	2,1	1,8	2,7	1,8
di cui: pericolost		1,7	0.3	0,5	0,4
di cui: non pericolosi		7,6	7.5	7,6	7,A
Rifiniti riciclati/recuperati		0,3	0.3	0,2	0,2
di cui: pericolosi		0,0	0,0	0.0	0,0
di cui: non pericolosi		0,3	0.3	0,2	0.2
		2,4	7,5	ੀ ਰੋ	1,6
Rifiuti destinati a smallimento		1,0	0.2	0.4	0,4
di cui: pericolosi		7,4	7,3	1.5	1,2
di cui: non pericolos!
EMISSIONI DI INQUINANTI IN ATMOSFERA
Emissioni di NO, (ossidi di azoto)	(migliaia di tonnellate di NO2eq)	48,8	27,7	48,8	51.7
Emissioni di SO, (ossidi di zolfo)	(migliaia di tonnellate di SO,eq)	17,9	.3,0	18,5	15,3
Emissioni di NMVOC (Non Methan Volatile Organic Compounds)	{migliais di tonnellate}	23,7	1,2,6,	24	21,4
Emissioni di PM (Particulate Matter)		7,4	0.6	1,4	1,3
(a) Di cui galleri di accue dol cedul a terri serva villizzo nei produkti i fi 15 Mm² nd 2022 (per inclusione nel dominis del Consuzi Versalis), 3 MM² nel 2020
(b) TAF: Trattamento acque di falda (c) I prelievi di risorse idriche di terzo parti sono relativi esclusivamente ad acqua dolce.
(d) Si segrala che nel 2022 e eque di produzione a scopo disposal sono state parta 25,6 Mm². Intellectione estatisate e corpo idito superidate ed inate consiste
a bacini di evaporazione sono state pari 14,8 Mm².
(e) Del lotale degli scarichi idrici il 7% circa è acqua croice. (1) Si fratta di acqua cedula per uso inquernale.
(g) I dali presenti nella DNF 2021 sono stati aggiornali.
(h) I dail presenti nella DNF 2021 storo staile seguio distributo di alcune invessigazioni in data successiva alla pubblicazione.

	Angline overher and given 10 million and the of the children and	Particle (1) Agently (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (
	Tenspeak Pick St. Control Cattle (231) Sales and	SEE . 98 18 . 1
	operativi	tn sovrapposizione a siti {=7km}(k)	Con attività operativa nell'area di sovrapposizione
	2022	2022	2027
Siti Naturali Patrimonio Mondiale UNESCO (WHS) (numero)	0	D	5
Natura 2000	74	38	17
ለመደብ : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረትና : ተረት	S	23	2
Ramsarki)	D	ਤ	2
Altre Aree Protette	2	0	74
KBA	9	15	8

(6) l'ponineto di inničevlaziova, blu a albu se internete, trotice a nelo - concessioni i bratenn napari o oscience presult o price in i figilo e atabilinenti i respense and the send a sectet a perate. Al fini dell'annilsi sono storio valuato le concessioni Upstream al 30 giugno di delimento.

(C) Peter de correspear in the care contract in the manuscurity of Consumer in the net 1971 e the hitchientes in 1971 e the hitchiente in the learning to the helpen the learn la conservazione della biodiversità di loli treo.

ប្រាប់បំផ្សា ប្រាប់ខាតា

Eni si impegna a svolgere le proprie attività nel rispetto dei diritti umani e si attende che i propri Business Partner facciano altrettanto nello svolgimento delle attività assegnate o svoite in collaborazione con e/o nell'interesse di Eni. Tale impegno, fondato sulla dignità di ciascun essere umano e sulla responsabilità dell'impresa di contribuire al benessere delle persone e delle Comunità nei Paesi di presenza, è espresso nella Dichiarazione di Eni sul rispetto dei diritti umani approvata nel 2018 dal CdA. Il documento evidenzia le aree prioritarie su cui Eni esercita un'approfondita due diligence, secondo un approccio sviluppato in coerenza con i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP)10 e dalle Linee Guida OCSE destinate alle Multinazionali49. Questi aspetti sono descritti all'interno di un report dedicato, Eni for Human Rights44, pubblicato annualmente dal 2019, in cui si fornisce una rappresentazione integrate del modello gestionale adottato sul tema e delle attività degli ultimi anni, avvalendosi dell'UNGP Reporting Framework per rendicontare impegni e risultati. Nel 2022 il Comitato Sostenibilità e Scenari, che ha funzioni propositive e consultive nel confronti del CdA sui temi ESG e anche Diritti Umani, ha approfondito le attività dell'anno, tra cui il modello di gestione risk-based adottato da Eni e lo Slavery and Human Trafficking Statement approvato dal CdA ad aprile 2022. Anche quest'anno Eni ha proseguito nel processo di attribuzione al management di Incentivi collegati alle performance sui diritti umani, assegnando obiettivi specifici a tutti i primi riporti dell'AD e agli altri livelli manageriali, a seconda del ruolo. Con riferimento alla formazione, in continuità con il programma di sensibilizzazione pluriennale lanciato nel 2016, anche nel 2022, sono stati erogati specifici corsi e-learning dedicati principalmente alle funzioni maggiormente coinvolte, allo scopo di creare internamente un linguaggio e una cultura comune e condivisa sul tema e di migliorare la comprensione dei possibili impatti del business in materia, inclusi approfondimenti su tematiche di interesse di singole altività/famiglie professionali. L'impegno di Eni, il modello di gestione e le attività condotte sui diritti umani si concentrano sui temi considerati più significativi per l'azienda ~ come richiesto anche dagli UNGP - alla luce delle attività di business condotte e dei contesti in cui la Società opera. I "salient human rights issue" identificati da Eni sono 13, raggruppati in 4 categorie: diritti umani (i) nel posto di lavoro; (ii) nelle comunità che ospitano le attività di Eni; (iii) nelle relazioni commerciali (con fornitori, contrattisti e altri business partner) e (iv) nei servizi di security. Nel 2020 è stato realizzato un modello risk-based di valutazione del presidio dei diritti umani sul posto di lavoro finalizzato a segmentare le società Eni in base a parametri quantitativi e qualitativi che colgono le caratteristiche e i rischi specifici del Paese/ contesto operativo e legati al processo di gestione delle risorse umane (tra cui il contrasto a ogni forma di discriminazione, la parità di genere, le condizioni di lavoro, la libertà di

87478538

⁽b) Le aree importanti per la biodiversità e i sill apertitivi non si sono att una distributo a 1 km.

⁽⁴²⁾ UN Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGPs).

⁽⁴³⁾ OECD Guidelines for Multinational Enterprises.

⁽⁴⁴⁾ Si veda: https://www.enl.com/assets/documents/eng/just/transition/2021/eni-for-humar-rights-2021.pdf

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BEANCID CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

ALLEGATI

07475 539

associazione e contrattazione collettiva) Questo approccio identifica le eventuali aree di rischio, o ol miglioramento, per le quali definire delle azioni specifiche da monitorare nel tempo. Nel corso del 2022 è stats approfondita l'applicazione del modello nelle società controllate dei business upstream gia oggetto di monitoraggio nel 2021 ed è stata effettuata una prima applicazione nell'ambito Energy Evolution. Eni è Impegnata nel prevenire possibili impatii negalivi sui diritti umani di individui e comunità ospitanti, derivanti dalla realizzazione di progetti industriali. A tal fine, nel 2018 Eni si è dofata di un modella risk-based - aggiornato nel 2021 - che si avvale di elementi legati al contesto di riferimento, quali ad esempio gli indici di fischio del data provider Verisk Maplecroft, e alle caratteristiche progettuali, ai fine di classificare i progetti di business delle attività Upstream in base al potenziale rischio diritti limani e individuare le opportune misure di gestione. I progetti a rischio più elevato sono oggetto di specifico approfondimento mediante "Human Rights Impact Assessment" (HRIA) o "Human Rights Risk Analysis" (HRRA) per identificare le misure afte a prevenire gli impatti potenzioli sui diritti umani e a gestire quelli esistenti. Nel 2022 tall approfondirnenti sono stati condotti per i progetti di sviluppo degli agrifeedstock avviati in Kenys e in Congo 41, Identificando delle raosomandazioni volte a mitigare I potenziali impatti negativi, declinate in Plani d'Azione da implementare nel 2023. Nel corso dell'anno è stato, inoltre, dato seguito al Piani d'Azione sugli assessment del 2021: a Cabinda Centro in Angola; nel Blooco 47 In Oman: nel blocco di Dumre in Albania; nell'Area C dell'Emirato di Sharjah (UAE). Tutti | report degli HRIA condotti fino al 2020 ed i relativi Piani di Azione adoltati, inclusi I report periodici sull'avanzamento dei Piani, sono disponibili pubblicamente sul sito Enim

In alcuni Paesi, quali l'Australla e l'Alaska, Eni opera in aree In cui sono presenti popolazioni indigene, nel confronti delle quali ha adottato delle politiche specifiche a tutela dei loro diritti, cultura e tradizioni e per promuovere la loro consultazione preventiva, libera e informata. La più recente di queste Policy, riferita alle popolazioni indigene in Alaska47 interessate dalle attività di business svolte dalla società En LIS Operating nell'area, è stata adottata nel 2020 e rinnovata nel 2021 Nel corso dell'anno non sono stati rillevati episodi di violazione dei diritti di tali popolazioni "

Il rispetto dei diritti umani nella catena di fornitura è per Eni un reguisito imprescindibile, tutelato altraverso un processo di procurement che prevede l'adozione di un modello di valutazione dedicato al diritti umani, nonché di comportamenti frasparenti, imparziali, coerenti e non discriminaton nella

selezione dei fornitori, nella valutazione delle offerte e nella verifica delle attività previste a confratto (si veda capitolo "Fornitori"). Per sancire e rafforzare l'impegno sul valori fondamentali e in particolare sul rispetto dei diritti umani, le imprese che collaborano con Eni sono chiamate a sottoscrivere Il "Codice di Condotta Fornitori" un patto che guida e caratterizza i rapporti con i fornitori in tutte le fasi del processo di procurement (dalla candidatura alla qualifica, al procedimenti di soguisto fino alla fase di esecuzione) sui principi di responsabilità sociale, tra cui i diritti umani. La valutazione e Il presidio sul rispetto dei diritti umani trovano applicazione nei processi di procurement attraverso un modello risk-based che consente di analizzare a classificare i fornitori secondo un livello di potenziale rischio basato sul contesto Paese e sulle atlività 9 svolte. Al fine di rafforzare il presidio sul terna ed in particolare sul rischi legati al lavoro forzato/obbligato e al diritto alla libertà di associazione e contrattazione collettiva, nel 2022 l'applicazione del modello risk-based è stata estesa ad ulleriori 13 società estere, per un totale di 24, e ha consentito l'individuazione di Nigeris, Congo e Mozambico come Paesi con il maggior numero di fornitori a rischio. Oltre alle attività di due diligence, valutazione di gara, feedback d'esecuzione e aggiornamenti con questionari dedicati, il modello risk-based prevede lo svolgimento sui fornitori di verifiche atte a montorare, in coerenza con gli standard internazionali SABODO, II presidio dei diritti uriani: nel 2022 sono state effettuate più di 350 verifiche approfondite, documentali ed in campo, su fornitori direțti ed Indiretti. Per promuovere la conoscenza dei presidi sui diritti umani, sono stati inoltre organizzati dei programmi di formazione da remoto e dei workshop verso colleghi delle funzioni di Vendor Management di consociate estere. Ulteriori misure volte a contrastare le forme di moderna schiavitu e la tratta di esseri umani ed impedire lo sfruttamento di minerali associati a violazioni dei diritti limani nella catena di fornitura sono approfondite, rispettivamente, nel "Slavery and Human Trafficking Statement "40 e nella Posizione sui "Conflict minerals"31. Quest'ultima descrive le politiche ed | sistemi per l'approvvigionamento di "confilci minerals" (tantalio, stegno, tungsteno e oro) da parte di Eni, aventi l'obliettivo di minimizzare il rischio che l'approvvigionamento di tali minerali possa contribuire a finanziare, direttamente o indirettamente, violazioni dei diritti umani nel Paesi Interessati

Eni gestisoe le propile operazioni di security nel rispetto dei principi internazionali previsti anche dai Voluntau Ringelples on Security & Human Rights promossi dalla Voluntary Principles Initiative (VPI), Tiniziativa multistakeholder che riunisce le principali energy companies nella tutela e promozione degli

(45) https://www.enl.com/it-17/mobilite-sostembile/blocariourares-oll-vegerali istrat
(46) Hops://www.anl.com/1)-17/trastormazione/napetto-direli-umani.html.
(47) 51 vecal https://www.enl.com/assets/documents/indigescurs/20Peoples%20PolicyN201DEC2020(J.final.pdf
(40) Con rilemento al Pates summerse segnalazion i stravelle i glieverse mechanism i prizati, al terraticitan incontribution in the man, pel conso dell'anno.
(49) Basato su vulverabilità corella a specifiche condizioni quasi. Il livello il fuello il formezione e competenze necessarie, il vello di la vero il regeso el agenze di manyover, i issti di nillus XSE, Scra stre classfirate come stimble industrial, come marquentism, costrucere, santrisigoti, bajatcs, als beni e servizi genesili, come serviti di pulizia, catering, servici di security n gestions degli invricolii.
[50] In conternille lita normative includes Modern Silver in contritie de quind annualine australizes Contrecows (Noten Gillers) And 2018.
(51) In ademalmento alla normativa delle US SEC.

197

Human Rights. Come comunicato ufficialmente l'Biogno l'om 2022 dalla stessa VPI, dopo aver ottenuto già nel 2020 l'am missione in qualità di "Engaged Corporate Participant", Eni ha acquisito lo status di "Full Member" della Voluntary Principles initiative grazie alla dimostrazione dell'impegno profuso sul tema della promozione e sensibilizzazione verso gli Human Rights da parte di tutte le funzioni interessate. Tra le attività plu significative del 2022, si segnala l'applicazione in Nigerial del Confliot Analysis Tool, progetto proposto ed elaborato dalla VPI con l'oblettivo di analizzare le cause del conflitti di una determinata area/Paese a partire dall'identificazione di quelle cause che più contribuiscono a inasprire il conflitto, per poi provare ad individuare eventuali possibili azioni da parte della compagnia che possano avere come effetto una mitigazione delle cause del conflitto. L'applicazione di questo tool ha comportato lo svolgimento di più di 30 intervište a livello locale portato lo sono state analizzate le cause dei conflitto in Nigeria e l'elaborazione di un Action Pian che contiene le relative azioni di milligazione e colnvolge diversi siti operativi del Paese. Da ultimo, in linea con i principi dei "responsible contracting" suggeriti dalle best practices e linee guida internazionali in materia di Business & Human Rights, Eni ha predisposto una serie di clausole standard in materia di compliance dintti umani da inserire sulla base di un approccio risk-based nelle principali fattispecie contrattuali di Eni e fornisce supporto al business per la definizione e negoziazione delle stesse

Metriche e commenti alle performance

Nel 2022 è stato completato il ciclo di formazione triennale, avviato nel 2020, riguardo la formazione obbligatoria per i dirigenti e i quadri (Italia ed estero) dei 4 modull specifici. "Security and Human Rights", "Human Rights and relations with Communities", "Human Rights in the Workplace" e "Human righta in the Supply Chain". Inoltre, è continuata l'erogazione rivolta a tutta la popolazione Eni degli altri percorsi offerti sulle tematiche di sostenibilità e diritti umani. La percentuale complessiva di fruizione dei corsi si è attestata all'89% le compiesso il incretti. È stata anche portata a termine l'erogazione dei coral specialistici di Human Rights alla popolazione farget Individuata da plano ed è stato erogato al neo-inseriti il corso

base Business & Human Rights. Nel 2022 sono state avviate attività di sensibilizzazione e formazione sul contrasto alla violenza e alle molestie sul lavoro come previsto dalla policy specifica emesse a fine 2021, anche per rispondere anticipaspecinte alle previsioni della Convenzione n. 190 dell'Orgatamente alle progionale del lavoro. La percentuale del personale della famiglia professionale Security, formato in tema di diritti umani si è attestata al 93%. Tale percentuale riflette il ricambio quali/quantitativo delle risorse in ingresso ed in uscita dalla famiglia professionale anno su anno. Inollre, Enidal 2009 conduce un programma di formazione a forze di sicurezza pubbliche e private presso le controllate, rionnosciula come best practice nella pubblicazione congrunt (901) della Compact e Principles for Responsible Investment (PRI) delle Nazioni Unite del 2013. A tal proposito, dal 9 all'11 novembre 2022 presso le società controllate NAOC (Nigerian Agip Oll Company Itd) e NAE (Nigerian Agip Exploration) In Port Harcourt si è tenuto il Workshop Security & Human Rightis, condotto da una società indipendente di consulenza, special'izzata nel security management è tutela dei Diritti Umani In ambito internazionale, con 409 partecipanti appartenenti alle forze armate nigeriane, alle forze di sicurezza private e a NAOC e NAE Tale Workshop ha rappresentato la 21ma edizione dell'iniziativa di formazione che finora ha coinvolto 15 Paesi. Per quanto concerne le segnalazioni, nel 2022 e stata completata l'istruttoria su 77 fascicollas, di cui 45 includevano ternatiche afferenti al diritti umani, principalmente relative a potenziali impatti sui diritti dei lavoratori e sulla salute 62 sicurezza occupazionale. Tra queste sono state verli ameno sicurezza liner 12 delle quali sono stati confermati, almeno in parte, i fatti segnalati ed intraprese azioni correttive per mitigame e/o minimizzarne gli impatti. In particile interno e state intraprese (i) azioni sul Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi, relative all'implementazione e al raffor-Gestione dei misolli in essere: (il) azioni di formazione sulle ternatiche del Codice Etico a della "Zero Tolerance" policy e (lii) azioni verso dipendenti, con provvedimenti disciplinari, secondo il contratto collettivo di lavoro e le altre norme nazionali applicabili. A fine anno fisultano ancora aperti 16 fascicoli, in 5 dei quali sono richiamate tematione relative al diritti umani, riguardanti principalinente potenziali impatti sul diritti dei lavoratori.

11 3 1 540

(52) Faccod daegralpier) è un documents of alth ogels sublemants on the planes and manus le manus lance and manus lance membre a ministerior membre annelle lennes partie (521) hactoria legonale de la processorio concol submissionel (chi por miniscille of miniscri e planel poli colonie in une neuel poil este lente legative (consider (consisten (52) කියලාකාවක් පි කිසෝ දාගුවක් පිටින් බවයි. මෙය හැකියාන්ගේ දෙනු කොට අනුක්කයකි. (අනුක්‍යයා දේ මාස්ස් කිරිමාන්තු කිරිමානය විය.
පන්ධ සමාන වන්නේ මානා කොක්සය සිස්සෝන් (අනෙකුත් ealine by in de 2005 se chan in anne alle a lease a consider e consider (consent comment sell entre a segven in eller a segven in eller de segven in eller e main le segvenie particle e in tot the alles chanche name a manus a manus condem condement more conduction common more computer common n In Internationale o novel in este in coloriza cole colorizane de control a contra contrast contrast control a control control control control control control control contro SCREA estend a gyptid con portulatine at Fri Come relessione son scription in colores as ano mente de control de control de control de control de localizato de l'arcello de l endre a finece camo o organizato i uni i registri di segramazione suna solopazione del grondo de glabo i researche di collente e l'Americaliano Della Gregione e alla Società

BILANCIO CONSOLIDATO

8777 561

ALLEGATI

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

. Most ur misimal super e e pravimunat
Ore dedicate a formazione sus diritti urnanie	(numero)	14,245	27.983	28 838
In classe		182	0	260
A distanza		14.093	88672	20.579
Dibendonii che hanno ficevulo formazione sui diffiti urmani"	(2)	89	0	ದಿನ
Forze di Slourezza che hanno Noevato formazione sul drifti urraniis	(numero)	109	BB	37
Personale di security (famiglia professionale) che ha neevuto formazione sui drifti uman "	(%)	93	90	0
Contratti di sacurity costienenti cleusole sui difici urnani		97	08	97
Fasocol di segmentson (asserior)") atterent el (ispetio de divilli millian - chilati neffauna	(Pinnero)	45 (62)	30 (40)	25 (28)
Asserzioni fondate		12	2
Asserzioni perseimente fordation		D	11
Asserzioni non fondate con adozione di azmi di miglioramento		0	7
A series and the londates non accempority in a program a		ಕ್ಕಾ	28	B
Inerenti episodi di discriminazione"		3

(a) raill portai in absertacience a ne cu comparisment in alle dependent in alle coperamenter resocial in resocial in resocialized with de cated collection po Tale peccensione e corestate contributo in Visit di spersenti listentificato in cornsistato in cornstitution in compressione por rumano por rumano del coloniano in l'ornar Co u vintaliani nel funnin de personal comments and diditionalis a commissione un a mone claim a con a considerative un a mone claime conservatore de conservatore de conserva

formalist ed alle contingenze operative. (d) Stores) in a la normalia nelle finale nelle ne norse su i presenta pie prospecta pie process su il processione per Esta al pertadant personale personale personale persona

podocha voor nalini o tiel me sociente arche nella elo sposzen di receive a leaste prone e departer o con resultante non Pentado e Tell Aprilio de Translad e Tell Apriliotati

gove (Fordani Che nor contristic (Non Fordale) "Not Applicate").
(J) Associani che non continutility press in sufficientis tellighti i in per le qual sala lassu egisi sumeril escriptore la fondafezza dei fami in esse segrafiani.

(D) Assecuri in cui I little suggerie di pe continutes convironiale e reagni in corso do partis in corso to parta propositi passage, politicite a poche organi arministrativ i situs pripris in nesto di lumintano di consistenti e e climitatore e ellemata perio contro to torno della lingeo e della lorio de la lorio con controll (h) Gli assessi ili sologia di discriminszione non hanno evidenziano elementi di fordatezza.

Fornitari

Eni ha aviluppato un modello di procurement che tiene conto in tutte la sue fasi, dalla selezione e qualifica dei fornitori, ai procedimenti di gara fino alla gestione contratiuale e feedback, delle caratteristiche ESG dei propri fornitori, con l'obiettivo di promuo vere presso la supply chain la generazione di valore condiviso e duraturo. Eni realizza tale impegno promuovendo presso i fornitori i propri valori, convolgendoli in iniziative di sviluppo e includendoli nelle attività di prevenzione dei rischi. In particolere nell'ambito del processo di Procurement Sasteribile, Eni: (i) sottopone, con cadenza periodica, tutti | fornitori a processi di qualifica e due diligence per verificame l'affidabilità etica reputazionale, economico-finanziaria, tecnicc-operativa e Tapplicazione dei presidi in rnateria di salute, sicurezza, ambiente, governance, cyber security e tutela del diritti urnani, per minimizzare i rischi lungo la cateria di fornitura; (ii) richiede a l'utti i fornitori la sottoscrizione del Codice di Condotta Fornitori corne impegno reciproco nel riconoscere e rutetare il valore di tutte le persone, impegnarsi a contrastare i cambiamenti climatici e i loro effetti, operare con integrità, tutelare le risorse aziendali, promuovendo l'adozione di tali principi presso le proprie persone e la propria catena di fornitura; (iii) considera nelle logiche di assegnazione dei contratti le caratteristiche ESG40, ribevanti per l'oggetto contrattuale, monitorando periodicamente il nspetto degli impegni assunti dal fornitore, nelle varie fasi del processo di Procurement; (iv) qualora dalle verifiche emergano criticità, noniede l'impiementazione di azioni di miglioramento a qualiora non risultino soddisfatti gli standard minimi di accettabilità ove previsti, limita o inibisce l'invito a gare dei fornitori. Per promuovere lo sviluppo sostenibile delle filiere, nel 2022 Eni ha rafforzato ultenormente il proprio programma di Sustaineble Supply Chain con iniziative finalizzate a coinvolgere i fornitori nel percorso di transizione energetica equa e sosteribile, valorizzando gli aspet-Il di futela ambientale, sviluppo economico e crescita sociale. Il Programma di Sustainable Supply Chain ha riguardato in particolare: (i) Coinvolgimento delle imprese nel percorso di sviluppo sostenibile. Nei 2022 si è rafforzato Il percorso sistemico attraverso la sempre niù ampia diffusione della piattaforma powered by Eni, Operves, uno strumento per coinvolgere e supportare tutte le imprese nel percorso di misurazione e crescita suile dimensioni della sostenibilità. Grazie all'approccio aperto ed inclusivo dell'iniziativa e l'adesione di chversi attori (capo filiera, listituti finanziari, associazioni, ecc.) e settori della value-chain, Open-es conta più di 10,000 imprese, di cui circa 3.600 della filiera Eni e permette di creare e aggiornare il proprio profilo ESG, condividere le informazioni di sostenibilità con clienti ed all'in stakeholder, accedere a benchmark di settore per confrontarsi con realtà simill è individuare le azioni priontane da implementare per migliorare il proprio posizionamento. Per Il processo di Procurement Eni, la piarteopazione all'iniziativa è

requitsito essenziale per valutare e valorizzare l'impegno profuso da ciascun fornitore nel percorso di sviluppo sostenibile, con l'obiettivo di coinvolgere l'intera filiera. Ad ulteriore supporto del miglioramento delle performance ESG delle imprese, nel 2022 è stata effettuata. un'analisi sui dati Oper-es di 2.600 imprese taliane che ha consentito di individuare principali gap e aree di forza e di definire priorità ed azioni da intraprendere per essere un'impresa competitiva e sostenibile. Nell'ambito dell'iniziativa, le imprese possono anche partecipare a "Open-es Competenze ESG", una serie di eventi graturi per accrescere le conoscenze dei propri dipendienti sui terni ESG, un'opi portunità per confrontarsi con esperti del settore su aspetti specifici (Neutralità carbonica, Sostenibilità Sociale e di Governance, Diversily & inclusion, Responsabilità nella gestione dei Fornitori, Diritti Limani); (il) Formazione dei fornitori. Offre alle iniziative formative Open-es aperte a tutte le imprese, Eni ha organizzato workshop settonali di confronto sulle ternatiche ESG e webinar su ternatiche digitali e di cyber security: (iii) Supporto finanziario ai fornitori. Nel 2022, nell'ambito dell'iniziativa "Basket Bond - Energia Sosteribile". lanciata nel 2021 per supportare dal punto di vista finanziario le filiere dell'energia nella transizione energetica e promuovere la realizzaizione di modelli di business sostenibili, sono stati finanziati €23 Miri ol miribond: (iv) Criteri di sostenibilità e meccanismi premianti. Per valorizzare l'impegno e favonire l'adozione di best practice da parte dei forniton, in fase di anquisto, sono stati appilcati criteri di sosteribilità e medoanismi premianti, nella valutazione delle offerie

87 79542

Metriche e commenti alle performance

per circa E4,5 Mid di procurato

Nel corso del 2022, 6.622 fornitori 66 sono stati oggetto di verifica e valutszione con riferimento a tematiche di sostenibilità ambientale e sociale (tra cui salute, sicurezza, ambiente, diritti umani, anti-corruzione, compliance). I fornitori interessati da potenziali criticità soggette ad azioni di miglioramento, in aumento rispetto al 2021, sono circa il 10% (pari a 659) di quelli analizzati Le criticità sono prevalentemente riferite a carenze nel rispetto delle norme sulla salute e sicurezza e dei principi sanciti dal Codice di Condotta e dal Codice Etico. In analogia si registra un aumento dei fornitori con i quali sono stati interrotti i rapporti (pari a 54), per valutazione negativa in fase di qualifica oppure per provvedimento di sospensione o revoca della qualifica

Infine, si segnala phe nel corso del 2022, è stata rilevata un'influenza in termini di prezzo e criticità logistiche dovuta alle dinamiche macroeconomiche, senza però degli impatti sulla nontinuità degli approvvigionamenti.

¹⁵⁹ in processorie in para sono stall intractari prismissioni qual ad esempio Villicientemento energia produta de lontinovatorio (conti-Glassicano establica de l'acco. Microsoft di rioda. Pocolailità di produkti a contribution in produktion in productions in productions in processionale elle occupantele elle (54) include and in the tutti i nuovi forman.

TELAZIONE SULLAGESTIGN

BILANCID CONSOLICATO

BILANCID DI ISERCIZIO

87175 543

ALLEGATI

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
--------------------------------------	--

Fornilor ogginto di assessment con nilestrento ad aspetti nell'arrosto della responsaciità sociale	(DUMMITO)	6.628	6319	5.655
di cut fornitori con crificita/aree di miglioremento		659	487	878
di cut fiamilori con can en interratio i regional		5401	34	124
Noon tomnon vautal seconds coten social ==	E	100		100 100

lej include 18 formaton cui Eni ha iniquotto i inggeni per viditazioni legare ella comunione

(1) La villancolo view posted to triburge di children con qis circuit in include in lonneye vio valuation a performance en can no association a performance en can no associat In the life in the new in the province is witness with a wise a wounder a worse will a we HEL promoter and on the manufaction and on the manufaction and on the manufaction of (evermis entresternice o 000555 criabriats dile plando) inamu likelo d

Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale

I 10 principi di UN Global Compact, Ira cui il ripudio della corruzione, sono riflessi nel Codice Etico Eni, diffuso a futti i dipendenti in fase di assunzione, e nel Modella 231 di Eni SpA. A partire dal 2009, Eni ha progettato e sviluppato il Compliance Program Anti-Corruzione, nel rispetto delle vigenti disposizioni applicabili, delle convenzioni internazionali e tenendo conto di guidance e best practice, oltre che delle policy adottate da primarie organizzazioni internazionali Si tratta di un sistema organico di regole e controlli e presidi organizzativi volti alla prevenzione dei reali di cornuzione e strumentali anche alla prevenzione del fenomeno del riciclaggio nel contesto delle altività non finanziarie di Eni SpA e delle sue società controllate. A livello normativo Il Compilance Program Anti-Corruzione è rappresentato dalla MSG Anti-Corruzione35 e da strumenti normativi di dettaglio che costituiscono il quadro di riferimento nell'individuazione delle attività a tischio e degli strumenti di controllo che Eni mette a disposizione delle sue persone per prevenire e contrastare Il rischio di corruzione e di ficiclaggio. Le società controllate, in Italia e all'estero, devono adottare, con dell'oera del proprio CdA™ gli strumenti normativi anti-corruzione emessi da Eni mentre le socieța in cui è detenuta una pertecipazione non di controllo sono incoraggiate a rispettare gli standard definiti nella normativa interna sul tema, adottando e mantenendo un sistema di controllo interno in coerenza con i requisiti di legge. || Compliance Program Anti-Corruzione di Eni si è evoluto negli anni in un'ottica di miglioramento continuo, tanto che nel gennaio 2017 Enl.SpA è stata la prima società italiana ad aver ricevuto la Certificazione ISO 37001:2016 "Anti-bribery Management Systems". Per il mantenimento di delta certificazione, nel 2022 Eni si è soltoposta all'audit di ricertificazione condiusosi con esito positivo. In aggiunta, per garantire l'effettività del Complianoe Program Anti-Corruzione, Eni supporta le sue società controllate in Italia e all'estero, fornendo assistenza specialistica nellatività relativa alla valutazione di affidabilità delle potenziali controparti a rischio (cd. "due dillgence"), alla gestione delle eventuali criticità/red flag emerse e all'elabora-

zione dei relativi presidi contrattuali. In particolare, vengonoproposte, nell'ambito dei contrati con le controparti, specifiche clausole di Business Integrity (Condotta etica, responsabilità amministrativa di impresa, anti-corruzione e anti-riciclaggio) che prevedono anche l'impegno a prendere visione e rispettare i principi contenuti nel Codice Elico, nel Modello 231 e nella MSG Anti-Corruzione di Eni

Nel processo di qualifica dei potenziali fornitori (si veda sezione Fornitori) viene valutato il profilo etico-reputazionale nonchè per l casi a maggior rischio corruzione, l'adozione da parte degli stessi di un Compliance Program Anti-Corruzione. E prevista in ogni caso la definizione nei relativi contratti di clausole di Business Integrity che includono timedi contrattuali in caso di violazione degli obblighi di compliance anti-corruzione e, nei casi a maggior rischio, dintti di audit da parte di Eni. Inoltre, anche il subcontractor e sottoposto a controlli preventivi per vesificame l'affidabilità sotto Il profilo etico-reputazionale e deve operare esclusivamente sulla base di un contratto scritto, che contenga impegni relativi alla compliance equivalenti a quelli previsti per il fornitore principale.

Eni ha, inoltre, definito e attuato uno struitturato processo di Compliance risk assessment e monitoring volto rispettivarnente a: (i) identificare, valutare e tracciare | rischi di cornizione nell'ambito delle proprie attività di business e ad orientare la definizione e l'aggiornamento dei presidi di controllo previati negli strumenti normativi Anti-Corruzione; (II) analizzare periodicamente l'andamento dei rischi di corruzione identificati, attraverso lo svolgimento di specifici controlli/e l'analisi di indicatori di rischio volti ad assicurare l'adereriza ai reguisiti normalivi e l'efficacia dei modelli posti a loro presidio. Tra le attività a rischio individuate da Eri-attraverso il Compliance risk sesessment, in ragione del proprio gontesto operativo e organizzativo di riferimento, pentrano a titolo esemplificativo (i) contratti con Terze Party a Rischio corruzione e riciclaggio (quali, a litolo esemplicativo, business associate, parther di joint venture, broket, controparti nelle operazioni di gestione di beni immobili operatori della rete commerciale, fornitori, acquirenti/cessionari di crediti ecc.)

(55) Littline versione della MSC Anti-Completria e sostituisce la peccedente versione del 2014) e stata (j) Mustrato e portago por espective del Convisto Controlo e Frach di Eri Spi e cel Mornuiva al Collegio Snoicale e all'Organismo di Ent Sph. (i) appreven del Condigita de Entrepe in deta 24 giugno 2021. La MSG Anti-Corruzione è stata publicata in data 19 luglio 2021 ed è disponibile sul site www.en.com (56) in sitemativa, con dalbera dell'organo equivalente a seconda della governance della società controlleta.

(i) operazioni di compravendita di partecipazioni societarie, aziende e rami d'azienda, diritti e titoli minerari ecc. e contratti di joint venture: (iii) iniziative non profit, progetti sociali e sponsorizzazioni: (iv) vendita di beni e servizi (quali a titolo esemplificativo, contratti con ellenti del processo commerciale), operazioni di trading e/o shipping, (v) selezione, assunzione e gestione delle risorse umane: (vi) omaggi e ospitalità: (vii) repporti con Soggetti Rilevanti. Annualmente vengono pianificate attività di Compliance ilsi assessment e interventi di Compilance Monitoring anti-corruzione secondo un approccio risk-based. Nel 2022 i primi hanno riguardato l'ambito Anti-Corruzione nel suo complesso e l'attività a rischio "Vendita di beni e servizi" e i secondi si sono focalizzati sulle attività a rischio "Joint Venture". "Terze Parti" e "Omaggi e Ospitalità". Gli esiti di entrambe le attività hanno. confermato il livello di rischio attesa, l'adeguatezza delle misure di milligazione poste in essere e l'efficacia dei modello di compliance adottato.

Eni realizza altresi un programma di formazione anti-corruzione rivolto a tutti i propri dipendenti (inclusi i dipenden-Il in part-time), sia attraverso e-learning sia con eventi in auta articolati in workshop generall e job specific training, ottimizzando l'individuazione dei destinatan attraverso una metodologia di segmentazione sistematica in funzione del rischio corruzione associato ad alcuni driver come ad esempio Paese, qualifica e famiglia professionale. Nel 2022, è stato erogato li nuovo corso online "Codice Elico, Anti-Corruzione e Responsabilità Amministrativa d'impresa" rivalto a tutta Eni, in l'alla e all'estero ed è stato aggiornato l'e-learning sul Compliance Program Anti-Corruzione per II personale a medio e alto rischio da erogare nel 2023.

Inoltre, sono stati svolti interventi in aula anche attraverso la discussione di casi pretici, nell'ambito del percorso formatiyo dedicato al Managing Director delle società controllate e partecipate da Eni in Italia e all'estero focalizzandosi sul temi di compliance e di mittigazione del rischio. Per le proprie terze parti. Eni (i) ha tenuto un webinar rivolto ad alcuni fornitori ad alto rischio; (i) ha formato i dipendenti della joint venture societaria Isatay Operating Company Ilp in Kazakhstan. Le attività nilevanti nell'ambito del Compliance Program Anti-Corruzione e la pianificazione di tali attività per l periodi successivi sono oggetto di una relazione annuale che costituisce parte integrante della Relazione di Compliance Integrata verso Il management è gli organi di controllo di Eni SpA. Nel corso del 2022 sono illate portate all'atterzione del Consiglio (i) la revisione della MSG "Antitrust"per recepire le modifiche intervenute al processo di Compliance integrata e gerantire un ancor maggiore allineamento alle linee guida emanate dall'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato e (i) l'approvazione della MSG "Modelli di Compliance in materia di Responsabilità Amministrativa di Impresa per

(57) El veda Trips //www.enl.com/page/ta/documents/Tax-strategy... TTA/pdf Si Veda: Mips Awww.seed.org/dist/inw/mne/MNEguidelinesiTAL(ANO pell

le Società Controllate italiane di Eni", in un'ottica di riassetto del sistema normativo aziendale in materia di responsabilità amministrativa di impresa per le controllate. In aggiunta vengono svolte attività di informazione e aggiornamento penodico rivolte ai dipendenti Eni attraverso l'elaborazione di brevi pillole informative di compliance, ivi compresi eventuali temi anti-corruzione. L'esperienza di Eni matura anche attraverso la parteoipazione a convegni eventi e gruppi di lavoro internazionali quali II Partnering Against Corruption Initiative (PACI) del World Economia: Forum, I'O&G ABC Compliance Attorney Graup (gruppo di discussione sulle ternatiche an-U-corruzione nel settore dell'Dil & Gas) e nel 2021 e 2022 la Task Force Integrity & Compliance rispettivamente del B20 Italia e del B20 Indonesia. Nell'ambito del piano di audit approvato annualmente dal CdA, Eni svolge specifiche verifiche sul rispetto delle previsioni del Compliance Program attraverso interventi dedicati e analisi su processi e società, individuati sulla base della rischiosità del Paese in cui operano e della relativa materialita, nonche su terze parti considerate a maggior rischio, ove previsto contrativalmente. Eni inoltre, sin dal 2006, si è dotata di una pormativa interna, aggiornata nel corso del tempo e da ultimo nel 2020, allineata alle best practice nazionali e internazionali nonché alla normativa italiana in materia (L.179/2017), che disciplina il processo di ricezione, analiai e Trattamento delle segnalazioni (cd. di whiatlebiowing) ricevute, anche in forma confidenziale o anonima, da Eni e dalle società controllate in Italia e all'estelo. Tale normativa consente a dipendenti e soggetti terzi, di segnalare fatti alferenti al Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi ed aventi ad oggetto comportamenti in violazione del Codice Etico, di leggi, regolamenti, provvedimenti delle Autorità, normative interne. Modello 231 o Modelli di Compliance per le controllate estere, idonei ad arrecare danno o pregiudizio, anche solo d'immagine, ad Eni. Al riguardo sono stati istituiti canali informativi dedicati e facilmente accessibill, disponibili sul sito en com.

E7173/544

La strategia fiscale di Eni, approvata dal CdA e disponibile sul sito internet della società", si fonda sui principi di trasparenza. onestà, correttezza e buona fede previsti dal proprio Codice Etico e dalle "Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali e ed ha come primo obiettivo l'assolvimento puntuale e corretto delle obbligazioni di imposta nei diversi Paesi al attività nella consapevolezza di contribuite in modo significativo al gettito fiscale degli Stati, sostenendo lo sviluppo economico e sociale locate. Eni ha disegnato e implementato un Tax Control Framework di qua è responsabile il CFO di Eni, struffurato in un processo aziendale a tre fasi: (i) valutazione del rischio fiscale (Risk, Assessment), (ii) individuazione e istituzione dei controlli a presidio dei rischi, (iii) verifica di efficacia dei controlli e relativi flussi informativi (Reporting). Nell'ambito delle attività di gestione del rischio fiscale e di sontenzioso, Eni adotta la preventiva interiocuzione con le AuBILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

203

27479565

torità fiscali e il mantenimento di rapporti improntati alle frasparenza, al dialogo ed alla collaborazione pertecipando, laddove, opportuno, a progetti di cooperazione rafforzata (Co-operative Compliance). A testimonianza dell'impegno verso una migliore governance e trasparenza del settore estrattivo, fondamentale per favorire un uso responsabile delle risorse e prevenite fenomeni corruttivi, Eni aderisce all'Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) dal 2005. In tale contesto, Eni partecipa attivamente sia a livello locale, attraverso i Multi Stakeholder Group nel Paesi aderenti, che nell'ambito delle iniziative del Board a livello internazionale: In conformità alla legge italiana n. 200/2016, Eni redige il "Country-by-Country Report" previsto dalla Action 13 del progetto "Base erosion and profit shifting - BEPS", promosso dall'OCSE con la sponsorship del G-20, Il cui obiettivo è fare dichiarare i profitti delle aziende multinazionali nelle giurisdizioni dove le altività economiche che li generano sono svolte, in misura proporzionale al valore generato. Nell'ottica di favorire la frasparenza fiscale a beneficio di tutti gli stakeholder Interessati, fale report è oggetto di pubblicazione volontaria da parte di Eni, pur non essendoci obblighi normativi al riguardo 50. La pubblicazione di questo report è stata noonosciuta come best practice dalla stessa ElTI® Sempre in linea con il supporto ad ElTI, Eni lia pubblicato una posizione sulla trasparenza contrattuale in uu incoraggia i Governi a conformarsi al nuovo standard sulla pubblicazione dei contratti ed esprime li proprio sostegno al meccaniami e alle iniziative che saranno avviate dai Paesi per promuovere la trasperenza in questo ambito. Infine, anticipando di due anni gli obblighi di rendicontazione in materia di trasparenza del pagamenti agli stati nell'esercizio dell'attività estrattiva introdotti dalla Direttiva Europea 2013/34 DE (Accounting Directive), Eni aveva iniziato nel 2015 a fornire disclosure su base volontaria di Una serie di deti di sintesi dei flussi finanziari pagati agli Stati nei quali conduce attività di ricerca e produzione o idrocarburi

Metriche e commenti alle performance

Nel corso del 2022 sono stati svolti 25 interventi di audit, in 10 Paesi, nell'ambito del quali sono state eseguite verifiche anticoriuzione applicabili sui rispetto delle previsioni del Compilance Program Anti-Gorruzione e 19 interventi di vigilanza sul Modelli 231/di Compliance delle società controllate italiane/estere. Come nel 2021, anche quest'anno i casi di corruzione accertatial relativi ad Eni SpA sono pari a 0 e, conseguentemente, non vi sono stati libenziamenti legati a questa casistica. Per i procedimenti in corso e per il fotale dei casi significativi di non conformità a leggi e regolamenti si veda la sezione "Contenzioal" a pagina 334, in particolare, nel 2022, in materia di comportamento anticoncorrenziale e violazioni delle normative antitrust e relative alle praticite monopolistiche, non è stata rilevato alcun caso in cui Eni SpA sia stata identificata come partecipante". Nel corso dell'anno 2022. la formazione anti-corruzione in modalità e-learning è stata erogata attraverso il nuovo corso "Codice Etico, anti-corruzio ne e. Responsabilità Amministrativa d'Impresa , rivolto a tutta la popolazione Eni, in Italia e all'estero (formati circa 28,000 dipendenti). Circa il 93% della popolazione Eni ha fruito di almeno un corso anti-corruzione nel corso dell'anno. Inoltre, nel 2022 è proseguita la formazione sui temi anti-corruzione attraverao general workshop e job specific training secondo la metodologia lisk-based iniziata nel 2019. Nell'ambito dell'impegno con EITI, Eni segue le attività svolte a livello internazionale e nel Paesi aderenti contribuisce alla preparazione dei Report, inoltre, in qualità di membro, partecipa alle attivita dei Multi Stakeholder Group in Congo, Ghana, Timor Leste e Regno Unito. In Indonesia, Kazakhstan, Messico, Mozambico e Nigeria, le società controllate di Eni partecipano al Multistakeholder Group locali di ElTI mediante le associazioni di categoria presenti nei Paesi.

Nel 2022, Eni ha generato un valore economico pari a €134 millardi di cui sono stati distribuiti €120 miliardi, in perticolare: 85% sono costi operativi. 7% pagamenti alla Pubblica Amministrazione. 5% pagamenti ai fornitori di capitale e 3% salari e stipendi per i dipendenti. Nel 2022, Il Gruppo Em ha ricevuto circa €370 milioni di assistenza finanziaria dalla Pubblica Amministrazione Tale ammontare include circa €200 millioni di crediti di imposta riconosciuti in Italia alle imprese energivore e gasivore istituiti dai Decreti-Legge n. 4 del 27 gennaio 2022. n. 17 del 1 " marzo 2022, n.21 del 21 marzo 2022 e successive modificazioni, per far fronte ai maggiori oneri sostenuti per l'acquisto del gas naturale ed energia elettrica.

Nel corso dell'anno, si sono registrati investimenti al netto delle svalutazioni pari a €6.916 milloni, l'ammontare relativo allo share buy-back e al pagamento dei dividendi è pari a €5,469 millioni. Nel corso dell'anno sono state pagate imposte pier 18.488 milloni

⁽⁵⁵⁾ Franchidual En e Shill come ezenze historial with the master county by courty (pe naggion intomation in program information is your internation is your internation in pr extractives compenies champion tax transparency)

⁽⁶¹⁾ Sintenze di condanza passerienti pensi pensi pensi per comune durinestra elo vitennationale in con visita stato tare nel member and member on mesto un Allo di comizione

⁽⁶²⁾ Crisionnalisms soparitali in the roce ad errit. 2 o 3 sele liggen : 287/1990, degli and 101 002 TFUE, o di eneggie dispassion combined of all Pressi in materia di libro dell'in e le perimatre de compriment anticoncorrespond e delle ville e delle velative ale pealche monquali cincine in visitation dogli am 20-26 del d.ga. n. 206/2005 (Codice del consumer) o di enaligned deposizioni (con Page lo materia di tutetà del consumatore.

4: 5 8 7 9 / 546

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

			di cui società consolibate Totale integramente	Totale	Clair
Interverti di audit con verifiche andi-corruzione	(Daumelo)	25	25	20	51
Workshop generale		1.346	1.723	1.284	904
Job specific training		529	492	702	568
Paesi in cui Erii supporta ii Multisfaveholder Group locali di EITI		0	0	ా	19

During specific training	529	492	702	568
Paesi in cui Eni supporta il Multisfaveholder Group locali di ETT:	0	0	ਾ ਤੇ
VALORE ECONOMICO		2110.
		Totale	Tolse	Totalo
Valare economico generalo	(quina @ euro)	134.232	78.092	45638
Valore economico distribuito"		120.451	66.138	41 437
Di cui costi operativi		102 529	ਵਵੋਂ ਵਾਧਰ	33.551
di cui: salari e stipendi per i dipendenti		3.015	2.888	2863
di cui pagementi ai fornitori di capitare		6.419	3.975	2974
and cui pegamenti alla Publica Annonstrazione		0.488	3,726	2.049
Valore economico trattenuto		13.787	11.954	4.201

IHANILIU LUNSULIUM IU

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Le Alleanze per lo sviluppo sostenibile in coerenza con l'Agenda 2030 contribuiscono alla creazione di valore di lungo termine per tutti gli stakehoider è rappresentano l'impegno di Eni per una transizione energetica equa voita a raggiungere uno sviluppo umano globale, che richiede un cambiamento oulturale, oltre che sociale, economico e lecnologico. Tale approccio si inserisce nella strategia aziendale di decarbonizzazione e abbraccia tematiche chieve come la "Just Transition", che sempre di più considera l'impatto della trasformazione energetica sulle bersone, a partire dal lavoratori diretti e indiretti, includendo anche le comunità e i consumatori; la promozione e il rispetto dei diritti umani, attraverso un modello di gestione responsabile nel principali processi aziendali oramai consolidato, le strategie per contrastare gli effetti causati dal cambiamento climatino. migliorando la capacità di adattamento e resillenza; la crescita demografica e i flussi migratori, anchiessi in parte conseguenza dei cambiamenti climatici. L'approccio è integrato lungo l'utto il ciclo di business attraverso l'analisi della situazione dei diritti. umani e del contesto socio-economico, l'analisi d'impatto e delle misure di compensazione, la valutazione del local content, la promozione della sviluppo locale e dell'engagement con gli stakeholder. In particolare, i programmi di sviluppo locale promuovono un arriplo portafoglio di iniziative a favore delle comunità. in linea con I piani di sviluppo nazionali e gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG), anohe a sostegno della creazione di opportunità di levoro e del trasferimento di know-how e di competenze al partner locali. Elemento essenziale per il raggiungimento degli oblettivi comuni sono le alleanze per lo sviluppo sostenibile con futti gli attori in gioco - dai privati, al pubblico, alle organizzazioni internazionali alle associazioni della società civile, agli istituti di ricerca - che consentono di mettere a fattore comune risorse e capitale umano per promuovere una crescita inclusiva. A partire dall'analisi del contesto socio-economico locale, realizzata sulla base dei global Multidimensional Poverty Index (MPI) sviluppato da UNDP e Oxford University, che accompaona le varie fasi progettuali di business al fine di assicurere una maggiore efficienza e sistematicità nell'approcolo decisionale, dal momento dell'acquisizione delle licenze fino al decommissioning, Eni adotta strumenti e metodologie coerenti con i principali standard internazionali per rispondere alle esigenze delle popolazioni locali. Questi strumenti permettono da un lato di promuovere lo sviluppo locale e dall'altro di ridurre eventuali impatti economici negativi (diretti e indiretti) delle nuove attività 1911/2 A Parks Mar 18/14 10/14 10/11/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2 1/2

ALLEGI

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di sviluppo del business. A questo scopo, Eni, al di la del reguisiti obbligatori previsti nei Paesi di presenza per l'oulorizzazio ne ambientale, produce sempre un Environmental, Social and Health Impeci Assessment (ESHIA) che garantisce l'aderenza delle attività ai più alti standard internazionali e prevede azioni volte a evitare o minimizzare ad un livello ritenuto accellabile gli impatti socio-economici delle attività. Gli studi di impatto sono condivisi con le comunità localies e, inoltre, grazie ad una mappatura degli stakeholder locali interessati alle attività, Eni' proattivamente informa organizzazioni della società civile e di tutela degli interessi delle minoranze in merito alla possibilità di contribuire alle valutazioni di impatto, inoltre, attraverso strumenti come l'Eni Local Content Evaluation (ELCE) e Eni Impact Toolla è possibile valorizzare i benefici diretti, indiretti e indotti generati da Erii nel contesto di operatività dei business e attrayerso il modello di cooperazione. Inoltre, vengono svolte delle analisi atte a misurare la percentuale di spesa verso fornitori locali presso alcune rilevanti controllate estere, che nel 2022, è risultata pari a circa il 45% dello speso totale. A queste attività si aggiunge la definizione di specifici Programmi per lo Sviluppo Locale (Local Development Programme - LDP) in Ilnea con l'Agenda 2030 delle Nazioni Unite, I Piani Nazionali di Sviluppo, i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Urmani (UNGP) e gli impegni previsti dell'Accordo di Parigi (Nationally Determined Contributions - NDC), che prevedono cinque linee di azione: (i) progetti di sviluppo locele: contributo allo sviluppo socio-economico delle comunità locali, in coerenza con le legislazioni e i piani di sviluppo nazionali, anche in base alla conoscenza acquisita. Queste iniziative sono volte al miglioramento dell'accesso all'energia off-grid e al clean cooking, alla diversificazione economica (es. progetti agricoli, micro-credito, interventi Infrastrutturali) e tutela del territorio, all'educazione e alla formazione professionale, all'accesso all'acqua ed al servizi lgienici, ad una corretta nutrizione e al supporto dei servizi e dei sistemi sanitari, oltre al miglioramento dello stato di salute del gruppi vulnerabili | relativi progetti sono elaborati utilizzando Il Logical Framework Approach (LFA) e sono mopitorati tramite lo strumento gestionale Monitoring. Evaluation and Lefarning (MEL); (ii) Local Content: generazione di/valore aggitinto attraverso il trasferimento di skill e know-how, l'attivazione di manodopera lungo la catena di fornifura locale e l'impiementazione di progetti di sviluppo; (III) Land management gestione ottimale del territorio a partire dalla vafutazione degli Impatti

[M] || Morelo EU.E [54] Local Casterri Evelution) i un muchte svillippens de Eri e valuato con Follegrico di Maro per la villazetine organizato in viated, inconti generatively and with the a web locked in call opera. Entriped Tool it unit mediations sell production in Nillion of Pollection in Nilling on permation of Milito do permation viluze gii crootti society, e ambientalis delle projente attirità al lineralle in personali a infrazzare le sever future di musitimento.

⁽⁶³⁾ Salvo ne esseressmente vietato dalla normativa locale stessa.

derivanti dall'acquisizione di terreni su cui insistono le attività di Eni per definire eventuali alternative, valutate con l'obiettivo di perseguire il benessere delle comunità locali, e misure di mitigazione degli impatti; (iv) Stakeholder engagement: la capscità della Società di relazionarsi con gli stakeholder e di rafforzare la reciproca comprensione e fiducia è elemento fondamentale per la definizione e conduzione delle attività di dialogo e col de volgimento degli stakeholder, oltre che delle migliori azioni da mettere in campo per conseguire una sviluppo sostenibile in sinergia con le comunità locall; (v) Human Rights: valutazione degli impatti potenziali o effettivi sui diritti umani riconducibili - direttarnente o Indirettamente - alle attività di Eni Iramite HRIA o HRRA (el veda sezione Diritti Limani a pagg 196-199), definizione delle relative misure di prevenzione o mitlgazione, in linea con i Principi Guida delle Nazioni Unite (UNGP) e promozione dei diritti umani mediante i Progetti di Sviluppo Locale La definizione di Local Development Programme Implica I'mpegno di Eni in prima linea sul campo e al fianco degli altri attori

locali per contribuite allo sviluppo sostenibile dei Paesi In questa direzione si muovono le partnership sviluppate da Eni con Organizzazioni Internazionali e - piu in generale - della cooperazione allo sviluppo. Ne sono esempi gli accordi firmati nel 2022 con alouni importanti attori nazionall ed internazionali guali United Nations Educational, Scientific and Cultural Organization (UNESCO) in Messico per ridurre il rischio idrogeologico nella regione del Tabasco e per la profezione del patrimonio culturale; United Nations Industrial Development Organization (UNIDO) per avviare il Centro di Ricerca sulle Energie Rinnova-Dili di Oyo in Congo e per valutare potenziali iniziative sull'idrogeno; Agenzia Italiana per la Cooperezione allo Sviluppo (AICS), in Egitto e in Kenya, per promuovere lo sviluppo delle comunità locali: e la Stakeholder Alliance for Corporate Accountability (SACA) in Nigeria per promuovere iniziative per il rispetto pel Diritti Umani.

Per quanto riguarda le iniziative legate silia tematica salute sono stali firmati accordi con diversi Ministeri della Salute e Autorità sanitarie locali, come ad esempio in Mozambigo ed Eglitto. È stato firmato un accordo di cooperazione con l'IRCCS Centra Coerdiologico Monzino per supportare Azule Energy Cenola nell'implementazione del progetto di capacity building nardiologioo ed è stato portato a termine il progetto a lutela della salute dei riflugiati interni in collaborazione con Medici con l'Africa CUAMM.

Tra le collaborazioni con il settore privato avviate nel 2022, vi è quella con CNH Industrial e IVECO Group per la diversificazione economica, l'educazione e la formazione professionale a partire dal territorio della Basilicata. Eni ha definito tramilie "procedura interna" i principi di indirizzo per la progettazione e atfuazione del "Grievance Mechanism" a livello operativo in capo alle società controllate che hanno la responsabilità di sviluppare tale processo, analizzare e concordare la soluzione con i ncorrenti, che siano individui o comunità. Infatti, la conoscenza

del contesto anche culturale permette di evere del processi con adeguati canali di accesso coefenti con il contesto e l'inventi vale re le più pertinenti modalità di dialogo e gestione dell'eventivale conflitto. In particolare, nella progettazione del meccanitario, le società controllate possono condurre specifiche consultazioni delle comunità locali, soprattutto verso le popolazioni facciano ne e nel casi in cui il contesto e/o pregressi progetti facciano presumere un elevato numero di grievance, oppure nel caso i propri progetti o attività prevedano rilocalizzazione economica o fisica delle comunità. Tutti i grievance ricevuli, anellazative gestiti dalle società controllate sono tracciati nell'applicativo aziendale "Stakeholder Management System" (SMS), strumensizionale per "mappare" la relazione con gli stakeholder e monitorare lo stato di avanzamento dei progetti e i risultati control seguiti e consente di monitorarii sia a livello di società comette seguin e centrate, dalla ricezione fino alla risoluzione, e permette lata une ticarli per terna e rilevanza, e verificare la percentuale di quelli risolti sul totale ricevuti in un dato periodo. Attri ambiti del indagine riguardano la tempestività della gestione l'analisi del frend del temi associati, per comprendere se vengono registi e la loro eventuale evoluzione verso un contenzioso. Le società eul possono anche richiedere al ricorrenti coinvolti un feedback sul livello di soddisfazione in relazione al funzionamento del processo, chiedendogli di segnalare eventueli aree di miglioramento. Eni richiede inoltre ai propri fornitori, contrattisti e sub-oontrattisti di rendere disponibile un proprio Grievance Mechanism a lavoratori e comunità con cui interagiscono a nome di Eni.

77474/548

Metriche e commenti alle performance

Nel 2022, gli investimenti per lo sviluppo locale ammontano a circa €76,40 millioni (quota Eni), di cui circa il 93% nell'ambito delle attività Upstream In Africa sono stati spess un tota le di €39,1 milioni, di bui €32,9 millioni nell'area Sub-sahariana principalmente nell'ambito dello sviluppo e manutenzione di Infrastrutture in particolare edifici scolastici. In Asia sono stain spesi ca. €26,0 milioni, principalmente investiti nell'ambito della diversificazione economica, in particolare per lo sviluppo e la manutenzione di infrastrutture. In Italia sono stati spesi E6,5 millioni. Complessivamente in attività di sviluppo infrastrutturale, sono stati investiti circa €31,3 milloni, di cui £17,2 milloni in Asia e €13,4 milioni in Africa, €0,7 milloni In America Centro-Meridionale. Tra i principali progetti realizzati nel 2022 si segnalano iniziative per favorire. (i) l'accesso al clean cooking in Costa D'Avorio, Mozambico, Ghana e Angolono di el attraverso campagne di sensibilizzazione e distribuzione di sistemi di cottura migliorati; in Kazakhstan & stata completata l'attività di riqualificazione con efficientamento energetico di una scuola nella regione del Turkestan, realizzata in partena nato con UNDP (United Nations Development Programme); ((il) nato confinazione economica sia nel settore agricolo in Con-

(65) A dato recised in squade por alliwia di reserverili che nell 2022 estimator a C1.2 min in Mazamocc, CO.07 mla w Conner e CQ07 mls in (controllerin

BO ANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

201

go, Egitto, Nigeria e Angola sia per supportare l'imprenditoria locale e giovanile in Ghana, Eglitto e Mozambico; in Messico sono state svolte attività di training e formazione a supporto dei programmi scolastici ed iniziative volte al miglioramento delle condizioni socio-economiche delle comunità con programmi di sviluppo dell'attività ittica ed è avvenuto Il lancio di attività di diversificazione economica voite alla creazione di un ambiente favorevole allo sviluppo e all'integrazione dei giovanii; (iii) faccesso all'educazione con attività di training e formazione a supporto dei programini sociastio in Costa D'Avorio. Egitto, Mozambico, Ghana, Iraq, Messico e Angola; attività di ristruiturazione di edifici seolastici lir Ghana, lrag e Messico, (IV) l'accesso all'acqua attraverso l'avvio dell'impianto di fornitura di acqua potabile di Al-Burdjazia nell'area di Zubair e prosegue la costruzione del nuovo impianto di potabilizzazione Al-Buradeiah a Bassora; la attività ed iniziative sul temi di accesso all'ocquia ed energia rinnovabile a supporto dello sviluppo locale nelle aree operative di Samboja, Kutai Kartanegara e Kalimantan orientale in Indonesia; nel nord-est della Nigeria è stata svolta la manutenzione dei pozzi alimentati da sistemi fotovoltaici e sono stati completati 11 Irapianti idrici negli Stati di Borno e Yobe: la manutenzione del punti d'acqua preesistenti e attività di sensibilizzazione circa l'utilizzo dell'acqua pulita e potabile in Angola; in Mozambico Tavvio di un programma multisettoriale volto a migliorare la qualità della vita delle comunità residenti nel Distretto di Mecufi anche tramite l'accesso a servizi di bose guali l'acque potabile. Nell'ambito dei progetti di sviluppo sanitario, nel 2022, Eni ha realizzato Iniziative in 16 Paesi per un librale di spesa di €10,3 millioni, per il imiglioramento dello stato di saliute delle popolazioni attraverso Il rafforzamento delle competenze del personale sanitario, come ad esempio in Angola e Libia, la costruzione e la riabilitazione di strutture saritarie e il loro equipaggiamento, come ad esempio, In Messico, in Iraq e Tunisla, l'informazione, l'educazione e la sersibilizzazione su temi sanitari delle popolezioni coinvolte, corne ad esempio in Eglitto, Ghana, Kazakhetan e Messico, Inoltre, in continuità con il supporto alle istituzioni e strutture sanitarie per l'emergenza COVIO-19, nel 2022 Eni ha portato avanti interventi di riqualificazione dei sistema sanitario in Italia, con l'obiettivo di contribuire alla resilienza delle strutture localli come l'Ospedate Vittorio Emanuele di Gela, Il presidio Ospedaliero S, Ella di Caltanissetta, l'Ospedale Luigi Sacco di Milano, e l'Ospedale S. Matteo di Pavia, nel fronteggiare la presente ed eventuali future pandemile. Nel 2022, Eni, con l'oblettivo di valutare i potenziali impatti dei progetti sulla salute delle comunità coinvolte, ha concluso 11 studi di Health Impact Assessment (HIA), di cui 2 studi preliminan integrati di Environmental, Social and Health Impact Assessment (pre-ESHIA) e 7 studi integrati ESHIA. Infine, nel coso del 2022 sono stati ricevuti 141 grievance di cui 61 (pari al 43%) sono stati gla risolu. I reclami hanno rigitardato principalmente: gestione delle relazioni con le comunità (categoria più ricorrente) gestione degli aspetti ambientall, land management. sviluppo dell'occupazione, diversificazione economica.

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE			2022	2027	2020
		a cui società consolidate Tetale Integramente	Tatafa Totale
mastimeral eler lo svilleppo locale	(crilloce of quito)	764	74,3	105.3	961
a cui neastrature		31,31	91.1	198	47.8

(66) finclarro o lamentes solleval da un inclinita - patitio a vicienti - relitiro a viceles) o dami o altri mosti annivertal o society, averenti, averenti, a versal, a versa caso o presenziali e dell'individual positis a da un sub contractive a presence vene sidente parte "unding parte" in participato in parti hand concernitato ara proposta di risokoloria

TASSONOMIA EUROPEA

Premessa

Il Regolamento 852 del giugno 2020 del Parlamento Europeo e del Consiglio "Taxonomy Regulation" istituisce un sistema di clessificazione unitario (Tassonomia) delle attività economiche sostenibili al fine di individuare il grado di ecosostenibilità degli investimenti produttivi. In base al regolamento della Tassonomia un'attività economica è considerata sostentbile se:

I) contribulace in modo sostanziale a uno o più dei sei obiettivi ambientali dell'UE (di cui all'art. 9 del regolamento)
Il) rispetta il principio del "do no significani harm" (DNSH), cioe di non ledere alcuno degli altri obiettivt.
lii) presenta requisiti minimi di salvaguardia che sono procedure adottate dalle imprese per garantire nollo svolgimento dell'attività il rispetto delle linee guida OCSE per le imprese multinazionali e dei Principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani, inclusi i principi e i diritti stabiliti dalle ofto convenzioni fondamentali individuate nella dichiarazione dell'ILO sui principi e i diritti fondamentali nel lavoro e dalla Carta internazionale dei diritti dell'uomo.
lv) sia conforme ai criteri di vaglio tecnico "Technical Screening Criteria - TSC" stabiliti dalla Commissione, che definisoono le condizioni di performance affinche contribuisca in modo sostanziale a uno dei sei obiettivi ambientali e riapetti Il principio DNISH.
Gli obiettivi ambientali previsti dalla Tassonomia sono:
a) la mitigazione dei cambiamenti climatici:
b) l'adattamento ai cambiamenti climatio;
c) l'uso sostenibile e la protezione delle acque e delle risorse marine
d) la transizione verso un'economia circolare,
e) la prevenzione e la riduzione dell'inquinamento;
f) la protezione e il ripristino della biodiversità e degli edos steml

IDENTIFICAZIONE DELLE ATTIVITA AMMISSIBILI E ALLINEATE DI ENI

In relazione a ciascuno degli obiettivi ambientali della Tassonornia, la Commissione in forza della delege conferita dal Regolamento emana un allegato tecnico (Annex) che Identifica le attività economiche in grado potenzialmente di contribuire a clascun objettiva, le attività ammissibili, e i criteri di vaglio tecnico "TSC", che stabiliscono le condizioni di performance che devono essere valutate per clascuna allività al fini della verifica del principlo dei contributo sostanziale all'oblettivo e dei rispetto del principio di DNSH nei confronti degli altri obiet-Ilvi affinche la singola atlività possa essere classificata "alle neata" alla Tassonomia. A oggi, la Commissione ha emanato gii Annex I e Il relativi agli obiettivi ambientali. mitigazione dei

cambiamenti climatici è adattamento al cambiamenti climatici nell'ambito del cosidrietto "Allo Delegato sul Clima" (Regolamento Delegato EU 2021/2139) integrato dall'Atto Delegato Complementare sul Clima (Regolamento EU 2022/1214) Bu nucleare e gas. Tall atti delegati individuano le attività ammissibili ai fini di tali oblettri e ne definiscono i relativi TSC. E prevedibile che nel 2023 siano emanati gli atti delegati relativi agli altri quattro obiettivi della Tassonomia.

Eni ha valutato le attività economiche svolte dal Gruppo sulla base di tali Annex per identificare come primo step le attività ammissibili e come secondo step le attività del Gruppo allineate alla Tassonomia attraverso il riscontro del TSC relativi al contributo sostanziale agli oblettivi climatici e dei rispetto dei criteri DNSH nei confronti degli altri oblettivi. La verifica del contributo sostanziale è stata eseguita limitatamente all'obrettivo milligazione del cambiamento climatico, polchè il Gruppo non svolge attività relative alla produzione di soluzioni di adattamento.

La verifica della clausola di salvaguardia di cui all'art. 3 lettera "c" è stata svolta a livello "Company"

DEBETSHI DI REFORT I (AS

In base all'art. 8 della Tassonomia, le società quotate nei mercati regolamentati dell'UE tenute a redigere la Dichiarazione di carattere Non Finanziario "DNF" (di cui agli art. 19 bis e 29 bis della Direttiva 2013/34/UE) sono soggette a delle disposizioni di trasparenza in materia di attività sostenibili attraverso la pubblicazione in DNF di tre indicatori di performance ("KPI") relativi alla quota di ricavi, costi operativi ("opex") e investimen-Il ("capex") associati alle attività economiche ecososteriibili sul totale delle tre voci a livello di impresa. Con Regolamento Delegato (LIE) 2021/2178 la Commissione ha definito Il contenuto e le modalità di presentazione delle informazioni richieste per rispellare l'obbligo di reporting previsto dall'art. B, nonche la metodofogia per conformarsi a tale obbligo informativo. Nei successivi paragrafi sono presentate le informazioni previsteda tale regalamento.

Informativa sulla Tassonomia in base all'Allegato I al REGO-LAMENTO DELEGATO (UE) 2021/2178 DELLA COMMISSIONE che integra il regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio precisando il contenuto e la presentazione delle informazioni che le imprese soggetta all'articolo 19 bis o all'articolo 29 bis della direttiva 2013/34/UE devono comunicare in merito alle attività economiche ecosostembili e specificando la metodologia per conformarsi a tale obbligo di informativa.

ALLEGATI

Indicatori fondamentali di prestazione (KPI) delle imprese non finanziarie

TASSONOMIA EUROPEA: TABELLA DISINTESI DEGLI INDICATORI FORDAMENTALI DI PRESTAZIONE ((P) DELLE IMPRESE NON FINANZIARIE

GRUPPO ENI - ANNO 2022	FATTURATO		SPESEN QONTO CARTACE		STEE OF STATIVE
	valore ass in & min	aucta %	valore ass in Embi	Quota &	valore ass. In € Tren quote %
A ATTIVITA AMMISSIBILI ALLA TASSONDMIA		7.5%		17.5%		12.15
A. ATTIVITA ECOSOSTENIBILI (ALLINEATE ALLA TASSONOMIA),	873	0,8%	1,753	14.15	76	1,85
A 2 ATTIVITA AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA NA NON ECOSOSTENIBIL (ATTIVITA NON ALLINEATE ALLA TASSONOMIA)	9.051	6.9%	419	34%	475	10.3%
TOTALE A + A.2	9.874	7,5%	2.172	17.5%	503	12.15
B ATTIVITA NON AMMISSIBILI ALLA TASSIONOMIA	122:039	92.5%	10/274	82.5%	11 657	87,0%
TOTALE A+B	192,512	100%	12,396	100%	0.100	100%

Contenuto dei KPI che devono essere comunicali dalle imprese non manziane

1.1 Specifiche del KPI

1.1.1. KP| relativo al fatturato

Nella recazione del bilancio consolidato il Gruppo Eni applica l principi internazionali d'informativa finanziaria (IFRS, Internafional Financial Reporting Standards) adottati con regolamento (CE) n. 1126/200B

In conformità a questo, il fatturato totale del Gruppo Eni e i fatfurati attribuiti alle attività economiche ammissibili ed ecososteribili (allineate) di Eni sono stati rilevati conformemente al

principio contabile internazionale (IAS) n. 7. punto 82 lettera a La quota del 7,5% delle atlività ammissibili ed allneate di Eni è calcolata rapportando la somma del fatturato relativo alle attività ammissibili è alle attività allineate, descritte al punto 1.2.2, al fatturato totale del Gruppo che coincide con la voce di bilancio "Ricavi della gestione carafteristica" del conto economico consalldato. Di seguito la riconciliazione:

FATTURATO		(man () antività allinieare Australity = 11 - Totale Bruppo
Ricavi do contrati con la cheritola (Ricavi della geologico) -	173	0.051	-132-513

La quota del fatturato di cui all'articolo 8, paragrafo 2, lettera a), del regolamento (UE) 2020/852 "KPI fatturato" è calcolata come la parte del ricavi netti ottenuti da prodotti o servizi associati ad attività economiche allineate alla Tassonomia (numeratore), divisa per i ricavi consolidati del Gruppo (denominatore).

Il fatturato è rilevato al netto degli effetti dei derivati su com modity attivati per ridurre l'esposizione del Gruppo alle oscillazioni dei prezzi delle materie prime energetiche per I quali è stata dimostrata l'efficacia della relazione di copertura tra lo strumento e il sottostante "cash flow hedges", per cui alla consegna dei prodotto (energia elettrica o altra materia prima energetica) è contabilizzato il prezzo della transazione al netto degli effetti di hedging.

Gli altri derivati su commodity unlizzati dal Gruppo per la gestione complessiva dei rischi prezzo delle commodity energeliche, privi del requisito della own use exemption o per I quali si e repulato di non attivare la relazione di copertura, sono rilevati a conto economico (mark-to-market) in una voce separata dal fatturato. In tale voce sono compresi anche gli effetti mefficaci ai fini della copertura dei cash flow hedge. Il mark-to-market dei derivali CFH e rilevato nelle riserve di patrimonio netto:

1.1.2. KPI relativo alle spese in conto capitale (Capit),

Le spese in conto capitale sostenute dal Gruppo Erii e le spese in conto capitale "CapEx" attribuite alle alle attività econginiche ammissibili ed ecosostenibili di Eni comprendano leogal contabillizzati sulla base di:

a) IAS 16 "immobili, impianti e macchinari" punto 73, leftera e), sottopunti i) e ill);
b) IAS 38 "Attività immateriall", punto 718, lettera e), sotto punto 1);
c) IFRS 16 "Leasing", punto 53, lettera by

I CapEx comprendono anche gli incrementi degli attivi materiali e immateriali derivanti da aggregazioni aziendall. Il Gruppo Eni non è presente in attività economiche che prevedono l'applicazione dei principi IAS 40 e IAS 47

27175 552

La quota del 17,5% delle attività ammissibili ed allineate dell'Eni è calcolata rapportando la somma delle spese in conto capitale relative alle attività ammissibili e alle attività allineate. descritte al punto 1.2.2, alle spese in conto capitale totali del Gruppo che corrispondono agli incrementi rifevati nell'eser-

cizio delle voci dell'attivo "Immobili, Impianti e Macchinari", "Astività Immateriali & Goodwill' e " Diritto di utilizzo beni în leasing", compresi quelli derivanti da business combination, di cui è data informativa nelle note n. 12, 13 e 14 al bilancio consolidato

SPESE IN CONTO CAPITALE PATI C)		2019 11: 10:10 11: 1 11:11:1 11:11:1 1 11:11:11 1 11:11	1991-1997 1999
Incrementi all. Moterial & Immeteriali	460	AQE	9.050
Grannia Beaund			ATE
Increment RCXJ	7	11	TAM
Aquisizion/Variazione area di consolidamenta.	1 286		1.038
A dedurre
Goodwill acquisito			(402)
Think Spese cleapliate	1.763	119	12,306

La guota delle spese in conto capitale di cuf all'articolo B, paragrafo 2, lettera b), del regolamento (UE) 2020/852 è calcolato come il numeratore definito al punto 1.1.2.2 dell'allegato l al Reg. Delegato (EU) 2021/2178 diviso per il denominatore definito al punto 1.1.2.1 dello stesso allegato.

1.1.3. KPI relative alle spese operative (OpEx) La quota del 12,1% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è calcolata rapportando la somma delle spese operative delle attività ammissibili e alle attività allineate, descritte al punto 1.2.2, alle spesse operative totali del Gruppo, Di seguito la riconciliazione:

388	(rith L] three Wipe Bo		Province
Costi di RSO spesali e conto economico		Ed	164
Spese operative	75-	342	3.996
ISVITASPORA POSTMENT ULT. HIL		-6218	A 140

La quota delle spese operative di cui all'articolo 8, paragrafo 2, lettera b), dei regolamento (UE) 2020/852 "OpEx KFP" e calcolata come Il numeratore definito al punto 1 1,3,2 dell'allegato i al Reg. Delegato (EU) 2021/2178 diviso per il denominatore definito al punto 1 1 3,1 della stesso allegato.

1.2. Specifiche dell'informativa a corredo del KPI delle imprese non finanziarie

1.2. Erincipi contabli

I dati di Tatturato, di spese operative e di spese in conto capitale relativi alle atlività Eni ammissibili e alle attività Eni allineate alla Tassonomia per il calcolo degli indicatori fondamentali di prestazione (KPI) e delle quote sui valori del bilancio consolidato sono stati estratti a cura delle società consolidate del Gruppo dei sistemi di contabilità generale e di contabilità analitica utilizzati per la preparazione dei blianci civilistici, redatti nella maggior parte dei casi a principi IFRS. I dati delle contabilità societarie sono rettificati, ove necessario, per adeguaril al principi IFRS adottati nella preparazione del bilancio consolidato di Eni e apportando le opportune elisioni di consolidamento (transazioni intercompariy eliminazione utili interni, ecc.).

Pertanto, I dati utilizzati per Il calcolo del KPI relativi alle attività allineate alla Tassonomia e delle quote relative alle attività arcimissibili alla Tessonomia sono gli stessi dati utilizzati nella preparazio

ne del biliancio consolidato del Gruppo Eni. Le voci di ricavi, costi operativi, incrementi delle immobilizzazioni materiali e immateriali, compresi gli incrementi dirivanti de acquisizioni e per accensione/rinnovo/revisione di contratti di leasing, sono stati determinati estraendo le corrispondenti voci dei conti di contabilità generale per le società del Gruppo che svolgono in modo esclusivo un'attività allineata o ammissibile (mono-business), mentre per le società plu-Il-business si è reso necessario attribuire le voci di contabilità generale alle diverse attività economiche, utilizzando la contabilità analitice che disaggrege i dati della contabilità generaie e l'attribuisce a più oggetti di reporting centri di profitto di norma corrispondenti a unità di business, linee di prodotto che possono avere costi comuni, stabilimenti, unità produttive, commesse di costo/investimento, In funzione delle esigenze del management di comprensione delle modalità di formazione dei risultati, di calcolo di convenienza economica e di controllo dei costi. Questa strutturazione dei flussi amministrativi funzionale alla preparazione del bilancio assicura che i ricavi, le spese in conto capitale e le spese operative siano attribuite a una sola attività economica, evitando doppi conteggi, considerato che le rilevazioni di contabilità analitica sono portate in quadratura con il bilancio civilistico, nonchè che i costi comuni siano stiribuiti alle diverse attività economiche sulla base di criteri di ripartizione che nflettono il fattore crifico di assorbimento della capacità.

I costi operativi attributii alle attività Eni allineate alla Tassonomia e alle attività Eni arrimissibili alla Tassonomia sono stall determiINLANCIO CONSOLIDATO

nati sulla base del modello di controllo dei costi fissi adottato dal management che, a partire dai dati di contabilità generale relativi ad acquisti, prestazioni, costo lavoro e oneri diversi, esclude i costi relativi all'acquisto delle materie prime, utenze industriali e di prodotti per la rivendita e aggrega le voci di costo in base al criterio di destinazione rispetto alle varie fasi di misura e controllo del probesso di produzione/veridita:
costi fissi industriali che comprendono il costo lavoro del personale addetto alla manutenzione, funzionamento e servizio diegli impianti industriali, le prestazioni esterne (essenzialmente le manutenzioni appallate a fornitori terzi), i costi generali di stabilimento, i materiali di consumo (parti di ricambio e beni per l'ammodernamento degli impianti) e comprendono gli interventi per l'efficienza energetica degli edifici e altri beni Immobili, nonché l'acquisto di output da attività ammissibili abilitanti per conseguire riduziorii delle ernissioni allmalteranii;
costi diretti della ricerca e sviluppo non capitalizzali all'attivo,
i costi fissi della fase commerciale;
I costi fissi del personale di sede e delle attività amministrative e generali (essenzialmente costo lavoro e prestazioni nelle area legall gestione del personale, informatica, finanza, amministrazione, societaria)

Al fini dell'obbligo di reparting il management ha individuato i costi fissi industriali e i costi di R&D non capitalizzati quali voci che rappresentano le spese operative delle attività economiche e in aggregato denominatore del KPI spese operative delle attività allineate alla Tassonomia e della quota della attività ammissibili alla Tessonomia. In linea con le disposizioni del Reg. Tassonomia, le spese operafive sostenute per l'acquisto di prodotti abilitanti o in relazione a singole misure che consentono alle attività obiettivo di raggiungere basse emissioni di carbonio o di conseguire riduzioni dei gas a effetto sono stati riconosciuti dalle attività economiche svolte da Eni nel rispetto della limitante prevista dall'art. 16 di non comportare una dipendenza da attività che compromettano gli obiettivi ambientali a lungo termine, in considerazione della foro vita economica. In tale ambito, gli opex e i capex sostenuti dal settore E&P per incrementare l'efficienza energetica/ridurre le emissioni di carbonio degli impiariti DII & Gas sono stati esclusi.

1 2 2 Valutazione della conformità al regolamento (UE) 2020/852

1.2.2.1. Informazioni sulla valutazione della conformità al regolamento (UE) 2020/852

Le antività ammissibili di Erii ai fini dell'oblettivo di mitigazione del cambiamenti climatici sono:

3.14 produzione di prodotti chimici organici di base: produzione di monomeri e altri prodotti chimici di base da carica petrolifera/etano;
3.17 produzione di plastiche in forma primaria: produzione di polietifene e di stirenio ottenuti dalla trasformazione del monomori,
4,1 produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica impianti fotovoltaici di proprietà della controllata Plenitude attivi in Italia, Spagna, Stati Uniti, Australia e Francia;
generazione di è è edlica: Impianti di generazione eolica 4.3 per sfruttare l'energia del vento instaliati sulla terraferma di proprietà della controllata Pienitude attivi in nalia, Spagria è Kazakhstan:
generazione di e e dalla tecnologia dell'energia del mare: im-44 pianto sperimentale che sfrutta l'energia del mato ondoso Installato nei mari italiani;
generazione di e.e. da bioenergia: produzione di energia elet-4.8 trica da biomassa mediante impianti di taglia piccola (interiori a 2MW di potenza installata) operativi in fralia;
produzione di biogas e di biocarburanti per futilizzo niei tra-4.19 sporti e di bioliquidi: produzione di biocarburanti mediante idrogenezione di materie prime vegetali o componenti organiche di scarto, il prodotto risultante è un olio vegetale idrogenato (HVO) che può essere venduto e utilizzato in purezza o essere miscelato con i carburanti tradizionali per ridurre le emissioni di carbonio. L'attività è svolta presso le bioreffinerie di Gela e Venezia con una capacità produttiva di 1,1 mi Va
4.20 cogenerazione di caldo/freddo ed e.e. da bioenergia: produzione cogenerativa di vapore ed energia elettrica utilizzando biomassa forestale presso lo stabilimento di Crescentino (Italia),
6.3-5.4 costruzione, estensione ed esercizio di reti di raccolta e di Irattamento di acqua di risulta: attività svolte prevalentemente per scopi internit
digestione anaerobica di rifiuti organici digestione anaero-5.7. bioa, produzione di biogas e successiva cogenerazione per produzione di energia elettrica, oltre a compost, presso fimpianto Po Energia Sri a partire da frazione organice provenierite dalla raccolta differenziata dei rifiuti urbani,
stoccaggio geologico permanente softerraneo della CO, 512 stoccaggio permanente della CO, all'interrio di giacimenti di gas naturale esauriti operati da Eni. Lattività comprende il progetto sperimentale di Ravenna per la valutazione della fattibilità economico-tecnica della realizzazione di un hub. di cattura con futilizzo dei giacimenti di gas essuriti operati da Eni nell'offshore ravennate e la realizzazione dell'hub di stoccaggio di Hyte in UK che sfrutterà i giacimenti esauriti operati da Eni nella Liverpool Bay,
6.5 trasporto mediante moto, autovetture e velooli commenali leggeri: servizio di noleggio Enjoy basato sul modello "free floating" con prellevo e rillascio del velcolo in qualistasi punto all'interno dell'area coperta dal servizio. La flotta è costifuita da veicoll a combustione interna, Ibrida ed elettrica,

6 15 infrastrutture per II trasporto low carbon su sprada e tresporto pubblico: attività oi installazione e gestigne di ponti di ricarica per veicoli elettrici nel territgrio ittaliano svolta dalle controllata Plenitude

Le attività

3.10 produzione d'idrogeno;
6.10 trasporto marittimo e costiero di merci, navi per operazioni portuali e attività ausiliarie relațiyo aglicarie a liactriori
6 15 infrastrutture che consentono il tifasoorto su strada il trasporto pubblico a basse emissioni di carbonio relativa al combustibili fossili,
-

67 78/554

Sono state escluse dalle attività eligible polché ritenute non conformi alla clausola di lock-in dell'ari. 16 della Tassonomia.

Eni ha valutato l'ecosostenibilità delle attività ammissibili al sensi dell'art. 3 del Regolamento (UE) 2020/852 come integrato dal Regolamento Delegato (UE) 2021/2139 della Commissione del 4 giugno 2021 edottato come previsto dagli art, 10-11 par. 9 del citato regolarnento, che fissa i criteri di vaglio tecnico che consentono di cleterminare a quali condizioni si possa considerare che un'attività economica contribuisce in modo sostariziate alla miligazione dei cambiamenti climatici o all'adattamento al cambiamenti climatici, se non ansca un danno significativo a nessun altro obiettivo embientale del regolamento (UE) 2020/852 ed è svolta nel rispetto delle garanzie minime di salvaguardia previste dall'ari. TE del citala regolamento.

Eni non svolge attività che forniscono soluzioni di adattamento climatico. L'obiettivo dell'adattamento climatico è stato considerato solo ai fini della venfica di cui all'all'ari. 3 del regolamento (UE) 2020/862 del criterio del "non arrecare un danno significativo a nessuno degli obiettivi ambientali" della Tassonomia.

in esito a tale valutazione alla clata di riferimento della presente Relazione Finanziana Annuale comprensiva Della DNF 2022 le seguenti attivita sono state valutate allineate alla Tassonomia polché contribuiscono in meniera sostamziale al raggiungimento dell'obiet-Ilvo di miligazione del cambiamento climatico

A. Produzione di zenamic elettivite mediante tecnologia solares fotovoliilen

Contributo sostanziele alla mittigazione dei cambiamenti climatici L'attività produce energia elettrica utilizzando la tecnologia solare fotovoltaica

Non arrecare danno significativo ("DNSH")

Adattamento ai cambiamenti chinatici.

Il Gruppo ha esegulto una valutazione dei rischio di esposizione agli eventi metereologici acuti e cronici previsti dall'altegato A al Regolamento Delegato sul clima:

Il management ha adoffato procedure e sistemi per l'individuazione, la valulazione e la gestione del riachio fisico legato al cambiamenti climatin, definito come Il rischio che le variazioni potenziali prospettiche degli eventi naturali e i fenomeni metereologici estremi legati al cambiamenti climatici, attesi nel medio-lungo termine. possano avere ricadute significative sulle condizioni di operabilità. sicurezza e redditività degli attivi, violando in tal modo il principio del "non arrecare un danno significativo" all'obiettivo di adattamento climatico della Tassonomia.

Il management esegue con cadenza regolare un assessment/screening top-down in base a una injetodologia proprietaria della potenziale futura esposizione delle attività Erii ai pericoli legati al clima previsti nel citato allegato A, in ottica di medio-lungo termine, con l'oblettivo of individuare gli interventi necessan per adamare le attività ai rischi metereologio identificati, considerate le miliganti del nschio gia in essere presso clascun attvo.

La metodologia di assessment Eni dell'esposizione prospettica al pencoli legati al clima

ufilizza in inpul dati fornili da un provider esterno (attualmente Verisk Maplecroft) che ha elaborato mappe di rischio prospettiche basate su indicatori qualitativi. In grado di assicurare una copertura giobale (offshore e onshore) delle aree dove sono localizzați gli attivi Eni. Le fonti di tali mappe di rischio combinano i modelli olimatici predittivi più aggiornati con le informazioni di eventi storici, per fornire un andarnento qualifativo tendenziale dei fenomeni naturali a seguito del cambiamenti climatici,

sviluippa un esercizio di stress sulfattuale portafoglio di attivi a prescindere dalla specifica vita residua utile di ciascun attivo, velutando la feorica esposizione prospettica al 2050 rispetto al pericoli legati al cambiamento climatico;

e applicata con cadenza annuale e sarà oggetto di continuo miglioramento alla luce dell'esperienza che si consoliderà nel tempo, nonché della futura evoluzione dei framework sulla tematica; utilizza lo scenario IPCC RPC 8,5 come strumento di provezione delle mappe di rischio climatico prospettico,
Utilizza le coordinate geografiche di piascun attivo Eni (longitudine e lall'ludine) per il collocamento nei reticoli di rischio meteorologico (generalmente cascun reticiolo è pari a 20 chillornetti quadrati) definiti dal provider esterno per rilievare il fipo di rischio climatico a cui clascun attivo potenzialmente esposto nel prossimi trent'anni sulla base della scenario climatico adottato,
considerazione nel processo di valutazione del rischio anche gli attivi della catena di fornitura ove rilevanti.

Una volta definiti i rischi climatici associali a ciascun atlivo, il management esegue una valutazione delle barriere esistenti sia fisiche (caratteristiche progettuali dell'attivo, materiali impiegati, muni di contenimento, distanza dalle fonti di pericolo, ecc.) sia in termini di sistemi e procedure (sisterni di allerra, procedure di messa in sicurezza degli atlivi, esistenza di piani di moniforaggio. e verifica, ecc.).

Al termine di questa fase il management valuta il rischio residuo a cui e esposso clascun lattivo e definisce il piano di piane per all'attiv esposti a elevati rischi residuali:

In caso di pericoli cronio (es. water stress) sono pianificate ed eseguite attività di monitoraggio con eventuale successiva definiziane e follaw up ai un piano di intervestio.
in caso di nischio acuto è valutato, definito ed attuato un piano di adiattamento che può prevedere modifiche alle procedure e sisterni operativi, la realizzazione di opere di protezione/aumento della sicurezza e della capacità di resistere agli eventi avversi dell'attivo, evvera la noonfigurazione dello stesso in funzione dell'orizzonte ternporale e della vita utile residua deffattivo.

Sulla base della procedura e metodologia descritte le installazioni Eni di produzione di e.e. da impianii fotovoltalci non evidenziano rischi residul di esposizione a eventi metereologici avversi considerata la koro vita utile residua e perfanto l'affività è stata valutata adatta al CC.

Transizione verso un'economia circollare

Califica ha valutato la disponibilità di e ulitzza, ove possibile, appa-

INCANCIO CONSOLIDATO

713

recchiature e componenti di elevata durabilità e riciclabilità e facili da srnantellare e rigualificare.

Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi

Tutte le installiazioni fotovoltaiche di Eni hanno ottenuto una VIA al sensi della Direttive 2011/92/EU e pertanto rispettano il principio del non arresare un danno significativo all'oblettivo di protezione è ripristino della biodiversità e degli ecosistemi,

Produzione di energie elettrice a partire dall'energia sollea

Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici L'attività produce energia elettrica a partire dell'energia eolica.

DNSH

Adattamento ai cambiamenti cilmatici

Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli eventi olimatici acuti e cronici in base alla metodologia descrittà al punto 4.1 e ha concluso che tutte le instaliazioni edliche di Eni sono adattate al cambiamento cilmatico.

Transizione Verso uneconomia circafare

L'attività ha valutato la disponibilità di e inflizza, ove possibile, apparepchiature e componenti di elevata durabilità e riciclabilità e facili da smantellare e rigualificare.

Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi

Tutte le installazioni per la produzione di energia elettrica da bibenergia dell'Eni hanno otlenuto una VIA ai sensi della Direttiva 2011/92/EU e pertanto rispettano il principio del non arrecare un danno significativo all'obiettivo di uso sostenibile delle acque e di protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi.

4.8. Produzione di energia elettrica a partire dalla bionergia

Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici Le installazioni Eni hanno clascuna una potenza termica nominale lotale inferiore a 2 MW e utilizzano combustibili gassosi da DIOTTassa,

DNSH

Adattamento ai cambiamenti climatici

Il Gruppo ha eseguito une valutazione del nischio di esposizione agli eventi metereologici acuti e cronici in base alla metodologia descritta al punto 47 e ha concluso che tutte le installazioni per la produzione di bioenergia di Eni sono adattatte al cambiamento climatico

Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine. Protezione e nipristino della biodiversità e degli ecosistemi

Tutte le installazioni per la produzione di energia elettrica da bioenergia di Eni hanno ottenuto una VIA al sensi della Direttiva 2011/92/EU e pertanto rispettano li principio del non arrecare un danno significativo all'oblettivo di uso sostenibile delle acque e o profezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistem

4.13. Produzione di biogethuranti destinati al trasporti

Eni produce olio vegetale idroganato (HVO) per l'utilizzo nel settore dei trasporti. L'attività è condotta presso la bioraffineria di Gela.

Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici Clascun lotto di HVO prodotto nel 2022 è stato analizzato per verificare il contributo sostanziale all'obiettivo di milligazione del cambiamento climatico. I volumi di HVO prodotti utilizzando colture alimentari e foraggere sono stati esclusi dal KPI, nonché quelli prodotti a partire da biomassa agricola che non soddisfa i reguisiti di sostenibilità della Direttiva 2001/2018.

Il risparmio emissivo orteniuto dall'HVO prodotto da feedstock sosteribili è stato calcolato sulla base della metodologia di cui alfailegato V della Direttiva EU 2001/2018 in relazione a clascun lipo di biomassa lavorata. Sulla base dell'analisi condotta, circa il 98% dell'HVO prodotto contribuisce a ridurre di almeno II 65% le amissioni di CO, rispetto al carburante tradizionale. Gli ammontari di ricavi, costi e investimenti relativi all'attività dichiarati nei KPI sono stati atti louiti in proporzione alla percentuale di HVO rispondente al parametro del contributo sostanziale

DNSH

Adaffamento al cambiamenti climatici

Il Gruppo ha eseguito la valutazione del rischio di esposizione agli eventi metereologici acufi e cronici previsti dall'allegato A all'Alto Delegato sul clima della bioraffineria di Gela, In base alla metodologia descritta al punto 4.1, e ha concluso che l'attività è esposta al rischio di stress idrico. E in fase di anuazione un plano di monitoraggio dell'evoluzione del rischio con l'oblettivo di rendere l'affività adattata entro cinque anni

Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. La costruzione della bioraffineria e i successivi progetti di noonfigurazione, ampilamento o ristrutturazione hanno ottenuto prima dell'avvio dei lavori una VIA ai sensi della Direttiva 2011/92/EU e pertanto rispettano il principio del non arrecare un danno significativo all'obiettivo di uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine e all'obiettivo di protezione e npristino della biodiversita e degli ecosistemi.

5.12. Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO

Lattività riguarda la realizzazione dell'hub di stoccaggio geologico permanente di Hyte nei Regno Unito, che utilizzeya i glabicaeritti di gas naturale Eni esauriti localizzati nella Liverppol Bay. Il servizio di stoccaggio della CO, sarà offerto a operaționi locali appartenenti a industrie con emissioni "hard-10-abate" sulla base di una tariffa regolata in corso di negoziazione. E stata lapgrovata dalle competenti sutorità italiane il progetto sperimentale per valutare la realizzazione di un hub di cattura della CO, presso i giacimenti di gas naturale essuriti di Eni nell'offshore di fronte Raverina.

Contributo sostanziale alla mitigazione dei carnbiamenti climatics Lettività è svolta in conformità alla normativa internazionale ISO 27914:2017 per lo stoccaggia geslagico di CO_ Il progetto svolto in Italia rispetta, per quento epplicabile, i reguisiti delle Direttiva 2009/31/C.

DNSH

Adattamento al cambiamenti climatici.

Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli eventi metereologici acuti e cronici previsti dall'allegato A all'Allo Delegato sul clima dell'attività sulla base della metodologia di cui al punto 4.3 e ha concluso che è adattata al cambiamento climatico.

Prevenzione e riduzione dell'inquinamento

Si prevede che l'attività adottando i sistemi di risk managernent e di M&V previsti dalla citata normativa ISO assicurerà il rispetto dei parametri d'inquinamento in conformità direttiva 2009/31/C.

Uso sostenibile e protezione delle aogue e delle risorse marine Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi

Si prevede che l'attività adottando | sistemi di risk management e di M&V previsti dalla citata normativa ISO e attuando tutte le misure pranificate per assicurare il livello minimo di impatto ambientale in vista dell'ottenimento delle necessane autorizzazioni amministrative dalle autorità UK, sarà in grado di rispettare il criterio DNSH relativo agli oblettivi uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine è profezione e ripristino della biodiversità e degli ecosisterni.

a 15. Infrastrulliure elle sonsentano il (rasporto su strade n hasse emissioni ili carbonia

Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici L'attività consiste nell'installazione, gestione e manutenzione di una rete di punti di ficarica per veicoli elettrici.

DNGH

Adattamento ai cambiamenti climatici

Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione dell'attività agli eventi metereologici acuti e cronici previsti dall'allegato: A all'Atto Delegato sul clima in base alla metodologia di cui al punto 4.1 e ha concluso che l'attività e adattata al cambiamento climatico

Prevenzione e nouzione dell'Inquinamento

Elnstallazione di nuovi punti di ricarica non produce sostanzialmente rifiuti di cantiere, ovvero sono adottate tecniche per limitare la produzione di rifluti nei processi di installazione ed eventuale demolizione, conformemente al protocollo UE per la gestione dei tifluli da costruzione e demolizione, tenendo conto delle migliori tecniche disponibili (quali ad esempio il riololo dei materiali di scarto e la riduzione del consumo di acqua). Sono adottate misure per ridurre il rumore, le polveri e le emissioni inquinanti durante i lavori di costruzione o manuferrzione quali ad esempio

Utilizzare attrezzature a basso impatto ambientale che producano meno tumore, polvere ed emissioni inquinanti rispetto a quelle tradizionali;

8 9 556

limitare gli orari di lavoro, programmando, quando e dove possibile, le attività di costruzione o manutenzione durante le dre in cui c'e meno traffico per limitare l'impatto sulle allività circostanti

Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi L'installazione delle colonnine di ricarica per veico) elettrici rispetta specifiche norme di legge e regole tecniche per garantire la sicurezza degli utenti e l'integrità delle infrastrutture, che comprendono anche la protezione della blodiversita/ ecosisterni

1 2.2.2. Contributo al conseguirnento di più obiettiv Non applicabile

1.2.2.3 Disaddregazione del KB

Nell'attività di produzione di biocarburanti per il trasporto l'Impianto di produzione di Gela è utilizzato in maniera conglunta sia per la produzione di HVO allineato alla Tassonomia, sia per la produzione di HVD ammissibile ma non allneato: Come indicato nella descrizione dell'attività, i dati di ricavo e di costi comuni alle due tipologie di produzioni (spese operative e di investimento) sono stati ripartiti in proporzione ai volumi lavorati di biomassa che consentono il conseguimento di un risparmio emissivo di almeno | 65%

Si rittene che tale criterio di ripartizione è basalo su un criterio adeguato al processo di produzione impiegato e ne rifletta le specificità teoniche

12 3 Internation Contestuali

1.2.3.1. Informazioni contestuali sul KPI relativo al fatturato i valori che concorrono al numeratore del KPI relativo fetturato dervano da contratti con la clientela rilevati in base all'IFRS 15. L'ammontare totale del numeratore di €823 millioni è così articolato.

€31 millioni dalla vendità di e e, prodoffa da impianii fotovoltaio;
€79 millioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti edicci,
€41 millioni dalla vendita di e,e prodotta da impianti silmentali a biomassa:
· €667 millioni dalla vendita di HVO

1.2.3.2. Informazioni contestuali sul KPI relativo alle spese in conto capitale

Le spese in conto capitale del numeratore dei relativo KPI pari a €1.753 millioni sono relative alle seguenti attività.

E603 milloni relatività produzione di energia elettrica da fofavoltalco, che comprendono €220 milliani di incrementi di PPSE per l'avanzamento nel programma di costruzione di bui €188 milioni relativi alla nuova capacità installata nel 2022 per 319 MW (o Il revamping di installazioni esistenti) e 383 millioni di acquisizioni di impianti da terzi perfezionate nell'esercizio per una capacità in operation di 371 MW

BILANCID CONSOLIDATO

Nello specifico gli investimenti di €220 millioni si riferiscono principalmente: (i) per €146 millioni al progetto Brazoria in Texas completato nel corso del 2022; (il) per birca €30 millioni al progetto in fase di completamento Certillares in Spagna con fid nel dicembre 21;

€906 millioni relativi all'attività produzione di energia elettriga. da eolleo, che comprendono €8 milioni di Incrementi di PP&E per l'avanzamento nel programma di costruzione di cui circa € 5 millioni relativi alla muova capacità installata nel 2022 per 5 MW (progetto Badamsha 2 in Kazakhistan) e €898 milioni di acquisizioni di mpianti da terzi perfezionate nell'esercizio per una capacità in operation di 368 MW;
· €97 mililoni relativi all'attività di produzione di biocarburanti, interamente imputati a incremento di PP&E, principalmente relativi alle bioraffinerie di Venezia e Gela per €94 millioni. Con riferimento a Venezia sono in corso diversi progetti per l'upgrading della bioraffineria di cui i principali riguardano: la realizzazione di una nuova sezione (degumming) dell'unità di trattamento della biomassa per potenziare la lavorazione di carlohe più complesse, con avvio nella prima parte del 2023; la realizzazione di un impianto di steam reforming e del relativo interconnecting. L'impianto sostituirà il ciolo benzine per la fornitura dell'idrogeno necessario a produrre HVD puro, con un conseguente aumento della capacità di lavorazione fino a 0,6 millioni di tonnellate/anno, con completamento atteso nel 2024

Con riferimento a Gela principali progetti riguardano: l'upgrading dell'unità di trattamento della biomassa (BTU) per potenziere la lavorazione di cariche più complesse, con completamento atteso nel 14 2024, la realizzazione dell'impianto per la produzione di hiojet, con completamento atteso nel 2024.

Tali progetti di bioraffinazione sono parte del piano industriale degli investimenti Eni per il quadriennio 23-26 approvato dal Consiglio di Amministrazione Il 22 frebbraio 2023 e sono alcuni dei driver che || Gruppo ha attivato per conseguire l'obiettivo di capacità di 3 millioni di tonnellete/anno entro il 2025;

· €78 millioni relatività di stoccaggio permanente della CO, Interamente Imputati a incremento di PP&E, nell'ambito dei progetti per la realizzazione dell'hub di stoccaggio di Hynet in Regno Unito e, in misura minore, della prima fase dell'hub di stoccaggio di Ravenna, entrambi inclusi nel piano quadriennale degli investimenti del Gruppo Eni approvato dalla Direzione Aziendale il 22 febbraio 2023. Il progetto Hynet prevede un impegno di spesa nel piano di €125 milioni e la prima iniezione di CO, nei giacimenti essuriti della Liverpool Bay operati da Eni è programmata nel 2025. Il progetto Ravenna hub prevede un impegno di spesa nel piano di €150 millioni e la prima iniezione di CO, nei giacimenti esaurili dell'offshore ravennate operati da Eni è programmata entro il termine di cinque anni;
60 milioni all'attività relatività di installazione di punti ricarica per EV, interamente imputati a incremento di PP&E nell'ambito dei piano di espansione della relle di ricarica con l'installazione nel 2022 di circa 6,8 mila nuove colonnine a marchio Plerillude

1.2.3.3. Informazioni contestuali sul KPI relativo alle spese operative

Le spese operative incluse nel numeratione del relativo KPI pañ a €75 milloni riguardano manutenzioni e riparazioni nonché le altre spese dirette connesse al "servicing" quotidiano di immobili, impianti e macchinari, a opera dell'imprese o di ferzi cui sono esternalizzate tali mansioni, necessarie per garantire il funzionamento continuo ed efficace di tali attivi. Il dettaglio riferito alle principali attività è il seguente:

· €15 milioni sostenuti nell'attività di produzione di e,e da impianili fotovoltajoi, relativi alle manutenzioni e altre spese di funzione-;e); e a sizzinia (ispezioni, pulizia e altreme);
€28 milioni sostenuti nell'attività di produzione di e e. da impianti eolici, relativi alle manutenzioni e altre spese di funzionemento quotidiano (ispezioni, pulizia e eltre),
€24 millioni sostenuti nell'attività di produzione di biocatburanti, relativi alle manutenzioni e altre spese di funzionamento quotidiano (ispezioni, pulizia e altre).

Verifica rispetto clausola di salvaguardia di cui art. 3 lettera "c" I criteri di ecosostenibilità delle attività economiche di cui all'art. 3 del Reg. Tassonamia prevedono in aggiunta ai principi del contribulo sostanziale e del "non arrecare danno", il rispetto di garanzie minime di salvaguardia nella conduzione del business (di cui al comma "c"), rinviando al successivo art. 18 per la loro definizione La norma le identifica con le procedure attuate da un'impresa al fine di garantire che la gestione aziendate sia conforme alle Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali e ai Principi Guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti urnani, inclusi i principi e i diritti stabiliti dalle otto convenzioni fondamentali individuate nella dichiarazione dell'Organizzazione internazionale del lavoro sui principi e i diritti fondamentali nel lavoro e dalla Carta internazionale dei diritti dell'uomo.

Nel dare attuazione a tali procedure, le imprese devono rispettare Il principio "non arrecare un danno significativo" di cui all'articolo 2, punto 17), del regolemento (UE) 2019/2088, la Sustainable Finance Disclosure Regulation "SFRD" La SFRD" prevede che le istituzioni finanzianie "financial market participants" valutino i rischi ESG degli Investimenti inclusi nei prodotti finanziani che intendono collocare presso i risparmiatori, attraverso la misurazione dei risultati ottenuti dalle aziende oggetto di investimento in relazione a una serie predefinita di indicatori chiave d'impatto in aree critiche "principal adverse impacts". Cinque di questi indicatori sono di natura sociale (i) vio lazioni dei principi del Global Compact delle NU e delle linee quica OCSE per le imprese multinazionali; (ii) mancanza di gragessi e d meccanismi di ottemperanza per monitorare il rispetto del pringipi di cui al punto pressdente; (ii) divario retributivo di genere, (V) diversità di genere nella composizione degli organi amministrativit (v) esposizione ai settori degli armamenti confroversi. La definizione di investimento sostenibile di cui al punto 17 giell'an. 2 della SFDR stabilisce che un investimento è tale se contribuisce a obiettivi anbientale o sociall definiti in maniera ampie, a condizione che non leda nessuno di tall obiettivi. Pertanto, Eni assume che il rispetto del principio non arrecere un danno significativo della SFRD sia da intendere con riferimento ai cinque indicatori d'impatto sociale descritti in precedenza, quattro dei quali sono compresi nei processi

di due diligence Eni in ambito diritti umani, mentre per il quinto Erii conferma ti non essere pressnte nei settori degli armamenti controversi

Le linee guida OCSE per le aziende multinazionali sono principi di conduzione responsabile del business relativi ad otto aree di attività:

tre riconduabili al tema dei dintil umani (dintti umani, protezione dei consumatori, occupazione e relazioni indestriali),
Anti-cornizione
competizione equa;
· tassazione

Infine, l'ambiente è affrontato negli altri criteri di sostervibilità dell'art. 3 del Reg. Tassonomia, mentre scienza/teonologia sono fuori ambito Le atto convenzioni ILO sul lavoro sono nel loro complesso ridondiucibili al rispetto dei diritti urnami

L'osservanza dei principi fondamentali in materia di dintti umani contenuti nell'International Bill of Human Rights (Universal Declaration of Human Rights, International Covenant on Civil and Political Rights and International Covenant on Economic Social and Cultural Rights) le garantita dal rispetto della Costituzione e della normativa italiana che fa suoi tali principi e che Eni, quale azienda inporporata in Italia. è tenuta a osservare.

La verifica del rispetto della clausola di salvaguardia si fonda sull'istiluzione e mantenimento di adeguati processi e sistemi aziendali di due diligence nei seguenti ambiti.

diritti umani.
lotta alla comuzione
rispetto della competition law;
tassazione d'impress.

nonché sull'inesistenza di procedimenti legali a carico dell'impresa, di un sua controllata o di esponenti del top management per violazioni di leggi nazionali o internazionali relative a tall materie che abbiano dato luogo a sentenze di condanna passate in giudicato, ovvero sull'assenza di "complaints" o segnalazioni per presunte violazioni dei diritti umani, presentati da singoli stakeholder o gruppi di stakeholder presso un Punto di Contatto Nazionale OCSE o presso il "Business and Human Rights Resource Centre' a fronte dei quali la Società non abbia dimostrato un impegno concreto di affrontare e gestire la segnalazione, non cooperando per una sua risoluzione e/o non adottando un piano di rimedio ("remediation plan") nel caso di una sua responsabilità per aver causato e/o contribuito all'impatto negativo lamentato

I sisterni di due thligence di Ent

ARTI-CONRUZIONE. Nell'ambito della policy aziendale di tolleranza zero nei confronti della corruzione. Eni si è dotata di un ambiente di controllo e di prodessi e presidi con l'oblettivo di prevenire qualsiasi forma di comportamento o transazione aventi intento corruttivo e di garantire la postante e puntuale osservanza da parte delle persone che lavorano in Eni o per conto di Eni delle leggi vigenti nei Paesi in cui la Società opera, M incluse le leggi di ratifica delle Convenzioni Internazioneli, che proibiscono la corruzione nel confronti di pubblici ufficiali nonché la corruzione fra privati. Tale sistema si applica anche al riciclaggio di denaro. L'ambiente di controllo si fonda su valori

condivisi dall'organizzazione a partire dal top management, che includono fistituzione di un codice elleo ispirato ai principi di trasparenza, onestà, correttezza e buona fede nella conduzione del business, l'adesione ai dieci principi delle NU in tema di responsabilità d'impresa, la partecipazione al Global Compact e la formazione del personale sul terni etici. I processi e i presidi hanno la finalità di assicurare la corretta e trasparente registrazione delle transazioni aziendali, le verifiche delle controparti eoonomiche nel caso di operazioni significative (acquisizioni/cessioni di società, rami d'azienda, titoli minerari, business combination, ecc ), colnvolgimento di determinati tipi di controparti (business associate, joint venture partner, broker) o in ambill (trading, iniziative non profit, sponsorizzazioni) esposti ai risolii corruttivi, nonche la conformità dei comportamenti aziendali alle regole interne in tutte le circostanze dove sono possibili infrazioni delcodice etico, con l'oblettivo di prevenire qualsiasi forma di comuzione nella conduzione del business. Parte integrante della DO Eni in tema di anti-corruzione è l'istituzione di un meccanismo di whistleblowing per la gestione delle segnalazioni anche anonime ricevute dalla Società attraverso un panale ben indentificato e riconoscibile di presunte violazioni delle normative anti-corruzione antinciclaggio (tale meccaniamo al applica anche alla DD sui diritti umani). Nel 2022 la Società o esponenti del senior management non sonci stati parte di alcun procedimento penale per violazioni delle normative anti-comuzione che si sia concluso con una sentenza di condarina definitiva. Per maggion informazioni sullo status del contenzioso del Gruppo, si tinvia alle note del bilancio consolidato

TASSAZIONE Eni ha adottato un sistema di DD della gestione dei rapporti con le Autorità fiscali de Paesi în cui opera, con l'obiettivo di assicurare con ragionevole certezza che le operazioni di business siano svolte nel rispetto della normativa fiscale applicabile e dei presidi operativi istituiti dalla Tax Strategy aziendale che prevede l'assolvimento delle imposte nei Paesi dove avviene l'operatività secondo lo spirito oltreché la lettera delle regole locali e rifiuta scelte di politica fiscale aggressive fra le quali anche la localizzazione di legal entities nei cosiddetti peradisi fiscali. La Società si è dotata di un Tax Control Framework, cigè di un sistema di controllo specifico del rischio. fiscale di cui è responsabile il management per la verifica della ocerenza tra le scelte di gestione fiscale e la strategia approvata dal Consiglio. L'ambiente di controllo e i processi/procedure sono stati disegnati in modo da ridurre a un livello relativamente contenuto il rischio di violazioni con impatto finanziario o reputazionale significativo (rischio fiscale). Nel 2022 nessuna società del Gruppo è stata parte di alcun contenzioso fiscale per violazioni della normativa o per frode fiscale che si sia concluso con una sentenza di condanna definitiva. Fer maggiori informazioni sullo status del contenzioso del Gruppo in materia fiscale, si rinvia alle note del bilancio consolidato; tall contenziosi sono relativi all'interpretazione recnica delle norme fiscali locali, spesso molto complesse, e sono gestiti in un'ottica di conciliazione

FAID DONIPETITION. Eni ha istituito un ambiente di controllo gi un insieme di procladure e presidi con l'obiettivo di garantire BILANCIO CONSOLIDATO

IIII ANCID OI ESERCIZIO

217

17119 15

che la conduzione degli affari e delle attività aziendali avvenga nel rispetto delle regole poste a tutela della concorrenza nel vari Paesi in cui opera. I principi della concorrenza intesa come contesto di mercato che incentiva le imprese ad escellere nella qualità ed economicità dei prodotti e/o servizi venduti/forni!! e l'osservanza della normotiva antitrust sono valori fondamentali della Società. Il sistema di controllo Eni è articolato nelle tre fosì della prevenzione, monitoraggio/mitlgazione dei rischi e contrasto alle condotte illecite ed è disegnato in modo da assicurare ta ragionevole certezza che le unità di business non adoltino comportamenti anticoncorrenziali o diano luogo a pratiche restrittive dei libero mercato a collusioni con imprese concorrenti e non commettano abusi di posizione daminante. Le operazioni aziendali di incremento della quota di mercato (concentrazioni) sono eseguite previa notifica delle stesse alle Autorità antitrusi delle giurisdizioni interessate, attraverso la formulazione di opportuni remediation plan in risposta alle osservazioni ricevute, nonche in osservanza degli obblighi di standstilli e del divieto di scambio illegittimo di informazioni nella fase di negoziazione e di due diligence Nel 2022 nessuna società del Gruppo e nessun esponente del senior management sono stati parte di aloun contenzioso per violazioni della normativa antitrussi che sia concluso con una sentenza di condarina definitiva. Alla data di bilancio non ci sono contenziosi pendente in materia entitrust.

DIRITTI UMANI. I diritti umani sono al centro della visione Eni come impresa responsabile e parte integrante dei valori, della cultura e delle prassi dell'organizzazione. Eni è impegnata a rispettare i diritti umani in futte le attivita d'impresa e pone anialoga aspettativa nei confronti dei business partner che operano per conto di Eni o ai quali sono appaltate fasi delle attività industriali di Enl. Eni ha adottato un processo di due diligence dei diritti umani conforme alle Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali e al Principi Guida delle Nazioni Unite su impresa e diritti umani UN Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGP), che prevedono lo evolgimento di cinque fasi
i) l'adozione di una dichiarszione di impegno, adottata al livello del top management, che affermi il rispetto dei diritti umani e l'integrazione dei diritti umani nel processi e nelle politiche aziendali,
Il) un processo risk-besed di identificazione e valutazione degli impatti negativi delle attività aziendali sui diritti umani che preveda anche II coinvolgimento degli stakeholder,
tii) la definizione e l'adozione di misure atte a prevenire, cessare o mitigare eventuali impatti negativi,
IV) la verifica dell'efficacia delle misure adottatie,
v) la comunicazione pubblica in merito al processi avviati dalla Società per prevenire cessare, mitigare gli impatti avversi e alle misure adottate

A tale processo e associata l'istrituzione da parte di Erii di un'imeccanismo di raccolta e di valultazione dei reclami e delle preoccupazioni portate a conoscenza della Società attraverso opportuni canali di ascolto e comunicazione da parte di singoli individui, comunità o associazioni d'individui, che comprenda la previsione di un rimedio per rispondere agli impatti negativi sui diritti urnani che la Società abbia

ell'ii meccanismii di reclamo di natura statale o non statale in tale ambito la Dichiarazione di Eni sui rispetto dei diritti umani, approvata dal CdA nel dicembre 2018, oltre ad affermare l'impegno su questo terna, evidenzia le aree prioritarie (sallent issues) su cui Eni esercita un'approfondita due diligence, secondo un approccio sviluppato in coerenza con le Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali e gli UNGPs. Con l'obiettivo di dare concreta attuazione a tale Dichiarazione di impegno, Eni si è dotata progressivamente di modelli risk-based basati su elementi di contesto (rischi specifici nei Paesi di operatività) e sulle carattenstiche delle attività di business, che in base al potenziale rischio diritti umani consentono all'azienda di individuare e adottare le opportune misure di gestione.

causato o qui abbia contributo: Eni inoltre coopera attivamente con

Eni è incline attivamente impegnata nel verificare e fornire, o cooperare per fornire, rimedi in caso di impatti negativi sui diritti urnani che potrebbe aver causato o a cui ha contribuilto, ed a complere ogni sforzo per promuovere il raggiungimento dello stesso obiettivo nel casi in cui fimpatto sia direttamente collegato alle sue operazioni, prodotti o servizi. Per presentare eventuali casi di violazione Eni ha adottato un sistema di Whilstleblowing e un grievande mechanism, canale dedicato alla ricezione e risoluzione dei reclami da parte delle comunità, e coopera attivamente ed in buona fede con altri mescanismi di accesso al rimedio, giudiziari o extra-giudiziari in nessun caso Enli impedisce ai potenziali reclamanti l'accesso a misure di rimedio, al contrario si impegna a prevenire il consigni nei confronti del lavoratori e di altri stakeholder per aver sollevato preocoupazioni relative al diritti umani, e non lollera ne contribuisce a minacoe, intirnidazioni, ritorsioni o attacchi contro difensori dei diritti urnani e stakeholder coinvolti in refazione alle proprie ogerazioni.

Parte integrante della due dilligence è la comunicazione dei risultati ottenuti. Eni pubblica ogni anno il suo report di sostenibilità "Eni for, cui ha affiancato un report dedicato al tema dei diritti urnani "Eni for - Hurnan Rights". Eni redige inoltre anche la Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF), documento sintetico redatto in conformità con le richieste del D.L.gs. 254/2016 (che recepisce la Direttiva Europea 95/2014) e pubblicato nella Relazione Finanziaria Annuale

Concillione

Nel 2022 Eni non ha nosvuto alcuna condanna passata in giudicato per violezioni di leggi, regolamenti o altri isfituti normativi in materia al pinto umani, corruzione, violazione delle norme sulla concorrenza o di quelle fiscali, e collabora atlivarnente ed in buona fede cop I Punti di Contatto Nazionali OCSE per la risoluzione delle istanze Specifiche in corso.

Sul tems dei dinitti umani inoltre, Eni mantiene con glistakeholder un dialogo costante: si vedano ad esempio le risposte al Business and Human Rights Resource Centre e la valutazione da parte di World Benchimarking Alliance, nell'ambito della cui ultima nievazione Eni si è collocata al 1ª posto (insierne ad un'azienda di altro settore) su tutte le società analizzate.

Eni, considerato anche il draft Report "Minimum Sefeguards", conclude di essere in compliance con la clausola di salvaguardia di cui alla lettera "c" dell'art. 3 del Regolamento UE sulla Tassonomia.

Quota del fatturato KPI

Totale (A+B)

87 . 2 560

							Criten par Sponifical sostantiala
Attlyna economiche (1)	1225	LITE 10 tur 1000	fasto P 1 a a	-10 1956 1 one a Bo	201 100 Lamento 월 코 (	aline 100 Decriso CH	nia Circa 15	12 0 9 Trues 리 157	- 13 fac ar
		FITC	ల్లో	at	1	8	1	re	28
AMONOSSALE ATTATHERESS WALLA THE CONSULA		0,874	7,5%
(simple economistan alle crimina) liderstations commental
Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare I coloro calca	4.7 (D35.11)	ਤੇ।	0,0%	100%
Produzione di energia elettrica a partica dall'energia eolica	4.3 (035 11)	79	01%	100%
Produzione di energia clettrica a partire dalla bioenergia	48 (035 17)	41	00%	100%
Produzione di biogas e bioca buranti destinali al trasporti e al bioliquidi	4.13 (035.21)	657	0,5%	100%
Digestione anaerobica di rituli organici	27 (E38.21)	ਦ	0,02	100%
Fatturato della attività ecososistembri (allineate alga Tassonomia) (A.1)		ਰਤੋਤ	0,6%	100%
non ritt malewooder 1 dia laskstrane closers. 2. 2 THE PERSONAL (1914/657 1911 100 1990 1991 1100 1000000000000
Fappirestically as a progotti criture of pares arglessor	3.14 (C20.14)	2126	1.6%
Fabbricazione di materie presticus in lorigine primare	3.17 (C20.76)	2.786	1,6%
Produzione di biogas e Diocarburanti destinni al rasponi e di bioliquidi	413 (035.71)	இ	0.0%
1198 W/s21000 € Q/stripm C/ THE OF THE OVER CONTICS	4.9 (035.172 035.130	7	0,074
Cogenerazione di cafore/freddo ed energie elefinica	1.30 (D35 ) 1 Dar 20)	11	0,0%
a partire daila biberiergia Cogenerazione ao alto rendimento di calore/freddo ed energia Issoso tecsasion da combustibili gassosi fossa	430 (035.1) D35 30)	4,682	3.5%
Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta	53 (E37.00, F42 09)	D	0.03
e trattamento delle acque reflue Trasporto mediante molo, autovellure e veicoli commenziali IGCOGNI	6.5 (N77.71) Head 35 Ha 38)	22	COST
Fatrurato delle attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenipili (elitwità non allineate alla Tassonomia) (A.2)		9,051	6.8%
Totale (A.1 + A.2)		9.872	7.5%

132.512 100%

87479 |561

					Criteri per "noh amecate un clanno significativo".
(echolzicie)		ornie, Quota di fattasia di l'arter pilineata alla Transi	Garanzie minimeadi Balvinguardia (17)	Blociversità ed esosistemi (16)	(15)	malphila al (194)	enheth addetting Actu	Actemento el Bambiliumenti estalitatel (12)	Mitgezione del cambiamenti climatici (11)
	A 1 - 1 - 1	= 1 %	SIN	S/N	I SAN	SAN	1 8/N	SIN	SIN

		0.0%	S	th	്ട്	2	8	ਫ	a
		0.1%	ഗ്വ	3	ഗ	S	S	S	S
		0.0%	S	61	un	S	5	8	S
		0.5%	3	ക	8	S	5	S	S
		0.04	S	ਰ	S	ക	00	റി	5
		0,6%

87 , 78 562

Quota delle spese in conto capitale ICPI

					Oriteri per Il contributo sostanziale
Atlivita economicho (1)	apple	ansolut 0 00 ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪﺓ	早餐 an 2012 SEE	10 SUCT 1 13 manian - Der	19 C mits 130 cambiamenti	196 ma -80 155 200	circolare Concinia t He	0 1 (S)	a consisted be statistem. 대 등
		TIVE	ಕ್ಕೆ	1	2	17	00	ಕ್ಕೆ	ಕ್ಕಳಿ
A NONDSZAL MITWILLEISSINGATIVE LASSENDALLA		2172	17,22
A. 1. Allività ecosostonibill (allineale alla lassonomia)
Phodi/Wone di energia elestrica medianie tecnologia solare Consideration	41 (035 11)	203	412	1000
Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica.	43 (035 11)	ado	12%	100%
Produzione di anergia elettrica a partire di partire di programo ip enomitore	4.8 (035 11)	1	0105	100%
Acoumulo di energia elettrics	4.10	5	0.04	100%
Produzione di biogas e blocarburanti destinati al Illesporti e di profonial	4.13 (035.21)	ਰੇਤ	0,8%	100%
Stoccago geologico permanente sottemanente somerraries of CG	3.12 (239.00)	18	0,5%	100%
I LERCOLLO INSCIELLE TUDIO STADIATIONS STACICLI COLUMBICIAL REDOCT	PD 0477117 H19.27 H49 30)	ਤੇ	0,0%	100%
infrastrumure che consentono il trasporto su strada e il trasporto proposito a passe arrissioni or carporio	6,15 (-71.1. -71.201	00	0,62	100%
Solese in conto capitate delle attimati economic il peace pitineate alla Tassonomia) (A.7)		1783	14,15	1000
Non Startificanses of a linguasistemen ma ma ma (ablemandent) alle airgenille man clication) antimessorosopo
Fabericazione di prodoffi chirmici di Sase organio	3.14 (C2D 14)	109	09%
Fabbricazione di materie passiche in forme primane	3.17 (C20.16)	77	0.6%
Trasmissione e distribuzione di energia eleminica	49 (032 17 03513)	14	DOS
Produzione di biogas e biocarturenti destinati ei trasporti u di biografia	4.13 (035.21)	ਨਰ	0,2%
Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia A 2011 11:20 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11	4:30 (035.1T. D35 30)	148	12%
Costruzione, espansione e gesticole di sistemi di taccolta e trattamento delle acque vellue	23 (287/00) F4299)	44	04%
Tiasporto medianie moto, autovellure e veicoli commerciali Hauberi	65 N77.11. HA9.32 Had 30)	11	-0.1%
Spese in conto capitate dell'into annuissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (atlivile non allineate alla Tassonoma) (A.2)		-479	3,4%
Fotale (A.1 + A.2)		2172	1 17.5%
I FILIAL AND AN NATURI SALE TI SALE A SOLO HOME
Spese in conto capitale delle attività non ammissibili alla Tashonomia (B)		10.224	62,5%
Totale (A+B)		12396	100%

227

of th

8747563

Mitigazione del Cambiamenti ellmauel (11)	Cilteri per "non arrecere un danno significativo" Adettamento al Combilamanti climiterei (12)	couse e risorse marine (13)	12 accomit circo	(15)	Blockversita ed occuistami	Caranzio minime navaguardin (17)	epese in conto 202 putton 14 and 8	a tillitente 40 Ca	a di transizione) 15
SAN	SIN	S/N	SN	S/N	S/N	S/N	18	A	T

5	S	S	2	്ട്	a	5	4,0%
8	S	S	8	S	5	5	7,3%
1 5	8	ਫ	S	റ്റ	2	S	0,0%
S	8	S	S	S	ವ	5	0,0%	0.0%
്റ്റി	8	ਡ	បា	S	റ	8	0.8%
ਫ	ಕಾ	ಲ್ಲಿ	ക	ട	5	S	0,5%
ਟ	S	5	ದ	8	8	8	0,0%		0.0%
8	ದ	8	en	S	ន	5	0,5%	0.5%
							14,1%	05%	0.0%

87410/564

Quota delle spese operative KPI

							City particon contributo a callo
Attività coonomiche (1)	800	ure 0 0 operative D 2019	15 11 12 di spe an 6.9	117 tic House and only MICH Ca	16 日 S 同 CITIC Additions	E H 14 11 100 119 1 2 15	13 11 120 0 Citia 行	Olificanto 100
		ITTE	al	ge	1	1	14	1
		503	12,14
ATTACSSALTALISSIBILIALLA TASSONONIA
A.1. Attryita essusiosiani (allineole only lassengmunia)
Produzione di energia elettrica mettiante tecnologia solare Clovemance	4.1 (035,11)	15	0.4%	100%
Produzione di energia efettrica a partire dall'energia eolica-	4,3 (035 11).	ਜੀ	0.7%	100%
Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia	48 (032) 1)	15	0,1%	100%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti	4.13 (035.21)	24	0.65	1004
e di bioliquidi	57 (E39 21)	m	0,14	100%
Digestione ansercoica di nilui organici Spese operative delle attività ecosposteribil		75	1.8%	100%
(allineate alls Tassonomia) (A.T) nan and idressmassal alle Tassassimu alla na new
(alvanoston) calle Breaulin and skinner (alleriento to to to	36 (CZZ, Cla		0.6%
Fabbricazione di altre lecroiogie a basse emissioni di carborio	C2E, C27, C78)	28
Fabbricazione di prodokti chimici di bassi organio	3.74 (250.14)	ea	1,7%
Fabbricazione di materie plastiche In forme grimarie.	317 (c20 16)	ਹ ਦਿ	1,0%
Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare CONDITIONOTICAL	4 1 (D35.11)	11	03%
Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica	4.3 (035.11)	-	0.0%
Produzione di energia elettrica mediante tecnologie dell'energia oceanica	4.4 (035.11, 642.220	7	0,2%
Trasmissione e distribuzione di energia elettrica	4.9 (D35.12, 032.13)	2	0,000
Accurrillo di energia elettrica	4.10	2	01%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati al trasponi	413 (035.21)	30	07%
e di bioliquid Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica a partire	4.20 (035.11) D3530)	B	0.2%
dalla bioenergia Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia	430 (032 11,	49	1.2%
listrica a partire da combusioni gassosi fossil Costruzione, espansione e gestione la sistemi di raccolla	DE P 3100 23 (EST DO	138	3.2%
e trattamento delle acque reflue Raccolta e trasporto di rificiti non pericolosi in Nazioni	642.99 22 (ESS 11)	5	0.1%
septrate alla forme Stoccaggio geologico permianenke sotterraneo di CO	212 (E39.00)	ជា	125
Trasporto medante mojo, autovenum e visoal	65(N77.11, H49.32	14	0.1%.
commerciali leggeri Spese operative delle atlività arnmissibili illa Tassoriomia ma non ecosostenibil (attività non allineate alla Tassonomia) (A.2)	H49.39)	428	10,265
Totale (A.1 + A.2)		503	22.5%

ATHOWITH NEW WANNE IN THE SUNDING		3657	87.9%
Spese operative delle allività non errenissitii alla Tassonomia (B)
Totale (A+B)		4.160	100%

8747 € (565


allmandol 25 118	(13)	19	anta	10 的	Blotivereitá nd ecosistemi (16)	mazio minimi d Vaguerdia (17) જિલ્લ	and and the may be the comment of the comments of the comments of the comments of the comments of the comments of the first to the first the first the first the first the fir	comming 이 대한민국 대학교 대학교학 2008년 김대군 2002년 김대군 2002년 김대군 2002년 김대군 2002년 김대군 2002년 김대군 2002년 김대군 2002년 김대군 2002년 김대군 2002년 김대군 2002년 김대군 2002년 김대군 2002년 김		dene)
None BAN	MA	--------	- SAN		SIN	SIN		8	ಿಗೆ
S	an	un		ക	បា	്ര		0,4%
15	S	5		S	s	ga		07%
8	8	5		ਫ਼	បរិ	S		0.1%
8	8	ഗ്വ		8	en	S		0.6%
S	S	క్		S	S	3		0.1%
								7.8%

Modello 1 - Attività legate al nucleare e ai gas fossili

	Pigle in Attivas legate sillemengia nu Neare
	Limpresa svolge, finanzia o na espossibili veno la iline, la cirnostrazione di incani indivizione di incani indovali indovali indovali indovali indovali indovalementi	PUB
	erergia elettrica che producono energia a partire da prozessi ruclean con una quanità minima di riflusti cel oblo combristitile.	HD
	Limpresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la costruzione e insercizio sicuro di nuovi inqilenti nuclean per la personazione di anergia elektrica o 2
	Tausilio delle migliori lecnologie disponitali:	NO
ಗ	Cinqresa svolge, finanza o ha esposizioni vesto l'esercito sicano di impiani inclinante in esistenti che generaliza o carrie di processo, a che per l'Islemasidemento o per processi inclusival quali la producione di ittogero a partire da energia nuclament della loto accurezza
	The di spille is antiled Phartin	140.
	Limpresa evolge. Finanzia o ha espaisioni verso la costorizzane o la gestano di impiani per la produzione di energia eretrica che uliizzano L'opresa svolge. Inuncia o ha espossioni verso la costruzione il i rigualifiessione e la gestione di conenzione combineta di calcinentedor	B
	ed energia electrica che utilizzano combustibli gaasosi fossil Il conservatore financia e la annoietivo i versa in ristitizione la ristialificazione e la couldore di instituti di genstazione di calore de producord	1473

Prime

Calore/freddo utilizzando combusfitili gassodi fossili

		Modello 2 - Attività economiche allineate alla Tassonomia (denominatore) (c milini econo dove dieramente natcalo)							Gagex
	Attività egme 5 ellopercial proclecto	DBMACCA ppe	THE CALL Trade C	ALL Prices ce combia The Childred a Club TV	THE POPERTI	Address TOLL caribantific Distribution GUIN	DECE OBFE	THE FORT	ронц	WHEN BUILDING CE QUEL Premier 2 milli 서비리가 이 110	1938 19401	A = 200 (100 FIFT Property of Campagura 10000000 10 - 12 - 1	11 2017	FANTAST 14	HOLL 142000	Aller 2019 1 PHOTO STORES Cinside 12/2 (1)	Jate 1974	AREAUT POOD I Billeriet within 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Presi
1	Importo e quata dell's illula economica aBheista atti Tassonomia di cui alla septone A 26 degli allegati i e Il del regolarnesio delegato (DE) 190 Bioletilius usually & GELZ/LTDE applicacity	10)	10
ੀ	engorio e quota dell'attività alls ellerinica simeata alla proges ittile lici all alta sezione 4.27 degli allegati i e fi cled regolamento distigato (UE) 2021/2139 al denominatore del КР арреалис
	importo e quota dell'attivile economica alinesta alla Tassonomia di cui alla seccone 3 4.28 degli allegati le li del regolamento delegalo (DE) 2021/2139 al denominanove del KPI applicable
e	importo e quota dell'attività Bla. Blesting stinesta alle Suprise unis ius in cui alla estigne 4.29 degli allegati l'e il del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al dienominatore del KP applicabile
17	importo e quota dell'attività ultri altonically majurich stope Tassonomia di cui alla sezione 4.30 degli aflegati I e 1 del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KP applicable	0	0%		a us a		6 0			0 0% D D% D D%						D (17) Q DR
0	erporto e quota dell'attività Byth ExtBounts assuresta are SACIONS BIN FICH ID BROOKD BARDINGSSIF 4.31 degli allegati e li del regolamento delligato (UE) 2021/2139 al denominalare AN KBI KPI Capit
7	sille ib alonia a opiola di alle althila oconnomicine affection timber Tarmanistral Bile include case righe du 1 3 6 al itempioniono the time and Realife		123 04-		123 0,01	п		0- 1.739 14.10 1.10 1.70 11.40				11	84.9		Change		110 1,000	A = 1. 1. 1. 1.
		- WALT 1002 102.52 1022 - 0 - 0 - 0 - 0 - 0 - 0 - 2011 100 - 2011 1002 102 222 100 - 2017 1002 1002 217243

87478/564

	MODELLO 3 - ATTINES ECOLORICIE SHILLESSE SHE TESSONOMIS (INTERESTO CONDITION (CONDUCTION POLICIALING)			Tumover						Capex						apex
	Riga Altività economiche	14884 portu	DEMHOCA	11774 DOTED	Melgazione del cam- Discribiti cirnalia (CCM)	cambiamen 1 climatics 11.34 Occupe	Angelo- mento al (CCA)	200 Diamo	COMFECA	Arn- porta	Milligencians do cam- Blamoun citaliance (Cum)	camblament THE MEDIC 1100 pailo	Adalla: memo at (CCC)	COMICCA 108 porto		107 DOCTO	MILLERCOLO Carry Comber cilmetic (CCM)	Cambianing sicilmoup ATTA Dorio	Adatta Triento de CLA
1	Importo e quota dell'etily na economica allreata alla Data Dalla Siti In In Microsses 4.26 degli allegati i e il del regalamento delegato (UE) 2021/2139 al numeratore del KP applicable
21	вичная в поль в прода пецвати economica allineata alla 18850000118 tile it in Britonograph · 4.27 degli aflegati i e il del lugalamento desegato (LIE) 1021/2139 al umumsuatore del KPI applicable
17	Importo e quata dell'astinità economica allinesta alla lassonomia di cui alla sezione 4.2B degli allegali i e il del regalamento delegario (UE) 2021/2139 al rumeratore del KPI applicable
	FINDRO e quota dell'adimita BIJE ELBBUR B PSHUOUDGE pricises alle its lo all alla sezionosseT 4,29 ciegli allegati i e li dei regiolarmento delegato (LIE) 5021/2139 al numeratore de KPI applicabile
ਦੀ	importo e popla dell'administ economica alineata villa Tassonomia di cui alla sezione 4.30 degli abegan i e il del regalamento delegato (UE) No waleshirill (8 6612/1202 KH applicable		D 0%	0	1 DW		D 100	0	3	01	5	0 0	r		0 03		0 1 08		0 1 0%
0	ILIONID e driale del Blinds aconomica allineata alla Tassonomia di cui alla sezione 131 degli alegal 16 ll del regolarnente delegato (UE) 2021/2139 al numesti for se 12/12/2 KPlappicable
7	impro e claub a quadral atilività economicia allineate alla Tassongmio non incluse nelle right da 1 a 6 al mametalore del KP4 applicabile	823	1 26 11	123	100%	0	g			1.753 1000 1.753 100%		0	022		75 100%	p	100%	0	0-4
18	noto) openo e qualo volali a manager a managing and ultimente alla Tassonomia al numeratore del ICPI applicabile		2001 EZB		423 100%	0				0% 1.75% 100% 1.753 100%		0	11.1	75	1000	75	100%		0 11 0 0

... P

Modella 4 – Attività economiche arnnissibill alla Tassonomia ma non allineate alla Tassonomia
Callici protectore di promote begato

	(C LIBION BECOND BOAS (IN/ASSESSION WANDERS)															Bergy
				Tother Migazione Del Chica	Biemont continumen	Product THE TO FIT		DEN ENG		ungag Therach V CHICST 100 SUBLED 1		ARSTIF FIND B ST GSLAIN THE		GOVERBA		MITSUSION ell carr	DETERI FOR FILE FOR FOR FOR	VALSAILL 11-122
	Frenchoped Michier Ferr	COMICCA Acres DEAL	-	(C) = 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10, 10,	OFFICE REALL C -101 DOTEF	MEET I	DOGG		Bolled	OTHER шетл ITTA	are 11150	Total Mall CHEFT	13 4 (14 (4)		Party of 100000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000	CHANDE - (636) - 1636 - 1676 - 1696 - 1696 - 169 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 - 16 -	1112 1978 1	Historial Home)
	Elvitatista e quota dell'attività economica amitrissible ana Billemilles non erri taxtromostal alla Tassonomia di cui alla sezione 4.26 degli allegati i e il Del regolamento delegato (VE) 2011/2139 al dellormatore del KPI applicablic
2	ell'Autheritan morth a grappuri alls Birdings armines but alls Tassonoma ma non allnealla alla Tassoriomia di cui alla sezione 4,27 degli altegati le ll del regolamento delegaro (UE) app wordshipposity processo in GCT LZ/LZDZ. KPI applicable
141	roporto e quata dell'affinità economica arnimissible alla Tassonomia ma non allinetits alla Tassanomia di cui alle 11 1 111689988 80400 97 9 91002595 nel regolamento delegato (UE) 2021/2130 al conomicalple del KPI appicable
	importo e quota definitività BBS Tribalamingschile alla lassecinia mondo annovannoala tura Tessonamia di cui alli sezione 4,29 degli allegati le II del regolamento delegato (UE) a proporturilizad percentraliate del KPs applicable
0	impono e quala della milla economica arnimasible alta Tassoroma tra non allewata IHe Territorialis at cristi sezione 4.30 degli allegati i e li of regarmario dell'Orders (UE) antiffrinundudge its rest Z/LZDZ Чы КЫ врочасны		4,662 5),7% 4002 51,7%			0			0% 146 353% 148 353%				D ON .		49 7148		49 -1.478	0
0	and the promp a quoditions всегодатися в плативарте вра Tassonomia ma non allinosta 118 170 12-19 10-19 10 010 118 11 sezione 4.31 degli allegati le ll del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore че крчаристра
	importo e quato di pitru Allenta oranomicile rimentsion alla Tassimalia min allessage non DSHOW trans prior criptions star nelle tighe da 1 a 6 pl dettomation del KP application				0.301 46.35 4.367 10.3%						0 011 271 04,75 971 64,7=				H T #2 68,65 179 MLAC
	Impario e quota tgrah atio/monooo (itwillia allap MITEMBERS TERS TRESS TRESSERVERI 0 ma non alliciente alle 2/01/11/11/21/21/2019/10/10/10/10/12/12/11 des KP application		9.051 1005 9.037		1000	11			Br. 419 1602		WW TOOL	465			A F 421 1005 120 1005			-14 8	11 -

BILANCID CONSOLIDATO

BILANCID DI ESENCIZIO

LEI

37778/569

Modello 5 - Attività economiche non ammissibill alla Tassonomia (€ milioni essetto doni diversarente nibalo)

		TOTAL PROVE
	Atly Ra economiche	Groppers		arean		Cloud
	importo e quara dellatività economica di cui alla nos 1 del modello 7 che non e ammilazione alla Tassonomia contamente alla sezione 4.76 degli altegati i e il del regolamento delegato (UTC) 2021/2139 al denominatore del KPI applicable
04	importo e quota deflattività economica di cui ana liga 2 del modello 1 che non e ammissible alla Tassonoma conformerite alla sessone 4.27 degli allegati i e il del regolamento delogalo (UE) 2021/2129 al denaminatore del KPI applicabile
m	illiborio e quata dell'adivita economica di cui alla riga 3 del modello 7 che first e ammissione alla Tassonoma confiniti confini alle sezione 4.28 degli allegati i e 1 del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KRI applicable
प	importo e quota defrattività economica of cas alla liga 4 the non è annissible alla Titasonomia conformemente alla sezione 4.29 degli allegati i e Il del regolamento delegato (UE) 2021/2139 el denominatore del KPS applicabile
ર્ણ	importo e quota dell'attività economica di cui alle riga 5 del modello 7 che non è arrimesitale alla Tassonomia conformerite alla sezione 4,30 degli allegati i il dei regiornento dellegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KF applicable	0			0%	0
5	Importo e quela dellattività economica di cui alla rige 6 del modello 7 che non è ammissibile alla Tassonomia conformerze alla sezione 4:31 degli allegati i e il del regolamento delegato (VC) 2021/2139 al denominatore del KPI applicable
7	importo a quasa of the attività economical non amministrative and include trate ngha do T p & al demonimatore del (CP) applicable	122,638	ាយ០%	10.224	100%	9.657
F	Importo e quoils fotali delle attiville economiche non annussabili alla Timballa al denominatore del 107) applicabilia	122.638	100%	10.294	· 1001	3.657	100%

TEMI MATERIALI PER ENI

L'analisi di materialità è volta all'identificazione dei terni di sostenibilità che sono maggiornente rilevanti per Eni e per i propri stakeholder I terni materiali sono funzionali all'etaborazione del Piano Strategico - da cui ha origine il processo di definizione dei Management by Objective (MbO) di sostenibilità per tutti i dirigenti - e indirizzano la reportistica. Nel 2022, l'analisi è stala aggiornata sulla base del nuovo Standard GRI che prevede l'identificazione dei terni materiali in funzione degli impatti più significativi - positivi e negativi, attuali e potenziali - generati dall'organizzazione su economia, ambiente e persone, inclusi gli impatti sui diritti umani (cd. prospettiva di Impaci Materiality). In aggiunta, in previsione dell'entrata in vigore della nusova Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD), che prevede un approccio di Doppia Mallerialità, l'analisi ha considerato

anche la prospettiva della Financial Materiality. Quest'ultima richiede l'identificazione anche di quei temii che presentano rischi e opportunità di sostenibilità che influenzano o possono influenzare significativamente i flussi di cassa futuri dell'azienda, con ripercussioni sulla sviluppo, le performance ed il posizionamento nel breve, medio o lungo periodo

Il processo di materialità di Eni ha previsto le seguenti fasi

Identificazione dei temi rilevanti e dei relativi impatti, conitigando I risultati dell'analisi di materialità del 2021 con i temi maggiormente significativi per il contesto di riferimento 2022 e il settore di operatività, anche sulla base del nuovo Sector Standard del GRI per l'Oil & Gas;

· Valutazione dei temi attraverso l'approccio della Doppia Ma-

Temi trasversali

	THEND	100PACT WALESSIVELLY
TEMA	1 202 11 010 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11	прода разник
Contrasto al cambiamento climatico SDG: 7 9 12 13 15 17	12	Riduzione delle ernissioni climatterariti con strategie di decarbionizzazione, svillippo idi tecnologie e sensiblizzazione dei consumatori
Sviluppo del capitate umuno SDG: 45110	-15	Accrescimento delle competenze dei dipendenti e miglioramento delle opportunità di carrera atiraverso formazione continui
Diversita, Inclusione e work-life balance GLASS FE BOS	-10	Aurnento dei benessere dei lavoratori grazie ad adeguati piani di wellare e lufela delle pari opportunits
Salute e sicurezza dei lavoratori SOG: 23 + 8	2	Atlinta di formazione e sensibilizzazione su salide e sicurezza; nourione degli ircidenti e degli infortuni grazie all'utilizzo di lecnologie
Asset integrity SOG: 89 (1174	132	Affidabilla del servizio attraverso la corretta manutenzione e il costante moniloraggio dell'integrità delle infrastrutture e degli asset
Riduzione degli impatti ambientali SDG 3 9 12 14 18	Th	Creazione di nuovi babitat neturali attraverso l'ublizzo di struitture dismesse, progetti di salvaguardia dei farritori, ripristino/bonifice dei terreni e conservazione delle foresta
Economia elicolare 15 PLZI 39GS	-12	Roggione dell'utilizza della risorse naturilli grazie all'Impiego di pratiche e processi aziendali volti al rigionu e al recupera
Tutela dei diritti ilmani SDG 12381016	C	Tutera e rispetto dei diritti umani grazie ad attività di due diligence sulle attività aziendali e su quese di fornitori e partner commerciali
Gestione responsabilie della catens di fornitura SDG-3576910 12 13 16 17	1	Diffusione di principi di sostenibilità ambientale e sociale grazie si convolgimento dei fornitori e dei partner della filiera
Relazioni con i clienti SOG: 1216	1	Promozione di relazioni sollide con i cilenti grazie al coinvolgimento, all'assollo e a customer care
Trasparenza, lotta alla carruzione e strategia iscole SDG: 16 17	100	Contrasto alla diffusione di pretiche illepte con presidi e formisziane in ambito anti-con uzione, creazione di velore economico nei territori di presenza con investimenti, pagamento di tasse e royallies
Chiusura e ripristino SDG. 48 14 19 19	BERANA	Riullizzo delle strutturi, dei malanali e degli stabilimenti dismessi a benglicip delle comunità locali e dell'economia circulate
Sviluppo locale SDG 12345 B9 10 13 11 17	2	Sviluppo dele comunità e del tessuto imprenditoriale locale grazie ad inizativa in vari settori di intervento e anche grazie a partnerssin e accordi commerciali con fomiliori locali
Accesso all'energia SOG: 72	2	Realizzazione di infrastruittire e miglioramento della gualità del sevizio nelle zone remote
Margazione 206 / 8 15 13	6	inizianne di innovazione e di trasformazione colliwalgenco anche le aziende pella filiera JOUTHERS G
Digitalizzazione e Cyber Security SUEL 6:500S		Miglioramento della sicurezza informatica nel Paesi di presenza tramite collaborazioni con istilluzioni e sziende

Neutralità carbonica al 20:50 Eccellenza operativa E Alleanze per lo sviluppo

DILANDID CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

229

terialità: (I) prospettiva di Impact Materiality - softoponendo un questionario a stakeholder interni ed esterni per valutare l'importanza dei terni in base alla significatività degli impatti e alla loro probabilità di accadimento (per approfondimenti sulle categorie di stakeholder intervistati e le nsultanze si veda "Attività. di stakeholder engagement" a pagg. 16-17); e (ii) prospettiva di Financial Materiality - considerando i risultati del processodi valutazione dei rischi dei Risk Management Integrato (per approfondimenti si veda "Risk Management Integrato" a pagg. 24-29 e "Principali Rischi ESG" a pagg 172-173);

Prioritizzazione dei terni attraverso la combinazione degli esiti delle due valutazioni. I terrii sottoposti a valutazione, risultati tutti materiali, sono stati suddivisi in 3 differenti livelli di significatività;
· Condivisione dei risultati dell'analisi di materialità con Il Comitato

Controllo e Rischi, il Cornitato Sostenibilità e Scenari e il CdA, che ha successivamente approvato la DNF nella sua interezza.

In virto delle evoluzioni del contesto, i isultați dell'analisi mostrano un certo diriamismo nel tempo sia a livello di significatività sia per l'accorpamento al'introduzione di nuovi temi. Tra i nuovi si segnala "Chiusura e ripristino" emerso dal Sector Standard GRI e "Sicurezza e indipendenza energetica" come tema emergente dai questionan e dall'ascolto dei social media.

Nella tabella si evidenziano i risultati delle due materialità, sono riportati anche alcuni impatti positivi e negativi attuali/potenziali a titolo esemplificativo e non esaustivo ed il frend rispetto all'eguue ostocs cillap olzio anno.

Impalli nenetly	Significatività	FINSTITUTIONS MATERIALITY Significatività
Emissioni climateranti nello svolgimento delle proprie attività o lungo la catera del valore.	로 된 업	A = 2 =
Formazione inadegusta dei digendenti, non rispetto delle norme contrattuali, della liberte di associazione e contrattazione collettiva, precarietà dei posto di lavoro
Peggioramento del benessere dei lavoratori e delle proprie famiglie e casi di discriminazione	11
Infortuiti e/o malettie professionali e/o derni alla salute dovuli a mancata compliance offic normative, guesti e/o maifunzionamento di struitture e asset aziendali, espesizione a sostanze pericolose, ecc.	12 60	0.000
interruzioni delle attività economiche causate da guasti alle mazzuli assef		10. 2022 11:4
Darni ambientali, perdita di biodiversita e aumento dei rischio di siccità	12. 64. 42.	18 11 1
	200 100	2017 10:50
Violizione dei dilitti unani dei lavoratori, delle comunità locali e delle popplazioni indigere	211	200
Violazione dei diritti dei avoratori e impatti ambientali negativi dei fornitari a causa dei mancalo monitoraggio da parte di Eni	118	120 1.00
Interruzione del servizio offerio (es: fornitura energetica) ai clierili per cause riconducibili ad Em	1000 000	of D. 13
Episodi di cornazione e conditta illecita con possibili ripercurationi economiche su memali e imprese causali anche da pratiche di evasione fiscale, monopolistiche e di lobbying		118.1
Perdita di posti di lavoro e manzalo aggiornamento delle competenze dei dipendemi per la chiasura di stabilimenti o siti	0	100 1000
Violazioni del diritti e del benessere delle cornunità e rensediamenti involontari, non equa compensazione e sfruttamento delle risorse naturali ai danni delle comunità locali
Dispersioni ed inefficienze della rete di distribuzione con effetti su comunità e ambiente

Perdita di dati e informazioni sensibili di dipendenti, clienti, partiner, etc.

(67) Respetto alle prepeiente analisi rel 2022 tre terri sono stati establish on "Contrast on "Contrastination" of "Contrastinition" of "Bodones Intal con "Riduzione degli impatti ambientail" e "Local content" con "Syllunpo Locale"

PRINCIPI E CRITERI DI BEPORTING

Standard, linee guida e raccomandazioni. La Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario è stata predisposta in conformità al D.Lgs. 254/2016 che recepisce la Direttiva Europea sulle Non-Financial Information, e ai "Sustainability" Reporting Standards", pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI Standards) ed è stata sottoposta ad esame limitato dalla Società indipendente, revisore anche del bilancio consolidato al 31 dicembre 2022. Tutti gli indicatori GRI, riportati nel Content Index. fanno riferimento alla versione dei GRI Standard pubblicata nel 2016, ad eccezione di quelli degli: (i) "Standard 403: Decupetional Health and Safety", (ii) "Standard 303; Water and Effluents" - che fanno riferimento all'edizione 2018 - (lii) "Standard 207: Tax" del 2019 e (iv) "Standard 306: Waste" del 2020. Incitre si è tenuto in considerazione l'aggiornamento dei nuovi standard GRI Universale e Sector Standard Oil & Gas pubblicati nel 2021 e obbligatono a partire da ques'anno. Inoltre, le raccomandazioni segnalate. dall'ESMA (Autorità europea degli strumenti finanziari e del mercati) in materia di rendicontazione non finanziaria sono state recepite sia all'interno della DNF sia nella Relazione sulla gestione, nonché II set di metriche "core" definite dal WEF nel White Paper "Measuring Stakeholder Capitalism - Towards Common Metries and Consistent Reporting of Sustainsble Value Creation" di setternibre 2020. La Dichiarazione Include le informazioni richieste dall'art. 8 del Regolamento (UE) 2020/852 del 18 giugno 2020 (cd. "Regolamento Tassonomia") e dei Regolamenti delegati (LIE) 2021/2178 e (UE) 2021/2139 ad esso collegati. L'esame limitato svolto dalla Società di revisione (PwC SpA) sulla DNF non si estende alle informazioni, fornite ai sensi del Regolamento Tassonomia, contenute hel paregrafo dedicato (pagg, 208-227),

Indicatori di performance. I KPI sono selezionati in base ai temi individuati come più significativi a valle di un'analisi di materialità e sono raccolli su base annuale secondo il perimetro di consolidamento dell'anno di riferimento e si riferiscono al periodo 2020-2022. In generale, i trend relativi ai dati e agli indicatori di performance sono calcolati utilizzando anche cifre decimali non riportate nel documento. I dati relativi all'anno. 2022 costituiscono la migliore stima possibile con I dati disponibili al momento della redazione del presente prospetto. I dati sono anche soggetti a revisione e approvazione da parte degli organi competenti e del CdA. Inoltre, è possibile che alpuni dati pubblicati negli anni precedenti sisno oggetto di nesposizione nella presente edizione per una delle seguenti cause: affinamento/cambio delle metodologie di stima o calcolo, modifiche significative del perimetro di consolidamento o qualora si rendessero disponibili informazioni significative aggiornate, eventuali errori di calcolo e perimetro. Nel caso in cui una ne esposizione dovesse essere effettuata, le relative motivazioni

sono oggetto di appropriata disclosure nel testo: La maggior parte dei KPI presentati sono raccolti ed aggregati automaparte attraverso l'utilizzo di sofiware aziendali specifici per area ternatica. Tall dati vengono inviati ad una piattaforma dedicata a salvare e storicizzare tutti i dati pubblicati da Eni nella Dichiarazione non Finanziana: questo sistema permette anche di tracciare il controllo e l'approvazione di tali dati dati da parte del propri Process Owner.

Perimetro. Il perimetro degli indicatori di performance è allineato con gli oblettivi prefissati dalla Società e rappresenta i potenziali impatti delle attività di cui Eni ha la gestione. In particolare

per i KPI relativi a sicurezza, ambiente e clima, il perimetro 0 è costituito, oftre che dalle società controllate da Eni SpA, anche dalle società in joint operation, a controllo conglunto o collegate riportate in notata
Il perimetro relativo ai KPI afferenti alla salute, è esteso an-113 che alle sopietà in joint operation, a controllo congiunto a collegate in cui Eni ha Il controllo delle operazioni (con la sola eccezione dei dati relativi alle denunce di malattia professionale, incluso l'indice OIFR, che si riferiscono alle sole società consolidate);
iii) relativamente ai dati riferiti alle formazione anti-corruzione Il perimetro include Eni SpA e le società controllate;
rv) relativamente ai dati riferiti agli investimenti per lo sviluppo locale il perimetro include Eni SpA, società controllate e a controllo congiunto;
v) il perimetro riferito al dati alferenti al fascicoli di segnaliazione comprende Eni SpA e le società controllate
vi) infine, il perimetro dei dati relativi agli interventi di audit con verifiche anti-corruzione si riferisce a Eni SpA, le sobietà controllate diretiamente o indirettamente (escluse le società quotate dotate di un proprio presidio di internal audit), le società partecipate, in virtà di specifici accordi e le terze parti considerate a maggior rischio, ove previsto nei refativi contratti stipulati con Eni.

I commenti alle performance si riferiscono a tali perimetri. Inoltre a questi indicatori di performance è affiancata una vista addizionale solamente relativa al 2022 in cui si presentano i dati delle società consolidate integralmente Si segnala che, dove non diversamente specificato, i dati nportati non includono il gruppo Finproject in quanto entrato recentemente nel perimetro e tutt'ora è in corso l'allineamento del sistemi rispetto si requisiti Eni. Per quanto concerne tutti gli altri KPI/dati il penmetro, coerentemente con la normativa di riferimento, coincide con le società consolidate integralmente ai fini della predisposizione del bilancio consolidato dal Gruppo Eni

(dire site stoleta corpulation in the lease in september homan wering spare in the spare in the mail of an and in the mind in the mind in the mind for the mind Servic (5)) Olic alle corestiale in Lincel (1 negent smoke Morani (2010) More po More po More po More (19) Chilelight) (2000)
Er Mozarologie English En Soulh Aris DV, Chipren Sat, S (6) Oir all societyda Mira 0) (included in Kachanni Peloting Chinal De Liven (bar Liner Las Lierne Sperial Collection (collection Colorial Collection (colorido de Lindines St En Mozardus Chines Sci (Mazenia, Scolite engles Provedes En Emil Street Comments Culture Elevine Chille Calloud di Phyel C
Belgim Pelecimo Coult Mericovali-Sol. En Atu Crisin Belym Pelectrica, Cor de Coldi Menicipali - SIM Selling & Transmice & L Eston (Section Concello Section Concello Concello Concello Concello Concello Concello Concello de Pres Technesi Schindei Serva (Beresal S. o. a r. (BSG) Ravena Smich Arthanill S.C.) A. (RS); SBN: Perior (Endrane Shi Ferrare) Endrane Ventures Ventures Bri

INTERNETI

BILANCID CONEGLIDATE

DILANCYO DI ESERCIZIO

ALLEGATI

231

7178/573 METODOLOGIA PI CAMBIAMENTO CLIMATICO EMISSIONI EHC Scope 1: le emissioni di GHG dirette sono quelle derivanti dalle scroenti noonducibili agli asset della compagnia (es. combissione, flaring, fuggitive e venting), e comprendono i CO_CH, e N.O., Il Global Warming Patential utilizzato per la conversione in CO, equivalente è 25 per II CH, e 298 per INJO. Non comprende i contributi di emissioni di CO, di origine blogenica. Scope 2: sono le emissioni di GHG indirette relative ella generazione of energia elettrica, vapore e calcore acque stati da terzi e destinati al consumo interno e comprendono i CO, CH, e N,D; il Global Warming Potential ulfizzato per la conversione in CO, equivalente è 25 per II CH, e 298 per IN,Q. Non comprende i contributi di emissioni di CO, di origine biogenica. Sona rendicontate secondo approccio Tocation based" (e in corso la raccolla delle infornazioni specifiche sui contratti di fornitura al fine di costruire anche le vista "market-based"). Scope 3: emissioni di GHG indrette alla catena del valore dei prodotti Eni che prevedono un'arralisi per categoria di attività. Nell'arribito del sattore Oli & Gas, la categoria più nièvante e quella legata all'utilizzo del prodotti energetici (od. end use) che Eni rendiconta utilizzando metodologie conspiridate a livella internazionale (GHG Protocol e IPIECA) sulla base della produzione upstream Le emissioni comprendono i CO, CH4 e NJC, N Global Warming Potertial utilizzato per la conversione in CO2 eguivalente è 25 per II CH, e 290 per IN,O. Poichè Tindicatore si riferisce alla produzione equity D&G Upstream, le emissioni non comprendono i contributi di ernissioni di CO2 di origine biogenica. INTERSITA Gli indicatori includono le emissioni di GHG dirette (Soope 1) che sono derivanti dagli saset operati da Eni, com-Of EMISSIONI prendono CO_CH_e N,O e sono contabilizzate al 100% · Upstream indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti da artività di sviluppo e produzione di Idrocarbili. Il denominatore fa riferimento alla produzione lorda di idrocarburi operata. · R&M: indicatore localizzato sulle emissioni dervanti dalle raffinere tradizionali e bioraffinere. Il denominatore fa nilerimento alle quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorati). Enipower. Indicatore focolizzato sulle emissioni derivarti dalla produzione di elettricità e vapore delle centrali fiermosiettriche. Il denominatore fa riferimento allenergia elettrica equivalente prodotta (ad esclusione dell'impianto di cogenerazione di Balgiano). Intensità emissiva di metano upstraam calcolata come rapporto tra le emissioni dirette di metano espressa in rn? di CH, e la produzione venduta di gas naturale degli asset operati upstream: EFFICIENZA L'efficienza operativa esprime l'intensità delle emissioni GHG (Scope 7 e Scope 2 espresse in toriCO,eg) de OPERATIVA principali asset industrali operati da Eni rispetto alla produzione (convertità per omogenera in balli di cito eggi valente utilizzando i fatton di conversione medi Eni) nei singoli business di rifesimento, misurandone guincil ll grado di efficienza operativa in un contesto di decarbonizzazione. In parficolare si specifica che Upstream: Inclusi gli impianti di produzione di idrocaruburi e di energia elettrica; R&M incluse solo le raffirerie; Chirnica; inclusi tutti gli stabilimenti; Eripower incluse le centrali ad esclusione dell'impianto di cogenerazione di Bolgieno. A differenza degli altri indici di internsità errissiva che si riferiscono alle singole aree di business e che considerano le sole emissioni dI GHG Scope 7, l'indice di efficienza operativa misura sinteticamente l'impegno di Eni per la ridiuzione dell'intensità emissiva GHG, includendo anche le emissioni Scope 2. INTENSITA Cindice di intensità energetica della raffinazione rappresenta il valore compiessivo dell'errergia effettiva-FRENGETICA mente uffizzata in un deternihato anno nei van impianii di processo delle reffinere, repportato al comspondente valore determinato in base a consumi standard predefiniti per ciescun impianto di processo. Per confrontare negli anni i dall è stato considerato come niferimento (100%) il dato relativo al 2009. Per gli altri settori l'indice rappresenta il rapporto fra i consumi energetici associati agli impianti operati e le relative produzioni. NET CARDON Net Carbon Footprint Eni: | indicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 delle attività ope-FOOTPRINT rate da Eni o da terzi, contabilizzata in quota equity e al nesto degli offset, principalmente da Natural Climate Solutions, intervenuti nell'anno di riferimento. Net Carbon Footprint upstream: l'indicatore considera le emissioni GHG Scope 1+2 delle attività di svluppo e produzione di idrocarburi operate e non operate da Eni contabilizzate su base equity (revenue intelest) e al netto degli offeel, principalmente da Natural Climate Solutions, intervenuti nell'anno difriterimento. NET GHE Cindicatore fa riferimento alle emissioni GHG Scope 1+2+3 associate alla filiera dei produti enegetici UFECYCLE venduti da Eni, includendo sia quelli derivanti da produzioni proprie, che quelli acquistati da ferzi, contebi-EMESIONS lizzate su base equity al netto degli ofiset principalmente da Natural Cilmate Solutions. A differenza delle emissioni Scope 3 (end-use), che Eni rendiconta in base alle produzione Upstreart, l'indigatore Net GMG Lifecyole Emissions ha un dominio di fiferimento molto plù ampio, reppresentando le emfssioni Scope " 2 e Soope 3 riferite alle intere fillere dei prodotti energetici venduti da Eni, includendo anche le emissioni scope 3 ent-use associate al gas seguistato da terzi e al prodotti petroliferi venduti da Bril RET CARRION Cindicatore, contabilizzato su base equity è espresso come rapporto tra le emissioni GMG assolute reste a circo

di vita (si veda Net GHG Lifecycle Emissiona) e il contentito energetico dei prodotti venduli da Eni

KPI	METODOLOGIA
CAPACITA INSTALLATA THENNOWNER VE	L'indicatore misura la capacità massima degli impianii di generazione di energia elettrica da fonti rinnove- bili in quota Eni (edica, solare, da moto ondoso e ogni altra fonte non fossile derivante da risorse naturali, escludendo fenergia nuoleare). La capacità si definisce installata quando gli impianti sono in esercizio o quanoo e raggiunta la "mechanical completion" che rappresenta la fase finale di realizzazione dell'impianto ad eccezione della connessione alla rete
EMENGIA CONSUMENTA	il bilarena dei consumi energetici Eni viene calcolato come segue: (() ciascurio del vettori energetici vene con- versito in milloni di giga Joule (unltà di misura comune) secondo gli soporturi fattori di corversione indicalli a Ilvella di sillo/società; (1) per ciascun vettore energetico viene quindi calcolato il consumo Eni come somma dei valori di produzione e import da società esterne al permetro di consolidamento Eni, a cui vengono poi sottratti i valori di export a società esterne al perimetro di consolidamento Eni (al fini del calcolo del billancio energetico Eni, il consolidamento dei dati avviene escludendo gli soambi interni tra sitt/società del gruppo); (iii) la somma in milioni di giga Jaule dei consumi di tutti i singoli vettori energetici rappresenta il bilancio erergetico Eni. In particolare; i parametti considerati sono: (i) Consumo totale di energia (con il di cul relativo a consumo di fonti primarie, energia primarie acquistata da terzi (energia elettrica, vapore e calore diretto di processo) e consumo di idrogeno), (il) Consumo di energia da forni innovabili; (ul) Vendita di energia elettrica; (v) Vendite di calore e vapore.
PERSONE, SALUTE E SICUREZZA
LAVORATORI	in merito al lavoratori non dipendenti il cui lavoro è controllato dall'organizzazione è stato considerato il personia-
GON DIPENDENT	le somministrato in Italia e all'estero. In merito alle relazioni industriali, il periodo minimo di preavviso per modifiche operative in linea con quanto
MOTZWER PODSTEING	previsto dalle leggi vigenti e dagli accordi sindacali soltoscritti nel singoli Paesi in cui Eni opera. Dipendenti Coperti dis Contrattazione collettiva: si intendono quei dipendenti il cui rapporto di lavoro è regalato. de contratti o secordi di tipo collettivo, siano essi nazionali, di categoria, aziendali o di sito. Questo è l'unico KPI dedicato alle persone che considera i dipendenti a ruolo (società con cui il dipendente stipula il contratto di assunzione). Tutti gli altri, compresi gli indicatori sulla formazione, sono calcolati secondo il mettodo dell'ultizzo (società dove è prestata effettivamente l'attività lavora!lva), Si segnala che, utilizzando questo aucondo metodo, le due dimensioni (società di ruolo e servizio) potrebbero coincidere
HEMONTHAZIONE	Gender Pay Ratlo: Il Gender Pay Ratio è calcolato come rapporto tra la remunerazione media della popolozione femminile e la remunerazione media di quella maschile per la singola qualifica e per la popolazione complessiva. Variazione della retribuzione dell'AD/DG e della mediana dipendenti: Vanazione percentuale lispetto all'anno precedente della retribuzione complessiva dell'AD/DG e della mediana del dipendenti Italia ed estern, La seda operativa significativa è costituita dell'Italia, sede dell'headquarter
ANZIANTE	Numero medio degli anni lavorati dal personale dipendente presso Eni e controllate:
LAVORATIVE CONGEDO PANEKTALE	Il tasso di rientro relativo al congedo parentale è calcolato attraverso il rapporto fra il numero delle persone che sono nentrate dai congedo parentale dopo averne usufruito e il numero delle persore che hionno usuffulio del congedo parentale all'interno dell'anno 2022.
ONE OF FORMER IN BRO	Ore fruite dai dipendenti di Eni SpA e società controllate nei percoral formativi gestiti e realizzati da Em Carporate University (aula e distanza) e nelle artività realizzate dalle unità organizzative delle aree di Business/Società di Eni in autonomia, anche in modalità training on the job. Le ore medie di formazione sono calcolate come ore di formazione totali diviso il numero medio di dipendenti nell'anno.
DIAGENTE QUADRI	Rapporto fra numero di dirigenti + quadri locali (dipendenti criginan del Psese nel quale ha sede la loro primogale attività lavorativa) su l'otale orcupazione estero
Госут посеглено INFAQUATION OF AURICOVER	Rapporto tra il numero delle assunzioni dei contratti a tempo indelerminato e foccocezione a ruolo a tempo indelerminato dell'anno prepedente.
SELLISALE LA	Eni si avvale di un numaro elevato di contrattisti pel lo svolgimento delle attività all'interno dei propri sifi. TRIR: Indice di frequenza di infonuni lotali registrabili (inforturi con giorni di assenza, trattamenti madicie casi di limitazione al lavoro). Numersione numero di inforturii totali registrabili; denominatore ore lavorate nello siesso periodo. Risultato del rapporto moltiplicato per 1.000.000. Indice di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze: infortuni sul lavoro con giarni di asserza superiori a TB0 giorni o che comportano una inabilità totale o permanente. Numeratore: numero di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze, denominatore: ore lavorate nello stesso periodo. Risultato del rappozito moltipliosto per 1.000.000. Near mias: evento incidentale la cui prigine, svolgimento ed effetto potenziale sono di nalura incidentale, differen ziandosi però da un incidente solo in quanto l'esito non si è rilevato dannoso, grazie a concomitanze favorevoli i fortunose o all'intervento milligativo di sistemi tecnici e/o organizzativi di protezione. Vanno pertanto consideral near miss quegli eventi incidentali che non si siano trasformati in danni o infortuni. Per la valutazione dei KPI infortunistici, oltre allo standard GRI, Eni recepisos ed integra, attraverso le propri- procedura interne, le linee guida IOGP in materia di work-relatedness eveni tenerido in considerazione anche
	Incidente di sicurezza di processo; perdita di contenimento primano (rilascio non pianlicato o non controllat Ischio Paese ci qualsiasi materiale, inclusi materiali non lossici ed infiammabili) da un "processo", Gli incidenti di sicurezza i processo sono classificati in funzione della gravità, in Tier 1 (più gravi). Tier 2 Tier 3 1 (meno gravi).

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OWARDID CONSOLICATO

BICANCIO DI ESERCIZIO

ALLEGATI

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KPJ	METODOLOGIA
SALUTE	Numero di denunce di malattia professionale presentate da eredi: inclicato e utilizzato come proiy del numaro. di decessi dovuti a malattie professionali. Casi registrabili di malattie professionali: nurnero di denunce di malattia professionale. Tipologie principali di malattie: le denunce di sospetta malatta professionale rese note al datore di lavoro riguiardano patologie che possono avere un nesso causale con il rischio lavorativo, in quanto possono es- sere state contratte nell'esercizio e a callsa delle attività isvoretive con urresposizione prolungata ad agenti di rischio presenti negli ambienti di lavoro. Il rischio può essere provocato dalla lavorazione svolta, popure dall'ambiente in cui la lavorazione stessa si svolge. I principali agenti di rischio dalla cui esposizione prolun- gata può derivare una malatilia professionale sono: () agenti chimici (es ci malattie: neoplasie, malattie del sistema respiratorio, malattie del sangue), (ii) agenti biologia) (es di malattia: melana), (ii) agent fisici (es di malattia: (poacusia).
AMBIENTE
GIODVERSITA	Numero di siti in sovrapposizione ad aree protette e a Key Blodiversity Areas (KBA): sitt operativ in Italia e allestero, che si trovano dentro (o parzialmente dentro) i confini di ura o più aree protette o KBA (a dicernore di ogni anno di riferimento). Numero di stil "adiacenti" ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA); sill operativi in Italia e all'etero che, pur trovandosi fuori dal confini di aree protette o KBA, sono ad una distanza inferiore a 1 km (a dicembre d ogni anno di riferimento). Numero di concessioni Upstream in sovrapposizione ad are protette e a Key Blodiversity Areas (KBA), con attività nell'area di sovrappostzione: concessioni attive rezionali, operate, in fase di sviluppo c di produzione, presenti nel dallabali a giugno di coni anno di riferimento che si sovrappongono ad una o più aree profette o KBA, in cui operazioni in sviluppo/produzione (pozzi, sealine, pipeline e impianti orafrore e offshore corne documentati nel geodatabase GIS aziendale) ai trovano all'interno della zone di intersezione. Numero di concessioni Upstreem in sovrapposizione ad aree protette o Key Biodiversity Areas (KBA), senza attività nell'area di sovrapposizione: concessioni attive nazionali e internazionali, operate, in fase di sviluppo o di produzione, presenti nei database aziendali a giugno di ogni anno di riferimento che si sovrag- pongono ad una o più aree proteste a KBA, in cui operazioni in sviluppo/produzione (pozzi, sealine, piceline e impianti onishore e offshore come documentati nel geodatabase GIS aziendale) al trovano al fuori della zone di intersezione Le forni utilizzate per il censimento delle avee protette e delle KBA sono rispettivamente il "World Database on Pro- tected Areas' e Il "World Database of Key Blodwershy Areas", call messi a disposizione di Eni nel quadio dell'ade Bione alla Proteus Partnership di UNEP-WCMC (UN Erwironment Programme - World Conservation Monitoring Center). Ci sono alcune imitezioni da considerare quando si interpretano i risultati di questa analisi · e ricchiosciuto a livello globale che esiste una sovrapposizione in i diversi database delle aree proteite e delle KBA che può aver portato ad un certo grado di duplicazione nell'analiei (olcune aree protette/KBA potrebbero essere contate più volte); · I database delle aree protette o prioritarie per la biodiversità per l'analisi, pur rappresentando le infor- mazioni più aggiornate disponibili a livello giobale, potrebbero non essere complett per ogni Paese. Impati significativi di attività, prodotti e servizi sulla biodiversità: potenziali impati possono variare in base alla complessità di ciascun progetto, dal valore dell'ambiente naturale e dai contesto sociale in cui le attività si insenscono. Tra gli impatti più signincativi, per tutte le tipologie di asset Eni, ci sono quelli connessi al cambiamento del uso dei mare), dovuti alla presenze fisica degli impiarii e delle infrastrutture, che possono determinare rimozione, degrado o frammentazione degli habitat con conseguenze sulle specie. Tra i possibili impatil delle attività dei setton upstream. raffinazione e petro- chimico, si citano il degrado di habitat e la perdita di biodiversità dovuli a: pressione sulla disponibilità di acque doloe; degrado della qualità dell'acqua, dell'aria e del suolo; contaminazione e inquinaniento dovuti ad eventi accidentali (es. spill e leakage), errissioni che contribuiscono al cambiamento climatico con effetti diretti sulla natura (ad es anticipi nelle fioriture delle plante e alterazioni sul penodo riproduttivo di alcune specie animali, migrazione dei biorni a diverse latitudini e altitudini, sblennamento dei corali). Per le attività connesse alle rinnovabili pitre agli impatti dovuti allocupazione di suolo e mare, si citano potenziali impati su uccelli e pipistrelli a causa della preserza ol turbine e ligee di distribuzione. Potenzialmente le turbine rappresentano un rischio per gruppi di specie partilo larmente vulnerabili come i rapaci Specie elencate nella "Red List" dell'IUCN e negli elenchi nazionali che trovano il proprio pabitati melle aree di operalività dell'organizzazione: la fonte del dato è il detabase "IUCN Red"List Spatal Data" che contiene valutazioni giobali sulle specie per gruppi tassonomici. I dall speziali della disfribuzione delle specie sono scaricali in formato shapellie ESRI nel loro ultimo aggiornamento dal dratabase e cancati nel sisterni ARCGIS di Eni dove viene verificato il numero totale di specie che trovano il progrio habitati nelle eree di attività dell'organizzazione, classificate secondo il livello di estinzione in periodio crituzo, in pericolo, vulnerablie, quasi minor preocoupazione. Le specie di categoria "Dala Deficent", sono specte con mancanza di dati per le quali non è possibile attribuire una categoria di risoliq. Nell'interpretare i dalle importante segnalare che l'analiai e soggetta alle limitazioni infiniseche associate alla mappatura giobale delle specie ed è sensibile agli aggiomamenti periodici del patabase, in quanto ogni anno viene mappato un numero crescente di specie.

	METODOLOGIA
KEIN VOLUCI 45200112	Prelievi idrici: somma dell'acqua di mare prelevata, dell'acqua dolce prelevata e dell'aqqua salmastra pro- veniente da sottosuolo o superficie. L'acque da TAF rappresenta la quota di faida inquinata trattata e riutilizzata nel ciclo produttivo. Il limite per acqua dolce, più conservativo rispetto a quello indicato dallo standard GRI di rifennento (pari a 1.000 ppm), é pari a 2,000 ppm di TDS, così come previsto nella guida Scarichi idrici: Le procedure interne relative alla gestione operativa degli scarichi idrici discopinano il controllo IPIECA/API/10GP 2020 degli standard minimi di qualità e dei limili autorizzativi prescritti per ciescun sito operativo, assicurandone il rispetto ed una tempestiva risoluzione in caso di loro superamento. Acqua di mare: acqua con contenuto di solidi disciotti totali (TDS) superiore o uguale a 30.000 mg. Acqua salmastra: acqua con contenuto di solidi discioli totali (TDS) compreso tra i 2.000 mg/l e i 30.000 mg/l Acqua dolce: acqua con contenuto massimo di solidi diacioni totali (TDS) pari a 2.000 mg Sversamento da contenimento primario o secondario nell'ambiente di petrolio o defivato petrolifero da réffinazio
SPET	ne o di rifiuto petrolifero occorso durante l'attività operativa o a seguito di atti ci sabotaggio, fu to e vendalismo. Per gli oli spili da sabotaggio le tempistiche di chiusura di alcune investigazioni e successiva registrazione del dato possono essere dilatate a causa della durata delle investigazioni stesse.
THE FUTI ONTELA DELLANA	Rifiuli da attività produtiliva: nificil detivanti da altività produtive, compresi i rifiuli provenienti da attivita di per- Rifiuti da attività di bonifica: comprendono i rifiuti deivanti da attivita di messa in sicurezza e bonifica dei sualo, demolizioni e acque di falda classificate come rifruto. Il metodo di smaltimento dei rifluti è comunicato ad Eni dal soggetto autorizzato allo emallimento. Possibili impatti negativi legati al risorse, possibile contarvinazione delle matrici arribi arribi arribientali. dovuta a una eventuale gestione inappropriata, impati legati al trasporto e al trattamento presso gli impianti di destino, consumo di suolo legato agli impianti di destino dei rifiuli, ricadule legali e reputazionali connesse alle eventuali contestazioni. Il trattamento dei nfiuti presso impienti terzi fuori sito deriva dall'indisponibilità presso II sito di idonei impianti e/o di requisiti legali per poteno effertuare, a Itolo esemplificativo, all'interno della UE lo svolgirrento di operazioni di trattamento dei rifluti è subordinato al possesso di adeguati ilioli autorizzativi. Il peso dei rifluti prodotti e di quelli conferiti può essere mesurato o stimato, a seconda dei casi, la differenza tra i nifuti prodotti e quelli avviati a recupera/smaltimento può dierivere sia da una variazione dei quantitativi in deposito che il peso dei rificii prodotti deve essere spesso stimato, mentre quello dei riflui conferiti può essere più trequentemente rilevato in uscita dal sito o presso l'impianto di destino. Per rifiuli riciclati/recuperati si intendono i rifluti non destinati a smaltimento NO : ernissioni dirette totali di ossidi di azolo dovute ai processi di cambuatione con aria. Incluse emissioni di NO, da attività di flaring, da processi di recupero dello zolfo, da rigenerazione FICC, ecc. Comprese emissioni di SO : emissioni dirette totali di cossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO, ed SO,
	NMVOC: emissioni dirette totali di idrocarburi, idrocarburi sostituiti e idrocarburi ossigenati, che evaporano a temperatura ambiente. E incluso II GPL ed escluso il metano, PM; emissioni dirette di materiale solido o liquido finemente sudoliviso sospeso in flussi gassosi. Fattori di ernissione standard.
DIRITTI UMANI
COMPLATTI DI SECURITY CON I Land Ins BRIDSTW ID COLLECTST	L'indicatore relative alla "percentuale di contratti di security con clausole sui diritti umani" si ortiene calcolando il rapporto tra il "Numero dei contratti di vigilanza e portierato di security con clausole sui diritti urnani" e il "Numero totale dei contratti di vigilariza e portierato di security
SSALAMON	L'indicatore si riterisce al fascicoli di segnalizzione relativi ad Eni: SpA e accretà controllate, philiza nell'anno ed afferenti i diriti umani, dei fascicoli posì individuati, viene riportato il numero di asserzioni distinte per esto dell'i- struttoria condetta sui fatti segnalati (fondate, narzialmente Tondate, non fondate con adozione di azioni di m- glioramento e non fondate/non accertabili/noi applicable).
FORNITORI
FORRITIEN OCHET TO AND ASSESSMENT	Lindicatore si vierisce ai processi gestin dalle società in perimetro, rappresenta tutti i fornitori valutati a fronte. di almeno uno del seguenti processi. Due Diligence repulazionale, processo di qualifica, feedback di valutazio- ne delle performance sulle aree HSE o Complianoe, processo di retroazione, assessment su tematiche di diritti umani (lispirato allo standard SA 8000 o cestificazione similare), L'indicstore si riferisce quindi a turni i fornitori per i quali le attività di Vendor Management sono accentrate in Eni SpA (es Iutti i fornitori Italiani, mega sup- ali) e al fornitori Inciali di Frii Ghana. Eni US. Eni Mexico S de RL de CV, IEOC, Eni Australia,

171.546

la are peller ed internazional) e al fornitori di Eril Gran, Eni isteria e di aporcuvvlonamenti di
plier ed internazionali locali di Eni Ghana (aliternetit di apoluszione qil apor plier ed memazionali, e al UK Sono escuse dallambito di applizace (di Sportionerilo energia elie)
En Nigeria, Eni lugistica pilmari, ulities del processo di produzione (annu Eni Nigena, En Trad e Ell nojstitos primari, ullillee de processo di processo de processo de processoria de
prime a semilavarani, serva o prodoti finanzian e assicurative in prime a serma i trans servizi o prodoti finanzian e assicurazione con giornalisti.
fica, larogeno) itoli minerale e servizi notalli. collaborazione con giornalisti. acquisiz fiscale, beni immobili, assistenza legale e somministrazione di lavoro.
d'uso e brevetti, comratti di lavoro e di somministrazione di lavoro.

BILANCID CONSDLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

ALLEGATI 67179/57

KPK	METODOLOGIA
MUSA FORMITTOILI VALUTAT SECONDO CRITERI BOCIALI	L'indicatore è ricompreso in quello dedicato al "fornitori oggetto di assessment" e rappresenta futti i nuovi comitating avoium in cassconia nu tre ifscoditos inomo.
	TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE
COUNTRY- BY-COUNTRY DEPORT	La disclosure relativa al country report e coperta attraverso un rimendo all'ultimo documento pubbli- cato (generalmente l'esercizio precedente a quello di rendicontazione della DNF) il portante le principali informa- zioni fichieste dallo siandard GRI di rifenmento (207-4).
FORMAZIONE ACTI-CORRUZIONE	E-learning fivolto a risorse in contesto a medio/alto rischio di corruzione. E-leaming rivoito a risorse in contesto a basso rischio corruzione Workshop generale: eventi formativi in auta nvolti al personale in contesto ad alto rischio corruzione. Job specific training: eventi formativi in autoriti a speatrone tamiglie professionali operanti in contesti ad alto
	nechio di corrizione.
CONTRIBUTY POLITICI	Come noditato nel Codice Elico, non eroghiamo contributi a parto, movimenti, comitati e croppizzazioni politiche è sindacali e non ullizziamo inpropriamente il nome della riostra azienda in interazioni personali con partiti, movimenti e cornitati politici.
SVILUPPO LOCALE
IMESTINENT LEB FO SALERS FOCULE	Cindicatore al riferisce alla quota Eni della spesa per le iniziative di sviluppo locale realizzati da Eril a favore del territorio per promuovere il miglioramento della vita e uno sviluppo socio-economico sostentivizie delle cornunità nei contesti aperativi i potenziali impatti sulle comunità locali passono vanare in base alla lipologia e localizzazione di cascun pro- getto di business. Il seguito si descrivano quelli relativi alla fase di esplorazione e di sviluppo del business; Impatti negativi legati alle attività esplorative: displacement socio-economico, impatti negatività di pesca e sulle attività agricole e turistiche, potenziale denneggiamento di edifici e patrimonio storico, potenziali violazioni standard di lavoro sub contrattisti, compensazione non adeguela degli impatti, impatti sui dimiti umani delle popolazioni coinvolte Impati negativi legati alle attività di sviluppo del business: displacement socio-economico, resetternent, in- patti regalivi sulle attività di pesca e sulle attività agricole e unistiche, aumento del costo della vita e dei servizi nelle aree intorno l'impianio, ritardo nell'inpiernentazione dei progetti di sviluppo, distansione del mercato locale dovuto alle compensazioni e ad un generale incremento del costo della vita, ricadute sociali degli impetti an- bientali come rumore, trafficazione dei paesaggio, incasti sugli usi e costurni delle popolezio- ni locali, mancato coinvolgimento nel processo approvativo delle minoranze e degli indigenous people, imparti sui diffiti urnam delle popolazioni comvolte, induzione di fluasi migratori causati delle artività di business, impatti sulla salute delle comunità, modifica degli stili di vita delle comunità, potenziale aumento della criminalità, au- mentata pressione sui servizi alla popolazione modifica sulla struttura socio-produttiva locale e poterizate im- pato su alcuni servizi essenziali o produzione di beni primari, modifiche al sistema fondiario tradizionale, Miror occesso alle risorse naturali da parte delle comunità.
SPESA VERSO FORMLONI FOCALI	Lindicatore si riferisce alla quota di spesa 2022 verso fornitori locali. La definizione di "spesa verso forni- tore locale' è atata declinata secondo le seguenti modalità alle pase delle peculiarità dei Paesi analizzati in termini di normative locali e approcci locali utilizzati nella gestione del local content. 1) Metodo Egully" (Ghana): la quota di spesa verso fornitori locali è determinata in base alla percentuale di proprietà della struttura societaria (es per una joint venture con 60% di componente locale, viene considerata come spesa verso fornitore locale il 60% dello speso complessivo verso la joint venture); 2) Merodo Valuta locale (Vietnam,UK. Libia, Kazakhstan): viene individuata come epesa versa fornitori locali is quota parte pagata in valuta locale; 3) Metodo della registrazione nel Paese" (Iraq, indonesia, Emirati Arabi Uniti, Nigeria, Mo- zambiog, JSA, Germania, Algeria, Cipro, Egitto, Costa d'Avono, Dman, Tunisia, Turkmenistan, Venezuela e Kenya): viene individuata come locale, la spesa verso fornitori registrati nel Paese e non appartenenti a gruppi internazionali/megasupplier (es. fornitori di servizi di perforazione/servizi ausilian alla perforazione). a Metodo della registrazione nel Paese + Valuta Locale' (Congo, Messico e Australia); viene individuata come locale, la spesa verso fornitori registrati nel Paese e non appartenenti a gruppi internazionelli/mega- supplier (es, fornitori di serforazione). Per questi ultimi, si considera come locale la spessa effet- tuata in valuta locale. I Paesi selezionati sono quelli più rappresentativi per il business di Erii da un punto di vista spategio e nei quali si e registrata un piano degli approvvigionamenti reistivo al quadriennio 2022-2025 mévante rispetto al totale del Gruppo Enl.

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GRI CONTENT INDEX

	Eni ha redatto "n accordance" agli standard GRI per il per il per il per il per il per il pendicontrasione 01/01/2022
01 2220	GRi 1. Foundation 2021
Presby ar uppliers and	GAL 11: Oil & Ges Sector Stamberd 2021

87490/518

apellus Clotler V SEATHE GR	Disonrione/D sciesira only	Of The Fire TL NEED Film Find 12-11
	GRI 2: DISCLOSURE GENERALE
	L'ORGARIZZAZIONE E LE SUE PUASSI DI RENDICOHTAZIONE
21	HIBEZARDIO IDATION	Resszione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 6-7, 51-69. AF-17 82-88 95-85 41-92 https://www.eni.com/triT/cli-starticle.html
2-2	Ernità inclusse nella rendicontazione di somervisità Contractions	DNF 2022, pag 230
2-3	Periodo di renticontazione, frequenza e punto di contalio	Drie 2022, pag. 230
2-4	Revisione delle informazioni	DNF 2022, pagg. 180; 195; 199; 230
2-5	Assurance esterna	Relezione Finanziana Annuale 2022, pag. 2
ATTIVITA E LAVORATORI
2-5	Atlivila, cateria del valore e allai inoporii di Dosiness	Refazione Finanziano Annuale 2022, pagg. 6-7; 51- 69; 75-77; 85-88. 92-95; 97-99
27	Dipenderly	DNF 2022, pagg 189-186, 232
2-8	firmplasdig udi udi unglaicer T	DNF 2022, pagg 180; 232
BOVECHANGE
2.9	Struttura a composizione della governance	Relazione Finishzana Annuale 2022, pagg 30-41
2.10	Nornina e selezione del massimo argano di governo	Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 30-41
2-11	Presidente del masalmo organo di governo	Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 30-47
2-12	Ruolo tiel massamo organo di governo nel controlo della gestione dugli impati	Relazione Finanzialia Annuale 2022, pegg. 36-41
2-13	Delega di responsabilità per la gestione degli impacti	Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 30-41 BNF 2022 pagg 174-175
2-14	Ruolo del massimo organo di governo nesa rendicontazione as sostemberta	Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg 36-41
2-15	Canalil chaleresse	Resazione Finanzalia Annuale 2027, pagg 40-41
2-10	Currunicazione delle criticità	Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg 16-17. 40-47
2-17	Conascenze collestive dul massimo organia di governo	36 36 DNF 2022, pag 174
2-18	Valutazione della performance dei massimo organo di	Relazione Finanziona Anniale 2022, nagg 35-31 DAF 2033 beg 174
2-19	Cliffando Norme riguardanti le reminerazioni	Relazione Finanziana Annuale 2022, pag. 29 Relazione sulla Politica in maleria di Remunerazione e sui compensi compensi con risposti 2022 SP-LZ DGBB
220	Procedura di deleminizione della remunerazione	Relazione Finanziana Anmialie 2022, pag. 39 Relazione sulta Politica in materia di Ramunerazione e-sui compensi corrisposti 2022, pagg. 27-43
2-21	Rapparto di retribuzione lotare armille	DNE 2022 pegg 185, 232 Rielazione sulla Politica in materia di Remusverazione e sui compensi compensi comsposti 7022, Dap 10
	STANTECTA POLLACHE E PHASSI
2-27	Dicharazione sulla strategia di sviluppo sostemble	Relazione Finanziana Annuale 2022, pagg. 18-23. DNF 2022 pag. 164
9-79	Impegno in terrari di policy	DNE-2022 peopl 164-167, 196-168

integrazione cegli impegni in termini di policy 2-24

BBIT 2022, pagg 164-109; 198-198

			8777
Aspetto Materiale/ Standard GBI	Descrizione/Disclasure GRI	WEEL	Sezione c/o comero di pagina	Omission
2-25	Processi volti a rimediare agli impatti negativi		Relazione Finanziana Annuale 2022, pagg 16-17 DNF 2022 page 170-177 lnollre, si vedano i riferimenti di pagina per quanto lighteres in richieste resting sinciding since BBI 2-3 per clascun ferna materiale.
2-26	Meccanismi per nohiedere chianmenti e sollevare preoccupazioni		Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 16-17 DNF 2022, pag. 200
2-27	Confarmità a leggi e regolamenti		DNF 2022, page 216-217
2-28	Appartenenza ad associazioni		Relazione Finanziaria Annuale 2022, pegg. 16-17
	COMMOLETMENTO DEGLE SIMILEHOLDEN
2-29	Approccio al convolgimento degli stateholder		Rielazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 16-17	100,00
2-30	Contratti collettive		DNF 2022, pago 182, 185, 187, 232
GRI 3: TEMI MATERIALI
	INFORMATIVE SUI TEMI MATERIALI
3-1	Processo di deferminazione dei terni materiali		DNF 2022 page 228-229
32	Elenço dei terri materiali		Fire 2022, pagg 228-229
3.3	Gestione dei temi materiali		Inclusio nelle specifiche sezioni

			87778 59
Aspetto Materiale/ Standard GRI	Descriziona/Disclesure GRI	WEET	Sezione c/o Omission numero di pagitta
2-25	Processi volti a rimediare age impatti negativi		Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 16-17 DVF-2022 badd 220Z PND o preve sed suised in denmanti compar per crosper in suffition TOTTELLE IS LICURES TESTIVAS SE UDICBIOS ENT S-3 per clascun forma materiale,
2-26	Maccenterini per normogere chistimenti e pollevare Including comparism		Relazione Finanziana Annuale 2022, pagg. 16-17 DAF 2017, bag. 500
2-27	Confarmità a leggi e regolamenti		DNF 2022, pagg 216-217
2-28	A CONSULERS CON ENGINGUALIBUDI		Relazione Finanziaria Annuale 2022, pegg. 16-17	10
	COMMONTCOMENTO DECLI SIMCENDEDE
2-27	Antiquedia al comicipimento degli statempider.		Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 16-17
2-30	Contratit collettive		DNF 2072, pradio 182, 185, 187, 235
GRI 3: TEMI MATERIALI
	INFORMATIVE SULTERI PARTERIALT
3-1	Processo di deferminazione dei terrii materiali	1	DHE 2032 Back 220Z 338-559
3.3	Elenço dei terri misferial		DNE 3055 back 228-259
3-3	Gestione dei tem materiali		Incluso nelle spesiche sezioni
AEDOLLO
Materiale/	Disclosure GBIN Descrizione/Disclosure GBI	WES	Sezione e/o dramsto qi badlos Telleston
	CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CLIMATICO E TECNOLOGIE LOW CARBON Riduzione delle emissioni GHG; Svilluppo di tecnologie law carbon
1131)	3-3 (11.1.1.1.11.2.1, Gestione dei terri materiali		DNF, page 166, 170-171, 174-179, 226-228, 231
	GRI 201 : Performance economiche 2016		Perimetro: interno ed esterno
201-2 (11:22)	impreszioni finanzierie e altu risoni e coportunità dovus al cambismento climatico		Relazione Ficanziane Annuale 2022, pagg 137- 140
			DNF, pagg 172-172-175-176
GRI 302: Energia 2016			Penmetro intemp
302-1 (11-1.2)	Energia consumata all'interno dell'organizzazione		DNF, pBgg. 177-100, 232
302-2 (11-1-3)	Energia consumata al di fuon dell'organizzazione		non antitle non disponibile Si valuterà la rendicontazione in considerazione della disponibilità di una
302-3 (11-1-4)	infensita energetics		metodogiagia applicabile DNF, page 177-180; 231
GRI 305; Emissioni 2016			Penmetro: interno ed esterno
308-1 (117.7	Emiasioni dirette di GHG (Scope 1)		DNF, Bagg. 177-179; 231
306-2 (11 1 6)	Emissioni indirette di GHG the consumi energetici (Scope 2)		DNF pagg. 177-178; 23
305-3 (11.1.7)	ANN ELUSSION Indirents of GHG [2006 3]		Divir Dagg 111-118: 23
305-4 (11.7 B)	Intensità delle ernissioni di GHG		DNF, pagg. 177-178.231
305-5 (1123)	Riduzione delle ernissioni di GHG		BALLET DOBG THD

Moteriale	Disclonine GBM Descrizione/Disclosura GRAN		Section Aver WEF Ticmare of per ha	可用的利用
SVILUPPO DEL CAPITALE UMANO
Occupazione, Formazione 3-3 (11.10.1,	Gestione dei terni matteriali		DNF, pagg 166; 170-171; 181-183; 228-229; 258-
11.11.11 BAI 401: Docupazione 2016			Permina: interno
401-1 (17 10.2)	Allowe assumzidini e Turnower		DNF, pagg. 784: 186: 232
CD (172-109	Benefit previsti per i dipendenti a tempo pieno, me non pel i dipendenti partitime o con conicasto a tempo determinato		ONE bag. 183
	GRI 402: Belozioni tra lavoratori a management 2016		Perimatro: interna
	402-1 (11.10.5) Peritido minimo di prezivaso per cambiamento operatori		DHF pag 232
GRI 404: Formazione e istruzione 2016			Permelro interna
404-1 (11-106)	Dre medie di formazione annua per dipendente		DNF, pagg. 185; 187; 237
11.11.47 404-3 =	Parcentuale di dipendenti che ficeyono una valutazione periodica telle performance e della sviluppo professonale		784 Dad HMXT
	DIVERSITA, INCLUSIONE E WORK-LIFE BALANCE
TOULDBE 11.11.11.14.11	Gestione der Terrii multerial		DNF, cagg. 166: 170-171; 181-183) 224-229. 238.
GRA 202: Presenza sul mercato 2016			Parimatro: interno
202-2 (11/11/2 11.1437	Proporzione di senior manager assunti dalla comunirà locale		DNF begg 196, 232
GRI 401 Docupazione 2016			Perimetro, interno
401-3 (11104 11/11/20	Conginity parentate		DNF, pagg 783 186-167 232	Informazioni nelativo al punto d. e punto e isplo relativemente al tasso di
				alcii di reporting.
		11	Permetro: Interno	retention) non disponibili Eri si impegna a copiire findicatore nei prossimi
	GHI 405: Divesità e pari opportunità 2016		DNE, pagg 184: 186 Refazione Finanziana Annuale 2022, pag. 32
405-2 (17-11-5)	405-1 (11.11.5) Diversità negli organi di gaverno e tra i dipendenti Rapporto dello stipendio base e retribuzione polle donne		DNE, pagg. 185, 187, 232
	repetto agt users
	SALUTE E SICUREZZA DEl LAVORATORI		DNE pagg. 166; 170.171; 163; 188-189; 228-229; 238
161088	Gestione dei terri material		Pedmatro interno ed esserna (fornitori)
	6102, Salute a sicurezza sullies & Milles S. EBP USS		DIVF, pagg 168-169; 183; 189; 189; 189; 189
403-1 (119-2) 6010268	Sistema di gestione della saiute e sicurezza sul lavor identificazione dei pericos, valutazione dei rischi o indagini		DNF, pagg 188-189
	Wastplay tong		DNF: pagg 158-171; 183
403-3 (11.9.4) 403-4 (11.9.5)	Servizi di medicina del lavoro Partecipazione e consultazione dei lavoritori e		BBC-BBS 168-169-169-169-169-189-189
	comunicazione in materia di salule e sicurezza sul lavoro Formazione dai lavoraton in materia di saluie e sicurezza sul		DNF pag 188
403-21197	OldME		DNF, pago 158-189, 183
403-6 (11.97) 403-7 (11-84)	Promozione della salute dei lavoratori Prevenzione e mitigazione degli impatti in materia di salute e		DNE, pagg. 168-171: 169; 188-189-189
403-8 (113.8)	sicurezza sul lavoro all'interno delle relazioni commendali Lavoratori coperti da un sistema di gestione della salule e		BBT Bed Jing
01/8/11/9/10)	DROMA JOS BEZALTICIE Intertune sul layord		DNF, pagg. 189-190; 232

11.119 580

REPORTED BOUT THE THAN

BILANDEN FURSANDAHIA

Station of the children considered to the county of the contribution of the count

Aspesto Matenale/	Disclosure GRIAN Descrizione/Disclosure GRI™	Sezione a/a Caussion numero di pag na
ASSET INTEGRITY
3-3 (1191)	Gestione de terni materiali	Divis bagg. 166. 110-111. 185. 228-139. 338.
	ORI 306: Scanchi idrici e rifasti 2016	Perimetro: Interno
3.63 (1183)	Portament son firsten	DNF page 193. 195. 234
	RIDUZIONE DEGLI IMPATTI AMBIENTALI Bantliche e illutt, Nisorsa idrics: On spill, Quelita dell'aria, Brodivarsita
	3-3 (11.4.1 11.6.1) Gestione dei term materiali	DHF Daga 188: 170-171 180-193, 238-328, 238
	BRI 303: Acquare e scarreta lauci 2018	Permetto: Interno
303-1 (1162)	weresome con produs come risots condivies	DAF, Dagg, 191, 199
309-2 (11 83)	Cestinue degli impagi legati and scanco d'acore	DNF Dagg. 191; 193, 234
308-3 (11.6-4)	Preflevo (drico	DNF, nagg 183 195 234
303-4 (11.6.5)	Scarico di sogna	Delf Dagg 193 190 234
303-5 (17.6.6)	Consummo di accura	DINE Bagg 193; 193; 195
GRI 304: Biodiversità 2016		Pasimetro: Interno
304-1 (11.4.2)	Siti operativi di proprieta, defenuti in locazione, gestifi in (o actively and may brovening a suas a prevatio values an modified assis alle brusites tripssymbol	DINE DROG 194, 196, 233
304-2 (11.4.3)	most and superior stingly stilling broad to security solly Diodiversite	DINE THOS 195-194 233
304-3 (11.44)	Habital projetti o ripristinati	DNF, pagg. 192-194; 233
304-4 (11.4.5)	Specie estudite parti "Hed List, dell'IDEA e ungil esticul nazionali che frovano il trioprio nabitat nelle aree di all'inta dell'organizzazione	DIAL bagg 184, 233
ECONOMIA CIRCOLARE
3-3 (11-1)	Gestione dei terri materiali	Dine Land 183. 170-171.130-181. 238-533. 233
GRI 306: Rifiuti 2020		Parimesto, interno
30-1 (1172)	Froduzione di lifinti e impetti significativi connessi al idiuti	DNF pagg 190-191 234
306-5 (11 = 3)	Gestione degli impatti significativi connessi al rifluti	DINF tagg 190-191 234
3063 (11.54)	Rifiuti prodotti	DINE Cago 193-195; 234
3064 (1755)	filiuli non destinati a smalliriento.	DHE Dadd 193-199. 234
306-5 (115.6)	Rifluta destinati allo smallimento	Division 183-183 Ind
	TUTELA DEI DIRITTI UMANI LAVORATORI Lavoratori; Comunilà; Catena di feinitura; Security
THUJBE 11.13.1 11.18 1)	Gentione dei terni materiali	DNE tungo 167 170-11 110-11 180-198 236-339 239
GRI 406: Non Discriminazione 2016		Perimetro: interno ed esterno
	406-1 (11.11.7) Episoci a dacinimisazione e misure correttive adottale	DNF pagg 198-199, 234
	GRI 407; Libertà di asseciazione e contrattazione collettiva 2016	Periments interno ad estauriss
	407-1 (11.13.2) Atlavità e fornitori in cui il diritto alla Noerta di assoglazione e contrattazione collettiva pro essere a nectro	DNF, pagg. 196-198
	GRI 410: Pratiche per la sicurezza 2016	Penmetro: interno ed esterno
	410-1 (11.18.2) Personale addetto alla sicurezza somato sulle pollache a	DAL BROOD 198-138, 334

6-179582

Materialer	Disclosure GRAN Descrizione/Disclosure GRIN	Wes lumber possible le
	GRI 409: Lavoro forzato e obbligatorio 2016	Perimatro: interno ed esterno
409-1 (11 12-3	Attività e foronori a rischio significativo di episodi di lavoro orgato a obbligatorio	DNF, pegg 197, 234
	GRI 411: Diritti dei popoli indigeni 2016	Perimetro: interno ed Esterno
411-1 01:17:20	Episodi di violazione de caritti dei popoli indigent	DNF. Dag. 197
	GRI 414: Valulazione sociato dei fornitori 2016	Perimetro miamo ed estarno
414-1 (11.105 11,123)	Nuovi fornitari che sono stati sottoposti a valutazione 101200 10/10 /0 02239711 0510081111	DNF, pagg 170:171; 200-201 734-225
414-2 (11.109)	impatti acciali negativi sulla catena di fininii ura azioni нагарисы	DNF, pagg. 200-201 234-235
BETVZIONI CON LCLIENT
3-3 [114.0]	Gestione dei terrii materiali	DNF, pagg. 170-171; 188-189; 228-229; 240 Relazione Finanziania Annuale 2022, pagg. 15-17.
	GRF 4) 6: Salvie a sicurezza dei clienti 2016	Perimatio: Interno
415-1 (1133)	Valutazione degli impatti sulla salute e sulla sicurezza per categorie di prodotto e servizi	DNF, pagg, 168-169; 188-189
	TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORPUZIONE E STRATEGIA FISCALE
3-2 (11.19.). 11.2011, 11.21.11 11.22.1)	Gestione de lemi materiali	DNF, pagg 167; 170-171; 201-203; 229-229; 240
	919 206: Commortamento anticoncomentations 2015	Perimetro: intelno ed esterno
209-1011937	Azioni legali per comporsamento anticoncorrenziale, antilirust e praticine monappoissilatie	DNE, pagg. 203, 217
GRI 205. Anticonuzione 2016		Perimintro: intemo ed esterne
205-1 (11-20-2)	Operszioni velulaze per i vischi legali alla comuzione	DNF, mage 201-201-201
	205-2 (11.20.3) Comunicazione e formazione in malieria di politiche e procedure anticommone	DNF, pagg, 200-203, 734
	205-3 (11.20.4) Episodi di comuzione accertisti e azioni intraprese	DNE pagg 201 203
GRI 207 : (urboste 2010)		Perimistro: internal
207-1 1 21:4)	Approccio alla fiscalità	ONE, page, 201-203
207-2 (17.21 5)	Governarce fiscale, controllo e gestione del nachio	PMF, pagg. 201-203
207-3 (11-21-6)	Coinvolgimento degli stakehoidere gestione delle. presccupazioni in materia fiscale	DINF, plagg, 201-203
501-4 (11 21.7)	Rendiophilazione Paese per Paese	DNF, pagg. 201-203; 235. Per maggioni micrmazioni si veda la nota 28 del Branco consultiato
GRI 415: Politica publica 2016		Perimetra, inteine ed esterns
115-1 (11.22.2)	Contributi politics	DNF, pag 235
CANUSURA E RIGENSTINO
3-3 (11.7.7) 11.1.10)	Gestione de temi material	Dive pago. 166; 170-171; 181-193; 228-2229; 140
	GRi 402: Relazioni tra lavoratori a managament 2016	Perimetro: Interno
402-1 (117-3)	Penodo minimo di preavviso per i cambiamenti aperativi	DNF, pag. 292
	GRI 404. Fornazione e istruzione 2016	Perimetra: interre
404-2 (11.7.3,	Programmi di aggiornamento delle compelenze dei dipendenti e programmi di assistenza alla fransizione	DNF, pagg 119-182

...

	In Including Marian Indian Inchi Bir Herry collegements		ANDRIES IN MI MALINGERAN

Aspetto Matenale/	Disclosure GRI" Descrimione/Disclosure GRUN	WEF	Suziont: 0/0 numero di pagina	Of Chical
SVILUPPO LOCALE	Local Contant, Diversiticazione e condinie e formazione, Accesso all'agone, Salvic, Protexione e contervazione delle foreste e tutgla del territorio, Partnership Pubblico-Private
3-3 (11.74.1, 11.15.1,11761 11,21.7)	Destione del Terri material		DNF, pagg. 167. 170-171: 201-203; 205-206; 228- 229:241
	GRI 201: Performance economiche 2016		Permeno: moerno
201-1 (11.14.2. 11.21.2)	Valore economico deeflamente generato e distribuito		DNF page 203-204-239
	2014 (11.21.3) Assistenza (mariziaria ticevita dal governo		DNF, pag. 203
	BRI 203. Impatti sconomici indivatii 2016		Permietto: Interna
203-1 (11.74.4)	Investimenti infrastrutturali e servizi finanzioni		DN); pagg. 206-207; 235
203-2 (11,14.5)	Impetti economici indiretti significativ		DNE pagg. 205-206; 235
	GRI 204: Pratiche di approvigionamento 2016		Permatio: interno ed estemo.
	264-1 (11.74.6) Proporzione di spesa verso forniton locai:		DAY, DBOG TODED THOUSE
GRI 413: Comunità locali 2016			Perimetro: interno
43-1 (1) 152)	Agivilla che prevedeno il somvolgimento delle comunità locai. najurazioni quinesto e programino insellight		DMF, badg 200-300, 230
413-2 (1153)	Attività con impetti negativi, potenziali e attuali significativi sulle commits local		ONF, page 205-206, 235
ACCESSO ALL'ENERGIA
	Accesso all'enesgia - Approccio di gestime		Parmatro: Interne
2-3	Bestione dei lemi matena)		DNF, paga 167: 170-171; 205-207; 228-229; 241
INNOVAZIONE
	innovazione - Appraccio di gestione		Perimatio: interno
3-3	Gestrane dei lerni materiali.		DNF: page: 167; 170-171; 228-225; 241
	DIGITALIZZAZIONE E CYBER SECURITY
	Digitalizzazione e Cyber Security · Approccio di gestione		Permetro: Intelno
3-3	Gestione dei temi materiali		DMF, pagg. 167; 170-171; 228-229; 241

() Pe ogrimal nelefos, kind (el Mill Bank) de personal personal of enter (e of the Barbara Barcele
(in Glainer) and leisel in and relief society meller the collected Were Ec

Altre informazioni

Adesione al Codice italiano pagamenti responsabili Allesione al Guilley di trasparenza e correttezza nella gestione In linea con la policy un SpA ha aderito al Codice Italiano Paga
del propri fornitori, Eni SpA ha aderito al Codiculto nel 2014. Nel menti Responsabili che Assolombarda ha istituito nel 2014. Nel menti Respuresali di pagamenti dei fornitori, secondo le previ-2022 i tempitrattuali, si sono altestati mediamente a 52 giorni

Art. 15 (già art. 35) del Regolamento Merceti Consob (aggiori nato con Definera Consob n. 20249 del 28 dicembre 2017): nato con Dellnesa Gonasione di azioni di stati non appertenenti cietà costituite e regolate dalla legge di Stati non appertenenti cietà dostituite e a. In relazione alle prescrizioni regolamentant all'Onione Europea ni per la quotazione di società con appaliin tema di condicioni per lici ille secondo leggi til Stati non apparsocietà costituite Europea e di significativa rilevanza ai fini del bilancio consolidato, si segnala che:

· alla data del 31 dicembre 2022 le prescrizioni regolizioni regolizano alle 12 alla data del 31 unegolamento Mercati si applicano alle 12.
Ti dell'art. 15 del Regolamento Mercati e i tri UK Ltd. Eni società controllate. Nigerian Agip Oil Co. Ltd. Arin Exploration Petroleum Co. Inc., Eni Congo SA, Nigerian Agip Exploration and Pro-Petroleon oor Holding Ltd, Eni Ghana Exploration and Pro-Ltd. Eni Carlaba Rokatinents Plc. Eni Lasmo Plc. Eni Luck Ltd. Eni Trading & Shipping Inc., Eni México S. de RI. de CV;

· sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la completa compliance alla predetta normativa.

Regole per la tresperenza e la correttesza sostanziale e procedurale delle Operazioni con Parti Correlate

rlurale delle Operazioni coza e la correttezza sostanziale e proLe regole per la trasparenza e la correlate adoltate dalla So-Le regole per la trasperente con Parti Correlate additate dalla Società in linea con i listing standard Consob sono disponibili sul cietà in linea con i listing stimella Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2022

Sedi secondarie

Sedi secondane
in ottemperanza a quanto disposto dall'art. 2428, quarto comin ottemperanza a qual attesta che Eni SpA ha le seguenti sedi secondarie

San Donato Milanése (M) - Via Emilla, 1; San Donato Milanese (MI) - Piazza Yanoni. I

Fatti di rilleva avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio Fatti di rillevo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio sono i fatti di nilievo avvenuti osperativo operativo dei settori di attività

27479 /585

Jossario

il giossario dei termini delle attività operative è consultabile sul sito internet di Eni all'indirizzo eni.com Di seguitto sono elencali quelli di uso più ricorrente

Barile Unità di volume comspondente a 759 litri. Un barile di greggio corrisponde a circa D, 137 tonnellate.

Boe (Barrel of Oil Eguivelent) Viene uaato come uniffa di misura unificata di petrolio e gas naturale, quest'ultimo viene convertito da metro cubo in barlie di ollo equivalente utilizzando il coefficiente moltiplicatore di 0,00671.

Capecità înstallata de rinnovabili Misura la capacità massima degli impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovaalli in quota Eni (eolica, solare, da moto ondoso e ogni altra fonte non fossile derivante da risorse naturali, escludendo l'energia nucleare). La capacità si definisce installata quando gli impianti sono in esercizio o quando e raggiunta la "mechanical completion" che rappresenta la fase finale di realizzazione dell'impianto ad eccezione della connessione alla rete.

Compounding Attività specializzata nella produzione di sernilavorati in forma granulare derivanti dalla combinazione di diue o più prodotti chimici

Conversione Processi di raffineria che permettono la trasformazione di frazioni pesanti in frazioni più leggere. Appartengono a tali processi Il crecking, Il visbreaking, Il coking, la gassificazione del residui di raffineria, ecc. Il rapporto fra la capacità di trattamento complessiva di questi impianti e quella di impianti di frazionamento primario del greggio esprime il "grado di conversione della raffinena" più esso è elevato, più la raffineria è flessibile ed offre maggiori prospettive di redditività

Elastomeri (p Gomme) Polimeti, naturali o sintelloi che, a differenza delle materie plastiche, se sottoposti a deformazione, una volta cessata la sollecitazione, nacquistano, entro certi limiti. Ia forma iniziale. Tra gli elastomeri sintetici, i più importanti sono il polibutadiene (BR), le gomme stirene-butadiene (SBR), le gomme etilene propilene (EPR), le gomme termoplastiche (TPR), le gomme nitriliche (NBR)

Emissioni di NO, (ossidi at azolo) Emissioni dirette totali di ossidi di azoto dovute ai processi di combustione con ana Sono incluse le emissioni di NO, da attività di flaring, da processi di recupero della zolfo, da rigenerazione FCC, ecc. Sono comprese le emissioni di NO ed NO2, mentre sono escluse le errilesioni di N.O.

Emissioni di SO, (ossidi di zolfo) Ernissioni dirette totali di ossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO, ed SO, Le principali sorgenti sono gli implanti di combustione, i moton diese. (compresi quelli marini), la combustione in torcia, il gas flaring (se Il gas contiene H,S), i processi di recupero dello zolfo, la rigenerazione FCC

Emissioni GHG Scope | Emissioni dirette di GHG derivanti del le operazioni della Compagnia, prodotte da fonti di proprietà o controllate dalla Compagnia.

Emissioni GHG Scopo 2 Emissioni Indirette di GHG derivanti dalla generazione di elettricità, vapore e calore acquistato da terze parti e consumate da asset posseduti o controllati dalle Compegnia.

Emissioni GHG Scope 3 Emissioni Indirette di GHG essociale alla catena del valore dei prodotti Eni.

Egtrarete Insieme delle attività di commercializzazione di prodotti petroliferi sul mercato nazionale finalizzate alla vendita a grossisti/rivenditori (soprattutto gesolio), e pubbliche amministrazioni e a consumatori, quali industrie, centrali termoelettriche (ollo combustibile), compagnie aeree (jet fuel), trasportatori, condomini e privati Sono esoluse le vendite effettuate tramite la rete di distribuzione dei carburanti, i bunkeraggi marittimi, le vendite a società petrolifere e petrolchimiche, agli importatori e agli organismi internazionali.

Greanhouse Gosos (CHG) Gas presenti nell'atmosfera, trasparenti alla radiazione solare, che assorbono le radiazioni infrarosse ernesse dalla superficie terrestre | GHG che interessano le attività di Eni sono: anidride carbonica (CO2), metano (CHJ) e protossido di azoto (N.O). Le emissioni di GHG sono convenzionalmente riportate in CO, equivalente (CO,eq ) in conformità con I valori del Global Warming Potential, in linea con I quarto Assessment Report dell'IPCC ARA

GIVL. Gas naturale liquefatto, ottenuto a pressione atmosferica con il raffreddamento del gas naturale a -160 °C.A gas yiene liquefatto per facilitarne | trasporto dai luoghi di estrazione a quelli di trasformazione e consumo. Una tornellata di GNL portisponde a 1.400 metri cubi di gas.

GPL Gas di petrollo liquefatto, miscela di frazioni leggere di petrollo, gassosa a pressione atmosferica e facilmente liquefatta a temperatura ambiente attraverso una limitata compressione

Indico di efficienza operaliva Eni Rapporta tra le emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 delle principali attività operate di Eni e le rispettive produzioni, convertite per ornogeneità in boe.

Intensità emissive GHG upstream Repporto fra | 100% delle ernissioni GHG Scope 1 degli asset operati upstream e il 100% della produzione lorda operata (espressa in boe),

Materte prime di seconda e terza generazione Materie prime non in concorrenza con il settore allmentare, a differenza di quelle di prima generazione (oli vegetali). La seconda generazione e oostituita principalmente da rifiuti agricoli non allmentari e rifluti agro-urbani (grassi animali, oli da cucina usati e rifiuti agricoli), quelle di terza generazione sono quelle materie non agricole ad alta innovazione (derivanti da alghe o fifiuti),

Moulding Attività di stampaggio di pollolefine espanse per la produzione di manufatti ultraleggeri

NGL Idrocarburi liquidi o liquefatti recuperati dal gas naturale in apparecchiature di separazione o impianti di trattamento del gas. Fanno parte dei gas liquidi naturali, propano, normal butano e isobutano, isopentano e pentani pius, talvolta definiti come "gasolina naturale" (natural gassoline) ("arutan aribana aribanto

Wet GHG LRECYCle Emilissions FURSEION GHG Scope 1+2+3 BS80ciate alla filiera dei prodotti energetici venduti da Eni, incluse produzioni proprie e acquisti da terzi, contabilizzate su base equity e al netto degli offsel principalmente da Natural Dlimate Solutions

Met Cerbon Foolprint Emissioni GHG Scope 7 e Scope 2 associate alle operazioni di Eni, contabilizzate su base equity, al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions.

Net Carbon Ilitensity Rapporto fra Net absolute GHG ilfecycle emissions e il contenuto energetico dei prodotti venduti.

Oil spill Sversamento di petrolio o denvato petrolifero da raffimazione o di rificito petrolifero occorso durante la normale attivita operativa (da incidente) o dovuto ad azioni che ostacolano l'attività operativa della business unit o ad atti eversivi di gruppi organizzati (oa atti di sabotaggio e tempesmo)

Gilfield chomicals Offerta di soluzioni innovative per la fornitura di prodotti chimici è relativi servizi ausiliari per il settore Oll & Gas.

Otefine (o Alchem) Serie di idrocarbin con particolare reallività chimica utilizzati per questo corne materie prime nella sintesi di Intermedi e pollimeri.

I courted litting Gill accordi attipulati than partner che regoliano i diritti di ciascuno a ritirare pro-quota la produzione disponibile nel periodo. Il riflro di una quantità superiore o inferiore rispetto alla, quota di diritto determina una situazione momentanea di over/ under lifting

Plasmix Nome collettivo delle diverse materie plastiche che attualmente non hanno utilizzo nel mercato del riciclo e possono essere utilizzate come materia prime hei nuovi business Erii relativi all'economia circolare.

11/9

Patenziale minerario (volumi di idrocalburi potenzialmente recuperabili) Stime di volumi di Idrocarburi recuperabili ma non definibili corne riserve per assenza di requisiti oi commercialilità, o perché economicamente subordinati a sviluppo di nuove tecnologie, o perché riferiti ad accurnuli non ancore perforati, o dove la valutazione degli accomuli scoperti è ancora a uno stadio Iniziale

Pozzi di infilling (Infitimento) Pozzi realizzati su di un'area in produzione per migliorare il recupero degli Idrocarburi del glaoimento e per mantenere/aumentare i livelli di produzione

Production Sharing Agreement (PSA) Tipologia contralluale vigente nei Paesi produttori dell'area non OCSE caratterizzata dall'intestazione dei titolo minerario in capo alle società nazionale dello Stato concedente, alla quale viene di norma conferita l'esclusivai dell'attività di ricerca e produzione idrocarburi, con facoltà di istituire rapporti contrattuali con altre società (estere o locali) Con il contratto, il Committente (la società nazionale) alle da ei Contrattista (la società terza) il compito di eseguire i lavori di esplorazione e produzione con l'apporto di tecnologie e mezzi. finanziari. Sotto il profilo economico il contratto prevede che il rischio esploralivo sia a carico del Contrallista e che la produzione venga suddivisa in due parti: una (Cost Oil) destinata al recupero del costi del Contratista; l'altra (Profit DII) suddivisa a titolo di profitto tra il Committente e il Contrattista secondo schemi di fipartizione variabili. Sulla base di questa configurazione di primcipio la contrattualistica specifica può assumere caratteristiche diverse a seconda del Paesi.

Recupero sistablo Techiche utilizzate per aumentare o prolumgare la produttività dei giacimenti.

Itiserve Sono le quantità di olio e di gas stimate economicamente produolojii, ad una certa data, attraverso l'applicazione di progetti cii sviluppo in accumuli noti. In aggiunta le licenze, l permessi, gli impianti, le strutture di tresporto degli idrocarburi ed il finanziamento del progetto, devono esistere, oppure ci deve essere la ragionevole aspettative che saranno disponibili in un tempo ragionevole. Le riserve si distinguono in: (i) nserve sviluppate: quantità di idrocarbuii che si stima di poter recuperare tramite pozzi. facilly e metodi operativi esistenti. (4) riserve non sviluppate quantità di idrocarburi che si prevede di recuperare a seguito di nuove perforazioni, facility e metodi operativi.

Illiscivo cui or Rappresentano le quantilia stimate di ollo e gas che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria di glacimento disponibili, sono stimate con ragionevale certezza, economicamente productiii da giacimenti noti alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

245

87479 58-

stima. Ragionevole certezza significa che esiste un "alto grado di confidenza che le quantità verranno recuperate" cioè che è molto più probabile che lo siano piuttosto che non lo siano Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve essere ragionevolmente certo (chiara volorità manageriale) che inizierà entro un tempo ragionevole.

Ship-or-pay Clausola dei contratti di trasporto del gas naturale, in base alla quale il committente è obbligato a pagare il comispetlivo per i propri impegni di trasporto anche guando il gas non viene trasportato.

Take-or-pay Clausola dei contratti di acquisto del gas neturale, In base alla quale l'acquirente è obbligato a pagare al prezzo confrattuale, o a una frazione di questo, la quantità minima di gas prevista dal contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare, negli anni contrattuali successivi, il gas pagato ma non ritirato per un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale gla corrisposto

UN SDG Gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) sono il plano per realizzare un futuro migliore e più sostenibile per futti entro Il 2030. Adottati da tutti gli Stati membri delle Nazioni Unite nel 2015, affrontano le sfide giobali che il mondo sta combattendo, comprese quelle legate alla povertà, alla disuguaglianza, al carribiamento climatico, al degrado ambientale, alla pece e alla giustizia. Per ulteriori dettagli consultare || sito https://unsdg.un.org

Unstream/downstream Il termine upstream riguarda le attività di espibrazione e produzione di idrocarburi. Il termine downstream riguarda le attività inerenti il settore petrolifero che si collocano a valle della esplorazione e produzione.

Vita media residua delle riserve Rapporto tra le riserve certe di fine anno e la produzione dell'anno.

Work-over Operazione di intervento su un pozzo per eseguire consistenti manutenzioni e sostituzioni delle attrezzature di fondo che convogliano i fluidi di giacimento in superficie.

ABBREVIAZIONI

111	OUWB	mol
19193	bani	mld
allo	Darlivglorno	112511
Dat	barili di petrolio equivalente	11/9
boa/g	barilli di petrollo equivalente/giorno	NGL
10	giomo	PCA
QNL	Gas Naturale Uquefatto	(荷田)
GPL	Gas di Petrolio Liquefatto	PSA
GWH	Gigawattora	(ep
KITT	chilometri	1011
mc	metri cubi	TWH

mraBTU/MBTU millioni di British Thermal Units

rnigillala miliardi milioni numero Natural Gas Liquids Production Concession Agreement parti per millione Production Sharing Agreement tonnellate di petrollo equilvalente tonnellate Terawattora

BILANCIO CONSOLIDATO

ಕ್ಕೆ ಸ್ಟ್

Schemi di bliancio	248
Note al bliancio consolidato	256
Informazioni supplementari sull'attività Oli & Gas previste dalla SEC-	374
Attestazione del management	303

Stato patrimontale

		31 12 2022		31.12.2021
	Mote	Totale	of ani varso parti correlate	Totale	di cui verso parti correlife
(ITTORIOTH)
ATTIVITA
Illostos carroni	(6)	10 155	10	8.254	ಕ್ಕಾ
Thestavinga ba spiripli silitaliocisc	(7)	0 251		(2.30)
Altività finanziarie valutate al fair villuli con effelli e conto cconto cconomico	(17)	1.504	10	1 308	23
Altre attività finanziarie	(B)	50.840	2423	09.050	1,907
Crediti commerciali a altri cregii)	(છ)	7.700		0.073
arcumunite	(10)	317		195
Allività per imposte sul reddito	(19) (24)	12.021	341	73.634	402
Alle alluito		04 5597		67.011
Infollog tion concill		50 332		20/299
Irnmobili, impianii e macchinari	(12)	4:446		4.827
Diritto di utilizzo beni in Rasing	(13)	5 355		4.799
MODITATIFICITIES (COLLECTION	(14)	1-786		1.058
Rimanenze immolilizzato · scorte d'obbliga	(2)	12.097		0.087
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio nella	(10) (37)	1 202		1294
Allre partecipazioni	(16)	1967	1.697	1892	1.645
alloizinelij Bilvite Billa	(17)	4,500		2713
Attività più imposte annisipate	(23)	110		700
Attività per Imposte sul reddito	(10)	2236	20	1.029	20
Alle allylla	(1) (24)			30.000
		00 200		202
Alliurov cita ataurisop villulus	(25)	200		12008/000
ADVALIA TIVALETI		1 The 1 Sty
PASSIVITA E PATURNOMIO HELTO
Pascivité concul			307	2299	233
Passività finanziarie a bruve fermine	(19)	14.446	30	7.781	21
Quote a breve di passilvità finanziane a lungo remini	(10)	3 000	35	છે ની લે	17
Quote e brove di passivilla per beni in leasing a lungo fermine	(12)	084	3 203	21 250	3/20H
Debili commerciali e altri debiti	(70)	25.700		648
Pasalvita per impolite sul reddito	(10)	2 109	232	15,756	339
Atte passivila	(11) (24)	12 473 08 713		113 1200
HITCH PETITUTION UHARRIZ				23 714	Na
purcha poprial a alleiziarie a lumpo leftomie	്രവ	19,374	26 ਡਰ	1300	1
Passività per beni in legging a lungo minise	(13)	4 087		13.893
Fordi por rischi e onerl	(21)	15,267		8/19
Fondi per benefici ai dipendenti	(22)	786		4.835
Passività per imposte differie	(23)	5.094		374
outpor inis of imposto sul regarro	(10)	253		2246	416
Allre passwita	(11) (24)	3,294	402	10.070
		11.077		1241
rouse one manager as mandes and antigra desimistic only superver	(33)	1100		03.246
AllingsVal Privide		all obo		4.005
Capilate sociale		4,005		22.750
Utili relativi a esercizi precedenti		23 452		5.230
Riserva per differenze cambio da conversione		7500		0.209
Altri riserve e strumenti rappresentativi di capitale		9.785
		(2937)		(980)
Azioni proprie Unio (perdita) dell'esercizio		13 007		5.057
Torala Hallmianja ugunia Hotel (1991)		B+L ZAW		44-437
		1471		44.819	11 20
HUSTARSCHIVO di Jarvi TOTALL PASSISINGATIO INELTO	(26)	12-210
INTALE PASSIVITA E PATRIMONIO FETTO		002100		137.760

5 (590

Con riterimento agli effetti delle allocazioni del prezzi afferenti alle operazioni di business combination del 2021 a rinvia a quanto Indicato nella nota n. 27 - Altre informazioni.

87478/591

Conto Economico

		2022			2027	2020
(C milloni)	Note	Totale	di cui verso parti correlate		di cui verso Totale parti correlate	Totale	di cui verso parti correlate
Ricavi della gestione caratteristica		132 512	10.872	76.575	3.000	43,987	1.764
Ally richat e proventi		1.175	156	1.196	52	960	35
TOTALE RICAVI	(29)	133/GB7		27.771		44,947
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(20)	(103 220)	(75.327)	(55,549)	(8.644)	(33.557)	(6,599)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e allri orecit	(1)	47	(2)	(279)	(6)	(220)	(0)
Costo lavoro	(30)	(3012)	(18)	(2.000)	(27)	(2 003)	(36)
Altri proventi (Gnarl) operathy	(24)	(1.736)	3,306	903	735	(766)	13
Arrimoriamenti	(12) (13) (14)	(7.205)		(7.063)		(7.304)
Riprese di valore (svalutezioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing	(15)	(1,140)		(167)		(3.183)
Radlazion	(12) (14)	(1999)		(387)		(320)
UTILE (PERDITA) OPERATIVO		17.510		12.341		(3.278)
Proventi finanziari	(37)	8.450	760	3.723	79	3.537	774
Oneri finanziari	(31)	(9.333)	(764)	(4.216)	(45)	(4.958)	(26)
Proventi (onen) netti su allività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico	(31)	(Ba)		11		31
Strumenti finanziari denvall	(24) (37)	13	2	(306)		321
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI		(925)		(780)		(1) 1998)
Effetto valutazione con Il metodo del patrimonio netto		1.847		(1.091)		(1,733)
Ally proventi (ours) an bettecibasion		3,623	30	223		75
PROVERTI (ONERA) SU PARTECIPAZIONI	(16) (32)	5 AGA		(aca)		(1.656)
ULILE (PERDITA) VALLE IMPOSTE		22.049		10.685		(3.970)
Imposte sul reddito	(สส)	(8.088)		(4,845)		(2.650)
UTILE (PERDITA) DELLESERCIZIO		13/001		5,11-10		(11.028)
Utile (perdita) dell'esercizio di competenza Eni		13.897		5,021		(8.635)
Interessenze di terzi		74		19		7
(une perdita) per azione (ammontal (ammonial (a mar aziono)	(ৱৰ)
- semplice		3,80		1,07		(2,42)
- dilulto		3,95		1,60		(2,42)

Prospetto dell'utile (perdita) complessivo

	Note	2022	2021	2020
(indifful ))		13.961	5,040	(0.020)
Unio (perdita) dell'opereizio
Companianti dall'utile (perdition innonmanno asso
Compananti non riclassificalilli a coulo ecanomico
Rivalulazione di plani a benefici definili per i dipendemi	(26)	60	119	(16)
Quota di perinenza delle "Altre componenti dell'ullie (perdita) complessivo delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio nello	(26)	3	2
variezione fair value partecipazioni valutete ai fair value con effeiti a DCI	(26)	문단	105	24
Effetto liscale	(26)	(5)	(77)	25
		114	149	33
Comprononil riclassificabili a conto necuramico
pifferenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro.	(26)	1.095	2,828	(3.314)
variazione foir value strumenti finanziari derivati di copertura così now hedge	(20)	704	(1,264)	601
Quota di pertinenza delle "Allre componenti dell'utille (perdita) complessivo delle partedpazioni valulate con il metodo del patrimonio nello	(26)	(12)	(34)	37
Effetto fiscale	(26)	(234)	372	1192
		1.043	1.902	(2.013)
Totalo allive compensanti dell'uillo (parolla) complessivo		1757	2.051	(2:780)
		15716	1001	(11.408)
oleh maso how pull studional (sigrad) alline simila		15.643	7.872	(11475
Totale utile (perdita) compleasilivo dell'esercizio di competenza Eri
Interesperize di 1erzi		75	19

87 47 4 / 59 2

87478 583

Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

		Patrimonio netto di Eni
(E millioni)	Note	spolale Capitale	eseron 16 precedenti relativ	CONNELSONS differenze Risarva per cambio dia c	rappresentativi di capitale Altre riserve e strumenti	Azioni proprie	(perdita) de esercizio Uffe	Totale	Interessenze di terzi	neid Totale patrimonio
Saldi al 31 dicembre 2021	(26)	4.000	22 750	0.630	0 589	(ຍຸລັກ)	5,921	44.437	05	44.019
Utile dell'esurcizio							13.087	13.887	7 13	13.901
Allre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenți al netto dell'effetto liscale	(26)				ਦੇਵ			55		ಲ್ಲಿ ನಿ
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" gelle partecipazioni valulate con il metado dei patrimonio netto	(26)				ಿ			3		3
Variazione fall value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI	(26)				56			ટેઉ		56
Combanebil non trolassilicabili a conto economico					114			114		7.14
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dalleraro	(26)			1093				1.094	11	1.098
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash now hedge al nello dell'effetto fiscale	(26)				560			ਦਿੱਤਾ		500
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo delle partecipazioni valutate con il metodo dei patrimonio netto	(26)				(12)			(12)		(12)
Componenti riclosalficabili a conto economico				11003	5-10			1.042	-	1.043
Ulia (pardita) complassivo dell'assureizia				1 063	0-63		13.607	18.643	78	15/10
Attribuzione del dividendo di Eni SpA	(26)						(1.527)	(1.522)		(1.522)
Acconta sul dividendo	(26)		C1 (300)					(1.500)		(1 2001
Attribuzione del dividendo di altre società									(ed)	(60)
Destinazione utile residuo 2021			4.299				(4,200)
Versamenti di azionisii lerzi									92	02
Aqquisto azioni proprie	(26)		(2 400)		2400	(2.400)		(2,400)		(2 400)
Annullamento azioni proprie	(26)				(400)	400
Ristio incentivazione a innon templue	(3e) (30)		18		(21)	21		18		1 B
Cedole obbligazioni subordinate perpettie	(26)		(138)					(138)		(138)
Variazione interessenze di terzi	(26)		196					196	287	477
Operazioni con pil azionisti o con alliti possessori di strumenti olupposentativi di copilla			475			1'036 (J'a46) (2'051)		(5 340)	313	(4.038)
Alte variazioni			530	(59)	(146)			25		26
Altri movimenti di patrimano notto			230	(Ra)	(146)			20	1	20
220 Suitenbeach 12 In Illias	(26)	4.005	23,469	7.664		C 300 (5033) 13087		54.750	471	55,230

4.77473-8777

25-1394

powe Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonto netto

			Pallimonio nello di Enl
(It millioni)		Capitale sociate	556,12 11 Univelativi precedenti	CONNELS ONE differenze Riserva per cambio da c	rappresentativi di capitale Altra riserve e strumenti	Azioni proprie	Unie (perdita) dell'esercizio	Totale	1971 Interessenze di	Totale palnimorio netto
0202 Pittilsants 18 14 111 11/11/2		10000	300mm	3 895	1.680		(201) (0.038)	37,415	78	37.493
UHIle dell'aspraizia							2.021	0.027	10	8.840
ovissaldings (silling) pinninglios (hordinations) stilly
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti el nello dell'effello fiscalo	(20)				42			42		42
Quota di perlinenza delle "Altre componenti dell'ulle complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio nello	(26)				2			2		2
Variazione fair value partenipazioni valutate ai faii value con effetti a DCI	(20)				105			105		105
Companenti non riclassificabill a conto conto sconguiso					149			140		140
Differenze cambio da conversione dei bilanci in meta diversa dalleuro	(20)			2.828				3 328		3 638
Variazione fair value strumenti finanzian derivati cash flow hedge al notto dell'affelio fiscale	(20)				(892)			(Bar)		(892)
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" della partecipazioni valulate con il maliodo del patrimonio netto	(26)				(24)			(34)		(34)
Componenti riclasmilleabili a conto beaumica				3,828	(020)			1.902		1 003
Utile (perdita) esistancingsivo dell'asertiista				2.024	(177)		1.021	7.072	19	1.821
Atifibuzione del dividendo di Em SpA	(26)		420				(1,286)	(8(27)		(BBS)
Acconio sul dividendo	(20)		(1.533)					(1.533)		(1.523)
Altribuzione del dividendo di altre società									(5)	(5)
Provinsione perdita residua 2020			(2.921)				9921
andord lugize officialized	(26)		(400)		400	(400)		(400)		(400)
Plano incentivazione a lungo lermino	(20) (20)		16		(23)	23		16		10
Incremento di interessenze di terzi e seguito di acquisizioni di sociota controllate									(17)	(11)
riston and undultans kudistribution in projession	(20)				2000			2.000		2000
Cedole obligazioni subfirdinate perpelve	(26)		(0.1)					(0))		(613)
THURRHULE IN TO TO TO THERE DONES IN CONSULTION SUBERTIALL PHOTOS POLISHIN III GUIDHISSESSIONE			Click (1)		2004 X	CLASS	11,6775.	(uses)	(100)	(2417)
Costi per emissione di obligazioni subordinate perpeture			(15)					(15)		(15)
Alte variazioni			192	(193)					-	-
Altri movimenti ili proprimento meria			177	Class	1			(15)	-	(133)
1212 Shippingsily (18 16 16 15 16 16 16 16 16 16 9	(26)	A DOEFE	122 2101	168311	0.2019	(tim)		5.11.21 14/16/	1125	14 519

				Patrimonio netto di Eni
(Ernilloni)	Capitale sociale	2018888 Utti resativi precedent	comfersione differenze Riserva per 13 cambio	rappresentativi di capitale strument 4 Altre riserve	Azioni proprie	Utile (perfita) dell'eserizio	Totale	meressenze di terzi	(Gilo Totale patrimonio
Saldi al 31 dicembre 2019		0002 35,000	7.200	1.564	(987)	148	47.839		61 47.900
Ulle (perdita) dell'esercizio						(везав)	(B.B38)		7 (B.OSB)
Allre companienti dell'ulle (perdita) complessiva
Rivaluzzioni di piani e penefici dell'un per i cipendenti el netto dell'erretto fracare				9			9		9
variazione (a)l value bartecipazioni valittato al foir value con citeiti a DCI				24			24		24
Componenti non riclassificabili a conto sponamica				33			3 2		35
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro			(3313)	(1)			(3,314)		(3.314)
Varlazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'affetio fiscale				409			460		400
Quata di pertinenza delle "Altre componenti dell'ullie (perdita) complessiva" delle partecipazioni valutate con il metodo dei partimonio netto				32			32		32
Componenti riclossificabili a conta sequaliza			(3.313)	ago			(5 813)		(2,813)
Ulle (pardita) complessivo dell'esercizio			(3.313)	833			(8.035) (11.415)		2 (1 1 400)
Attribuzione del dividendo di Erii SpA		1.542				(3.070)	(1 236)		(1,536)
Acconto sul dividendo		(428)					(429)		(429)
Allubuzione del dividendo di allre società								(コ)	('a)
Desiluszione utile residuo 2018		(2930)				2 830
Annullamento azioni proprie				(400)	400
Pland Incentivazione a lungo termine		7					7
incremento di inferessenze di terzi a seguito di scquisizioni di società controllate								15	18
Eurissioni di oppligazioni subordinate perbethe				0000			3.000		3.000
obertzsjoni con gli sziou(st) e con all() bossessori di straille)] primade ip intralialial di capitale		(1 810)		2.600	400	(148)	1.042	12	1,054
Costi per ernissione di obbligazioni subordinate perpetue		(25)					(53)		(25)
LOREDARA DITIV		(16)	(1)	(a)			(26)	(2)	(28)
ofili movimenti di pollimanio metto		(47)	(1)	(a)			(51)	(2)	(53)
Saldi al 31 dicembre 2020	4.005	34.043	3.805	4.6BB	(581)	(8.635)	37.415	78	37 493

6 3 4 11 /596

Rendiconto finanziario

(E millionly	Note	2022	2021	2020
Ullie (pordita) dell'aspremio		13.901	4.840	(n.o.su)
Rellifiche per licondurre l'ulla (perdita) al flusso di cossa nello da allività operativa:
Ammorlamenti	(13) (13) (14)	7.205	7,063	7.304
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e diritto di ullizzo beni oldsessing	(15)	1.140	007	3.103
Radiozioni	(12) (14)	599	387	350
Effetto valutazione con Il metodo del patrimono netto	(16) (12)	[1 841)	1091	1.738
Plusvalenze nelle su cessioni di all'illa		(524)	(102)	(2)
Dividendi	(33)	(2017	(230)	(150)
MIRE BREAS SHIVI		(180)	(75)	(126)
ILIFELOSE DEBRIM		1.033	794	877
Imposte sul reddito	(22)	0.088	4.842	2650
Alte variazion		(2773)	(194)	az
fiusso di gassa del capilale di esercizio		(1 379)	(3.146)	(18)
- TIMBUCUZE		(2.528)	(2.033)	1,054
- credit commercial		(1.036)	(2,888)	1,376
- depiti commercial		2.284	7744	(1-014)
- Tondi per rischi e oner		2.028	(400)	(7,056)
- altre affivita e passività		(2.027)	(803)	285
Variazione fondo per benefici al dipendenti		39	54
Dividendi Incassali		1945	857	200
Interessi incassal		110	28	23
10181688 188881		(861)	(192)	(638)
Imposte sul reddito pagate al netta dei credit diriposta rimborso (i		(8.489)	(2,726)	(3.040)
rivilizione of costa no diforn osaud in auguril		17-100	12.00 1	11:35
all cul verso parti correlate	(30)	2017	(4331)	(4.020)
Fiusso di cassa degli Investimanii		(10.793)	(7815)	(2 050)
PHODOSTS @ MINITE -	(12)	(7.700)	(4,950)	(4.407)
· diffito di ullizzo prepagato beni in leasing	(13)	(20)	(2)
· attività immaterial	(7-1)	(250)	(284)	(237)
- imprese consolidate e rami dazienda al netto delle disponibilità liquide OG BOTHARTEUL BOODNEHE	(27)	(1030)	(1 801)	(108)
partecipazioni	(16)	(1,675)	(637)	(383)
- titoli e crediti finanziari strumentali all'altività operativa		(GRO)	(227)	(166)
STATES COURTED COORT LEGILAL SULSITIALS CALLINERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALLERS CALL		927	300	(757)
FIUSSO di Costa del disinveblimanti		3 989	ਰਤੋਂ ਦੇ ਤੋਂ ਤੋਂ ਵੱਡ ਦੇ ਤੋਂ ਵੱਡ ਦੇ ਤੋਂ ਵੱਡ ਦੇ ਵੱਡ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱ	216
· atlivita marchall		140	207	12
attività irrimaterial		17	-
- Imprese consolidate e rami d'azienda al nello delle disponibilità liquide ed equivalenzi cedule	(27)	(GD)	70
Harresticistis diffis ategord atsodur/-			(38)
- partecipazioni		1.080	155
- litoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa		482	747	16
variazione crediti relatività di disinvestimento		1,304		130
Variazione netta litoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa		780	(9)	52
o mano di chasa natio da otheria di muchinia		15:00:00	(4.742)	1.156
HITANIA POD II HId DE ISON IID IN	(3G)	132.1	(12023) (30)	Cal . 1411-13 (17321)

PER ANCIO CONSELLIDATO

87678/597

(2000) Rendiconto finanziarlo

(C millon)	Notu	2022	2021	2020
Assunzione di debiti finanziari non correnti	(19)	180	3,556	5,278
Rimborsi di debiti finanzian non correnti	(19)	(4,074)	(2 Bad)	(3,100)
Rimborso di passività per beni in leasing	(13)	(ggd)	(�3�)	(899)
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti	(19)	1375	(910)	937
Dividendi pagati ad azionisti Enl		(3,009)	(2388)	(1.965)
Dividendi pagati ad alln azionist		(60)	(છ)	(3)
Apporti di capitale da ezionisti terzi		92
Cessione (ecquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate		536	(17)
Acquisto di azioni proprie	(26)	(2.400)	(400)
Emissione di abilgozioni subordinate perpetue	(26)		1.985	2.975
Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue	(26)	(138)	(67)
Fiusao di casa nutto da attività di finanziammo		(8.542)	(2,039)	3.253
- di cui verso parti cerralate	(36)	(88)	(19)	164
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalent		76	22	(69)
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti		1.916	(1.148)	3.419
Disponibilità liguide ed equivalenti a inizio esercizio	(6)	8.268	9.413	5.994
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio"	(୧)	10.707	0.205	0.413

(i) Le dipoliale sono (iporule ni a 13 decritir (i 1 milion) di diponbill ligione el excellente de cicleta considio consinie e la venditale coalinee ella vendine coaline e la

Mote al bilancio consolidato

1 Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi

CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio consolidato è redatto, nella prospettiva della continuità aziendale, secondo gli international Financial Reporting Standards (nel seguito "IFRS" o "principi contabili Internazionali")" emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell'art. 9 del D.Lgs. 38/052. Il bilancio consolidato è redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle rettifiche di valore, con l'eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione di seguito descritti. I principi di consolidamento e i criteri di valutazione di seguito indicati sono stati applicati coerentemente a tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente Indicato

Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2022, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 16 marzo 2023, è sottoposto alla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers SpA che, in quanto revisore principale, è Interamente responsabile per la revisione del bilancio consolidato del Gruppo. I bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la redazione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di verifica da parte di società di revisione; nei limitati casi in cui intervengano altri revisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assume la responsabilità del lavoro svolto da questi ultimi.

I valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto quando indicato diversamente.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI

L'applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuall comporta che la Direzione Aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, su esperienze passate e su ipotesi considerate ragionevoli e realistiche tenendo conto delle informazioni conosciute al momento della stima. L'utilizzo di queste stime contabili influenza il valore di iscrizione delle attività e delle passività e l'informativa su attività e passività potenziali alla data del billancio, nonchè l'ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di riferimento; i risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell'incertezza che caratterizza le lpotesi e le condizioni sulle quali le stime sono basate. Le stime contabili critiche del processo di redazione del bilancio, che comportano

un elevato ricorso a giudizi soggettivi, assunzioni e stime rela-Tivi a ternatiche per loro natura incerte, sono illustrate nella descrizione della relativa accounting policy di seguito riportata. Le modifiche delle condizioni alla base di giudizi, assunzioni e stime adottati possono determinare un impalto rilevante sui risultati successivi.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI FORMULATI PER TENER CONTO DEGLI IMPATTI DEI RISCHI CLIMATICI

Gli effetti delle iniziative per limitare i cambiamenti climatici e Il potenziale impatto della transizione energetica influenzano le stime contabill e i gludizi significativi formulati dalla Direzione Aziendale per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2022. In particolare, la spinta globale verso un'economia a ridotta intensità emissiva, provvedimenti normativi sempre più restrittivi nel confronti dell'attività Oil & Gas è del consumo degli idrocarburi, schemi di carbon pricing, l'evoluzione tecnologica dei vettori energetici alternativi, nonché i cambiamenti nelle preferenze del consumatori possono comportare, nei medio-lungo termine, un declino structurale della domanda degli idrocarburi, un aumento dei costi operativi nonche un maggior rischio di riserve non producibili (cosiddetti stranded asset) per Enl.

La strategia definita da Eni prevede il raggiungimento della neutralltà carbonica delle proprie operations nel 2050, in linea con quanto previsto dagli scenari compatibili con il mantenimento del riscaldamento globale entro la soglia di 1,5°C; essa si pone, inoltre, dei target intermedi al 2030 e al 2040, sia in termini di riduzione di emissioni assolute che di intensità carbonica. Gli scenari adottati dalla Direzione Aziendale sono costruiti tenendo conto di politiche, normative ed evoluzioni tecnologiche in essere o prevedibili per il futuro e delineano un percorso evolutivo del sistema energetico futuro, sulla base di un quadro economico e demografico, dell'analisi delle policy vigenti e di quelle annunciate e dello stato delle tecnologie, individuando, tra queste, quelle che ragionevolmente potranno raggiungere maturità tecnologica nell'orizzonte considerato. Le variabili di prezzo riflettono, pertanto, la migliore stima da parte del management dei foridamentall dei diversi mercati energetici che incorpora i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente potranno delinearsi e sono oggetto di costante benchmark con le view degli analisti di mercato e del peer dell'industria energetica.

Tall scenari sono alla base di stime e giudizi significativi relativi a: (i) la valutazione dell'intenzione di proseguire i progetti esplorativi; (ii) la verifica della recuperabilità delle attività non correnti e delle esposizioni creditizie verso le National Dil Company; (III) la definizione delle vite utili e dei valori residui dei fixed asset; (iv) gli impatti sul fondi per rischi e oneri (ad es. anticipo nel

(1) GI IFFS comprendent encreating Standards (AS), utions in vigore, ronche idocument interpretative (edat) dell'IPRS interpretations Conviniae, P.L. procession por claim and consistentions Committee (FRC) e ancorpinal standing interpressions Commilier (SC) (2) [ principi contabili internazional (1) ( in della reditions Conscilidano sono concellenti con quella crosoficiale (1) con quella crossella considerative (1922)

O BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

257

Jalmo H

timing atteso per il sostenimento del costi di smantellamento e ripristino siti).

Si rinvia a quanto indicato nella Relazione sulla Gestione - Dichiarazione non finanziaria in merito alle sensitivity analysis operate sul valore delle attività di riferimento considerando gli scenari low carbon indicati de organismi internazionali.

PRINCIPI DI CONSOLIDAMENTO

Imprese controllate

Il bilancio consolidato comprende il bilancio di Eni SpA e delle sue imprese controllate, direttamente o indirettamente.

Al riguardo, un investitore controlla un'impresa quando è esposto, o ha diritto a partecipare, alla variabilità dei relativi ritorni economici ed è in grado di influenzare tall ritorni attraverso l'esercizio del proprio potere decisionale sulla stessa. Il potere decisionale esiste in presenza di diritti che conferiscono l'effettiva capacità di dirigere le attività rilevanti della partecipata, ossia le attività maggiormente in grado di incidere sul ritorni economici della stessa. l valori delle imprese controllate sono inclusi nei bilancio consolidato, sulla base di principi contabili uniformi, a partire dalla data in qui se ne assume il controllo e fino alla data in cui tale controllo cessa di esistere.

Le attività e le passività, gli oneri e i proventi delle imprese consolidate sono rilevati integralmente nel bilancio consolidato (ed. metodo dell'integrazione giobale) apportando le appropriate elisioni dei rapporti intercompany (v. punto "Operazioni intragruppo"); il valore contabile delle partecipazioni è eliminato a fronte della corrispondente frazione di patrimonio netto. Le quote del patrimonio netto e del risultato economico di competenza delle Interessenze di terzi sono iscritte in apposite voci degli schemi di bilancio.

Tenuto conto della mancanza di effetti rilevantia ai fini della corretta rappresentazione della situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo4, sono escluse dal consolidamento secondo il metodo dell'integrazione giobale: (i) le società controllate non significative ne singolarmente ne nel complesso; e (II) le società controllate che svolgono il ruolo di operatore unico nella gestione di contratti petroliferi per conto delle società partecipanti all'iniziativa mineraria. In quest'ultimo caso, l'attività è finanziata pro-quota, sulla base di budget approvati, dalle società partecipanti al contratto petrolliero cui sono periodicamente presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti della gestione del contratto. I costi e i ricavi, nonche i dall operativi (produzioni, riserve, ecc.) dell'Iniziativa mineraria sono perciò rilevati pro-quota direttamente nel bilancio delle società partecipanti a cui fanno carico, inoltre, le relative obbligazioni derivanti dall'inizlativa mineraria.

in presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente all'assunzione del controllo (acquisto di interesserize di terzi), l'eventuale differenza tra il costo di acquisto e il valore di iscrizione della corrispondente frazione di patrimonio netto acquisita è rilevata nel patrimonio netto di competenza del Gruppo; analogamente, sono rilevati a patrimonio netto di competenza del Gruppo gli effetti derivanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo. Differentemente, la cessione di quote che comporta la perdita del controllo determina la rilevazione a conto economico: (i) dell'eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attività nette consolidate cedute; (ii) dell'effetto dell'allineamento al relativo fair value dell'eventuale partecipazione residua mantenuta: (III) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico 3. Il valore dell'eventuale parteclpazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo, rappresenta il nuovo valore di Iscrizione della partecipazione e pertanto il valore di riferimento per la successiva valutazione della partecipazione secondo | criteri di valutazione applicabili.

Interessenze in accordi a controllo congiunto Il controllo congiunto è la condivisione, su base contrattuale, de controllo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni relative alle attività rilevanti, è richiesto il consenso unanime di tutta le parti che condividono il controllo.

Una joint venture è un accordo a controllo conglunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attività nette dell'accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate con Il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto "Metodo del patrimonio netto"

Una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attività e obbligazioni per le passività (cd. enforceable right and obligation) relative all'accordo; nel bilancio consolidato è rilevata la quota di spettanza Eni delle attività/passività e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività/passività e i ricavi/costi afferer/il alla joint operation sono valutati in conformità al criteri divalulazione applicabili alla singola fattispecie.

(3) In bose upliffici mazione e il publication este preservare che la releve ordisione, errale presentatione, errato presentazione of decircon degli utilizzatori principali del bliancio.

(4) Le partecipazioni in scelebre non considiate con il menodo intigrais sono viluzale necondo i criteri indicali nel purilo "Metodo del patin' one los ' perfor " on maggiori informazioni si fa rinvio all'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2022". (5) A contrario, pi aventual valit relle altre completevia relative relative tele ex conticitato pell' quali non è publicato i l'igiro a contresso inquire scon imputati in allra posta del patrimonio netto

Le società rappresentate da joint operation non rilevanti sono valutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per perdite di valore.

Le partecipazioni in joint venture, precedentemente classificate come joint operation, sono rilevate, alla data della modifica della classificazione dell'accordo a controllo congiunto, ad un ammontare pari al valore di iscrizione delle attività nette, precedentemente rilevate, linea per linea, sulla base delle quote di spellanza Eni.

Partecipazioni in imprese collegate

Una collegata è un'impresa su oui Eni esercita un'influenza notevole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle relative scelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo o Il controllo congiunto.

Le partecipazioni in Imprese collegate sono valutato con il metodo del patrimonio netto come Indicato nel punto "Metodo del patrimonio netto".

Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le Imprese collegate sono distintamente indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2022", che fa parte integrante delle presenti note. Nello stesso allegato è riportata anche la variazione dell'area di consolidamento verificatasi nell'esercizio

Metodo del patrinonia netto

Le partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in imprese controllate non significative escluse dall'area di consolidamento sono valutate con il metodo del patrimonio netto".

In applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni sono inizialmente iscritte al costo di acquisto?, allocando, analogamente a quanto previsto per le business combination, Il costo sostenuto sulle attività/passività identificabili della partecipata; l'eventuale eccedenza non allocabile rappresenta il goodwill, non oggetto di rilevazione separata ma incluso nel valore di iscrizione della partecipazione. L'allocazione, operata in via provvisoria alla data di rilevazione iniziale, è rettificabile, con effetto retroattivo, entro i successivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di rilevazione iniziale. Successivamente, il valore di isorizione è adequato per tener conto: (i) della quota di pertinenza della partecipante dei risultati economici della partecipata realizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per tener conto degli effetti dell'ammortamento e dell'eventuale svalutazione dei

maggiori valori attribuiti alle attività della partecipata; e (ii) della quota di pertinenza della partecipante delle altre componenti dell'utile complessivo della partecipata. I dividendi distribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di Iscrizione della partecipazione. Ai fini dell'applicazione del metodo dei patrimonio netto, si considerano le rettifiche previste per Il processo di consolidamento (v. anche punto "Imprese controllate"). Le perdite derivanti dall'applicazione del metodo del patrimonio netto eccedenti il valore di iscrizione della partecipazione, rilevate nella voce di conto economico "Proventi (oneri) su partecipazioni", sono allocate sugli eventuali crediti finanziari concessi alla partecipata il cui rimborso non è planificato o non è probabile nel prevedibile futuro (cd. long-term interest), ridotti delle relative expected credit loss (v. oltre) e che rappresentano nella sostanza un ulteriore investimento nella società partecipata. La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione e di eventuali long-term interest (cd. investimento netto), è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprime le perdite.

Inoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad es, rilevanti inadempimenti contrattuali, significative difficoltà finanziarie, rischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recuperabilità del valore di iscrizione dell'investimento netto risultante dall'applicazione del criteri sopra indicati è verificata confrontando il valore di iscrizione dell'investimento netto con il relativo valore recuperabile, determinato adottando i criteri Indicali al punto "Impairment delle attività non finanziarie" Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, la partecipazione e il relativo long-term interest sono rivalutati nei limiti delle svalutazioni effettuate, con imputazione degli effetti a conto economico alla voce "Proventi (oneri) su partecipazioni".

La bessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del controllo congiunto o dell'influenza notevole sulla partecipata determina la rilevazione a conto economico: (i) dell'eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore di iscrizione ceduta, (il) dell'effetto dell'allineamento al relativo falr value dell'eventuale partecipazione residua mantenuta®; (iii) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo relativi alla partecipata per l quali sia previsto il rigiro a conto economico" Il valore dell'eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo congiunto o dell'influenza notevole, rappresenta il nuovo valore di lacrizione e pertanto il valore di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valulazione applicabili.

⁽⁶⁾ Quando non si produceno efferi aggilia a partimoniale, economica e finanzaria del Grupo, le join venture, le imprese contailate non significalive escluse dall'area di consolidamento, sono valulate al costo retificazio per perdite di valore. (?) Nei caso di passaggio da partecipatione valuitala socondo il melodo del partinonio nello, il conto e per ella vonno nella value della

quota precedentemente detenula e il fair value dell'evenivale corrispellivo pagalo. (6) Sa la partecipazione resultura ed essere velizato con il meto in quanto qualificala conto pinto politicala contro pinto manerium

non è adeguato al relativo fair value. (9) A contanto, pl chemical valine alle component dell'ulle complession relative alle portugular, per quali non e previde in roma a conta economico, sono imputati in un'altra posta dei patrimonio nello.

BILANCIO CONSOLIONIP

BILÁNCIO DI ESERCIZIO

ALLEGATI

1727 !

Business combination

Le operazioni di business combination sono rilevate secondo l'acquisition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination è determinato alla data di assunzione del controllo ed è pari al fair value delle attività trasferite, delle passività sostenute, nonché degli eventuali strumenti di capitale ernessi dall'acquirente. Il corrispettivo trasferito include anche il fair value delle eventuali attività o passività per corrispettivi potenziali previsti contrattualmente e aubordinati al realizzarsi di eventi futuri, l costi direttamente attribuibili all'operazione sono rilevati a conto economico al momento del relativo sostenimento.

Alla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle imprese partecipate è deferminato attribuendo al singoli elernenti identificabili dell'attivo e del passivo patrimoniale il loro fair value10, fatti salvi I casi in cui le disposizioni IFRS stabiliscano un differente criterio di valutazione. L'eventuale differenza tra il corrispettivo pagato e il fair value delle attività nette acquisite, se positiva, è iscritta nell'attivo come "avviamento" (di seguito anche goodwill); se negativa, è rilevata a conto economico.

Nel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patrimonio netto delle interessenze di terzi è determinata sulla base della quota di spettanza del valori correnti attribuiti alle attività e passività alla data di assunzione del controllo, escluso l'eventuale goodwill a essi attribuible (cd. partial goodwill method). Nel caso di assunzione del controllo in fasi successive, il costo di acquisto è determinato sommando il fair value della partecipazione precedentemente detenuta nell'acquisita e l'ammontare corrisposto per l'ulteriore quota partecipativa. La differenza tra il fair value della partecipazione precedenternente detenuta e il relativo valore di iscrizione è imputata a conto economico. Inolfre, in sede di assunzione del controllo, eventuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo sono imputati a conto economico ovvero in un'altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il rigiro a conto economico.

Quando la determinazione dei valori delle attività e passività dell'acquisita è operata in via provvisoria nell'esercizio in cui la business combination è conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto retroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione, per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di acquisizione.

L'acquisizione di Interessenze in una joint operation che rappresenta un business è rilevata, per gli aspetti applicabili, in modo analogo a quanto previsto per le business combination. Al riguardo, nel caso di assunzione del controllo in fasi successive su un business precedentemente classificato come joint operation, la quota delle attività nelle precedentemente possedula è allineata al relativo fair value alla di acquisizione del controllo, rilevando a conto economico la differenza 1.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PARTECIPA-ZIONI E BUSINESS COMBINATION

La verifica dell'esistenza del controllo, del controllo congiunto, dell'influenza notevole su un'altra entità nonché, nel caso delle Joint operation, la verifica dell'esistenza di enforceable right and obligation sulle relative attività e passività richiede l'esercizio di un giudizio professionale complesso da parte della Direzione Aziendale operato considerando le caratteristiche della struttura societaria, gli accordi tra le parti, nonché ogni altro fatto e circostanza che risulti rilevante al fini di tale verifica. L'utilizzo di stime contabili significative caratterizza inoltre i processi di allocazione del falr value alle attività e passività identificabili acquisite in sede di business combination. Nel processo di allocazione, anche In sede di rilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo II metodo del patrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valutazione generalmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le informazioni disponibili e, per le business combination più significative, si avvale di valutazioni esterne.

Operazioni Infragruppo

Gli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non ancora realizzati nel confronti di terzi sono eliminati così come sono ellminati i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli impegni e i rischi tra imprese consolidate. Gli utili non realizzati derivanti da operazioni con società valutate secondo Il metodo del patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza del Gruppo; Il trattamento contabile indicato è applicato anche nel caso di trasferimento di business alle partecipate (cd. downstream transaction).

In entrambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quanto rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.

Conversione dei bilanci in valuta diversa dall'euro I bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall'euro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo nonche la valuta di presentazione del bilancio consolidato, sono convertiti in euro applicando alle voci dell'attivo e del passivo patrimoniale I cambi correnti alla data di chiusura dell'esercizio, alle voci del patrimonio netto i cambi storici e alle voci del conto economico e del rendiconto finanziario i cambi medi dell'esercizio. Le differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall'euro, derivanti dall'applicazione di cambi diversi per le attività e le passilvità, per Il patrimonio netto e per il conto economico, sono rileyate nella voce di patrimonio netto "Riserva per differenze cambio da conversione" per la parte di competenza del Gruppo13. La riserva per differenze di cambio è rilevata a conto economico all'atto della dismissione integrale ovvero al momento della

⁽¹⁰⁾ i criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto "Valutazioni el fair value".

^{(1) (1)} L'acquisitione di interest aggiuntive in un business, che non comporia i issunzione del controllo, ren peternina infrances controllo, rentassurent delle quote precedentemente detenule.

⁽¹²⁾ La quota di pertirerza di terri official del conversione del bilanci delle inprese controllate consimi in valura civersa dall'euce elleria diffeus e niverse nell'euro e "Is In ID BER BREASS INTER DINOMATIAN

perdita del controllo, del controllo congiunto o dell'influenza notevole sulla partecipata. All'atto della dismissione parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di cambio afferente alla frazione di partecipazione cedula è attribuita al patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi. In caso di dismissione parziale, senza perdita del controllo conglunto o dell'influenza notevole, la quota delle differenze cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta è imputata a conto economico. Il rimborso del capitale effettualo da una controllata operante in valuta diversa dall'euro, senza modifica dell'interessenza partecipativa detenuta, comporta l'imputazione a conto economico della corrispondente quota delle differenze di cambio.

I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta funzionale che per le società che non adottano l'euro è prevalentemente il dollaro USA. I principali cambi utilizzati per operare la conversione dei bilanci in valuta diversa dall'euro sono di seguito indicati:

(arrimontate di valuta per €1)	Cambl madl	Combi al	Cilinbi medi	Camblal	Cambi medi dell'asercizio 2022 31 dicembre 2022 dell'esercizio 2021 didifoseccizio 2021 diciroseccizio 2020 31 dicembre 2020	Cambi al
Dollaro USA	1.05	1.07	1.18	1.73	ANA	123
Sterline inglese	0.05	0.89	086	0.84	0.89	0.90
Dollaro nustraliario	1.52	1,57	157	1/56	55	159

Criteri di valutazione

l criteri di valutazione più significativi adottati per la redazione del bilancio consolidato sono indicati nei punti seguenti.

Attivita mineraria

Con riferimento alle attività di esplorazione, appraisal e sviluppo sono adottati i principi del successful efforts method di seguito descritti.

Acquisizione di permessi esplorativi

l costi sostenuti per l'acquisizione di diritti esplorativi (o per la loro estensione) sono inizialmente capitalizzati all'interno delle attività immateriali come "diritti esplorativi · unproved" in altesa di valutare l'esito delle attività di esplorazione e valutazione. Tall diritti esplorativi unproved non sono ammortizzati ma sottoposti a verifica della recuperabilità del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma del commitment della società a proseguire le attività di esplorazione e considerando fatti e circostanze che poasano evidenziare la presenza di incertezze in merito alla recuperabilità del valore iscritto. Se non sono pianificate ulteriori attività, il valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi è imputato a conto economico come radiazione (di seguito anche write-off). I diritti esplorativi di valore non significativo sono raggruppati e ammortizzati a quote costanti lungo il periodo di esplorazione accordato. A seguito della scoperta di riserve certe (cioè dopo la rilevazione di riserve e l'approvazione interna del progetto di sviluppo), il valore di iscrizione del relativi diritti esplorativi unproved è riolassificato, sempre all'interno della voce "Attività immateriali", come "diritti esplorativi proved". Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione di valore delle attività, il valore di iscrizione dei diritti esplorativi da riclassificare come proved è sottoposto a verifica di recuperabilità considerando il maggiore tra il valore d'uso e il fall' vallie, al netto dei costi di vendita. A partire dall'avvio della produzione, i permessi esplorativi "proved" sono ammortizzati con il metodo dell'unità di prodotto (cd. metodo DOP, descritto al punto "Ammortamento UOP").

Acquisizione of titoli mineral

l costi sostenuli per l'acquisizione di litali minerari sono rilevati in relazione alle attività acquisite (potenziale esplorativo, riserve possibili, riserve probabili, riserve certe), Quando l'aoquisto riguarda nel complesso riserve e potenziale esplorativo, il costo è attribuito alle diverse attività acquisite sulla base del valore determinato attualizzando i corrispondenti flussi di cassa attesi

l costi di acquisizione dei potenziale esplorativo sono valulati utilizzando i criteri indicati nel precedente punto "Acquisizione di permessi esplorativi". I costi delle riserve certe sono ammortizzati secondo || metodo UOP (v. punto "Ammortamento UOP"). I costi delle riserve probabili e delle riserve possibili (cd. unproved mineral interest) sono sospesi in attesa dell'esito delle attività di appraisal e di identificazione delle modalità di sviluppo funzionall alla promozione a riserve certe; in caso di esito negativo delle predette attività, sono rilevati a conto economico.

Esploracione on anoisatolosE

I costi esplorativi relativi a studi geologici e geofisici sono rilevati direllamente a conto economico al momento del sostenimento. I costi direttamente associati ad un pozzo esplorativo sono inizialmente rilevati all'interno delle allività materiali in corso, come "costi di esplorazione e valutazione - unproved" (pozzi esplorativi in progress), fino al momento in cui la perforazione del pozzo è completata e possono continuare ad essere capitalizzati nei 12 mesi successivi in attesa della valutazione del risultati della perforazione (pozzi esplorativi suspended). Se al termine di tale periodo si accerta che il risultato è negativo o che il ritrovamento non è sufficientemente significativo per giustificarne lo sviluppo, i pozzi sono dichiarati dry/

BILANCIO DI ESERCIZIO

ALLEGAT

261

unsuccessful e i relativi costi imputati a conto economico come write-off. Al contrario, tali costi continuano ad essere capitalizzati se e fintanto che: (i) Il pozzo ha determinato la scoperta di una quantità di riserve tale da giustificare il suo completamento come pozzo di produzione, e (II) la società sta complendo sufficienti progressi volti a valutare le riserve e la fattibilità economica ed operativa del progetto, differentemente, I costi capitalizzati sono Imputati a conto economico come write-off. Medesimi criteri di rilevazione sono adottati per i costi relativi all'attività di appraisel. In caso di ritrovamento di riserve certe di petrollo e/o gas naturale, i relativi costi capitalizzati come unproved sono riclassificati, sempre all'interno. delle attività materiali in corso, come "costi di esplorazione e valutazione - proved". Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione di valore delle attività, il valore di iscrizione del costi da riclassificare come proved è sottoposto a verifica di recuperabilità considerando il maggiore tra il valore d'uso e il fair value al netto del costi di vendita. A partire dall'avvio della produzione, i costi di esplorazione e valutazione classificati come "proved" sono ammortizzati secondo il metodo UOP (v. punto "Ammortamento UOP").

occhiling

I costi di sviluppo, lui inclusi i costi relativi al pozzi di sviluppo unsuccessful e danneggiati, sono inizialmente capitalizzati come "Attività materiali in corso - proved". I costi di sviluppo sostenuti per ottenere l'accesso alle riserve certe e per la costruzione e l'installazione degli impianti necessari all'estrazione, trattamento, raccolta e stoccaggio di Idrocarburi sono ammortizzati, a partire dall'inizio della produzione, prevalenternente con il metodo UOP. In caso di non fattibilità/non prosecuzione dei progetti di sviluppo, i relativi costi sono imputati a conto economico come write-off nel periodo in cui viene deciso l'abbandono del progetto stesso. Le svalutazioni/riprese di valore dei costi di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti per le attività materiali.

Ammortamento UOF

Con riferimento al processo di ammortamento degli investimenti afferenti l'attività mineraria, considerata la stretta correlazione tra la loro vita utile e la disponibilità delle riserve certe di Idrocarburi, l'ammortamento è generalmente effettuato attraverso il metodo UOP applicando agli investimenti da ammortizzare a fine periodo13 l'alliquota ottenuta dal rapporto tra I volumi estratti nel trimestre e le riserve esistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel trimestre stesso. Il metodo è applicato con riferimento al più piccolo Insieme che realizza una correlazione diretta tra gli investimenti da ammortizzare e le nserve di Idrocarburi. Ai fini dell'ammortamento dei diritti esploretivi e dei titoli minerari acquisiti qualificati come "proved" rilevano le riserve certe. Ai fini dell'am-

e dei costi di sviluppo rilevano le riserve certe sviluppate ovvero le complessive riserve certe ai fini dell'ammortamento di common facility a servizio di una pluralità di campi. Le riserve certe sono stimate sulla base della normativa U.S. SEC che richiede l'utilizzo della media annuale dei prezzi di petrollo e gas al fini della valutazione della relativa producibilità economica; significative variazioni del prezzi di riferimento possono determinare aliquote di ammortamento disallineate rispetto alle modalità di ottenimento dei benefici economici futuri attese da tali asset, al punto da comportare, ad esempio, l'ammortemento integrale di asset non correnti in un arco temporale di breve termine. In tall fattispecie, le riserve utilizzate ai fini della determinazione dell'aliquota di ammortamento UOP, sono atimate in base a parametri di economicità ragionevoli e coerenti con le previsioni di produzione definite dal management, al fine di riflettere meglio le modalità attese di ottenimento dei benefici economici futuri derivanti da tall asset.

mortamento dei costi di espiorazione e di appraisal "proved"

Produzione

I costi relativi all'attività di produzione (estrazione, manutenzione ordinaria dei pozzi, ecc.) sono rilevati a conto economico nell'esercizio in oui sono sostenuti.

Production Sharing Agreement e contratti di service Le riserve relative al Production Sharing Agreement sono determinate sulla base delle clausole contrattuali relative al rimborso del costi sostenuti per i lavori di esplorazione, sviluppo e produzione svolti con l'apporto di proprie tecnologie e mezzi finanziari (cost oll) e alla quota di spettanza delle produzioni realizzate non destinate al rimborso del costi sostenuti (profit oil). I ricavi derivanti dalla cessione delle produzioni rifirate (cost oll e profit oll) sono filevati per competenza economica; i costi sostenuti relativi alle attività di esplorazione, sviluppo e produzione sono rilevati secondo i criteri indicati in precedenza, Un meccanismo analogo caratterizza alcuni contratti di servizio dove il corrispettivo per il servizio reso è riconosciuto tramite quote di spettanza della produzione.

Le quote di produzioni e di riserve tengono conto delle quote di Idrocarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi contrattuali prevedono che l'onere tributario a carico della società sia assolto dall'ente nazionale in nome e per conto della società a valere sulla quota di profit cil. In relazione a ciò, è rilevato l'incremento dell'imponibile, tramite l'aumento dei ricayi, e il corrispondente stanziamento dell'onere di imposta

Chiusura ed abbandono del pozza

I costi che si presume di sostenere al termine dell'attività di produzione per l'abbandono dell'area, lo smantellamento, la rimozione delle strutture e il ripristino del sito sono filevati all'attivo patrimoniale secondo i criteri indicati al punto "Attività materia Il' e ammortizzati con il metodo UOP.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: ATTIVITÀ MINERARIA

La valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà. Le riserve certe rappresentano le quantità stimate di idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di Ingegneria, potranno con ragionevole certezza essere economicamente producibili nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima,

Nonostante esistano autorevoli linee guida sul criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe, l'accuratezza della stima delle riserve dipende da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono: (i) la qualità dei dati geologici, tecnici ed economici disponibili e la loro interpretazione e valutazione; (il) le stime riguardanti l'andamento futuro dei tassi di produzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento del costi di sviluppo; (iii) modifiche della normativa fiscale vigente. delle regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (lv) l'esito di perforazioni e di test di produzione e l'effeitiva performance produttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima che può determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso; (v) le variazioni del prezzi di petrolio e gas naturale che potrebbero influire sulle quantità delle riserve cerle, polché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi esistenti alla data della stima,

Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi operativi e di sviluppo più elevati possono compromettere la capacità della società di produrre economicamente le riserve certe, determinando revisioni negative di stima.

Molti del fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle riserve certe sono soggelli a modifiche nel tempo e, pertanto, influenzano le quantità di riserve certe che saranno effettivamente prodotte; analoghe incertezze riguardano la stima delle riserve unproved.

La valutazione della potenzialità economica di una scoperta mineraria è effettuata nell'arco dei 12 mesi successivi al completamento della perforazione di un pozzo esplorativo. Il processo di delineazione della scoperta, che comporta lo svolgimento di ulteriori attività di appraisel e di identificazione delle migliori modalità di sviluppo, richiede, nella maggior parte dei casi, un periodo di tempo maggiore in funzione della complessità del progetto e del volume di investimenti associati.

Durante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi rimangono sospesi all'attivo patrimoniale. Ad ogni modo, fall costi capitalizzati sono oggetto di verifica, almeno annuale, al fine di confermare l'intenzione di sviluppare, o in ogni caso di valorizzare, la scoperta.

Le riserve di un giacimento sono classificate come certe solo quando sono stati verificati tutti i criteri per l'attribuzione della qualifica di riserve certe. Le riserve certe possono essere classificate come sviluppate o non sviluppate. Il passaggio a riserve certe sviluppate avviene in conseguenza dell'attività di sviluppo, normalmente in corrispondenza dell'avvio della produzione. Nei principali progetti di sviluppo trascorrono fipicamente da uno

a qualtro anni, tra la registrazione iniziale delle riserve e l'avvio della produzione

Le stime delle riserve rilievano al fini della determinazione degli ammortamenti (v. punto "Ammoriamento UOP"). In particolare, ai fini dell'ammortamento, determinato secondo il metodo UOP. assumendo la costanza delle altre variabili, un aumento delle riserve certe stimato per singolo giacimento riduce la quota di ammortamento a carico del periodo e viceversa. Al fini del processo di impalrment, le stime delle riserve sono utilizzate per la definizione dei flussi di cassa futuri delle attività petrolifere che rappresentano uno degli elementi fondamentali per determinare l'ammontare dell'eventuale svalutazione

Attività materiali

Le attività materiali. Ivi Inclusi gli investimenti immobiliari, sono rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività pronte all'uso. Quando è necessario un rilevante periodo di tempo affinche il bene sia pronto all'uso, il prezzo di acquisto o il costo di produzione include gli onerì finanziari sostenuti che teoricamente si sarebbero risparmiati, nel periodo necessario a rendere il bene pronto all'uso, qualora l'investimento non fosse stato fatto.

In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle attività e il ripristino dei siti, il valore di Iscrizione Include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento dell'abbandono delle strutture, rilevati in contropartita a uno specifico fondo (v. punto "Fondi per lo smantellamento e il riprispecino dei siti"), Analoga impostazione è adottata con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione di progetti sociali in aree di sviluppo petrolifero (od. social project).

Non è ammesso effettuare rivalutazioni delle attività materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche

I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione delle attività materiali sono rilevati all'attivo patrimoniale quando è probabile che inorementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Sono rilevati all'attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragioni di sicurezza o ambientall che, seppur non incrementando direttamente i benefici economici futuri delle nicività esistenti, sono necessari per lo svolgimento dell'attività aziendale.

L'ammortamento delle attività materiali ha inizio quando il bene carronto all'uso, ossia quando è nel luogo e nelle condizioni necessari perchè sia in grado di operare secondo le modalità programmate. Le attività materiali sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile, intesa come la stima del periodo in cui l'attività sarà utilizzata dall'impresa.

Quando l'attività materiale è costituita da più componenti significative aventi vite utili differenti, l'ammortamento è effettuato per clascuna componente il valore da ammortizzare è rappresentato dal valore di Isorizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al termine della sua vita utile, se signi-

IIILANCIO DI ESERCIZIO

ALLEGATI

17 1-1 6 60

ficativo e ragionevolmente determinabile. Non sono oggetto di ammortamento i terreni, anche se acquistati congiuntamente a un fabbricato, nonché le attività materiali destinate alla vendita (v, punto "Attività destinate alla vendita e discontinued operation"). Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti da revisione della vita utile dell'asset, del valore residuo ovvero delle modalità di ottenimento dei benefici economici dell'attività, sono rilevate prospetticamente

I beni gratuitamente devolvibili sono ammorfizzati nel periodo di durata della concessione a della vita utile del bene se minore. I costi di sostiluzione di componenti identificabili di beni complessi sono rilevati all'attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione è rilevato a conto economico. Le migliorie non rimovibili apportate su beni condotti in leasing sono ammortizzate lungo la minore tra la vita utile delle migliorie stesse e la durata del lessing. Le spese di manutenzione e riparazione ordinarie, diverse dalle sostituzioni di componenti identificabili, che reintegrano e non incrementano le prestazioni dei beni, sono rillevate a conto economico nell'esercizio in cui sono sostenute

Le attività materiali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è alteso dal loro utilizzo o dismissione, il relativo utile o perdita e rilevato a conto economico.

Leasing 14

Un contratto contiene o rappresenta un leasing se conferisce al contraente il diritto di controllare l'utilizzo di un asset identificato per un periodo di tempo stabilito in cambio di un corrispettivo16; tale diritto sussiste se il contratto attribuisce al locatario il diritto di dirigere l'asset e ottenere sostanzialmente tutti i benefici economici derivanti dal suo utilizzo.

Alla commencement date, ossia alla dato in cui il bene è reso disponibile per l'uso, il locatario rileva, nello stato patrimoniale, un'attività rappresentativa del diritto di utilizzo del bene (di seguito anche "attività per diritto di utilizzo" o "right-of-use asset"), e una passività rappresentativa dell'obbligazione ad effettuare l pagamenti previsti lungo la durata del contratto (di seguito anche "passività per leasing" o "lease liability")16. La durata del leasing è determinata considerando il periodo non annullabile del contratto, nonché, ove vi sia la ragionevole certezza, anche i periodi considerati dalle opzioni di estensione ovvero connessi al mancato esercizio delle opzioni di risoluzione anticipata del contratto. La passività per leasing è rilevata inizialmente ad un ammontare pari al valore attuale dei seguenti pagamenti dovuti per il leasing17, non ancora effettuati alla commencement date: (i) pagamenti fissi (o sostanzialmente fissi), al netto di eventuali incentivi da ricevere; (i) pagamenti variabili che dipendono da indici o tassi10; (iii) stima del pagamento che il locatario dovrà effettuare a titolo di garanzia dei valore residuo del bene locato; (iv) pagamento del prezzo di esercizio dell'opzione di acquisto, se il locatario è ragionevolmente certo di esercitaria; e (v) pagamento di penalità contrattuali per la risoluzione del leasing, se

il locatario è ragionevolmente certo di esercitare tale opzione. Il valore attuale dei suddetti pagamenti è calcolato adottando un' tasso di sconto pari al tasso di interesse implicito del leasing ovvero, qualora questo non fosse agevolmente determinabile, utilizzando il tasso di finanziamento incrementale del locatario. Quest'ultimo è definito tenendo conto della durata del contratti di leasing. della periodicità dei pagamenti previsti contrattualmente, della valuta nella quale essi sono denominati e delle caratteristiche dell'ambiente economico del locatario (sintetizzate dal country risk premium attribuito al singoli Paesi in cui opera Enl).

Dopo la rilevazione Iniziale, la passività per leasing è valutata sulla base del costo ammortizzato ed è rideterminata, generalmente in contropartito al valore di iscrizione del correlato right-of-use asset, in presenza di una variazione dei pagamenti dovuti per il leasing a seguito principalmente di. (1) rinegoziazioni contrattuall che non danno origine ad un nuovo leasing separato; (ii) variazioni di indici o tassi (a cui sono correlati 1 pagamenti variabili); o (lii) modifiche nella valutazione in merito all'esercizio delle opzioni contrattualmente previste (opziorii di acquisto del bene locato, opzioni di estensione o di risoluzione anticipata del contratto).

Il diritto di utilizzo di un bene in leasing è inizialmente rilevato al costo, determinato come sommatoria delle seguenti componenti: (i) l'importo iniziale della lease liability; (ii) i costi diretti iniziali sostenuti dal locatario19; (III) eventuali pagamenti effettuati alla o prima della commencement date, al netto di eventuali incentivi ricevuti da parte del locatore, e (iv) la stima del costi che Il locatario prevede di sostenere per lo smantellamento, la rimozione dell'asset sottostante e la bonifica del sito ovvero per

(14) Per sollies di spolitico e dell'EFES 16 sono escusi dell'arritorio di applicizione i risorier di risorse minerarie cupali gleili di fisorie rivieria cuali gleili di fiso tilizzo dei diritti minerati, all'affitto dei terrente delle eventuali servità di passaggio connesso con le attività Dil & Gas, (15) La verillo a dell'esistenza delle condizioni interestion della dolo plù reconte ne in a dao di silipula del ophrollo e quella in cu le

(17) Come consentilo dille previsio contable, le non-lesse component non sono ganeralmente oggetta di separatorie (le la componente servizio inclusa ne canone unico previsto dei principali alferenti alle altività upstream (drilling rig).

(10) Differentemente, le alle tipologie di pagament valilitation in the many non inclusion in valor di Vangson della lease lability, ma sono rilevate a conto economico come costi operativi lungo la durata del contratto di leasing. (19) I costi diretti inizali sono costi incrementali per lottenimo del lassing che (or sorebbeto stall sostenzito di lensing non fosse stato solloscritta

263

parti si impegnano a rispellare i principali termini contratiuali. Il per settorio dell'ità, prevista del principio contablie, di rievare a conta economico i contratto l'essang d'i rever durile (per devel del (per delerminate classi di asset sottostenti) e a quelli di modico valore.

riportare l'asset nelle condizioni stabilite dal contratto. Successivamente alla rilevazione iniziale, il right-of-use asset è rettifi cato per lener conto delle quote di ammortamento cumulate701, delle eventuali perdite di valore cumulate (v. punto "Impairment delle attività non finanziarile") e degli effetti legati ad eventuali rideterminazioni della passività per leasing.

Nel caso in cui gli ammortamenti dell'attività per diritto di utilizzo è gli interessi passivi maturati sulla lease llability siano direttamente associati alla realizzazione di assel, essi sono capitalizzali su tali asset e successivamente rilevati a conto economico tramite il processo di ammortamento/svalutazione ovvero come radiazione, essenzialmente nel caso di asset esplorativi

Nell'ambito dell'attività mineraria, l'operatore di una joint operation non incorporata che sottoscrive un contratto di leasing come unico firmatario rileva: (i) il 100% della lease liability, se sulla base delle previsioni contrattuali e di ogni altro elemento rilevante ai fini della valutazione è considerato "primary responsible" dell'adempimento delle obbligazioni nei confronti del fornitore; e (il) il 100% del right-of-use asset, fatti salvi gli eventuali casi in cui sia ravvisabile contrattualmente la presenza di un sublease posto in essere con gli altri partner dell'iniziativa mineraria (cd. follower).

La quota di right-of-use asset iscritta dall'operatore e riferibile agli altri partner dell'iniziativa mineraria è oggetto di recupero attraverso i meccanismi contrattuali della jolni operation, che prevedono l'addebito dei costi dell'iniziativa di spettanza dei follower (billing) e relativo pagamento (cash call). I riaddebiti al follower dei costi sono rilevati dall'operatore come "Altri ricavi e proventi" nel conto economico e inclusi, nel rendiconto finanziario, all'interno del flusso di cassa netto da attività operativa. Differentemente, quando il contratto di leasing è softoscrifto da tutti i partecipanti all'Iniziativa mineraria, è rilevata la quota di spettanza del right-of-use asset e della lease liability sulla base del working Interest detenulo.

Nessuna rilevazione di attività e passività per leasing è effettuata nel casi in cui Eni non sia considerata "primary responsibile" dell'adempimento delle obbligazioni del contratto di leasing e non sia ravvisabile, contrattualmente, la presenza di un suble-Ake

Quando I contratti di leasing sono posti in essere da società non controllate che syolgono il ruolo di operatore per conto delle società partecipanti all'iniziativa mineraria (cd. operating company), coerentemente con la previsione del riaddebiti ai parteolpanti del costi connessi con lo svolgimento delle attività. è previsto il riconoscimento nei bilanci dei partecipanti all'iniziativa mineraria della propria quota di right-of-use asset e di lease liability sulla base del working interest definito avuto riguardo alle previsioni, ove attendibilmente determinabili, dell'utilizzo dei beni assunti in leasing.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: OPERAZIONI DI LEASING

Per quanto riguarda i contratti di leasing, la Direzione Aziendale effettua stime contabili ed esercita giudizi significativi con riferimento a: (i) la determinazione della durata dei leasing avuto riguardo alle stime da operare in merito all'eventuale esercizio delle opzioni di estensione e/o di risoluzione previste nel contratto, (ii) la determinazione del tasso di finanziamento incrementale del locatario; (II) l'individuazione e, ove appropriato, la separazione delle non-lease component, in assenza di un prezzo stand-alone osservabile per tali componenti, tenendo anche conto di approfondimenti svolti con esperti esterni: (iv) la rilevazione dei contratti di leasing afferenti a mezzi utilizzati nelle attività DII & Gas (principalmente drilling rig e FPSO) posti in essere in qualità di operatore dell'Iniziativa mineraria intrapresa nell'ambito di una joint operation non incorporata avibio riguardo alle valutazioni sulla natura di "primary responsible" dell'operatore e alla verifica dei rapporti con gli altri partecipanti sil'iniziativa mineraria: (v) l'identificazione dei pagamenti varia bili e delle loro caratteristiche al fini della stima per l'inclusione, o meno, nella determinazione della lease liability.

Attività immateriali

Le allività immateriali riguardano le atlività non monetarie prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall'impresa e in grado di produrre benefici economici futuri, nonché il goodwill. Le attività immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati per le attività materiali. Non è ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche.

Le attività immateriali aventi vita utile definità sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile; per l'ammortamento valgono i criteri indicati al punto "Attività materiali"

Il goodwill e le attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. Per la recuperabilità del valore di iscrizione del goodwill e delle altre attività immateriali valgono i criteri indicati al punto "Impairment delle attività non finanzlarle".

I costi connessi con l'acquisizione di nuova clientela sono rilevati all'attivo patrimoniale purché ne sia dimostrata la recuperabilità. L'attività immateriale afferente a tali costi contrattuali faommoriizzata su una base sistematica coerente con il trasferimento al cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed è oggetto di verifica della recuperabilità del valore di iscrizione.

Liggetti relativi all'attività di sviluppo tecnologico sono rilevati all'attivo patrimoniale quando (i) il costo attribuibile all'attività di sviluppo è attendibilmente determinabile; (il) vi è l'intenzione, la disponibilità di risorse finanziarie e la capacità tecnica a ren-

(20) Lanmoranente e effelunia alater e partine dalle e line alle din plane le () (1 termined de ulta de del collection (entre del dual de del content de dura de delange de un (20) Limmorano e ofletulus a nating callere (1) de e The olic data plu vechto in (1) hermine dia alle cite delle collection all no cellato all no cellato all no clei commenta (20) Commontanto enternet nellevano in cui il lezaine la proprieto dellassel locino il necesso de investigato de me celle come come come come come commende ungo in vila etimalsollog lease light alle

BILANGID CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

265

dere l'attività disponibile all'uso o alla vendita; (ili) è dimostrabile che l'attività sia in grado di produrre benefici economici futuri. Le attività immateriall sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione, il relativo utile o perdita è rilevato a conto economico.

Impairment delle attività non finanziarie

La recuperabilità delle attività non finanziarie (attività materia-II, attività immateriali e right-of-use asset) è verificata quando eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di Iscrizione in bilancio non sia recuperabile.

La valutazione di recuperabilità è effettuata per singola cash generating unit (di segulto anche "CGU") rappresentata dal più piccolo insieme identificabile di attività che genere flussi di cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attività. Le CGU possono includere i corporate asset, osala attività che non generano fiussi di cassa autonomi, ma che contribuiscono ai flussi di cassa di una pluralità di CGU; le quote di corporate asset sono attribuite ad una specifica CGU o, laddove non possibile, ad un aggregato più ampio di CGU su basi ragionevoli e coerenti. Con riferimento al goodwill, la verifica è effettuata, almeno annualmente e comunque quando si verllicano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore, a livello del più piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente o Indirettamente, il ritorno dell'investimento che include il goodwill stesso. I right-of-use asset, che generalmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati alla CGU a cui si riferiscono; i right-of-use asset che non sono specificatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate asset. La recuperabilità del valore di Iscrizione delle common facility del settore E&P è verificata considerando il complesso del valori recuperabill delle CGU che beneficiano dell'infrastruttura comune.

La recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d'uso, Quest'ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso della CGU è, se significativi e ragionevalmente determinabill, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto del costi di diamissione. | flussi di cassa attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e supportabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche che si verificheranno nella residua vita utile della CGU, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall'esterno.

Al fini della verifica della recuperabilità di cash generating unit che includorio right-of-use asset significativi, la determinazione

del valore d'uso avviene, generalmente, escludendo dalla stima dei flussi di cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai pagamenti dei canoni di leasing considerati al fini della determinazione della lease liability.

Per quanto riguarda i prezzi delle commodity, Il management assume lo scenario prezzi adottato per le prolezioni economico-finanziarie e per la valutazione a vita intera degli investimenti. In particolare, per i flussi di cassa associati al greggio, al gas naturale e ai prodotti petroliferi (e a quelli da essi derivati) lo scenario prezzi è oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione (v punto "Stime contabili e giudizi significativi formulati per tener conto degli impatti dei rischi cilimatici"), Ai fini dell'impairment test, si considerano anche gli esborsi che si prevede di sostenere per assicurare la compliance con la normativa in materia di emissioni di CO. (ad es. Emission Trading Scheme) ovvero che si prevede di sostenere su base volontaria (ad es. gli esborsi connessi con i certificati forestali acquistati o prodotti in coerenza con la strategia di decarbonizzazione della società - di seguito anche "forestry").

In particolare, in sede di determinazione del valore d'uso, avuto riguardo agli obiettivi connessi con la strategia di decarbonizzazione sono considerati gli esborsi per iniziative di forestry21 ad integrazione delle previsioni degli esborsi operativi, al riguardo, anche considerato che le iniziative forestall possono essere sviluppate in Paesi dove non è presente Eni e tenuto conto della difficoltà di operare un'allocazione, su basi ragionevoli e coerenti, alle differenti CGU del settore di riferimento, i relativi esborsi, attualizzati, sono considerati a riduzione del complessivo hea droom del settore E&P.

Ai fini della determinazione del valore d'uso, i flussi di cassa previsti sono oggetto di attualizzazione ad un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività non riflesse nelle stime dei fluasi di cassa. In particolare, Il tasso di sconto utilizzato è il Weighted Average Cost of Capital (WACC) rettificato del rischio Paese specifico in cui si trova la CGU oggetto di valutazione. La valorizzazione del rischio Paese specifico da includere nel tasso di sconto e definita sulla base delle informazioni fornite da provider esterni | WACC sono differenziati in funzione della rischiosità espressa dal settori/business in cui opera l'attività. In particolare, per le attività appartenenti al settore Global Gas & LNG Portfolio (GGP), al business Chimica, al business Power e al business Plenitude, la rischiosità è stata definità sulla base di un campione di società comparabili. Per il settore E&P e Il business R&M, la rischiosità è determinata, in maniera residuale, come differenza tra quella complessiva Eri e quella degli altri settori/business/Il\valore d'uso è determinato al netto dell'effetto fiscale in quanto que sto metodo produce valori sostanzialmente equivalenti a quel-Il ottenibili attualizzando | flussi di cassa al lordo delle imposte

ad un tasso di sconto ante imposte derivato, in via iterațiva. dal risultato della valutazione post imposte.

Quando il valore di iscrizione della CGU comprensivo del goodwill a essa attribuito, determinato tenendo conto delle even garb ges lutazioni degli asset non correnti che fanno parte lo differenza nerating unit, è superiore al valore recuperabile, la differenza è oggetto di svalutazione ed è attribuita in via prioritaria al goodwill fino a concorrenza del suo ammontare; l'eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goodwill è impulata pro quota al fino all'am valore di Ilbro degli asset che costituiscono la CGU, fino all'ammontare del relativo valore recuperabile.

moniare dei relativo i motivi delle svalutazioni effettuate, le attività sono rivalutate e la rettifica è rilevata a conto economico; la ripresa di valore è effettuata per un importo per la minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle tra il valore recedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione. Le svalutazioni del goodwill non sono oggetto di ripresa di valore27.

Contributi in conto capitale

| contributi in conto capitale sono rilevati quando estiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli organi governativi concedenti per il loro del costo di ste dagli organi altituzione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attività cui si riferiscono

Rimanenze

Le rimanenze, incluse le scorte d'obbligo, sono valutate di rere tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di reallzzo; quest'ultimo valore e rappresentato dall'ammontare che pormale l'impresa si altende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell'attività, al netto del costi stimati per Il completamento e per realizzare la vendita, ovvero, relativamente al volumi di rimanenze di greggio e prodotti petroliferi sui guali volunno contratti di cessione già stipulati, dal prezzo di vendila pattulto. Le rimanenze derivanti da acquisti operafi nella prospettiva di una rivendita nel breve periodo e dell'ottenimento di benefici economici derivanti dalle fluttuazioni del prezzo sono valutate al fair value al netto dei costi di vendita con imputazione degli effetti a conto economico. I materiali e gli altri beni di consumo posseduti per essere impiegati nel processo produtivo non sono oggetto di svalutazione qualora ci si attenda che i prodotti finiti nei quali verranno incorporati saranno venduti ad un prezzo tale da consentire il recupero del costa sostenulo. Il costo delle rimanenze di idrocarburi (greggio, condensetì e Il costo belle in prodotti petroliferi è determinato applicando il

metodo del costo medio ponderato su base trimestrale ovvero, metodo del costo medio po e la velocità di rigiro (turnover) delle rimanenze di greggio e prodotti petroliferi lo giustificano, su un rimanenze di greggio e ple (ad es. mensile); quello del prodotti chimici è determinato applicando il costo medio ponderato su base annuale

20/608

in presenza di clausole di "take-or-pay" all'interno di contratti di volumi approvvigionamento a lungo termine di gas naturale, i volumi approvvigionamen che determinino l'attivazione contrattualmen-"pay", valorizzati alle formule di prezzo previste "deferred cost" in te, sono rilevati nella voce "Altre attività" come "deferred cost" in contropartita alla voce "Debiti commerciali e altri debiti" avvero all'esborso effettuato per il relativo regolarnento. I deferred cost stanziati sono imputati a conto economico: (i) all'atto dell'effettivo ritiro del gas naturale, partecipando alla determinazione del costo medio ponderato del magazzino; (ii) per la parte ne del costo medio porto si configura l'impossibilità di ritirare Il gas precedentemente non prelevato, secondo le tempistiche contrattualmente previste. Inoltre, i deferred o la resunerabilità oggetto di valutazione, al fine di verificarne la recuperabilità economica, confrontando il loro valore di is spalogia a quanto economica, como di realizzo determinato in analogia a quanto Indicato per le rimanenze.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPAIRMENT DELLE ATTIVITÀ NON FINANZIARIE

La recuperabilità delle attività non finanziarie è verificata quan-La recuperabilità delle circostanze fanno ritenere che II valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile

Gli eventi che possorio determinare una svalutazione di atlività non finanziarie sono variazioni nel piani industriali, variormance prezzi di mercato che possono determinare minori performence prezzi di mercato utilizzo degli impianti e, per gli asset minerari, significative revisioni in negativo delle stime delle riserve di idrosignificative revisioni significativi delle stime dei costi di sviluppo e cerburi o incrementi signne se procedere a una svalutazione e e la quantificazione della stessa dipendono dialle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi e altamente incenti, la Direzione Azienbale se i prezzi delle commorito ai costi di svi dei tassi di attualizzazione, le previsioni in merito ai costi di svidei tassi di attualizzazi l'impatto dell'inflazione e sulle condizioni luppo e produzione, intipui profili profili profili produttivi e sulle condizioni tecnologica, le previllofferta su scala giobale o regionale anche in relazione al processo di decarbonizzazione, gi impatti delle in relazione al processo cropolamentari, ecc. La definizione delle modifiche normatione dell'appropriato livello di raggruppament to delle stesse ai fini della verifica della recuperabilità del valore di iscrizione del goodwill, di corporate asset nonché di un gludizio da di iscrizione dei goouw richledono l'espressione di un giudizio dall' factity nel settorione Aziendale. In particolare, le CGU sono definite considerando, tra l'altro, le modalità con cui II management

(23) La svelotazione de postelli nievelta in un periado di sizino nepovio nel casa in cui, aulia base delle condizione estatorile condizione estatorile condizione estas prime (22) La svelutazione del goodwill filevata in un periodo non rilevata

BILANCIO CONSOLIDATE

BILANCIO DI ESERCIZIO

ALLEGATI

267

note

17418600

controlla l'attività operativa (ad es. per linee di business) o assume decisioni in merito a mantenere operativi o dismettere i beni e le attività della società. Analoghe considerazioni rilevano anche ai fini della verifica della recuperabilità fisica del deferred cost (v. anche punto "Rimanenze") afferenti ai volumi di gas naturale non ritirati a fronte di contratti di approvvigionamento a lungo termine che prevedono clausole di "take-or-pay".

I flussi di cassa attesi utilizzati per la delerminazione del valore recuperabile sono quantificati, considerando il processo di transizione energetica in atto, alla luce delle informazioni disponibili al momento della stima sulla base di giudizi soggettivi sull'andamento di variabili future - quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi - e sono attualizzati utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente all'at-Ilvita Interessata

Nel caso dell'attività mineraria, i flussi di cassa attesi sono stimati sulla base del complesso delle riserve certe e probabili, nonché, tra l'altro, del costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla produzione. In limitati casi (ad es, per i titoli minerari acquisiti da terzi in sede di business combination), l flussi di cassa attesi tengono conto anche delle riserve possibill opportunamente rischiate, laddove considerate ai fini della determinazione del corrispettivo pagato.

La stima del futuro livello di produzione è basata su assunzioni relative al prezzo futuro delle commodity, al costi operativi, al costi di sviluppo ed estrazione, al declino dei campi, alla domanda di mercato e altri fattori. Maggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determinazione del valore recuperabile delle attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing sono forniti nella nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing.

Strumenti finanziari

Attivita finanziarie

In funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di business adottato per la relativa gestione, le attività finanziarie sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attività finanziarie valutate al costo ammortizzato; (i) attività finanziarie valutate al fair value con imputazione degli effetti tra le altre componenti dell'utile complessivo (di seguito anche OCI); (Ili) attività finanziarie valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico.

La rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le attività finanziarie diverse da quelle valutate al fair value con impulazione degli effetti a conto economico, del costi di transizione direttamente attribuibili. Per i crediti commerciali privi di una significativa componente finanziaria, Il valore di rilevazione iniziale è rappresentato dal prezzo della transazione.

Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività finanziarie che generano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente di pagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortizzato se possedute con la finalità di incassarne i flussi di cassa contrattuall (cd. business model hold to collect). Per le attività finanziarie valutate al costo ammortizzato sono rilevati a conto economico gli interessi attivi delerminati sulla base del lasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le svalutazioni?a (v. punto "Svalutazioni di attività finanziarie").

Differentemente, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a OCI (di segulto anche FVTOCI) le attività finanziarie rappresentative di strumenti di debito II cui modello di business prevede la possibilità sia di incassare i flussi di cassa contrattuall sia di realizzarne il valore attraverso la cessione (cd. business model hold to collect and sell). In tal caso sono rilevati: (i) a conto economico gli interessi attivi, calcolati utilizzando Il tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le svalutazioni (v. punto "Svalutazioni di attività finanziarie"); (ii) a patrimonio netto, tra le altre componenti dell'utile complessivo, le variazioni di fair value dello strumento. L'ammontare cumulato delle variazioni di fair value, imputato nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell'utile complessivo, è oggetto di reversal a conto economico all'atto dell'elliminazione contabile dello strumento. Allo stato, il Gruppo non detiene attività finanziarie rappresentative di strumenti di debito valutate al FVTOCi.

Un'attività finanziaria rappresentativa di uno strumento di debito che non è valutata al costo ammortizzato o al FVTOCl è valutata al fair value con imputazione degli effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in tale categoria le attività finanziarie possedute con finalità di trading nonché i portafogli di attività finanziarie gestiti e monitorati sulla base del relativo fair value. Gli interessi attivi maturati su tali attività finanziarie concorrono alla valutazione complessiva del relativo fair value e sono rilevati, all'interno dei "Proventi (oneri) finanziari", nella sottovoce "Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico".

Quando l'acquisto o la vendita di attività finanziarie avviene secondo un contratto che prevede il regolamento dell'operazione e la consegna dell'attività entro un determinato nurnero di giorni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzioni del mercato (ad es. acquisto di titoli su mercati regolamenta-I)), l'operazione è rilevata alla data del regolamento.

Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti comprendono la cassa. depositi a vista, nonché le attività finanziarie originariamente esigibili, generalmente, entro 9 mesi, prontamente/convertibiliin cassa e sottoposte ad un irrilevante rischio di variazione di valore.

(23) l'erediti e le altre allibile fineralare valutati al costo armortizzato sono esposti al netto del relativo fondo svalulazione.

Svalutazioni di attività finanziarie

La valutazione della recuperabilità delle attività finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL è effettuata sulla base del cd. expected credit loss model?4.

In particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sulla base del prodotto tra: (i) l'esposizione vantata verso la controparte al netto delle relative mitiganti (cd. Exposure At Default o EAD); (ii) la probabilità che la controparte non ottemperi alla propria obbligazione di pagamento (cd. Probability of Default o PD): (lii) la stima, in termini percentuali, della quantità di credito che non si riuscirà a recuperare in caso di default (cd. Loss Given Default o LGD) definita, sulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacità di recupero) e delle possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni stragludiziali, contenziosi legall, ecc.),

Con riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la determinazione della Probability of Default delle controparti sono stati adottati i rating interni, già utilizzati si fini dell'affidamento commerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di back-testing; per le controparti rappresentate da Entità Statali, ed in particolare per le National Oli Company, la Probability of Default, rappresentata essenzialmente dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, I country risk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l'impairment degli asset non finanziari. Per la clientela per la quale non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese è basata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove opportuno, i crediti in cluster di clientela ornogenei al quali applicare percentuali di svalutazione definite sulla base dell'esperienza di perdite pregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di Informazioni previsionali in merito al rischio di credito della controparte o di cluster di controparti26

Tenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si considerano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni ovvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per le quali sono in corso azioni di ristrutturazione/ rinegoziazione. Sono definite in contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati o si è in procinto di attivare interventi di recupero del credito tramite procedimenti legali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali e degli altri crediti sono rilevate nel conto economico, al netto delle eventuali riprese di valore, nella voce "Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti".

La recuperabilità dei prediti finanziari strumentali all'attività operativa concessi a società collegate e joint venture, il cui rimborso non è pianificato o non è probabile nel prevedibile futuro.

e che nella sostanza rappresentano un ulteriore investimento nelle stesse, è valutata, in primo luogo, sulla base dell'expected credit loss model e, in secondo luogo, unitamente alla pertecipazione nella società collegata/joint venture, applicando i criteri indicati nel punto "Metodo del patrimonio nelto". In appilcazione dell'expected credit loss model non si considerano le eventuali rettifiche del valore di iscrizione del long term interest derivanti dall'appilcazione dei criteri indicati nel punto "Metodo del patrimonio netto".

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: SVALUTAZIONI DI ATTIVITA FINANZIARIE

La quantificazione delle svalutazioni di attività finanziarie comporta valutazioni dei management su fattori complessi e altamente incerti quali, tra l'alfro, la probabilità di default delle controparti (PD), la valutazione delle eventuali mitlganti dell'esposizione, la previsione sulla quantità di credito che non si riuscirà a recuperare in caso di default (LGD), nonchè il processo di clusterizzazione della clientela.

Maggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determinazione delle svalutazioni di attività finanziarie sono forniti nella nota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.

Partecipazioni minoritario

Le attività finanziarie rappresentative di partecipazioni minoritarie, in quanto non possedute per finalità di trading, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell'utile complessivo, senza previsione del loro rigiro a conto economico in caso di realizzo, differentemente, i dividendi provenienti da tall partecipazioni sono rilevati a conto economico alla voce "Proventi (oneri) su partecipazioni" a meno che non rappresentino chiaramente un recupero di parte del costo dell'investimento. La valutazione ai costo di una partecipazione minoritaria è consentità nei limitati casi in cui il costo rappresenti un'adeguala stima del fair value.

Passivita finanziarie

Le passività finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi di transazione direliamente attribuibili, e sono successivamente valutate al costo ammortizzato.

Le obbligazioni sustainability-linked, ossia obbligazioni caratterizzate da un potenziale incremento del relativo tasso di interesse per riflettere le performance dell'emittente in termini di raggiungimento di obiettivi di sostenibilità (cd metrica ESG), sono valutati al costo ammortizzato.

particle (inquivile emesse no sono simmel geranzie finanziarie emesse non sono rilevanti.

(25) Pro negosizioni del Cupen colo pe unono in program, è nomalmini la piena capacta di recuneo in considerazione, la l'altro della arcurura (namziaria centralizzata del Gruppo che ne supporta aventuali esigenze sia finanziatie che patrimoniali.

BILANCIO CONFOLDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

264

7478/61

La variazione del tasso di interesse comporta generalmente un aggiornamento prospettico del tasso di Interesse effettivo.

GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVITA FINANZIARIE

Le società del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori accordi di estensione dei termini di pagamento, senza prevedere il coinvolgimento di un intermediario finanziario. In talli fattispecie, la Direzione Aziendale esprime un giudizio in merito alla possibilità di continuare a classificare i debiti verso il fornitore come commerciali/relativi all'attività di investimento ovvero di riclassificarli come debiti finanziari. Al fini dell'espressione di tale giudizio, la Direzione Aziendale tiene conto dei termini di pagamento rispetto alla prassi del settore di riferimento, dell'eventuale rilascio di garanzie aggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza utile ai fini della valutazione. La classificazione del debito come passività finanziaria determina. (1) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del debito, una variazione non monetaria delle passività finanziarile, senza impatti sul rendiconto finanziario; (li) all'atto del regolamento, la presentazione del relativo esborso nell'ambito del flusso di cassa netto da attività di finanziamento.

Con riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Direzione Aziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa avere impatti sulle operations tall da pregiudicare la capacità reddituale dell'emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito.

Strumenti finanziari derivati e hedge accounting Gli strumenti finanziari derivati, ivi inclusi quelli impliciti (cd. embedded derivative, v. oltre) oggetto di separazione dal contratto principale, sono attività e passività rilevate al fair value.

Nell'ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestione del rischio, la gualificazione delle operazioni come di copertura richiede: (i) la verifica dell'esistenza di una relazione economica tre l'oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (i) la definizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione del rischio, nell'ambilo della strategia di risk management definita, effettuando, ove necessario, le appropriate azioni di riblianciamento (rebalancing). Le modifiche degli oblettivi di risk management, il venir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni come di copertura ovvero l'attivazione di operazioni di ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, totale o parziale, della copertura.

Quando I derivati coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. copertura della variabilità del fair value di attività/passività a tasso fisso), essi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico, coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value associate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipologia di strumento

Quando I derivati coprono Il rischio di variazione del flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge, ad es. copertura della variabilità dei flussi di cassa di attività/ passività per effetto delle oscillazioni del tassi di cambio), le variazioni del fair value del derivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio nello che accoglie le altre componenti dell'utile complessivo e successivarnente imputate a conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall'operazione coperta. Nel caso di copertura di transazioni future che comportano l'iscrizione di un'attività o di una passività non finanziaria, le variazioni cumulate del fair value dei derivati di copertura, rilevate nel patrimonio netto, sono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell'attività/passività non finanziaria oggetto della copertura (ed basis adjustment).

Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condizioni per essere qualificati come di copertura, lvi Incluse le eventuali componenti inefficaci degli strumenti derivati di copertura, sono filevate a conto economico. In particolare, le variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di Interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico "Proventi (oneri) finanziari"; differentemente, le variazioni del fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity sono rilevate nella voce di conto economico "Altri proventi (oneri) operativi".

I derivati impliciti, incorporati all'interno di attività finanziarie, non sono oggetto di separazione contabile; in tall fattispecie, l'intero strumento ibrido è classificato in base al criteri generali previsti per le attività finanziarie (v. punto "Attività finanziarie"). Differentemente, I derivati impliciti incorporati all'interno di passività finanziarie e/o atlività non finanziarie, sono scorporati se: (i) le caratteristiche economiche e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e al rischi del contratto principale: (il) lo strumento implicito oggetto di separazione soddisfa la definizione di derivato; (iii) lo strumento ibrido nel suo complesso non è valutato al fair value con impati a conto economico (FVTPL). La verifica dell'esistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare separatamente è effettuata al momento in cui l'impresa entra a far parte del contratto e, successivamente, in presenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino significative variazioni dei flussi di cassa generati dallo stesso.

Gli effetti economici delle transazioni relative all'acquisto o vendita di commodity, stipulate a fronte di esigenze dell'impresa per il normale svolgimento dell'attività e per le qualife previsto il regolamento attraverso la consegna fisica dei ben stessi sono rilevati per competenza economica (cd. normal/sale and nor mal purchase exemption o own use exemption)

Compensazione di attività e passività finanziarle Le attività e passività finanziarie sono compensate nello stato patrimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione, correntemente esercitabile, e si ha l'intenzione di regolare il rapporto su base netta (ovvero di realizzare l'attività e contemporaneamente estinguere la passività).

Elminazione contabile di attivita e passività Tinanz arie

Le allività finanziarie cedute sono eliminate quando i diritti confrattuali connessi all'ottenimento dei flussi di cassa associati allo strumento finanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passività finanziarie sono eliminate quando sono estirite, ovvero quando l'obbligazione specificata nel contratto è adempiuta, cancellata o scadula.

Fondi, passività e attività potenziali

I fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura determinata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiusura dell'esercizio sono indeterminati nell'ammontare o nella data di sopravvenienza.

Gli accantonamenti sono rilevati quando: (i) esiste un'obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento passato; (il) è probable che l'adempimento dell'obbligazione sia oneroso; (ii) l'ammontare dell'obbligazione può essere stimato attendibilmente.

Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell'ammontare che l'impresa razionalmente pagherebbe per estinguere l'obbligazione ovvero per trasferiria a terzi alla data di chiusura dell'esercizio; gli accantonamenti relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l'adempimento dell'obbligazione, al netto del benefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l'effetto finanziario del tempo i significativo e le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l'accantonamento è determinato alfuelizzando i fluesi di cassa attesi determinati tenendo conto dei rischi associati all'obbligazione, l'adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo è rilevato a conto economico alla voce "Proventi (pneri) finanziari".

I costi che l'impresa prevede di sostenere per attuare programmi di ristruiturazione sono iscritti riell'esercizio in cui viene definito formalmente il programma e si è generata nel soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazione avrà luogo. I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizzazione; le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce di conto economico che ha precedentemente accolto l'accantonamento. Nelle note al bilancio sono oggetto di illustrazione le passività potenziali rappresentate da: (i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà confermata solo al verificarsi o meno di uno o più eventi futuri incerti non totalmente sotto il controllo dell'impresa; (ii) obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare hon può essere stimato attendibilimente o il cui adempimento è probabile che non sia oneroso. Le attività potenziali, ossia attività possibili che derivano da eventi passati e la cui esistenza sarà confermata solo dal verificarsi o meno di uno o più eventi futuri incerti non totalmente sotto il controllo dell'impresa, non sono rilevate in bilancio salvo che l'ottenimento del relativi benefici sia virtualmente certo. Nel caso in cui l'ottenimento dei benefici sia probabile, le attività potenziali sono illustrate nelle note al bilancio. Le attività potenziali sono periodicamente riesaminate al fine di valutare la probabilità, nonchè la virtuale certezza, di ottenere benefici economici da parte dell'impresa.

Fondi per lo smantellamento e il ripristino del siti

Le passività connesse allo smantellamento delle attività materiali e al ripristino dei siti ai termine dell'attività di produzione sono rillevate, al verificarsi delle condizioni indicate al punto "Fondi, passività e attività potenziali", in contropartità alle attività a cui si riferiscono.

In considerazione dell'ampio arco temporale intercorrente tra li momento in cui sorge l'obbligazione e il relativo regolamento, le stime degli oneri da sostenere sono rilevate sulla base del loro valore attuale.

L'adeguamento del fondo connesso al trascorrere del lempo è rilevato a conto economico alla voce "Proventi (oneri) finanziarl' I fondi sono valutati periodicamente per tener conto dell'aggiornamento dei costi da sostenere, dei vincoli contraltuali, delle disposizioni legislative e delle prassi vigenti nel Paese dove sono ubicate le attività materiali.

Le eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate generalmente in contropartita alle attività a cui si riferiscono, al riguardo, se la variazione di stima comporta una riduzione di Importo superiore al valore di iscrizione dell'attività a cui si riferisce, l'eccedenza è rilevata a conto economico.

Analoga impostazione è adottata con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione di social project collegati alle attività operative svolte dalla Società.

Fondi per rischi ambientall

Le passività ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni attuali, legali o Implicite, connesse a Interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei suoil e delle falde delle aree di proprieta o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione, sempreche la bonifica sia considerata probabile e i relativi costi e tempistiche di sostenimento possano essere attendibilmente stimati. La passività è valulata sulla base dei costi che si presume di sostenere per adempiere all'obbligazione in relazione alla situazione esistente alla data di bilancio, tenendo conto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si è a conoscenza.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FONDI SMAN-TELLAMENTO E RIPRISTINO SITI, PASSIVITÀ AMBIENTALI E ALTRI FONDI

Eni sostiene delle passività significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attività materiali e di ripristino BILANCIL CCITEGLIBOUTS ATT

BILANCIO DI ESERCIZIO

ALLEGAT

ambientale del terreni o del fondo marino al termine dell'altività di produzione. La stima dei costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso e richiede l'apprezzamento e il giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passività da sostenersi a distanza di molti anni per l'adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non complutamente definiti da leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuall. Inoltre, questi obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento e di ripristino, nonché della continua evoluzione della sensibilità politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale. La previsione del timing e dell'ammontare degli esborsi, Il loro eventuale aggiornamento, nonché Il relativo processo di attualizzazione, comportano l'esercizio di un giudizio professionale da parte della Direzione Aziendale

Il fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie, essenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione di Idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore Exploration & Production,

Le passività di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori operativi, tenulo conto dell'indeterminatezza in merito all'eventuale abbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristino degli asset nonché delle strategie di riconversione degli impianti per l'ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando è possibile effettuare un'attendibile stima dei costi di abbandono opportunamente attualizzati. Eni valuta periodicamente || sopraggiungere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere la rilevazione di tall passività.

Eni è soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale, regionale e locale, ivi incluse le leggi che attuano convenzioni e protocolli Internazionali relativi alle attività nel campo degli idrocarburi, al prodotti e alle altre attività svolte. I relativi costi sono accantonati quando è probabile l'esistenza di una passività onerosa e l'ammontare può essere stimato attendibilmente. Al riguardo, con riferimento al trattamento delle acque di falda, nel corso dell'esercizio 2022, la valorizzazione del know-how maturato sui trend di contaminazione delle acque nonche l'evoluzione delle posizioni delle autorità competenti hanno consentito la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di esercizio degli impianti di trattamento delle acque di falda e, pertanto, degli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio

L'attendibile determinabilità è verificata sulla base delle informazioni disponibili quali, a titolo di esempio, l'approvazione o la presentazione del relativi progetti alle competenti amminiatrazioni, ovvero l'assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni quando supportato da adeguate stime. Sebbene Eni attualmente non riteriga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della normativa ambientale - anche tenuto

conto degli interventi già effettuati, delle polizza assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati - tuttavia non può essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perche, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti del futuri sviluppi tenuto conto, tra l'altro, del seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (il) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall'applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente; (Iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e al possibill indennizzi.

Oltre a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozione delle attività materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti connessi prevalentemente al contenziosi legall e commerciali. La stima degli eccantonamenti in queste materie è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale, con particolare riferimento agli ammontari da rilevare in bilancio e al timing degli esborsi. Successivamente ølla rilevazione iniziale, i fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime effettuate

Benefici per i dipendenti

I benefici per i dipendenti sono le remunerazioni erogate dall'impresa in cambio dell'attività lavorativa svolta dal dipendente o in virtu della cessazione del rapporto di lavoro.

I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di piani, ancorché non formalizzati, che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in piani "a contributi definiti" e piani "a benefici definiti".

Nel piani a contributi definiti l'obbligazione dell'impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un'entità giuridicamente distinta (cd. fondo), e determinata sulla base del contributi dovuti.

La passività relativa ai piani a benefici definiti, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali ed è rilevata per competenza coerentemente al periodo lavorativo necessario all'ottenimento dei benefici. Gli Interessi netti (cd. net interest) includono la componente di rendimento delle attività al servizio del piano e il costo per interessi. Il net interest è determinato applicando alle passività, al netto delle eventuali attività al servizio del piano/16 tasso/di sconto definito per le passività; il net interest di piani a begefic definiti è rilevato tra | "Proventi (oneri) finanziari".

Per i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell'utile complessivo le variazioni di valore della passività netta (cd. rivalutazioni) derivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o a rettifiche basato sull'esperienza passata, e dal rendimento delle attività al servizio del plano differente dalla componente inclusa nel net interest. Le rivalutazioni della passività netta per benefici definiti, rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell'utile complessivo, non sono successivamente riclassificate a conto economico.

Le obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono determinate adottando lpotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle rivalutazioni sono rilevati interamente a conto economico.

Le passività per benefici dovuli ai dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro (cd. passività per termination benefit) sono iscritte nella data più immediala tra le seguenti: (a) il momento in cui l'impresa non è più in grado di ritirare l'offerta di tali benefici offerti al dipendenti; e (b) il momento in cui l'impresa rileva i costi di una ristrutturazione che implica Il pagamento di benefici dovuti per la cessazione del rapporto di lavoro. Teli passività sono valutate sulla base della natura del beneficio concesso. La passività per termination benefit è determinata applicando le disposizioni previste: (i) per i benefici a breve termine, se ci si attende che | termination benefit siano corrisposti ai dipendenti interamente entro dodici mesi dalla data di chiusura dell'esercizio in cui sono stati rilevati; o (il) per i benefici a lungo termine se ci si attende che i termination benefit non slano corrisposti ai dipendenti interamente entro i dodici mesi dalla data di chiusura dell'esercizio in cui sono stati rilevali

Pagamenti basali su azioni

Il costo lavoro include, coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione che assume, il costo del piano di incentivazione con pagamento basato su azioni. Il costo dell'incentivazione è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni che saranno effettivamente assegnate, la quota di competenza dell'esercizio è determinata pro-rata temporis lungo il vesting period, ossia il periodo intercorrente tra la data dell'attribuzione (cd. grant date) e la data di assegnazione. Il fair value delle azioni sottostanti Il piano di incentivazione è determinato alla grant date tenendo conto delle previsioni in merito al raggiungimento del parametri di performance associati a condizioni di mercato (ad es. Total Shareholder Return) e non è oggetto di rettifica negli esercizi successivi; quando l'ottenimento del beneficio è corinesso anche a condizioni diverse da quelle di mercato, la stima relativa a tali condizioni è riflessa adeguando, lungo il vesting period, il numero di azioni che si prevede saranno effettivamente assegnate. Al termine del vesting period, nel caso in cui Il piano non assegni azioni ai partecipanti per il mancato raggiungimento delle condizioni di performance, la quota del costo afferente alle condizioni di mercato non è aggello di reversal a conto economico.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: BENEFICI PER I DIPENDENTI E PAGAMENTI BASATI SU AZIONI

I piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali che comprendono, tra le altre, i tassi di sconto, il livello delle retribuzioni future, i tassi di mortelità, l'elà di pensionamento e gli andamenti futuri delle spese sanitarie coperte. Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di tali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di inflazione si basano sul tassi che maturano su titoli obbligazionari corporate di elevata qualità (ovvero, in assenza di un "deep market" di tali litoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle aspettative inflazionistiche dell'area valutaria di riferimento; (i) Il livello delle retribuzioni future è determinato sulla base di elementi quall le aspettative inflazionistiche, la produltività, gli avanzamenti di carriera e di anzianità; (II) Il costo futuro delle prestazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali l'andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni di salute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi sanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima dell'andamento di variabili, quali ad esempio la mortalità, il turnover e l'invalidità relative alla popolazione degli aventi diritto. Normalmente al verificano differenze nel valore della passività (attività) netta dei piani per benefici ai dipendenti derivanti dal-

le cd. rivalutazioni rappresentate, tra l'altro, dalle modifiche delle lpotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adoltate e quelle che si sono effettivamente realizzate e dal differente rendimento delle attività al servizio del piano rispetto a quello considerato nel net interest.

Analogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair value degli strumenti finanziari, l'utilizzo di tecniche di valutazione complesse e l'identificazione tramite l'esercizio di giudizi articolati e/o soggettivi delle potesi da adottare nella valutazione caratterizzano inoltre la stima del valore di mercato delle azioni sottostanti i plani di incentivazione.

Strumenti di equity

11200101 110125

Le azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio di piani di incentivazione azionaria, sono rilevate al costo e iscritte a fiduzione dei patrimonio netto. Gli effetti economici derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevali nel patrimonio hetto.

Obbilgastoni thride

Le obbligazioni subordinate ibride perpetue sono classificate in bilancio come strumenti di equity, tenuto conto della circostanza che la società emittente ha il diritto incondizionato di differire, fino alla data della propria liquidazione, il rimborso del capitale e il pagamento delle cedole20 Pertanto, il valore ricevuto dal sottoscritto-

(20) Il pagarrento delle cedale non è diferni solo i controlo della sociale enfiliente, quella desempio, una classi l'oxizone di dividenzi alla i buzione di divizione di divi

DITANCIE CORROLLENTO

BILANCIO DI ESTREIZIO

ALLEGAT

ri di tali strumenti, al netto dei relativi costi di emissione, è filevato ad incremento del patrimonio netto di Gruppo; di converso, I rimborsi del capitale è i pagamenti delle cedole dovute (al momento in cui sorge la relativa obbligazione contrattuale) sono rilevati a decremento del patrimonio netto di Gruppo.

Ricavi da contratti con la clientela

La rilevazione dei ricavi da contratti con la clientela è basata sui seguenti cinque step: (i) identificazione del contratto con il cliente; (ii) identificazione delle performance obligation, rappresentate dalle promesse contrattuall a trasferire beni e/o servizi a un cliente; (II) determinazione del prezzo della Iransazione; (iv) allocazione del prezzo della transazione alle performance obligation identificate sulla base del prezzo di vendita stand alone di ciascun bene o servizio: (v) rilevazione del ricavo quando la relativa performance obligation risulta soddisfatta, ossia all'atto del trasferimento al cliente del bene o servizio promesso; il trasterimento si considera completato quando il cilente ottiene il controllo del bene o del servizio, che può avvenire nel continuo (over time) o in uno specifico momento temporale (at a point in tirne). Con riferimento al prodotti venduti più rilevanti per Eni, Il momento del riconoscimento dei ricavi colncide generalmente:

per i greggi, con la spedizione;
per il gas naturale e l'energia elettrica, con la consegna al cliente:
per i prodotti petroliferi venduti sul mercato rete, con la consegna alle stazioni di servizio; per le altre vendite di prodotti petroliferi, con la spedizione;
per i prodotti chimici e per gli altri prodotti venduti, con la spedizione.

l ricavi derivanii dalla vendita del greggio e dei gas naturale prodotti in campi dove Eni detiene un interesse congiuntamente con altri produttori sono iscritti sulla base delle quantità effettivarnente vendute (sales method); i costi sono rilevali coerentemente alle quantità vendute.

I ricavi sono rilevati per l'ammontare pari al fair value del corrispettivo a cui l'impresa ritiene di aver diritto in cambio dei beni e/o servizi promessi al cliente, con esclusione degli importi Inoassati per conto di terzi. Nel determinare il prezzo della transazione, l'ammontare del corrispettivo è rettificato per tener conto dell'effetto finanziario del tempo, nel caso in cui Il timing dei pagamenti concordato tra le parti attribuisce ad una di esse un significativo beneficio finanziario. Il corrispettivo non è oggetto di rettifica per tener conto dell'effetto finanziario del tempo se all'inizio del contratto si stima che la dilazione di pagamento sia pari o inferiore ad un anno.

In presenza di un corrispettivo variabile, l'impresa stima l'ammontare del corrispettivo a cui avrà diritto in cambio del trasferimento dei beni e/o servizi promessi al cliente; In particolare, l'ammontare del corrispettivo può variare in preseriza di sconti, rimborsi, incentivi, concessioni sul prezzo, bonus di performance, penalità o qualora il prezzo stesso dipenda dal verificarsi o meno di taluni eventi futuri.

Se un contratto assegna al cliente un'opzione ad acquistare beni o servizi aggiuntivi, gratuitamente o a prezzi scontali (ad es. incentivi di vendita, punti premio del cliente, ecc.), tale opzione rappresenta una performance obligation distinta del contratto solo se l'opzione attribuisce al cliente un diritto significativo che non potrebbe vantare se non avesse sottoscritto il contratto, Le permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto non rappresentative di operazioni di vendita, non determinano la rilevazione di ricavi.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: RICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA

I ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela retall comprendono lo stanziamento per le forniture intervenute tra la data dell'ultima lettura (effettiva o stimata) dei consumi fatturata e il termine dell'esercizio. Tall stanziamenti fengono conto delle informazioni ricevute dai trasportatori e dai distributori in riferimento sia alle quantità allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai consumi effettivi e stimati della cilentela, nonché di stime interne sul consumi della clientela. Lo stanziamento dei ricavi è pertanto l'esito di una stima complessa basata sia sui volumi distribuit) ed allocati, comunicati da terzi e suscettibili di essere conguagliati, così come prevede la nor metiva di riferimento, fino al quinto anno successivo, sia su stime dei consumi della clientela. In funzione delle obbligazioni assunte in merito ai punti di consegna delle forniture, i ticavi per la vendita dell'energia elettrica e del gas a clientela retail includono i costi relativi al servizio di trasporto e dispacciamento e sono rilevati in misura pari all'ammontare lordo del corrispettivo a cui si reputa di aver diritto.

Costi

costi sono iscritti quando relativi a beni e servizi venduti o consumati nell'esercizio o per ripartizione sistematica ovvero quando non si possa identificare l'utilità futura degli stessi.

l costi relativi alle quote di emissione connessi al rispetto delle normative di riferimento (ad es. Emission Trading Scheme), determinati sulla base dei prezzi di mercato, sono rilevati limitatămente alle quote di emissione di anidride carbonica eccedenti le assegnazioni gratuite. | costi relativi all'acquisto di diritti di emissione in eccesso rispetto alla quantità necessaria a soddisfare gli obblighi normativi sono capitalizzati e rilevati tra le attività immateriali. I proventi relativi alle quote di emissigne sono rilevati all'atto del realizzo attraverso la cessione I diriți di emissione acquistati con finalità di negoziazione sono rijevati tra le rimanenze. I costi sostenuti, in via volontaria, per l'acquisto o la produzione dei certificati forestali, anche considerando l'attuale assenza di mercati attivi di riferimento/sono imputati a conto economico all'atto del loro sostenimento.

I costi volti all'acquisizione di nuove conospenze o scoperte, allo studio di prodotti o processi alternativi/di nuove tecniche o modelli, alla progettazione e costruzione di prototipi o, comunque, sostenuti per altre attività di ricerca scientifica o di svilluppo tecnologico che non soddisfano le condizioni per la loro rilevazione all'attivo patrimoniale (v, anche punto "Attività immateriali") sono considerati costi correnti e rilevati a conto economico nell'esercizio di sostenimento.

Differenze cambio

I ricavi e i costi relativi a operazioni in valuta diversa da quella funzionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l'operazione è compiuta.

Le attività e passività monetarie in valuta diversa da quella funzionale sono convertite nella valuta funzionale applicando il cambio corrente alla data di chiusura dell'esercizio di riferimento, con imputazione dell'effetto a conto economico nella voce "Proventi (oneri) finanziari" o, se qualificate come strumenti di copertura dal rischio di cambio, nella voce che accoglie gli effetti economici prodotti dall'oggetto della copertura. Le allività e passività non monetarie espresse in valuta diversa da quella funzionale, valutate al costo, sono iscrifte al cambio di rilevazione iniziale; quando la valutazione è effettuata al fair value ovvero al valore recuperabile o di realizzo, è adottato Il cambio corrente alla data di determinazione di tale valore.

Dividendi

I dividendi sono rilevati quando è stabilito il dirillo incondizionato a ricevere il pagamento,

I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rappresentati come movimenti di patrimonio netto alla data in cui sono approvati, rispettivamente, dall'Assemblea degli Azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile. I debiti e i crediti per imposte sul reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/ recuperare alle/dalle autorità fiscall applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alle data di chiusura dell'esercizio.

Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori delle allività e delle passività iscritte in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti fiscalmente sulla base delle aliquote e della normativa applicabili negli esercizi in cui la differenza temporanea si annullerà, approvate o sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell'esercizio di riferimento del bilancio. Le attività per imposte anticipate sono rilevate quando il loro recupero è considerato probabile, ossia quando si prevede la disponibilità di un reddito imponibile, nell'esercizio in cui si annullerà la differenza temporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Analogamente, nei limiti della loro recuperabilità, sono rilevati i crediti

di imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali. La recuperabilità delle altività per imposte anticipate è verificata con periodicità, almeno, annuale

119 2216

In presenza di incertezze nell'applicazione della normativa fiscale, l'impresa: (i) nei casi in cui ritenga probabile che l'autorità fiscale accetti il trattamento fiscale incerto, determina le imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio In funzione del trattamento fiscale applicato a che prevede di applicare in sede di dichiarazione dei redditi, (Il) nei casi in cui ritenga non probabile che l'autorità fiscale accetti il trattamento fiscale incerto, riflette tale incertezza nella determinazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio. In relazione alle differenze temporanee imponibili associate a partecipazioni in società controllate e collegate, nonché a interessenze in accordi a controllo congiunto, la relativa fiscalità differita passiva non viene rilevata nel caso in cui il partecipante sia in grado di controllare il rigiro delle differenze temporanee e sia probabile che esso non si verifichi nel futuro prevedibile. Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono classificate tra le attività e le passività non correnti e sono compensate a livello di singola impresa se riferite a imposte compensabili

Il saldo della compensazione, se attivo, è iscritto alla voce "Attività per imposte anticipate"; se passivo, alla voce "Passività per imposte differite". Quando i risultati delle operazioni sono rilevati nel prospetto dell'utile complessivo o direttamente a pa trimonio netto, le relative imposte correnti, anticipate e differite, sono anch'esse rilevate nel prospetto dell'utile complessivo a direttamente a patrimonio nello

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPOSTE SUL REDDITO

La corretta determinazione delle imposte sul reddito nel diversi ordinamenti in cui Eni opera richiede l'interpretazione delle normative fiscali applicabili in clascuna giurisdizione Sebbene Eni intenda mantenere con le autorità fiscali dei Paesi in cui si svolge l'attività d'impresa rapporti improntati alla trasparenza, al dialogo e alla collaborazione (ad es, riflutando di attuare planificazioni fiscali aggressive e utilizzando, ove presenti, gli istituti previsti dal vari ordinamenti per mitigare il rischio di contenzioso fiscale), non si può escludere, con certezza, l'insorgenza di contestazioni con le autorità fiscall a seguito di interpretazioni non univache delle normative fiscali. La composizione di una controversia fiscale, mediante un processo di negoziazione con le autorità fisoall o a seguito della definizione di un contenzioso, può richiedere diversi anni.

La stima dell'ammontare delle passività relative a Iraliamenti fiscali incerti è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale, Successivamente alla rilevazione iniziale, tall passività sono periodicamente aggiornate per riflettere le variazioni delle stime effettuate, a seguito di modifiche di fatti e circostanze rilevariti.

La necessità di effettuare valutazioni complesse ed esercitare un giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attivi147111111055111010501111211111

DILANLIU DI BSEALIAN

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tà connesse con la verifica della recuperabilità delle imposte anticipate, afferenti a differenze temporanee deducibili e perdite fiscali, che richiede di operare stime e valutazioni in merito all'ammontare di redditi imponibili futuri e al relativo timing di realizzazione.

Attività destinate alla vendita e discontinued operation

Le attività non correnti e le attività correnti e non correnti dei gruppi in dismissione sono classificate come destinate alla vendità se il relativo valore di iscrizione sarà recuperato principalmente attraverso la vendita anziche attraverso l'uso continuativo. Questa condizione si considera rispettata quando la vendita è altamente probabile e l'attività o li gruppo in dismissione è disponibile per una vendita immediata nelle sue attuali condizioni. In presenza di un programma di vendita di una controllata che comporta la perdita del controllo, tutte le attività e passività di tale partecipata sono classificate corne destinate alla vendita a prescindere dal fatto che, dopo la cessione, si mantenga o meno una quota di partecipazione non di controllo.

Le attività non correnti destinate alla vendita, le attività correnti e non correnti afferenti a gruppi in dismissione e le passività direttamente associabili sono rilevate nello stato patrimoniale separatamente dalle altre attività e passività dell'impresa.

Immediatamente prima della classificazione come destinate alla vendita, le attività non correnti e/o le attività e le passività rientranti in un gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili ad esse applicabili. Successivamente, le attività non correnti destinate alla vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate al minore tra Il valore di iscrizione e Il relativo fair value, al netto dei costi di vendita.

La classificazione di una partecipazione valutata secondo II metodo del patrimonio netto, o di una quota di tale partecipazione, come attività destinata alla vendita, implica la sospensione dell'applicazione di tale criterio di valutazione all'intera partecipazione o alla sola quota classificata come attività destinata alla vendita; pertanto, in queste fattispecie, la valutazione avviene al minore tra il valore di lacrizione, rappresentato dal valore derivante dall'applicazione del metodo del patrimonio netto alla data della riclassifica, e il fair value al netto del costi di vendita. Le eventuali quote di partecipazione non classificate corne attività destinate alla vendita continuano ad essere valutate secondo il metodo del patrimonio netto fino alla conclusione del programma di vendita. L'eventuale differenza tra Il valore di iscrizione delle attività non correnti e il fair value al netto del costi di vendita è imputata a conto economico come svalutazione; le eventuali successive riprese di valore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in precedenza, lvi incluse quelle riconosciute anteriormente alla qualificazione dell'attività come destinata alla vendita.

Le allività non correnti classificate come destinate alla vendita e i gruppi in dismissione costituiscono una discontinued operation se, alternativamente: (i) rappresentano un ramo autonomo di attività significativo o un'area geografica di attività significativa; (ii) fanno parte di un programma di dismissione di un significativo ramo autonomo di attività o un'area geografica di attività significativa; o (III) sono una controllata acquisita esclusivamente al fine della sua vendita. I risultati delle discontinued operation, nonché l'eventuale plusvalenza/ minusvalenza realizzata a seguito della dismissione, sono indicati distintamente nel conto economico in un'apposita voce, al netto del relativi effetti fiscali; i valori economici delle discontinued operation sono indicati anche per gli esercizi posti confronto.

Quando si verificano eventi che non consentono più di classificare le attività non correnti o i gruppi in dismissione come destinati alla vendita, gli stessi sono riclassificati nelle rispettive voci di stato patrimoniale e rilevati al minore tra: (i) Il valore di iscrizione alla data di classificazione come destinati alla vendita, rettificato degli ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati qualora le atlività o Il gruppo in dismissione non fossero stati qualificati come destinati alla vendita, e (li) il valore recuperabile alla data della riclassifica.

Valutazioni al fall value

Il fair value è il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un'at tività ovvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passi vità in una regolare transazione tra operatori di mercato (ossia non in una liquidazione forzosa o in una vendita sottocosto) alla data di valutazione (cd, exit price).

La determinazione del fair value è basata sulle condizioni di mercato esistenti alla data della valutazione e sulle assunzioni degli operatori di mercato (market-based). La valutazione del fair value suppone che l'attività o la passività sia scambiata nel mercato principale o, in assenza dello stesso, nel più vantaggioso a cui l'impresa ha accesso, indipendentemente dall'intenzione della società di vendere l'attività o di trasferire la passività oggetto di valutazione.

La determinazione del fair value di un'altività non finanziaria è effettuate considerando la capacità degli operatori di mercato di generare benefici economici implegando tale attività nel suo massimo e migliore utilizzo, o vendendola ad un altro operatore di mercato che la impiegherebbe nel suo massimo e migliore utilizzo

La determinazione del massimo e migliore utilizzo dell'asset è effettuata dal punto di vista degli operatori di mercato anche nell'Ipotesi in cui l'impresa intenda effettuarne un utilizzo differente; si presume che l'utilizzo corrente da parte della società di un'attività non finanziaria sia il massimo e migfiore utilizzo della stessa, a meno che il mercato o altri fattori non suggeriscano che un differente utilizzo da parte degli operatori di mercato sia in grado di messimizzarne il valore

La valutazione del fair value di una passipità, sia finanziaria che non finanziaria, o di un proprio strumento di equity, in assenza di un prezzo quotato, è effettuata considerando la valutazione della corrispondente attività posseduta da un operatore di mercato alla data della valutazione.

Il falr value degli strumenti finanziari è determinato considerando il rischio di credito della controparte di un'attività finanziaria (cd. Credit Valuation Adjustment o CVA) e il rischio di inadempimento di una passività finanziaria da parte dell'entità stessa (od. Debit Valuation Adjustment o DVA).

In assenza di quotazioni di mercato disponibili, il fair value è determinato utilizzando tecniche di valutazione, adeguate alle circostanze, che massimizzino l'uso di input osservabili rilevanti, riducendo al minimo l'utilizzo di input non osservabili.

Le allività e passività valutate al fair value sono classificate secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli input utilizzati nel processo di valulazione. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia del fair value prevede i seguenti IIvelli

a) livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attività o passività;
b) livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attività/passività oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente o indirettamente;
c} livello 3: Input non basati su dati di mercato osservabili.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FAIR VALUE

La determinazione del fair value, ancorché basata sulle migliori informazioni disponibili e sull'adozione di adeguate metodologie e teoniche di valutazione, risulta intrinsecamente caratterizzata da elementi di aleatorietà e dall'esercizio di un gitidizio professionale e potrebbe determinare previsioni di valori differenti rispetto a quelli che si andranno effettivamente a realizzare.

2 Schemi di bilancio

Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura Gli schemi di stato patrimoniale e conto economico sono analoghi a quelli adottati nell'esercizio precedente fatta eccezione per la ridenominazione delle voci "Attività finanziarie destinate al trading" e "Proventi (oneri) netti da attività finanziarie destinate al trading" rispettivamente in "Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico" e "Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto sconomico"; dette voci accolgono gli effetti patrimoniali ed economici del portafoglio di liquidità gestito, valutato e monitorato sulla base del relativo fair value, nonché le attività finanziarie detenute per finalità di trading.

Il prospetto dell'utile (perdita) complessivo indica il risultato economico integrato del proventi e oneri che per espressa disposizione degli IFRS non sono rilevati a conto economico.

Il prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto presenta l'utile (perdita) complessivo dell'esercizio, le operazioni con gli azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto. con gli aziaman endiconto finanziario è predisposto secondo il "metodo indiretto", rettificando l'utile dell'esercizio delle componenti di natura non monetaria.

3 Modifiche dei criteri contabili

Le modifiche al principi contabili internazionali entrate in vigore dal 1ª gennalo 2022 non hanno prodotto effetti significativi.

4 Principi contabili di recente emanazione

PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZION EMES-SI DALLO IASB E OMOLOGATI DALLA COMMIS-SIONE EUROPEA

Con Il Regolamento n. 2021/2036 ernesso dalla Commissione Europea in data 19 novembre 2021 è stato omologoto l'IFRS 17 "Contralii assicurativi" (di seguito IFRS 17), che sostituisce l'IFRS 4 "Contrati assicurativi" e definisce l'accountino dei contratti assicurativi emessi e dei contratti di riassicurazione postratti assicurazioni dell'IFRS 17 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 " gennaio 2023.

Con Il Regolamento n. 2022/357 ernesso dalla Commissione Europea in data 2 marzo 2022, sono state omologate:

· le modifiche allo IAS 1 "Informativa sul principi contabillodivir seguito le modifiche), volte a fornire chiarimenti nell'individuazione delle accounting policy rilevanti da describere in bilancio. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1ª gennaio 2023.
le modifiche allo IAS B "Definizione di stime contabili" (di seguito le modifiche) che Introducono la definizione di stime contabilì essenzialmente al fine di agevolare la distinzione tra cambiamenti di stime contabili e cambiamenti di principi contabili. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio II, o dopo II, 1ª gennaio 2023.

Con Il Regolamento n. 2022/1392 ernesso dalla Commissione Con il negosto 2022 sono state omologate le mologate le modifiche allo IAS 12 "Imposte differite relative ad attività e passività derivanti da una singola operazione" (di seguito le modifiche), ochvanti da richiedere la rilevazione della fiscalità differita per le vone a pin che, in sede di rilevazione iniziale, danno origine a differenze temporanee imponibili e deducibili di uguale importo. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio II, o dopo il, 1ª gennaio 2023.

PRINCIPI CONTABILT E HATERBRETAZIONI EIMES SI DALLO LASIS E NON ANCORA OMOLOGATI DAL-LA COMMISSIONE EUROBEA

in data 23 gennalo 2020, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 1 "Classification of Liabilities as Current or

BILANCIO DI ESERCIZIO

Non-current" (di seguito le modifiche allo IAS 1), volte a fornire dei chiarimenti in materia di classificazione delle passività come correnti o non correnti. Ulteriori chiarimenti relativi alla classificazione, come correnti o non correnti, delle passività con covenant sono stati forniti con le modifiche apportate in data 31 ottobre 2022 ("Non-current Liabilities with Covenants'). Le suddette modifiche allo IAS 1 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1º gennaio 2024.

In data 22 settembre 2022, lo IASB ha emesso le modifiche all'i-FRS 16 "Lease Liability in a Sale and Leaseback" (di seguito le modifiche), volte a chiarire la modalità di valutazione successiva delle passività per leasing a seguito di operazioni di sale and leaseback Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio Il, o dopo il, 1º gennalo 2024.

Allo stato Eni sta analizzando I principi contabili sopra indicati e valullando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

Claimore

5 Business combination e altre transazioni significative

Acquisizioni

Nel 2022 Eni ha eseguito le acquisizioni rappresentate di seguito con un esborso di €1.567 milioni, assumendo passività finanziarie nette di €541 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €31 milloni.

Il 12 gennalo 2022 è stata finalizzata l'acquisizione del 100% della società SKGR Energy Single Member SA (ora Eni Plenitude Renewables Hellas Single Member SA), titolare di una piattaforma per lo sviluppo di impianti fotovoltaici in Grecia con una pipeline di progetti di circa 800 MW. Il corrispettivo dell'operazione è stato di €51 milloni, con l'acquisizione di passività finanziarie nette di €1 milione. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata in via definitiva con rilevazione di goodwill per €52 millioni. L'acquisizione riguarda la linea di business Plenitude, Il 18 febbraio 2022 è stata finalizzata l'acquisizione dell'impianto fotovoltalco in esercizio Corazoni I da circa 266 MW situato in Texas (USA). Nella stessa area, è stata finalizzata l'acquisizione del progetto di stoccaggio Guajillo, da circa 200 MW/400 MWh, con avvio atteso entro la fine del 2023. Il corrispettivo dell'operazione è stato di €121 milioni, con l'acquisizione di passività finanziarie nette di €88 millioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €2 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata in via definitiva senza nievazione di goodwill. L'acquisizione riguarda la linea di business Plenilude

Il 4 agosto 2022 è stata finalizzata l'acquisizione del 100% della socletà Energia Eófica Boreas SLU con una capacità di generazione di

104,5 MW. Il corrispettivo dell'operazione è stato di €87 milioni al netto dell'acconto di €16 milloni versato nel 2027, con l'acquisizione di passività finanziarie nette di €59 milloni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €12 milloni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill per €18 milioni. Lacquisizione riguarda la linea di business Plenitude, Il 26 agosto 2022 è stata finalizzata l'acquisizione dei 100% della società Export LNG Ltd che detiene l'impianto di liquefazione galleggiante Tango FLNG. Limpianto ha una capacità di trattamento pari a circa 3 millori di metri cubi standard/giorno ed una capacità di produzione LNG parl a oirca 0,6 milloni di tonnellate/anno (circa 1 milliardo di metri cubi standard/anno) Lacquisizione riguarda il settore Exploration & Production

Il 29 dicembre 2022 è stata finalizzata l'acquisizione delle società PLT Energia Sri e SEF Sri dal Gruppo italiano PLT integrato nella produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e nella fornitura di energia a clieriti retail con una capacità di generazione di oltre 400 MW. Il corrispettivo complessivo delle operazioni è stato di €750 millioni, con l'acquisizione di passività finanziarie nette di €390 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €17 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite per ciascuna operazione è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill per complessivi €412 milioni. Le acquisizioni riguardano la linea di business Plenitude.

I valori patrimoniali, alla data di acquisizione, delle singole business combination effettuate nel 2022 sono riportati nella seguente tabella:

(E millioni)	SKGR Energy Single Member SX (dra Energy Single Plember SX (dra Europas Frankas Single Member S4)	Guallo 11 Coracon	Boreas Edica Ensys	134 ENG 01 Exp	Sri Energia Sal essessi	re acquisizioni Fami d'azierda e la me	Totale
Dispanibilità liquide ed equivalem		2	12		17		31
Alluità finanziarie correnti					17		11
Alle allylte		1	1		145		147
Institio a thoila corrently		3	13		175		10.42
Irnmobill, Implanti i macchiriari		749	100	650	132	7-	1.472
Clabel will	52		18		412		482
Alle Britista		45	157		288	19	500
1115 11679 11315 11317 11314111111 1171711	તરી	240	294	DITED	1235	= 12	2.4h3
TOTALEATIVITA	52	237	288	GGU	1.405	20	2,652
Passivita finanziaria		নি	1		79		Be
Altre passwills		ﮯ		3	166	1	171
THATHLE PHONDICITY CHIPMIT		স	-	ਾ	2.15		267
Passivila finanziarie	1	67	67		399	m	497
Foridi per rischi e oneri		7					14
Posswills per mposie diffarm			15		63		70
Alle presenta		ന	ad				103
Interior possibilis planagan pinto !	1	07	181		100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 1000 1000 1000 1000 10	2	602
TOTALE PASSIVITY	1	747	140	ਜ	655	=	040
Totale patrimonio netto di Eni	51	121	7 020	1547	750	10	1.689
Interessonze di ferzi		15					15
TOTALL PATRIMONIO NETTO	1.6.11	1 205	103	647	740	19	1794
TO LALE PASSIMITA E PATIMORIO RETTY	52	2.47	2Hz	650	1.405	20	2.652

BILANCIO CONSOLIANTO

BILANCIO DI ESERCIZIO

178162

I fattori qualitativi che compongono l'avviamento della linea di business Plenitude sono riportati nella nota n. 14 - Attività immateriali.

L'allocazione provvisoria dei prezzi delle acquisizioni è dovuta alla mancanza di sufficienti elementi informativi alla data di bilancio per la stima del fair value delle attività e passività acquisite.

Con riferimento agli effetti delle allocazioni definitive dei prezzi afferenti alle operazioni di business combination del 2021 si rinvia a quanto indicato nella nota n. 27 - Altre Informazioni.

Disinvestimentl

Nel 2022 Eni ha eseguito alcune dismissioni con incasso di €10 milioni e acquisizione di partecipazioni in joint venture di €5.726 milloni, cedendo passività finanziarie nette di €2.085 milloni, di cui disponibilità liguide ed equivalenti di €70 milloni. Il 1ª agosto 2022 è stata finalizzata con bp la creazione della Joint venture paritetica 50-50 Azule Energy Holdings Ltd, che combina le attività angolane nella ricerca e produzione di idrocarburi del due partner l'operazione ha comportato la perdita del controllo di Eni Angola SpA, Eni Angola Exploration BV e Eni Angola Production BV che sono state conferite ad Azule Energy Holdings Ltd in cambio della partecipazione del 50% nella neo costituita entità e la conseguente esclusione dall'area di consolidamento di attività e passività nette per €5.1B3 millioni, di cui passività finanziarie nette di €1.756 milioni comprensive di disporilallità liquide ed equivalenti per €35 millioni, la rilevazione della partecipazione in Azule Energy Holdings Ltd per €5,352 milioni, la rilevazione di un credito per attività di disinvestimento di €1.609 milioni, di una plusvalenza da conferimento di 1.778 millioni quale differenza tra il valore della partecipazione ricevuta e Il valore netto contabile delle attività cedute nel limiti della quota realizzata con li terzo pari al 50%, cd. metodo della "downstream transaction". Inoltre, sono state realizzate riserve per differenze attive di cambio di €764 milioni, per una

plusvalenza complessiva di €2.542 milioni. Successivarnente al closing, la JV ha rimborsato nell'esercizio €1.310 millioni del credito per attività di disinvestimento.

Il 14 ottobre 2022 è stato finalizzato il conferimento del 100% della società consolidata Eni North Sea Wind Ltd Iltolare della quota del 20% nei progetti Doggerbank A, B e C nel Regno Unito alla joint venture norvegese Vârgrønn AS (Eni 65%). Le tre fasi del progetto (A, B e C) prevedono una capacità installata complessiva di 3,6 GW (720 MW in quota Vârgrønn). Loperazione ha comportato la perdita del controllo di Eni North Sea Wind Ltd che è stata conferita a Vargrønn AS e la conseguente esclusione dall'area di consolidamento di attività e passività nette per €368 millioni, di cui passività finanziarie nette di €363 milioni, la rilevazione della partecipazione in Vargrønn AS per €374 millioni, di un provento a conto economico di €74 milioni comprensivo del rigiro a conto economico di effetti rilevati nelle riserve per utile complessivo di €68 millioni, di cui riserve per differenze passive di cambio di €33 millioni.

Il 29 dicembre 2022 è stata finalizzata la cessione delle quote nelle attività in Pakistan a Prime International Oll & Gas Company, principale produttore di energia elettrica pakistano. Le atfività oggetto di cessione consistono in partecipazioni in offo licenze di sviluppo e produzione di gas naturale nel bacini Kithar Fold Belt e Middle Indus e quattro licenze di esplorazione nel bacini Middle Indus e Indus Offshore. L'operazione ha comportato la cessione di Eni AEP Ltd, Eni Pakistan Ltd, Eni Pakistan (M) Ltd Sarl e Eni New Energy Pakistan (Private) Ltd e la conseguente esclusione dall'area di consolidamento di passività nette di €7 millione, di cui attività finanziarie nette di €27 millioni comprensive di disponibilità liquide ed equivalenti di €28 milioni, e il realizzo a conto economico di riserve per differenze attive di cambio di €86 millioni.

I valori patrimoniali, alla data delle singole cessioni e/o busi ness combination effettuate nel 2022 sono riportati nella seguente tabella:

(E millani)	Azule Eserg Holdings List	AS Värgrøna	Attività in Pakistan	ssion Albe Alsmi	Class
Illusionibilità liquide ed equivalenti	તે ર		20		70
Attività finanziarie correnti	221				221
Altre attività	1.260		100	5	1.377
Totale pilvilà correnti	1 1852		124	1	T-6011
Immobili, Impianti e macchinari	4.388		D	71	4.360
Altre attività	3.572	731	7		4.250
Illale allività non corrent	7.070	737	16	0	11.074
TOTALE ATTIVITA	0.302	1163	1500	130	70.146
Passività finanziarie	302	173			475
Allre pessivita	990		EB	3	1.051
Totale passivila porcelli	7 202	173	1111	5	1,526
Passività finanziade	1,710	190			1.901
Fondi per rischi e onere	632		75		707
Pillago per imposte differite	228				528
Altre passività	47				05
MARKA passelving nombor convert	2 417	1988	0.79	-	21-2380.0
TOTALE PASSIVITY	-1.2.00	2016/01/	151	48	4.797
Totale patrimonio netto di Eni	5.183	368	(1)	0	2 Rea
TOTALE PATERMONIO NETTO	SULEZA	700	(1)	C	11:160
LUTATE LABSIMITA ETATHPIGNIO MET TUS	U 307	121 11	11 1568	12	11.206

279

6 Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti di €10.155 millioni (€8.254 milioni al 31 dicembre 2021) comprendono attività finanziarie esigibili all'origine entro 3 mesi per €6 804 millioni (€5,496 milioni al 31 dicembre 2021) riguardanti essenzialmente depositi presso istituti finanziari con vincolo di preavviso superiore alle 48 ore.

Le expected credit loss su depositi presso banche e istituti finanziari valutati al costo ammoriizzato non sono significative.

Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da depositi in euro (€5.143 milloni) e in dollari USA

(€4.134 milioni) e rappresentano l'impiego sul mercato della liquidità posseduta a vista per le esigenze finanziarie del Gruppo, L'ammontare di restricted cash è di circa €97 milloni (€115 milioni al 31 dicembre 2021) in relazione a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.

La scadenza media delle attività finanziarie esigibili all'origine entro 3 mesi è di 12 giorni con un tasso di Interesse effettivo dello 1,75% per i depositi in euro (€3,631 milioni) e di 21 giorni con un tasso di interesse effettivo del 4,43% per i depositi in dollari USA (€2.581 milioni).

7 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico

(E milloni)	31.12.2022	31.12.2021
Attività finanziatie dostinate al vading
Titoli ernessi da Stali Sovrani	1.244	7.149
Allri Tital	5.243	5 152
	0.407	0.301
Altra ambita fiumzioni valulaje al Tair valui, con offeili a contru beonomice
All Itali	7.764
	11-217-11	0.301

Le attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l'oblettivo di assicurare al Gruppo la necessaria flessibilità finanziaria In particolari situazioni di mercato, per far fronte a fabbisogni imprevisti e per garantire adeguata elasticità al programmi di sviluppo. L'attività di gestione di tale liquidità punta all'oftimizzazione del

rendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con Il vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei foridi. Le attività finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di prestito fitoli per €1.090 millioni (€1.398 milloni al 31 dicembre 2021).

L'analisi per valuta è la seguente:

(Emilioni)	31.12.2022	31.12.2021
Ditibori lo groutison alsummin alletting alletting
Euro	3:599	3.913
Dollaro USA	2,880	2336
Alle value	3	22
	GART	6.301
A
EUro	1201
Dallaro USA	563
	1.704
	4.251	6,201

RELAZIONE SULLA GESTIONE.

DITANCIO CONSOLIDATO

7679

Di seguito l'analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:

	Vslove Nominale (€ milioni)	For Value (€ milloni)	Classe di rating Moody's	Classe di rating S&P
URANO SUBES app 1880019 100111
Tusso Tissa
Halla	152	748	Baa3	BBB
Stati Uniti	301	300	AMB	AA+
Spagne	179	179	0801	A
Cile	125	120	A2	A
Francia	ત્વાદ	70	ND2	AA
Germania	00	60	A33	AAA
Altria	149	147	da A88 8 43	da AM a A
	1.047	9,030
Tasso variabile
Italia	205	207	日常过多	888
Alle	7	1	VAR	AAA
	212	214
Totale titoli emessi da Stati Sovrani	1.253	1,240
Altri tiloli
TOSSO ASSO
Titoli quotati ernessi da Imprese industriali	1.210	1.195	da Aa1 a Baa3	da AA+ a BBB-
Titoli quotali emessi da istituti finanziari e assicurativi	BO4	762	Carage a Bay Ba	da AAA a BBB-
Allel titoli	1,047	1-039	da Aaa a Haaa	de AAA B BBB-
	2.052	3.900
00000100 100 00807
Titoli quotati emessi da imprese Industriali	R43	647	da Aa2 8 Baa3	da AA a BBB
Titoli quotati emessi da latituti finanziari e assicurativi	800	088	3009 0 104 00	Da AA+ 8 BBB-
Altri titoli	010	612	da Aza a Baa2	da AAA a BEE
	3.351	2317
Totalo Alti titoli	11,300	4.243
Torala Allività finanzierie destinanti Glutta olototo	Chi 13559	0. Hill
Alfre afficito finanzialie valulate al fair value con effeth a conto coonomico.	1.73.633	1.76	AMIL	AAA
	8340	51 2514

(*) Di importa unitario inferiore a €50 m

Le altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a l'air value e di livello 1 per €4,749 millioni e di livello conto economico sono rappresentate da investimenti in Money Market Fund.

2 per €3.502 millioni. Nel corso dell'esercizio 2022 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair yellue.

8 Crediti commerciali e altri crediti

	31.12.2022	31 12 2021
(C milion)	16.556	15.524
Crediti commercial	301	a
Cradili per attività di disinvestimento	1.645	8000 1
Crediti verso partner per allività di esplorazione e produzione	2338	1.430
Credit verso allti	20 4410	10.050

I crediti commerciali sono generalmente infruttiferi e prevedono termini di pagamento entro 180 giorni.

L'incremento del orediti commerciali di €1.032 millioni e siferito ai settori Refining & Marketing e Chimical Gnc & LNG Poli, Plenitude & Power per €313 millioni e Global Gas & LNG Portfollo per €350 milioni e risente dell'aumento dei pre il valore commodity energetiche che hanno fatto aumentare il valore nominale dei crediti.

Al 31 dicembre 2022 sono state poste in essere operazioni Al 31 dicembre pro-soluto di crediti essenzialmente commerciali con scadenza 2023 dal valore nominale di €2.212 millioni (€2.059 milioni nell'esercizio 2021 con scadenza 2022). Le cessioni 2022 hanno riguardato crediti relativi al settore Reflore Reflorio & bal Gas & LNG Portfolio per €970 milioni, al settore Refining & Marketing e Chimica per €928 millioni e al settore Plenitude & Power per £314 milloni.

Al 31 dicembre 2022, è outstanding un credito commerciale per fornilure di gas naturale al cliente Accialerie d'Italia (ex-IL-VA) dell'ammontare di €373 milloni Interamente scaduto e oggetto di un piano di rientro. Il credito è assistito da pentrono l'incompany guarantee rilasciate dagli azionisti che coprolno l'intero ammontare. L'onere massimo possibile relativo al valore finanziario del tempo trova copertura in un fondo rischi sianziato sull'esposizione commerciale complessiva verso i clienti somministrati che è stato stimato sulla base dell'attuale situazione conglunturale

L'esposizione maggiore dei crediti verso partner per 11 miliori esplorazione e produzione riguarda la Nigeria per €611 milioni (€681 millioni al 31 dicembre 2021) ed è relativa alla quota del costi di sviluppo di competenza dei Joint venture partner in progetti petroliferi operati da Eni nei quali la Società sostiene upfront tutti i costi dell'iniziativa e li riaddebita ai partner meuprront tutti i cossmo della cash call. L'ammontare dei crediti netti scaduti verso la società di Stato NNPC è di €475 milioni alla data di bilancio (€474 millioni al 31 dicembre 2021). Tale ammontare riguarda per circa un quarto crediti pregressi oggetto di un piano di rientro che prevede l'attribuzione a Eni della quota di produzione di spettanza della società di Stato in

iniziative di sviluppo "rig-less" a ridotto rischio minerario, con previsione di incasso totale entro il 2024. Il credito residio a fine esercizio è stato attualizzato al WACC peese. Il restante

valore riguarda i crediti netti maturati per le operazioni 2022. L'esposizione per cash call verso una società pelloni al 31 di-Lesposizione per casili a €242 milioni (€195 milioni al 31 dicembre 2021) ed è esposta al netto di un fondo svalutazione
cembre 2021) ed è esposta al netto di un fondo definità da Fril stimato in base alla loss given default "LGD" definita da Eni per le international bil companies in stato di default. Nel corso i paga dell'esercizio il partner ha sostanzialmente sospeso i paga dell'esercizio il partner vanzando delle contestazioni relative agli ammontari addebitati, oggetto di arbitrato.

l'crediti verso altri comprendono: (1) per €566 milioni (€538 milioni al 31 dicembre 2021) il valore recuperabile di crediti scaduti nei confronti della società di Stato del Venezuela PDVSA per le forniture di gas prodotto dalla joint venture coduti dalla venture tecipata pariteticamente da Eni e Repsol, ceduti dalla venture tecipata partencono esposti al netto di un fondo svalutazione
ai soci. I crediti sono esposti al netto di circa il 53% per calcolato con un tasso di expected credit lossi Stato attraverso scontare il rischio default della controparte di Stato attraverso una dilazione dei tempi d'incasso dei fatturati di gas naturale, una dillazione del ternar o l'azione della recuperabilità del valore di carico della partecipazione e del long-term interest nell'iniziativa, descritti alla nota n. 17 - Altre attività fintà LISA pell'ambito tiva, descritti alla nota benestare delle Autorità USA nell'ambito dell'anno, a monte catorio nei confronti del Venezuela, sono stadei quattro sanzioni di compensazione del credito mediante te effettuate operazioni o 3,1 milioni di barili, per effetto del qualioni rittri di ollo of PDV Scipmento dello scaduto: (ii) per €309 milioni e stato limitato nitributori di gas e di energia". Fili ner €27A miprincipalmente dal cosiddetto "bonus sociale"; (iii) per €278 milioni (€20B millioni al 31 dicembre 2021) gli acconti per servizi lioni (€206 milioni: (iv) per €239 milloni gli importi da ricevere da cilenti a seguito dell'attivazione della clausola take-or-pay dei contratti di somministrazione long-term di gasso Lorediti comcontratti di sommediti verso società di factoring. Il crediti commerciali e altri crediti sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €13.650 millioni e €6.102 milioni,

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

Lesposizione al ischio di credito e le perdite a crediti commerciali e altri crediti sono state elaborate sulla base di rating Interni come segue:

(Emillon)
	Rischlo DB110	Crediti in bonis Rischlo media	Rischlo alla	Cream In defoult	Clienti Plentude	Totele
31 12 2022
Clienti business	4,815	7,970	378	1,583		14,746
National Oli Company e Pubbliche Amministrazioni	215	852		2,248		3,316
Altre bontroparti	1.673	725	13	122	3.200	5.733
Valore loido	6.702	9.547	397	2.953	3.200	23.794
Fonda svalutazione	(53)	(169)	(15)	(2 176)	(571)	(2.954)
Valore netto	6.680	9.378	376	1.777	2.029	20,840
Expected loss (% al netto del fattori di mitigazione del rischio contropane)	0.4	1.8	3,8	55,0	17,8	124

31.12.2021
Charti business	4348	6.628	010	1 580		13354
National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni	337	884	1	2.674		3.890
Altre controparti	1.854	111	10	137	2.601	4.919
Valara lardo	6.533	7,823	835	4,371	2.607	22.163
Fondo svalutazione	(25)	(415)	(69)	(2.200)	(594)	(3313)
Valore nello	6.508	7.407	700	2.102	2,007	0.050
Expected loss (% al netto dei fattori di milligazione del rischio controparte)	0,4	ה, ב	8,3	50.8	22,8	149

Maggiori Informazioni sulla classificazione delle esposizioni creditizie sono indicate nella nota n. 1 = Principi contabill, stime contabili e giudizi significativi.

Le valutazioni di recuperabilità dei crediti commerciali per la fornitura di idrocarburi, prodotti ed energia elettrica alla clientela retail, business e national oil companies e per chiamate fondi nei confronti dei joint operator della Exploration & Production (national oll companies, operatori locali privati o international oll companies) sono riviste in occasione di ogni scadenza di bilancio per riflettere l'andamento dello scenario e i trend correnti di business, nonché eventuali maggiori rischi controparte. L'attenuarsi della crisi economica del COVID-19 e la ripresa dello scenario petrollfero hanno migliorato la situazione debitoria di molte società petrolifere di Stato, ad ec- 7 cezione del Venezuela per i fattori specifici legati al quadro sanzionatorio. In negativo, l'aumento molto rilevante dei prezzi del gas naturale e dell'energia elettrica ha incrementato in misura significativa le esposizioni verso i clienti industriali di grandi dimensioni, rendendo opportuna una revisione al rialzo del tasso di perdita attesa su crediti per incorporare un accrescluto rischio conglunturale. Per quanto riguarda i clienti del business di Plenitude le valutazioni di recuperabilità incorporano i dati più recenti relativi alle performance di incasso dei crediti e all'anzianità dello scaduto.

K Colin AQ

L'espesizione al rischio di credito e le perdite attese relative alla cilentela di Pientude sono state sulla base di una provision matrix come segue:

	Non scedull	da 0 a 3 mes	Sepduti	da 3 a 6 mest da 6 a 12 mesl	ollie 12 mesi	Totale
((udillari)
31 12 2022
Cilenti Pienitude.		74	38	P3	203	1.883
· Relall	7.50B		11	ದ	462	870
- Middle	667	33	5	4	1	447
- Alti	426	1	导	21	300	3 200
Valato latin	2.001	100		(66)	(SPD)	(571)
auchisis internatione	(Ba)	(2173)	(31)	E	12	2 020
Valore nollo	2010	24	20	89/2	98,4	17.8
Expected loss (%)	32	28,7	60,0
31.12.2021
Cilenti Pienilude			ર્ફ્ર	92	337	1,845
· Retail	1,291	70		7 5	188	646
= Middle	424	22		1 0	21	110
- Altri	57	43		1001	520	2.001
Valore lorda	1.772	130	00	(22)	(A30)	(694)
Fonda svalulazione	(63)	(22)	(27)	413	Off	2007
Valor nello	1-7119	113	39	52.0	81.4	22 8
Expected loss (%)	36	16.3	40,9

Il fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti si analizza come segue:

	2022	2021
(€ milliani) =	0.915	3.157
Dialzizji arminomia abrigi	166	202
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis	253	348
Accantonamenti su creoiti commerciali e allri credili in default	(37)	(135)
Ullizzi su crediti cornimerciali e altri crediti in bonis	(758)	(427)
Utilizzi su credili commerciali e altri credili in default	17	162
Altre variazion	2.054	3.313
Fondo svaluhizlone mille

Il fondo svalutazione è stato stanziato tenendo conto di fattori di mitlgazione del rischio controparte di €5.744 milioni (€5.350 milloni al 31 dicembre 2021), che includono depositi, polizze assicurative, fidejussioni e garanzie bancarie

Gli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti in bonis sono riferiti: (i) al settore Global Gas & LNG Portfolio per €70 milioni (€94 milioni nel 2021) per effetto dell'aumento delle esposizioni dovuto alle condizioni di mercato: (ii) alla linea di business Plenitude per €61 millioni (€71 millioni nel 2021) e riguardano principalmente la clientela retail

Gli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti in default sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production per €122 milloni (€229 millioni nel 2021) e riguardano principalmente i crediti per chiamate fondi nei confronti dei joint operator, società di Stato colletà private locali in progetti petroliferi operati da Eni; (il) alla linea di business Plenitude per €99 milioni (€101 milioni nel 2021). Gli utilizzi del fondo svalutazione crediti commerciali e altri credin In bonis e in default per complessivi €795 milioni sono riferiti: (1) al settore Exploration & Production di €455 millioni principalmente al settare expi seguito della risoluzione di una disputa relativa al riconosolmento di costi d'investimento pregressi nei confronti della società di Stato NNPC in Nigeria e verso la società di Stato PDVSA società diela, a fronte delle operazioni di compensazione del crezio lo effettuate nell'anno; (ii) alla linea di business Plenitude per €184 milloni, principalmente per utilizzo a fronte oneri per €121 millioni.

RELAZIONE SULLA GESTIONE

BILANCIO CONSOLIE/ATO

Le riprese di valore (svalutazion) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

(€ milloni)	2022	2021	2020
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti.
Accanionamenti al fondo spalutazione	(419)	(550)	(343)
Perdite nette su crediti	(81)	(65)	(વર)
Utlizzi per esubero	847	337	153
	07	(279)	(226)

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

9 Rimanenze e rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo

Le rimanenze correnti si analizzano come segue:

31.12.2022	31.12.2021
1.228	room i
7.515	1.617
4.962	3.462

2.700	6.072

Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo riguardano le cariche petrollfere e altri materiali di consumo nelle attività di raffinazione e chimica.

I materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture sono riferite al settore Exploration & Production per €1,387 milloni (€1,481 millioni al 37 dicembre 2021). I prodotti finiti e merci riguardano le scorte di gas naturale e prodotti petroliferi per €3.818 milioni (€2.414 milioni al 31 dicembre 2021) e prodotti chimici per €790 millioni (€626 millioni al 31 dicembre 2021).

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €672 milioni (€570 millioni al 31 dicembre 2021).

Le rimanenze Immobilizzate - scorte d'obbligo di €1.786 m lioni (€1.053 milioni al 31 dicembre 2021), sono possedute da società italiane per €1.764 milioni (€1.032 milloni al 31 dicembre 2021) e riguardano le quantità minime di greggio e prodotti petrollferi che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge.

L'incremento delle rimanenze e delle rimanenze immobilizzate - soorte d'obbligo è dovuto essenzialmente alla ripresa dei prezzi del petrolio e dei prodotti petroliferi.

Rimanenze di gas naturale per €750 milloni sono a garanzia dell'esposizione potenziale di bilanciamento nei confronti di Snam SpA

10 Attività e passività per imposte sul reddito

		31.12.2022				31.12.2021
		AHIVità	Pastivité		AHIVIIa		Pashività
It million!		Correnti Non correnti		Carenti Non correnti		Corrent Non correnti	Compilly Non Corrent
Imposte sul reddito	307	774	2100	253	- 195 -	108	648 1	374 /

Le imposte sul reddito sono analizzate alla nota n. 33 - Imposte sul reddito.

Le passività per Imposte sul reddito non correnti Includono gli oneri di probabile sostenimento per contenziosi e contestazioni pendenti con le Autorità fiscalli in relazione alle incertezze applicative delle norme in vigore relativi alle consociate estere del settore Exploration & Production per €206 millioni (€230 millioni al 31 dicembre 2021).

11 Altre attività e passività

	31.12.2022				37.12.2021
	ANIVILLS		PARSINILA		Allyllo		Passwith
(E millon)	Correnti	Non corranti		Correntl Non careen		Correnti Non correnti	Comenti	Non correnti
Fair value su sirurneriti finanzian derivali	11.076	129	0.042	200	12.460	57	72.977	115
Passivilà da contratii con la ciientela			1.745	700			482	726
Attività e passività relative ad altre imposte	807	157	1.463	34	442	182	435	27
Alle	938	0966 1	823	2.208	732	798	928	1 378
	12.821	2.236	12,473	3.234	13.634	1.029	15,756	2.246

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.

Le attività relative ad altre imposte comprendono crediti lva per €569 millioni, di cui €432 correnti determinati dal versamento in acconto effettuato nel mese di dicembre (€498 millioni al 31 dicembre 2021, di cui €340 milloni correnti).

Le altre attività comprendono: (i) | crediti acquistati relativi a detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per €366 milloni correnti (€110 millioni al 31 dicembre 2021) e €903 milloni non correnti (€324 milioni al 31 dicembre 2021); (li) Il costo d'iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola takeor-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro I prossimi 12 mesi per €41 millioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2021) e oltre i 12 mesi per €357 milloni (€94 milloni al 31 dicembre 2021); (iii) le posizioni di underlifting del settore Exploration & Production di €239 millioni (€316 millioni al 31 dicembre 2021): (ly) crediti non correnti per attività di investimento per €23 milioni (stesso armmontare al 31 dicembre 2021).

Le passività da contralli con la clientela comprendono: (i) accon-Il e anticipi ricevuti da clienti a fronte di luture forniture di gas per €538 milioni (€77 millioni al 31 dicembre 2021); (il) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per Il potenziomento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai giacimenti In Val d'Agri alla raffineria di Taranto per €430 millioni (€391 millioni al 31 dicembre 2021); (lii) buoni carburanti elettronici prepagati per €338 milioni (€242 milioni al 31 dicembre 2027): (iv) gli anticipi incassati dal cliente Engle SA (ex Suez) a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica, di cui la quota a breve termine per €58 millioni (€60 millioni al 31

dicembre 2021) e a lungo termine per €275 millioni (€333 millioni al 31 dicembre 2021).

I ricavi rilevati nell'esercizio a fronte di passività da contratti con la clientela in essere al 31 dicembre 2022 sono indicati alla nota n. 29 - Ricavi.

Le passività relative ad altre imposte correnti riguardano accise e imposte di consumo per €613 millioni (€700 milioni al 31 dicembre 2021) e passività per lva per €332 milloni (€248 millioni al 31 dicembre 2021).

Le altre passività comprendono: (i) debiti non correnti verso le società di factoring connessi alla ceasione del credito d'imposta maturato in base al provvedimenti Ecobonus e Superbonus per €758 milioni ((240 milioni al 31 dicembre 2027); (ii) le passività per posizioni di overlifting del settore Exploration & Production di €479 millioni (€630 milioni al 31 dicembre 2021); (iii) il valore del gas prepagato dai clienti per effetto dell'altivazione della clauso. la di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per €443 millioni (€112 milioni al 31 dicembre 2021) i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati entro i prossimi 12 mesi per €85 milloni (€73 milloni al 31 dicembre 2021) e oltre | 12 mesi per €358 milioni (€39 milioni al 31 dicembre 2021); (iv) passività per ricavi e proventi anticipati per €104 milioni correnti (€90 milloni al 31 dicembre 2021) e €247 milioni non correnti (€271 milloni al 31 dicembre 2021); (v) depositi cauzionali per €305 milioni (€268 millioni al 31 dicembre 2021), di cui ricevuli da clienti retall per la fornitura di gas ed energia elettrica per €222 millioni (€223 millioni al 31 dicembre 2021): (vi) passività per attività d'investimento per E83 milioni (€103 millioni al 31 dicembre 2021) I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 -Rapporti con parti correlate.

LLEUAII

12 Immobili, impianti e macchinari

	Terrani a labbical	Pozzi, limpiani e maochinari ESP	attività Altre attiv material	Attività espiorativa e ci appraisal EXP	Inologiazioni in corso ESP	immobilizzazioni a socord conso Altre In con	Totale
(E millioni) 2022
Valore hiziole netto	1 071	12.342	3.880	1,244	0.645	1,247	26.200
Investimenti	22	132	450	655	5.471	ઉત્તર	7.700
Capitalizzazione ammorlamenti				17	179		190
Arnmortamenti	(57)	[5,467]	(SS4)				(6.072)
Riprese di valore	3	40	197		747	38	413
Svalutazioni	(21)	(313)	(HBB)		(149)	(474)	(1.382)
Radiazion	(1)		(2)	(365)	(218)		(280)
Differenze di cambio da conversione	2	2.422	113	14	300	0	2.926
Rilevazione intziale e vanazione atima		(172)	2	(7)	ar		(GD)
Variazione dell'area di conscildamento - Società entrate	9	020	000			118	1.472
Valuzione dell'ares di consolidamento - Sociale unicite	(1)	(3.687)	(0)	(119)	(SAG)		(4.359)
Trasferiment	47	4.400	1225	(149)	(4.254)	(466)
Allre vanazioni	14	143	(347)		(4)		(180)
Valore finale notto	7.000	40.492	4 280	1.345	7.627	1.500	20 235
Valore finale lardo	4.200	143.433	31 327	1342	11 787	3.665	195.812
Fonda ammontamento e svalutazione	3,167	102,947	27.047		4.760	2,165	138480
2021
Volore iniziale nello	1.12B	39.648	3.299	1 341	7,118	1,409	53,948
investimenti	10	B	277	380	3.413	BRA	a acc
Capitalizzazione ammortamenti				20	ad		118
Ammortaminu	(बंध)	(8.421)	(496)				(6.066)
Riprese di valore		1.080	178		337		1 235
LU028171848	(101)	(90)	(768)		(85)	(582)	(1.626)
Rudiazioni	(1)		(2)	(331)	(10)		(352)
Differenze di cambio da conversione	2	2,956	હતું	100	240	12	3.098
Rilevazione iniziale e variazione stima		200		(0)	4		195
Variazione dell'area di consolidinmento	22		7.007	(19a)	(1-119)	43	(252)
Trasforiment	50	3841	400	(44)	(3,797)	(450)
Alte variazioni	2	120	(54)	(20)	દેશ	(20)	60
Volate findle netto	1.071	42.342	3.850	1,244	0.845	7 247	20.200
Valore finale lordo	4.175	149.117	30.618	1,244	10.485	3.107	198,746
Fondo ammortamento e svalulazione	3.104	106.775	26.768		3.940	1.860	142 447

(*) Gli ammortamenti sono al lardo della quoino oggello di capitalizzazione.

GII Investimenti comprendono la capitalizzazione di oneri finanziari per €38 milioni (€68 millioni nel 2021), riferiti al settore Exploration & Production per €22 millioni (€54 milloni nel 2021), determinati utilizzando il tasso d'interesse del 2,1% (tra 0,4% e 2,1 al 31 dicembre 2027).

Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per €6.295 milloni (€3.843 milioni nel 2021).

Gli investimenti per l'acquisto di immobili, impianti e macchihari da fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario sono stati rilevati nelle Altre variazioni (€61 milioni). Gli investimenti sono analizzati per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di/attività e per area geografica.

Gii ammortamenti diversi da quelli degli impianti Oil & Gas, relativi alle bioraffinerie, impianti petroichimici, centrali termoelettriche, sistemi fotovoltaici o eolici, e altre attività ausiliarie sono calcolati a quote costanti, in base alla vita economico-tecnica. I principali coefficienti di ammoriamento adottati sono compresi nei seguenti intervali e sono rimasti invariati rispetto all'esercizio 2021:

2-10
3-17
4-12
9-5
6-12
6-25
10-20

Gli impianti impiegati nell'estrazione e trattamento degli idrocarburi sono ammortizzati secondo la metodologia UDP. utilizzando come base di calcolo le riserve certe stimate secondo i criteri della U.S. Securities & Exchange Commission "SEC" (v. nota n. 1 - Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi, sezione Criteri di valutazione - Atlività mineraria - Arrimortamento UOP). I piani di produzione associati agli asset esistenti comportano il progressivo esaurimento delle riserve certe SEC iscritte alla data di bilancio, che si prevede saranno, prodotte entro circa dieci anni.

Le svalutazioni hanno riguardato impianti chimici per la produzione di intermedi (€385 millioni) in funzione della previsione di minori flussi di cassa dovuti al peggioramento dello scenario pe-Irolchimico, proprietà QII & Gas (€279 milioni), costi di pre-sviluppo relativi a progetti considerati non più economici (€190 millioni) e gli investimenti di periodo di compliance e stay in business relativi a CGU del sellore raffinazione svalutate in precedenti esercizi e delle quali è stata confermata l'assenza di prospettive di redditività (€330 milioni). Maggioni informazioni relative alle svalutazioni e riprese di valore dei settore Oil & Gas sono indicate alla nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e diritti di utilizzo beni In leasing.

Le differenze di cambio da conversione sono riferite ad imprese con moneta funzionale dollaro USA per €2.971 millioni.

La rilevazione iniziale e variazione stima comprende Il decremento dell'asset retirement cost delle attività materiali dei settore Exploration & Production per effetto principalmente dell'attualizzazione e del deconsolidamento delle attività in Angola, parzialmente compensati dalla revisione di stima dei costi futuri di smantellamento e ripristino e dagli oneri per social project da sostenere a fronte degli impegni assunti tra Eni SpA e la Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell'area della concessione Val d'Agri.

La variazione dell'area di consolidamento è riferita: (i) per €4.358

milioni al deconsolidamento delle società Eni Angola SpA, Eni Angola Exploration BV e Eni Angola Production BV che sono state conferite alla joint venture Azule Energy Holdings Ltd; (ii) per €650 millioni all'acquisizione della società Export LNG Ltd, proprietaria dell'Impianto di Ilquefazione galleggiante Tango FLNG che sarà utilizzato da Eni in Congo, nell'ambito delle attività del progetto di sviluppo del gas naturale nel Blocco Marine XII; (ii) per E532 millioni all'acquisizione delle società PLT Energia Sri e SEF Sri attive nella produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e nella fornitura di energia a clienti retail; [IV) per €189 milioni alle società acquisite nell'ambito del progetto Corazon e Guajillo; (iv) per €100 milioni all'acquisizione della società Energia Eblica Boreas SLU. Maggiori informazioni sulle business combination sono fornite alla nota n. 5 - Business combination.

Le altre variazioni delle altre attività materiali riguardano per €169 millioni l'allocazione definitiva di alcune acquisizioni effettuate lo scorso anno la cui allocazione del prezzo era stata effettuata su basi provvisorie.

I trasferimenti de immobilizzazioni in corso E&P a immobilizza zioni in esercizio hanno riguardato per €4.190 milioni la messa in servizio di pozzi, impianti e macchinari principalmente negli Stati Uniti, in Messico, Egitto, Kazakhstan, Congo, Iraq, Italia e Nigerla,

Nell'ambilo delle altività espiorative e di appraisal nel corso dell'esercizio sono state rilevate radiazioni per €365 millioni figuardanti i costi del pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell'esercizio sono risultati d'insuccesso. relativi in particolare a iniziative in Libia, Egitto, Costa d'Avorio, Vietnam e Kenya.

L'attività esplorativa e di appraisal è relativa per €1.085 millioni al costi dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d'esito e per €253 milloni al costi dei pozzi in corso a fine esercizio. Di seguita i movimenti relativi ai pozzi sospesi in altesa d'esito.

Clesta character to minite

BILANILIN DI ESERLIGIU

1 1 2 - 1

			651
(€ million))	2022	2021	2020
Costi del pozzi esplotativi sospesi a inizio esercizio	1.107	1268	1.246
incrementi per i quali è in corso la determinazione delle riserve carte	547	288	400
Ammontan precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio	(374)	(286)	(226)
Riciaratica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle naeve certe	(147)	(43)	(48)
Cestilon)	(2)	(3)
Variozione dell'area di consolidamento	(774)	(199)
Differenze cambio da conversione	65	100	(112)
Altre variazioni	0	(24)
Costi del pozzi esplorativi saspesi a fine esercizio	9.005	1.101	1.268

Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell'estro ("ageing");

	2022		2027		2020
	(€ millioni)	(Numero pozzi (pur signin uf	(E milloni)	(Numero pozzi (un month ul	(€ milloni)	(Numero pozzi In quota Eni)
Costi capitalizzali e sospesi di perforzione esplaretivo
orna 1 anno	210	5,0	175	4.0	157	6,7
nas Barred -	246	49	269	122	250	17.0
- ollre 3 anni	623	13,9	657	19.7	1991	19.3
	1.086	23,0	1.101	35.0	1-268	37,0
Costi capitalizzati di pazzi sospasi
progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi	204	4.5	175	4,0	157	6,7
- progetti per i quali fattività di delineazione e in corao	570	11,3	567	17.9	631.	14,9
progetti con scoperte commerciali che progedono verso Il sanzionamento	302	B,O	359	14.0	400	15.4
	1.085	28,8	1.101	33,9	1-268	37,0

I progetti che procedono verso il sanzionamirrio (€302 milion) si ri- In corso del settore Exploration & Production, accolgono il cost feriscono a iniziative nel principali paesi di presenza (Nigeria, Egitto, Indonesia, Congo e Algeria).

attribuito alle riserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto in occasione dell'acquisto di titoli mine-

Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni rari e si analizzano come segue:

(E millon)	Corgo	Nigeria	Turkmenstan	USA	Algeria	Edito	Emrati Arabi Uniti	1213	Totale
2022
Valore Inziale	218	892	ದಾ	08	714	16	500		1 019
Investimenti		11			110	(2)		2	121
Ripresa di valore (svalulazioni) nette	(20)		ਰੇਤੀ	(56)					0
Riclassifica a Proved Mineral Interest	(6)				(19)	(12)	(19)		(56)
Differenze di cambio de conversione	14	55	(1)	4	0	1	37		110
Valore finale	108	ତ ରସ	ਹੈ ਹੈ।	16	211	6	520		2.003
2021
Valore iniziata	203	000		114	100	10	-160		1:763
Irwestimenti				3	0
Riprese di valore (svalulazioni) riette	(1)		కా	35		(2)			35
Riclassifica a Proved Mineral Interest		(48)		(85)		(1)			(141)
Differenze di cambio da conversione	16	80		B	B	1	40		7 53
Valore finalo	210	892	3	00	174	10	500		1.819

Gli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario del giacimento offshore del Blocco 245 in Nigeria (OPL 245) in fase di pre-sviluppo, del valore iniziale di €920 milloni corrispondente al prezzo riconosciuto nel 2011 al Governo nigeriano per l'acquisizione del 50% di tale titolo. Considerando i costi di ricerca e presviluppo successivamente capitalizzati, il valore di libro complessivo si ridetermina in €1.250 millioni. Il management ritlene che i rischi legali connessi ai presunti reati di corruzione internazionale all'atto del Resolution Agreement del 29 aprile 2011 avente a oggetto l'acquisizione della licenza siano venuti meno nel corso del 2022 a seguito della conclusione favorevole per Eni del procedimento giudiziario innanzi al Tribunale di Milano: Il filone nigeriano è descritto nella sezione Contenziosi della nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi di questa Relazione Finanziaria. Il periodo esplorativo della licenza OPL 245 è scaduto l'11 maggio 2021. Eni ha fatto domanda di conversione della licenza in Oil Mining Lease (OML) presso le competenti autorità nigeriane per poter avviare le attività di sviluppo delle riserve, avendo verificato la presenza di tutti i requisiti contrattuali per la conversione e il rispetto di tutte le condizioni. Considerata l'inazione della Autorità nigeriane e Il protrarsi della situazione di stallo, Eni sta portendo avanti un arbitrato proposto nel 2020 presso l'ICSID, il centro internazionale per il regolamento delle controversie in miateria di investimenti, per tutelare il valore

dell'asset, chiedendo un risarcimento che riconosca a Eni il fair value. Eni ritiene di avere delle solide argomentazioni a tutela delle proprie pretese e su questa base ha confermato il valore di libro dell'asset. Tale tenuta è confermata anche nella stima del valore recuperabile nella prospettiva di utilizzo economico assumendone la conversione/ sviluppo, la rischiatura al WACC paese (8%) e l'assunzione di ulteriori ritardi nell'avvio delle attivita.

Il fondo svalutazione attività materiali ammonta a €21.715 milioni (€20,796 milioni al 31 dicembre 2021).

GII Immobili, implanti e macchinari comprendono attività concesse in leasing operativo per €380 millioni riferiti, essenzialmente, a stazioni di servizio della linea di business Refining & Marketing.

Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali per un valore nominale di €24 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2027) rilasciate a copertura del pagamento di accise.

I contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a €115 millioni (€105 milioni al 31 dicembre 2021). Gli impegni contrattuali in essere per l'acquisto di attività materiali sono indicati alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi = Rischio di liquidità.

Le attività materiali operate in regime di concessione sono commentate alla riota n. 28 - Garanzie, Impegni e rischi.

13 Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing

(E milloni)	Mezzi raral di produzione e sinocraggio (FPSD)	12 Mezzranal Defonazione (Drillingrig)	e realve basi logisticite per trasportu Dil & Gas Mezzi naval	autostradali e locazione stazioni di servizio Caricession	10 logistics per logistics per distributions Oli & Gas	0 0 per minabili	LODGENOUTY	lipplogre Alte	Totale
2022
Valora mailite notu	2957	163	072	450	11	15 1 8	12.56	202	11:21:21
Incrementi	1.342	189	830	70	20	100	21	110	2 404
Arrimoriament	(226)	(197)	(303)	(70)	(13)	(1210)	(21)	(23)	(1,013)
IU0128111849			(B)		(5)		(1)	(7)	(18)
Riprese di velore			14						14
Bifferenze di cambio da conversione	239	12	10	স		3			267
Variazione dell'area di conscildemento	(1 878)	(34)	(39)			173		73	(1.879)
Alte Variazioni	(2)	(5)	(100)	(6)	(点)	(2)	(5)	(24)	(150)
Valens niale nono	2147	140	003	14.55 81	LAI	139 13	-17	101	(1) 1717 177
Valore finale lordo	2 507	516	000 1	731	97	010.1	ପାଟ	562	6 862
Fondo ammoriamento e svalulazione	365	360	678	277	PB	415	-44.	201	2416
2021
of the commit the trailler	20073	211	140	14 08 18		10.484.3	:02	164	1011 11:11:04
Increment		215	583	104	23	રેની	AD	108	19471
Ammontamanii	(217)	(170)	(274)	(63)	233	(122)	(22)	(49)	(así)
POLIBITIONS			(25)	(0)	CT-47			1743	(ជាប)
Differenze di cambis da conversione	213	12	11	ರಾ		B		0	293
Vallazione dell'area di conscilidarnerito						(6)		116	110
Allre variazioni	(13	Citel	(165)	(B)	్రా	52	(2)	(64)	(302)
Vilon finale nette	2.007	11331	2075	11.27.2	11 41	17.11	4.71	221722	4.17 1
Valore finale lotto	3,366	572	1 268	000	00	ਰੋਪੋਲ	84	-133	8009
Fondo ammonamento e svallitazione	ବିସିଧି	389	ਸਰਤ	212	52	330	30	171	2,582

(the pierri taylors in several (indiver in price a mont allet of the arros momental (a) (a)

BILANCIO CONFORDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

Il diritto di utilizzo beni in leasing "RoU" di €4.446 milioni è riferito principalmente: (1) al settore Exploration & Production per €2,653 millioni (€3,195 milioni al 31 dicembre 2021) e riguarda principalmente i leasing di unità navali FPSO utilizzate nello sviluppo del progetti offshore OCTP in Ghana e Area 1 in Massico della durata compresa tra 17 e 18 anni comprensiva dell'opzione di rinnovo, nonche il noleggio pluriennale di impianti di perforazione offshore ("rig") in relazione alla sola lease component, (II) al settore Refining & Marketing e Chirnica per EB00 millioni (€7.65 millioni al 31 dicembre 2021) e riguarda le concessioni autostradall, le locazioni di terreni, le locazioni di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi, nonchè le locazioni di mezzi navali per le attività di shipping e il parco auto dedicato al business car sharing; (ili) al settore Corporate e Altre attività per €548 milloni (€541 millioni al 31 dicembre 2021) e riguarda principalmente i contratti di affitto degli immobili

GII incrementi sono riferiti principalmente: (i) al settore Exploration & Production per €1.835 milioni relativi all'avvio delle operazioni dell'unità FPSO nell'Area 1 nell'offshore del Messico (€1.342 milloni), mezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oll & Gas (€229 milloni) e il noleggio di "rig" di perforazione (€189 millioni); (il) alla linea di business Refining & Marketing per €357 milloni e riguardano in particolare la locazione di mezzi navali per le attività di shipping e stoccaggio della Eni Trade & Biofuels SpA (€252 milioni), nuovi contratti ed estensione di contratti esistenti relativi a concessioni autostradiali, locazione terreni, locazione stazioni di servizio e al parco auto dedicato

al business car sharing (€83 millioni); (iii) al settore Corporate e Altre attività per 91 milioni e riguardano un nuovo aereo ceduto e riacquistato mediante la formula del leaseback (€54 milioni) e locazione di beni per le attività di staff (auto aziendall, informatica, Immobili) (€33 millioni); (iv) al settore Global Gas & LNG Portfolio per €82 milioni e riguardano navi per il trasporto del GNL (€78 millonl).

La variazione dell'area di consolidamento è riferita per €1.952 milioni al deconsolidamento delle società angolane conferite alla JV Azule Energy Holdings Ltd e, in aumento, per €73 miliani al consolidamento delle società acquisita dalla linea di business Plentude.

I principali contratti di leasing sottoscritti per | quali l'asset non è stato ancora messo a disposizione riguardano: (i) un contratto dal valore nominale di €437 millioni relativo alla locazione di uffici della durata di 20 anni comprensivo dell'opzione di proroga per ulteriori 6 anni; (ii) contratti di capacità di stoccaggio e di noleggio navi time charter per €268 millioni; (Ili) contratti relativi a nuovi rig di perforazione per €188 millioni.

I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono riflessi nella determinazione della passività per leasing sono relativi a: (i) opzioni di proroga o risoluzione di contratti di locazione di immobili ad uso uffici per €1.180 milloni; (II) opzioni di proroga relative alla locazione di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione del prodotti perrollferi per €121 milloni; (ili) altre opzioni di proroga relativi a contratti di assel a servizio del business upstream per €168 millioni.

Le passività per beni in lenaing si analizzano come segue:

(Emilioni)	Quote a breve di passsività per beni in lessing a lungo termine	Passwith per beri in leasing a lungo Lemine	Totale
2022
Valore iniziole	948	4 209	5.337
Incrementi		2.401	2401
Decrement	(980)	(14)	(994)
Differenze di cambio da conversione	49	242	205
Varlazione dell'area di consolidamento	(298)	(1 654)	(1.953)
Alte variaziani	1.172	(1 297)	(125)
Valore (mole	084	4.067	1.051
2021
Valore inizible	849	4.169	5.010
Incrementi		1,102	1,102
Decrement	(934)	(2)	(839)
Differenze di cambio da conversione	38	231	269
Varlazione dell'area di consolldamento	14	Ba	103
Altre variazioni	987	(197)	(216)
Valora finala	948	008.11	5.337

La passività per beni in leasing è riferibile per €494 milloni (€1.684 milioni al 31 dicembre 2021) alla quota delle passività di competenza di joint operator nei progetti a guida Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call.

Il totale dei flussi finanziari in uscita per leasing comprende: (i) i pagamenti per il rimborso della quota capitale della passività per beni in leasing per €994 millioni; (ii) gli interessi passivi pagati per €315 milioni. La passività per beni in leasing è denominata in dollari USA per €3.296 millioni e in euro per €1.491 millioni

Le altre variazioni relative al diritto di utilizzo beni in leasing e alle passività per beni in leasing riguardano essenzialmente la chiusura anticipata o la rinegoziazione di contratti di leasing,

l debiti per beni in leasing verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano corne segue:

(E milloni)	2022	2021	2020
Alti riežavi e provenii
proventi as temientement delle passivite per beni in leasing	б	18	12
	0	11	12
Acculati, produzioni o costi divorul
leasing di breve durata	113	85	67
- leasing di modico valore	27	31	37
- cenoni di feasing vanabili non inclusi claile passività per peri in leasino	14	16	7
- Incrementi per lavori interni-attività materiali	(ચ)	(42)	(2)
	119	126	100
Amiliortamenti e svokulozlori
- arminoriamenti di illizzo ben in leasing	1013	228	028
capilalizzazioni ammoriamenti dirillo di utilizzo beni in leasing ad altività materiali	(186)	1710)	(96)
- svalulazioni dirito di utilizzo beni in leasing	18	Ed	47
- riprese di valore diritto di utilizzo beni in leasing	(14)
	031	377	879
Presenti (Suchi) Human (Hibraistil
pusses in itas in linessed us wassed in grasso lessioni	(315)	(304)	(347)
- oneri finanzian su pasaività per beni in teasing imputati as annivila materiali	14	6	7
- differenza di cambio nette su passività per beni in leasing	(4)	(34)	24
	(2) 10	(2003)	(310)

87 475 (635

14 Attività immateriali

(€ milloni)	Diritti e potenziale esplorativo	Dirini di brevetto Industriale e diritti el Liftzazionis dielle opere dell'ingegno	alling Altre allività Immateriali	Attività immateriali a vita utile definita definita	Goodwill	Alice anività a vita utile indefinita	Totale
2022
Valare Iniziale nutto	913	155	845	1.973	2.862	24	4,799
Investimenti	ਹੈ।	28	275	356			356
Arnmortamenti	(12)	(74)	(224)	(310)			(310)
Svalutozioni			(74)	(14)	(153)		(167)
nadiazioni	(13)			(13)			(13)
Varlazione dell'area di consollidamento	(200)		391	191	482		673
Differenze di cambio da conversione	ટન		1	રેક	77		ర్ట్స్
Altre variazioni	(2)	67	120	185	(64)		121
Valora finale nello.	793	170	1.394	2/363	3.136	24	8.626
Valore finale lordo	1.428	1.806	3.705	6.939
Fondo ammortamento e svalutazione	ങ്ങള	1.630	2311	4,576				Su
2021
Valore Iniziale nello	300	162	300	1.639	1.297		2.936
Investimenti	12	28	244	284			204
Arrimonamenti	(ad)	(ва)	(168)	(287)			(287)
Indize Millers		(2)	(14)	(16)	(22)		(38)
Riprese di valore	21			21			27
ruolazioni	(35)			(ਤല)			(35)
Varlazione dell'area di consolidamento		11	226	237	1,574	24	1.835
Differenze di cambio da conversiona	57		2	aa	13		72
Altre variazioni		45	(34)	17			17
Valoro finalo notto	013	108	045	1 013	27 062	24	1 2000
Valore finale lordo	1,207	1.709	9.843	в 259
Fondo ammorio e svaluanto e svalutazione	794	1.024	3 098	0.340

I diritti e potenziale esplorativo riguardano il valore di libro residuo dei bonus di firma e del costi di acquisizione di licenze esplorative relativi ad aree con riserve proved, oggetto di ammortamento in base al criterio UOP e di impairment test, e aree con riserve unproved i cui costi sono sospesi in attesa dell'esito dell'attività esplorativa o fintantoche è confermato II committment del management nell'Iniziativa. Gli investimenti dell'anno riguardano bonus di firma relativi a nuovi acreage esplorativi in Egitto, Mozambico, Emirali Arabi Uniti, Costa d'Avorio e Gabon

L'analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di altività è la seguente:

(E millioni)	31.12.2022	31.12.2021
	104	236
Diritti esplorally proved	689	677
Diritti esplorativi unproved	2019	913

I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'Ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di sviluppo interno di software, diritti di utilizzazione di processi produttivi e diritti di utilizzazione di software

Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €13 millioni sono riferite all'abbandono delle iniziative softostanti.

La variazione dell'area di consolidamento relativa alle attività Immateriall a vita utile definita riguardano: (i) per €200 milloni il deconsolidamento delle società Eni Angola SpA, Eni Angola Exploration BV e Eni Angola Production BV che sono state conferite alla joint venture Azule Energy Holdings Ltd; (i) per E391 milioni le acquisizioni effettuate nell'ambito delle atlività renewables di Plenitude e sono riferite in particolare a PLT Energia Srl e SEF Srl (€217 milioni) e Energia Eólica Boreas SLU (€153 million().

Le altre variazioni relative alle attività immateriali a vita utile definita riguardano per €277 milioni l'allocazione definitiva di alcune acquisizioni effettuate nel 2021 la cui allocazione del prezzo era stata effettuata su basi provvisorie (maggiori informazioni

sono riportate alla nota n. 27 - Altre informazioni) e per €115 milioni il decremento relativo alla riclassifica ad attività destinate alla vendita dei diritti di trasporto di gas naturale di importazione dall'Algeria a seguito dell'accordo con Snam SpA relativo alla cessione del 49,9% della società consolidata Eni Corridor Srl (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 25 - Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili). Le altre attività immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze e marchi e diritti simili per €692 millioni (€139 milioni al 31 dicembre 2021) di cui €615 milloni relativi alla linea di business Plenitude essenzialmente per attività connesse a fonti di energia rinnovabili; (il) attività per acquisizione di clientela della linea business Plenitude di €358 millioni (€348 millioni al 31 dicembre 2021); (iii) customer relationship per €101 millioni rilevati a seguito dell'acquisizione del gruppo Finproject (€109 millioni al 31 dicembre 2021)

I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nel seguenti intervallì e non hanno subito variazioni apprezzabill rispetto all'esercizio 2021;

(26)
contrasologia alierziale asplanallyo	UOB
Altre concessioni, liconze, marchi e difili simili	3.33
Diritti di brevelto industriale e dirilli di ulliizzazione dolle opere dell'ingegno	20-33
Allivito per acquisizione della clientelo	17 - 33
Allre immobilizzazioni irnmateriali	3 - 20

Il sello finale della voce goodwill è al netto di svalulazioni cumulate per un totale di €2.662 millioni. Il goodwill per settore di attività e linea di business si analizza come segue

(C millon))	31.12 2022	31.12.2021
Plemilude	2.927	2446
Refining & Markeling	102	173
Exploration & Production		139
Chimica	021	93
Corporate e Allie allività	16	17
	1 1 24 1	2,062

Ass all Post of the start in the first litt

HILANCIES DI ESEHLIZIU

ALLEGATI

La svalutazione del goodwill nel 2022 è riferita essenzialmente al settore Exploration & Production.

La variazione dell'area di consolidamento relativa al goodwill e riferita: (i) per €412 millioni all'acquisizione del 100% di PLT Energia Srl e SEF Sri; (II) per €52 milloni all'acquisizione del 100% della SKGR Energy Single Member SA (ora Enl Pienitude Renewables Hellias Single Member SA); (iii) per €18 millioni all'acquisizione del 100% della società Energía Eólica Boreas SLU,

Le Informazioni sulle allocazioni dei goodwill derivanti dialle operazioni di business combination sono fornite alla nota n. 5 - Business combination.

Il goodwill rilevato a seguito di business combination è attribuito alle cash generating unil ("CGU") che beneficiano delle sinergie derivanti dall'acquisizione

La linea di business Pienitude è attiva nella commercializzazione retail di gas naturale ad energia elettrica, nella generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili e nella gestione di una rete di punti di ricarica per veicoli elettrici. Plenitude ha fatto diverse acquisizioni in ciascuna delle suddette attività che hanno portato alla rilevazione di valori significativi di goodwill negli esercizi precedenti e nel 2022 come descritto alla nota n. 5 - Business combination e altre transazioni significative.

L'avviamento allocato al business retail di gas naturale ed energia elettrica è pari a €1 214 millioni ed è stato sottoposto a test di recuperabilità creando un'unica CGU che copre tutti i mercati europel in cui Plenitude svolge le proprie attività retail, considerando l'esistenza di sinergie cross-market e di integrazione geografica. In sede di impairment test la CGU Retail conferma la tenuta dei valore di libro del goodwill.

La recuperabilità del valore di libro della CGU Retail, compreso l'ammontare del goodwilli allocato, è stata verificata mediante confronto con il valore d'uso stimato sulla base dei flussi di cassa del piano quadriennale approvato dal management e di un valore terminale calcolato con il metodo della perpetuity dell'ultimo anno del piano assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero, invariato rispetto al 2021. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC post-tax dell'attività retail rettificato per Il rischio del paesi di operatività, compresi in un range 4,2% - 4,3%. Non vi sono lpotesi razionali di variazione del tasso di sconto, del

lasso di crescita, della redditività o dei volumi che comportino l'azzeramento dell'headroom di circa €7 millardi del valore d'uso della CGU Retall rispetto al valore di libro, compreso il goodwill ad essa allocato.

Nella linea di business Pienitude relativa alle attività rinnovabili, le CGU sono state individuate a livello di progetto significativo, in alcuni casi raggruppati a livello societario per i progetti/Impianti caratterizzati da rillevanti sinergie. I flussi di cassa comprendono sia quelli relativi agli asset esistenti sia quelli connessi al processo di repowering. Per le acquisizioni 2022, l'impairment è stato condotto aggiornando Il modello di valutazione utilizzato per l'acquisizione confermando la recuperabilità dei goodwill allocati alle varie CGU. L'avviamento allocato al business rinnovabili pari a €995 millioni relativo alle operazioni di business combination eseguite in Italia e nei principall mercati europei di operatività (Spagna, Francia e Gre-

cia) è stato allocato al complesso delle attività al fini della verifica della recuperabilità. Limpairrient test è stato eseguito sulla base del metodo del flussi

di cassa scontati che comprendono per I primi quattro anni di prolezione il piano aziendale approvato dal management per gli anni successivi la proiezione colncide con la vita economico tecnica degli Impianti. I flussi di cassa sono stati attualizzati a WACC compresittra il 5,2% e il 5,8%. Tale test conferma la recuperabilità dei valori di libro compreso il goodwill allocato. L'headroom di circa €250 millon) si azzera in caso di incremento medio di 1 punto percentuale del WACC. Il goodwill della linea di business Plenitude relativo all'attività E-mobility pari a €718 milioni è riferito all'acquisizione avvenuta nel 2021 del 100% di Be Power SpA che tramite la controllata Be Charge è li secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture di ricarica per la mobilità elettrica ed è stato valulato aggiornando Il modello di valutazione dell'operazione.

Tale goodwill è stato testato al fini della recuperabilità sulla base dei flussi di cassa attesi del business basati sul piano quadriennale approvato e sulla perpetuity dell'ultimo anno di piano scontati al WACC del 10,7% e tasso di crescita che riflette le previsioni di adozione dei velcoli elettrici. Tale test conferma la recuperabilità dei valori di libro compreso Il goodwill allocato, evidenziando un headroom di circa €1 milliardo per il quale non vi sono assunzioni razionall che ne comportino l'azzeramento.

15 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e difitto di utilizzo beni in leasing, Variabilità dei lieultati agli scenari di decarbonizzazione.

La recuperabilità dei valori d'iscrizione delle cash generating unit (CGU) Oll & Gas è la plù importante delle stime contabill critiche del bilancio Eni In ragione del peso del capitale investito nei settore sui totale dell'attivo consolidato. La determinazione dei fiussi di cassa attesi associati all'uso delle CGU Oll & Gas è funzione del giudizio e delle valutazioni soggettive del management in relazione al futuro andamento di variabili caratterizzate da un'elevata alea d'incertezza quali | prezzi degli idrocarburi, le vite utili degli asset, le projezioni di costi operativi e di sviluppo, compreso gli oneri di CO, relativamente alle geografie

dove vi sono obblighi legali, i volumi di riserve che saranno effettivamente recuperati, il timing e i costi di decommissioning. Le previsioni di prezzo adottate da Eni sono elaborate sulla base dell'analisi dei fondamentali della domanda e dell'offerta nel lungo termine, considerando la possibile evoluzione del mix energetico globale al 2050 in relazione agli impegni di decarbonizzazione degli Stati e dell'EU in vista del conseguimento degli obiettivi dell'Accordo di Parigi, la velocità del processo di transizione energetica, la crescita economica e demografica, l'evoluzione delle tecnologie e il cambiamento nelle preferenze

dei consumatori. Tali assunzioni sono riflesse nelle strategie aziendali e nelle decisioni d'investimento, oltre che essere impiegate nelle valutazioni di recuperabilità del valore contabile dei progetti Oll & Gas.

Con riferimento al breve termine, il management considera anche le curve forward e le previsioni di banche d'affari e altri istiluti specializzati.

Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell'economia verso un modello low carbon e gli obiettivi della COP 21 di Parigi e su tale base ha elaborato una strategia di decarbonizzazione dei prodotti e dei processi industriali del Gruppo, che traguarda la neutralità carbonica al 2050. In coerenza con tale percorso e con

la progressiva evoluzione del portafoglio prodotti della Cornpagnia, Il management ha adottato uno scenario prezzi degli Idrocarburi mid-cycle che assurne l'equilibrio tra domanda e offerta globale, la moderazione della crescita economica e delle pressioni inflazionistiche e il progressivo phase out del petrollo dal mix energetico globale per il conseguimento degli obiettivi climatici definiti dall'Accordo di Parigi. Le previsioni prezzo dello scenario mid-cycle rappresentano la miglior stima del management e costituiscono la base per le decisioni d'investimento, i piani operativi e i test di recuperabilità degli asset Oll & Gas Eni.

Di seguito le principali assunzioni di prezzo per la valutazione di recuperabilità degli asset Dil & Gas, in moneta reale 2021:

	2023	2025	2030	2040	2050
Petrollo Brent S/bbl	73	(23)	07	કરી	ਕਰ
Prezzo del gas naturate TTF SmmBlu	23.5	19.5	6.0	6.0	23

Tale scenario non si discosta in misura significativa rispetto a quello adottato nel bilancio precedente.

Il tasso di attualizzazione dei flussi di cassa futuri delle CGU è stato atimato come media ponderata del costo del capitale proprio (Ke) e del capitale di debito, in base alla metodologia del capital asset pricing model. Nello specifico, II Ke considera sia il premio per il rischio mercato non diversificabile misurato sulla base dei rendimenti di lungo termine dello S&P500, sia un premio addizionale che considera l'esposizione al rischi operativi dei Paesi di attività e i rischi della transizione energetica. Per le valutazioni del 2022, è stato stimato un costo del capitale di Gruppo di circa il 7%, invariato rispetto al 2021 per effetto di un minore costo dell'equity dovuto alla riduzione del rischio finanziario della società, che ha compensato l'aumento del tassi risk-free. Tale lasso è declinato nei diversi paesi di conduzione delle attività Oil & Gas aggiungendo un premio differenziale rispetto al medio di portatoglio che sconta gli specifici rischi operativi di ciasouna geografia (WACC adjusted).

Sulla base dello scenario prezzi descritto e dei WACC paese così determinati, si registra la sostanziale tenuta dei valori d'iscrizione delle proprietà, ad eccezione di alcuni asset che sono stati allineati ai minori valori recuperabili per effetto di revisioni negative delle riserve e/o del costi, rilevando €432 milloni di svalutazioni nette. Le geografie interessate sono state principalmente UK, Congo, Egitto, USA e Algeria, in questo caso per rillascio di una concessione. I tassi di attualizzazione post-tax dei flussi sono compresi in un range 6,2%-11,1%.

Nel complesso Il valore d'uso delle proprietà Oll & Gas stimato allo scenario e al tassi di attualizzazione Eni, esprime un headroom (differenza Ira il valore d'uso e i valori di libro) pari a circa il 100% del valore di libro degli asset, L'headroom del portafoglio complessivo sconta i costi attesi che il Gruppo ha pianificato per l'acquisto di crediti di carbonio nell'ambilio della partecipazione al progetti di conservazione delle foreste, che afferiscono al framework REDD+ definito dalle Nazioni Unite. Nel calcolo sono inclusi gli asset di tutte le società consolida-Te, delle joint ventures e collegate, esclusa la Var Energi ASA e Azule Energy Holdings Ltd e un asset oggetto di arbitrato. Considerata la soggettività delle assunzioni sottostanti la stima del valore d'uso, il management ha elaborato le seguenti analisi di sensitività dei valori degli asset Oll & Gas a differenti scenari: (1) taglio lineare del -10% dei prezzi degli idrocarburi in tutti gli anni delle proiezioni di fluasi di cassa; (il) assunzione delle proiezioni di prezzi degli idrocarburi e di costi della CO, dello scenario di decarbonizzazione Net Zero Emission 2050 (NZE 2050) elaborato dalla IEA.

Di seguito i risultati in termini di variazione dell'headroom e di potenziall Impatti di conto economico pre-tax:

	FIDI OD TATATA TACHIL GOLD DI (00) 2) 30 - 1 1 2 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1		DUDITALITY 11 2014 Tike rethill a jallaten 1919-1
	Costl CO, deducibili	Costl Co, non deducibili	Prezzo Brent	Prezzo ous curaped	Conto COL
Geomina Col	>100%		43 S/RPJ	B.3 S/mmBTU	Prolezioni costi CO. EU/ETS + previsiona Attasio) in ratio
Haireui dol TD% prossi consider Ent	BOYL		39 3759	4.8 9/mmBTU	Prolezioni posti CO, EU/ETS + pravisione costi di farestry
Sconoria IEA NZE 2050	35%.	40%	24 3/551	3.8 S/mmBTU	250 1808 per tannellata di CO

Pressed in (cleman) a soccently in connomity come "sumasun" a "Umbrounde"

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(€ millardi)	Sensitivity
Attività Exploration & Production	(0.7)

Queste sensitivity non considerano possibili azioni di recupero di valore, quali riprogrammazione e/o cancellazione di attività di sviluppo pianificate, rinegoziazioni contrattuali, effetto sui costi o azioni volte ad accelerare il pay-back period.

e Generazione elettrica da gas a motivo del valori contabili residuall poco significativi delle immobilizzazioni materiall (rispettivamente, €595 milioni e €690 milloni) e della vita economico-tecnica, mentre nessun impatto può essere associato alle raffinerie considerando che i loro valori contabili sono pari a zero.

La sensitivity non è stata applicata alle linee di business Chimica

16 Partecipazioni

PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

		2022				2021
(C millorid)	controllate Partecipazioni in Imprese	in rtecipazioni Partecipazies	collegate E Partecipazioni Impress colleg	Totals	controllate impress controlla	8 rtecipazioni Hamus 들들	10 Partecipazioni imprese colleg morese	Totale
Valoro Inizialo	44	2.057	2.786	5,807	GO	2.082	3.837	a. 749
ACQUISIZIOUI & SOLIOSCUSION	21	000	686	1.607	T	559	103	002
Cessioni e rimbarsi	(2)	673	(477)	(480)	(21)	(253)	(133)	(386)
Plusvalenze da valutazione al patrimonio netto	15	474	1.684	2163	0	31	165	202
Minusvaleuze da valutazione al partimonio dello	(0)	(197)	(82)	(285)	(B)	(810)	(381)	(1,294)
Decremento per dividenci	(3)	(483)	(700)	(1/194)	(25)	(586)	(16)	(627)
Variazione dell'area di consolidarnemo	5	(210)	(1.122)	(1.827)	5	355		360
Differenze di cambio de conversione	2	(231)	230		ನ	BB	296	381
Alle vanaziani	(16)	5.280	and	6.220	(1)	(75)	(日空)	(161)
Vataro nimus	50	7.066	4.977	12.092	2011	2. CHITA	3.700	Acres

Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano: (1) per €624 milloni Il versamento in conto aumento di capitale di Salpem SpA; (il) per €306 millioni l'accordo di partnership per l'acquisto di una quota azionaria del 25% nella Qatar Liquefled Gas Company Limited (9) (Eni 25%) che partecipa con una quota del 12,5% nel progetto North Field East (NFE) assicurando ad Eni una quota del 3,125% nel progetto che prevede lo sviluppo delle riserve di gas naturale del Paese mediante costruzione di im-

pianto di liquefazione su più treni della capacità combinata di 32 milloni di tonnellate/anno (MTPA): (III) per €161 milloni l'acquisizione da Equinor e SSE Renewables del 20% delle partecipazioni Doggerbank Offshore Wind Farm Project 3 Holdco Ltd che sta sviluppando l'omonimo progetto eolico offshore nel. Mare del Nord britannico. Nel corso del 2022 la società è stata conferita alla joint venture norvegese Vargrønn AS (Eni 65%). Le cessioni e rimborsi riguardano: (i) il rimborso di capitale di

Angola LNG Ltd per €375 milioni; (li) la cessione di una quota del 6% di Vâr Energi ASA per €91 milioni a seguito della quotazione attraverso una IPO presso la borsa di Oslo e alle successive vendite effettuate sul mercato.

Le plusvalenze da valutazione al patrimonio netto sono riferite essenzialmente a: (i) Vár Energi ASA per €691 milloni: (il) Azule Energy Holdings Ltd per €455 milioni; (iii) Abu Dhabi Oil Re fining Company (TAKREER) per €359 millioni; (iv) Angola LNG Ltd di €290 milioni: (v) ADNOC Global Trading Ltd per €170 millioni; (vi) Coral FLNG SA per €140 millioni.

Le minusvalenze da valutazione al patrimonio netto sono riferite a; (i) Saipem SpA per €82 millioni; (li) Mozambique Rovuma Venture SpA per €72 millioni; (iii) Novamont SpA per £53 milioni

Il decremento per dividendi è riferito per €475 milloni alla Azu-

le Energy Holdings Ltd, per €469 millioni alla Vår Energi ASA, per €142 millioni alla Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKRE-ER) e per €54 milloní alla ADNOC Global Trading Ltd.

La variazione dell'area di consolidamento è riferita per €1.122 milloni alla Angola LNG Ltd che è stata conferita nella business combination Azule Energy Holdings Ltd e per €731 mllloni alle Dogger Bank (A, B e C) che sono state conferite nella business combination Vargrønn AS. Le business combination sono commentate alla nota n. 5 - Business combination.

Le altre variazioni comprendono l'inserimento della joint venture Azule Energy Holdings Ltd per €5.352 milioni e della joint venture Vargrønn AS per €374 millioni.

Il valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese.

	31.12.2022		31.12 2021
(ilipu)	Valore contable	di partecipazione	Valore contabile	di partecipazione
Informations and official
- EUI BIC LIG	1	100,00	2	100,00
alle	40		42
	130		.74
Craiffings plage in partifies a
STORE EUGLOA HOJGILION LIG	5 073	GO OD
· Salpern Spa	645	31.20	137	31,20
- Cardon IV SA	ਕ ਡੇਤੂ	20'00	279	20:00
- Vardrauli VS	970	65,00	1	69,60
- Mozambique Rovuma Venture SpA	200	25.77	355	35,71
- GreeniT SpA	74	57,00	0	51.00
- Lotte Versalis Elestorners Co LIG	47	20'00	54	oplan
· Hardo Rentwapper Spy	33	65,00
· Sacietà Oleodotti Meridianali - SOM SpA	20	20,00	27	70,00
- Var Energi AS			645	60.85
- Doggerbank Offshora Wind Farm Project 7 Holded Ltd			246	20,00
- Doggerbank Offshore Wind Farm Project 2 Holdco Ltd			239	20,00
- Allre	ട്ടുക		64
	7 065		2.057
(1)(000)(000)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0
- Abu Dhabi Oli Refining Company (Tokraci)	2497	20.00	2.151	20.00
- Var Energi ASA	763	63,08
Com FLNG SA	330	25,00	150	25,00
- Qatar Liquelied Gas Company Limited (9)	302	28,00
- Novemon Spy	288	35,00
- ADNDC Global Trading Ltd	159	20,00	42	20,00
- Novis Renewables Holdings Lic	74	49,00	75	Dolor
- Bluebell Solar Class & Holdings II Llc	73	99,00	71	00'00
- United Gas Denvalives Co	72	ਰਤੀਕਰ	75	33,33
· Angola LNG Lid			1.084	13.00
- F=11000	953		132
	4.077		00416
	13:000		5.007

BILANCIO DI ESERCIZIO

747 21

La partecipazione posseduta nella società Var Energi ASA è stata riclaissificata da joint venture a collegata a seguito della quotazione attraverso una IPO presso la borsa di Oslo e alle successive operazioni di "private placement" presso investitori istituzionali. La partecipazione nella società Novamont SpA è stata riclassificata da altra partecipazione a collegata a seguito dell'accordo raggiunto tra Eni e Novamont che ha risolto le controversie sulla gestione della compartecipata in joint venture Matrica, Impegnata nello sviluppo di filiere di chimica rinnovabile, con aumento della guota di parteolpazione Eni in Novarnont.

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono analizzate per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

I valori di libro delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto sono superiori rispetto al patrimoni netti contabili per €74 milloni.

Al 31 dicembre 2022 i valori di libro e di mercato della Saipern SpA e della Var Energi ASA, uniche società quotate in borsa partecipata da Eni valutate ad equity, sono i seguenti.

	Supern SpA	Var Energi ASA
Numero di azioni ordinatie	622.476.192	1.574.616.035
% di partecipazione	31,20	63.08
Prezzo delle azioni (€)	1,12750	3.19470
Valore di mercato (€ milloni)	702	5.030
Valore di libro (€ millioni)	645	763

Al 31 dicembre 2022 la capitalizzazione di borsa del titolo Salpem è superiore al valore di libro della partecipazione di €57 millioni, allineata alla corrispondente frazione del patrimonio netto contabile della partecipata.

Al 31 dicembre 2022 la capitalizzazione di borsa del titolo

Var Energi ASA per la guota Eni è superiore di €4.267 milioni rispetto al valore di libro della partecipazione.

Le ulteriori informazioni richieste sulle partecipazioni sono indicate alla nota n. 37 - Altre informazioni sulle partecipa-2001

Altre partecipazion!

(E inflight)	2022	2021
Valore Iniziale	1.294	957
Apquisizioni e sottosorizioni	60	175
Velutazione al fair value con effetto a OCI	66	105
Differenze di cambio da conversione	42	57
Altre variazioni	(258)
almin allalo	7.202	1.251

La valutazione del fair value delle principali partecipazioni minoritarie non quotate, rientrante nel livello 3 della gerarchia del fair value, è stata determinata adottando principalmente, quale tecnica di valutazione, un approccio che tiene conto del patrimonio netto contabile e del valore attualle degli extra redditi attesi (cd. residual income approach). Tale tecnica di valutazione considera, tra l'altro, i seguenti input: (i) gli utili netti attesi, considerati rappresentativi della futura profittabilità delle partecipate, determinati sulla base dei piani aziendali e rettificati, ove opportuno, per tener conto delle ipotesi che sarebbero considerate da operatori di mercato; (ii) Il costo del capitale, rettificato per tener conto del rischio Paese specifico in cui si svolgono le attività intraprese dalle partecipate. Variazioni dell'19% del costo del capitale considerato nella valutazione non producono

significative modifiche alla valutazione del fair value. I dividendi distribuiti dalle altre partecipazioni minoritarie sono commentati alla nota n. 32 - Proventi (oneri) su partecipazioni, Le altre variazioni comprendono la riclassifica a partecipazioni collegate della Novamont SpA per €220 millioni.

Il valore di libro delle partecipazioni al 31 dicembre 2022 Include la Nigeria LNG Ltd per €668 milioni (€637 milioni al 31 dicembre 2021) e la Saudi European Petrochemical Co 'IBN ZAHR' per €108 milioni (€124 milloni al 31 dicembre 2021).

Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, collegate e rilevanti al 31 dicembre 2022 sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2022" dhe costituisce parte Integrante delle presenti note.

17 Altre attività finanziarie

	31-12/2022	31.12.2021
(Crilliani)	Correntl	Nan correnti	Correntl	Non correntl
Crediti finanziari strumentali all'allività operativa a lungo terrine	17	1.977	רו	1012
Crediti finanzian atturnemali all'attività operativa e breve termine	B		30
	10	רג9.1	은중	1.032
Crediti Tinanziari non strumuntali alli alli alla previl	1 485		4.252
	1.604	1 1911	308	1.832
aviterado elivititelie ile nommunite llolli i		56		કુવ
	1 .4014	1.907	1 308 V	1.005

I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue:

	2022	2021
(Emilloni)	80%	162
Valaro inizialo	13	41
Accaniphamenti
12211117	(43)	(15)
Differenze di cambio da conversione	21	28
	(3)
Alire variazioni	2018 11	60%
Valore finale

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa riguardano finanziamenti concessi principalmente dal settore Exploration & Production (€1 823 millioni) a società collegate e joint agreement per l'esecuzione di progetti industriali di interesse Eni. Tall crediti sono espressione di interessenze di lungo termine nelle iniziative finanziate. L'esposizione maggiore è nel confronti: (i) della Mozambique Rovuma Venture SpA (Eni 35,71%) per €1.187 millioni (€1,008 milioni al 31 dicembre 2021), impegnata nello sviluppo delle riserve di gas naturale della scoperta Mamba nell'Area 4 dell'offshore del Mozambico; (II) della Coral FLNG SA (Eni 25%) per €356 milloni (€383 milioni al 31 dicembre 2021); (lil) della joint venture Cardón IV SA (Eni 50%) in Venezuela, nei confronti della quale è outstanding un credito finanziario di €20 milioni (€199 millioni al 31 dicembre 2021), valutato con la stessa metodologia dei crediti commerciali verso l'ente di Stato.

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa con scadenza oltre i 5 anni ammontano a €164 milioni (€399 milioni al 31 dicembre 2021).

Il fair value dei crediti finanziari strumentali all'attività operativa non correnti ammonta a €1 911 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,8% e 5,1% (-0,3% e 1,7% al 31 dicembre 2021).

Per la valutazione delle altre attività finanziarie a lungo termine è stata considerata la probabilità di default nei successivi 12 mesi non essendosi ravvisati significativi deterioramenti dei meriti di credito. I crediti finanziari non strumentali all'attività operativa riguardano per €1.266 milioni (€4.233 milloni al 31 dicembre 2021) depositi vincolati a garanzia di operazioni su contratti derivati riferiti essenzialmente al settore Global Gas & LNG Portfolio.

I crediti finanziari sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €1.329 milioni e €2.038 milioni.

I titoli strumentali all'attività operativa sono emessi da Stati Sovrani. Titoli per €20 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2021) sono vincolati a garanzia del cauzionamento bombole del gas sulla base di norme di legge italiane

DILANDID TO NE CHEAD

BILANCIO DI ESERCIZIO

alroso

87:75/663

L'analisi dei titoli per emittente è la seguente:

	Gosto Ammortizzato (€ milloni)	Valore Naminale (€ millioni)	Fair Value (€ millon)}	TBSNO di rendimento nominale	Anno di schuteriza	Classe di rating Moody's	Chisser cl rating S&P
Starl Suvrani
78880 08810
llalla	20	20	18	da 0,0 a 2,65	18 2022 8 2031	BanB	000
Altrist	24	25	22	02.0 R 0.0 RD	41 2023 at 2026	da Aa7 a Baul	Da AAT a A
Tassa variabile
Italia	12	12	12		da 1,51 a 2,96 dal 2024 al 2026	0203	日日日
Totale Stati Sovrani	56	57	ਦੇ ਹੋ

(*) Di importo unitaria inferiore a €10 milio

Tutti i titoli in portafoglio scadono entro cinque anni.

Il fair value dei titoli è determinato sulla base delle quotazioni di mercato.

crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

18 Debiti commerciali e altri debiti

(E millon))	21 12/2022	31.12.2021
Debiti corrimerciali	19527	16.795
Acconti e anticipi da pariner per attività di espiorazione e produzione	600	552
Debiti verso fornitori per attivita di investirmamo	2567	1.732
Debili verso partner par allività di esplorazione e produzione	1/235	1,108
Debil verso ulti	1780	1.453
	GRY 200	21.720

L'Incremento dei debiti commerciali di €2.732 milioni è riferito al settori Global Gas & LNG Portfolio per €1.281 milioni e Refining & Marketing e Chimica per €1.248 millioni.

I debiti verso altri comprendono: (i) gli importi ancora dovuti per l'attivazione della clausola take-or-pay del contratti di fornitura long-term di €284 millioni (€185 millioni al 31 dicembre 2021); (ii) debiti verso il personale per €255 milioni (€328 milioni al 31 dicembre 2021); (li) debiti verso società di factoring connessi alla cessione del credito d'imposta maturato in base al provvedimenti Ecobonus e Superbonus per €246 milioni; (iv) debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale per €100 milioni (€112 milioni al 31 dicembre 2021).

I debiti commerciali e altri debiti sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €14.970 millioni e €10.048 milioni.

La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti. non produce effetti significativi considerato Il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza. I debiti verso parti correlate sono indicali alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

19 Passività finanzialle

	31-12-2022					31.12.2021
(C millorit)	PIISSIVIIa Ohalizinia a brave armina	Quote a Drevo di possivita Bildizzibrie a lungu 10 (17/11/16	Possivita finanziarie a luuda 161111111111111	Totale	Passivitā nnanziario a preve lermine	Quote a Dreve di passzivite nnanziario a lurigo termine	Pussivito manziarie a lungo ារកោរកម្ម	Totale
Banche	3.645	851	1 aga	RACK	362	347	0.650	1 339
obbligazioni ordinarie		2100	16.372	11.512		913	18.049	18 062
fiditionistion convertibilida						300		399
obbligazioni sustainability-linked		2	ade	991		2	000	990
Debiti finanziari rappresentati da moli di credito	34			રીત	196			11316
Alir finanziatori	767	104	7	1880	1.101	120	19	1.240
	1.440	A 000	19.374	26.917	562:2	1741	23.214	POL ZE

Il decremento delle passività finanziarile di €877 millioni è dettagliato nella tabella "Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento" riportata alla fine della presente nota. I debiti finanziari rappresentati da titoli di credito riguardano l'emissione di commercial paper da parte delle società finanziarie del Gruppo.

Al 31 dicembre 2022 le passività finanziarie con banche comprendono per €1.300 milioni contratti di finanziamento sustainability-linked, che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo del finanziamento collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità

Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di un rating minimo. Nel caso di perdita del rating minimo, gli accordi prevedono la facoltà per la Banca Europea per gli investimenti di richiedere garanzie alternative acceltabili per la stessa Banca. Al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontavano rispettivamente a €862 milloni e a €899 millioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate. Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale Il Gruppo può reperire sul mercato del capitali fino a €20 milliardi, al 31 dicembre 2022 || programma risulta utilizzato per €15,8 millardi.

Le obbligazioni ordinarie riguardano il programma di Euro Medium Term Notes per complessivi €14.953 millioni e altri prestiti obbligazionari per complessivi €3,559 milloni.

Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €2.723 millioni. Nel corso del 2022 non sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie.

НЕЗО ПОЛУЧЕ ЗНОГИ ПРОДИ

L'analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l'indicazione del tasso di interesse è la seguente:

		Disegglo di amissiono	Totale	Valula	Scudenza da	a	THESD (%) de	8
(E millioni) Sociata emittante	Importa	e rateo di Interesse
Euro Medium Terri Notes
Eni Spa	1.200	15	1.215	દિપાન		2028		3,750
Lni Spa	1.000	29	1.029	EUR		2029		3,625
Enl SpA	1.000	15	1.015	EUR		2023		3,250
Enl SpA	1,000	11	1.017	EUR		2026		1,500
Eni SpA	1.000	10	1.010	Enis		1802		2,000
Eni Spa	1,000	3	1.003	દ્વાવ		2026		1,250
En Spa	1.000	3	1.003	EUR		0300		0,625
En Spa	900		DOG	EUR		2024		0,625
Eni SpA	BOO	N	802	EUR		2028		1,625
Eni SpA	750	11	761	ELIR		2024		1,750
Eni SpA	750	0	758	EUR		2027		1,500
Enl SpA	780	(3)	747	EUR		2034		1,000
Enl SpA	650	4	654	EUR		2025		1,000
Enl SpA	600	(2)	591	EUR		3028		1,125
Enl Finance International SA	1.639	6	1.645	nap	2026	2027		variabile
EUI Finince International SA	795	7	BOZ	EUR	2026	2043	7,275	2441
	14.834	119	14.953
Altri prestiti obbligazionari
Enl SpA	a27	10	947	USD		2073		4,000
Eni Spa	037	5	942	USD		2028	W	4,750
Eril SpA	937	T	038	ned		2029		4,250
Eni Spa	320	1	329	180		2040		0,700
En USA Ind	375		375	USD		2027		7.300
PLT Wind 2022 Spa	18		7 0	EUR		2031		cariabile
SEF SH	10		10	ETIR		2026		0000
	3.542	17	3.559
	10.376	136	10.612

Nell'ambito del programma di Euro Medium Term Notes, Eni ha emesso nel 2021 obbligazioni sustainability-linked per un ammontare nominale complessivo di €1.000 millioni collegate al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità, che riguardano: (i) Net Carbon Foolprint upstream (emissioni GHG Scope 1 + Scope 2) inferiori o uguali a 7,4 milioni di tonnellate

di CO, equivalenti entro il 2024; (li) capacità installata da fonti rinnovabili almeno 5 GW entro il 2025. Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di Interesse.

Le informazioni relative alle obbligazioni sustainability-linked emesse da Eni SpA sono le seguenti:

117:13/646

Le passività finanziarie sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono denominato e con l'indicazione del tasso medio ponderato di riferimento.

		31.12.2021
	Postività finanzione a breve termine	19840 medio	Pasalvità finanziorie a lungo termine e quote a breve di gasslvile finanzistle a lungo termine (E millon)	10860 madio (%)	Passivita finanzialle a breve turmine (4 millon)	00880 medio (%)	Passivita finanziarie a lungo termine e quate a breve di pas- sivite finanziarle a lungo termine (€ million)	Insac modio (%)
	(E millori)	('મે')	17-177	1.0	1 356		20.399	1.5
EUro	3994	0.9					8.096	3,6
	337	22	5.208	5,11	02266	02
Dollaro USA			2	24	15	(0.3)
Alle valute	115						26 495
Totaly	4.000		22 471		2.299

Al 3 i Gicembre Questi contratti prevedono interessi e commis-

Al 31 dicembre 2022 Eni dispone di line di credito committed di cato. Le linee di credito committed si analizzano come segue.

31.12.2022	31.12.2021
8.100	2 800
2	20
	2.050
70	162
11.112	5.032
43	15
83	67
126	月2
11 200	5.110

Al 31 dicembre 2022 non risultano inadempimenti di clausole contrattuali connesse a contratti di finanziamento.

Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi ll'fall value a breve termine si analizza come segue:

31.12.2022	31.12,2021
10/167	23.070
	513
2.733	620 8
777	138
21.017	20/750

Il fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,8% e 5,1% (-0,3% e 1,7% al 31 dicembre 2021).

La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termine non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.

07475166

Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento

(€ millono	Debiti finanziani a lungo termine e quote a breve di debhi finanziari a mage tempine	Debil nanziari a preve termine	Passivite per beni in leasing e lungo termine e quate a preve di passivite ber leasing a lungo terrine	Tatale
Valore al 31.12.2021	26,495	2.299	5,337	33.137
Varlazioni monstalie	(3.944)	1,375	(994)	(3,203)
Differenze di cambio da conversione è da allinearnento	208	547	209	1.044
variazione area di consolidamento	477	(95)	(1.953)	(1-577)
Allre variazioni non monelarie	235	320	2272	2.827
Velore al 31.12.2022	22.471	4.146	4.957	31,000
Valore al 31.12.2020	23.804	2882	5.018	31.704
Variazioni monetarie	666	(910)	(asa)	(1.183)
Differenze di cambio da conversione e da allineamento	255	153	303	717
Variazione area di consolidamento	545	160	102	808
Altre variazioni non monetarie	225	14	BS2	1.091
Valore a 31.12.2021	36.495	2/299	5,337	33.731

La variazione dell'area di consolidamento è riferita al settore Exploration & Production per €2.013 milloni e. In aumento, alla linea di business Plenitude per €580 millioni.

Le altre variazioni non monetarie comprendono €2,401 mllioni di assunzioni di passività per beni in leasing (€1.102 milloni al 31 dicembre 2021).

Le passività per beni in leasing sono commentate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni In leasing.

I debiti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

20 Analisi dell'indebitamento finanziario netto

(E millioni)	31.12.2022	31-12-2021
A. Disponibilità liquide	3.351	2758
B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	6.904	5.496
C. Alire attività finanziarie correnti	9.736	10.553
13 Lientifill 8 (ATBIC)	19.801	18.807
E. Debilo finanziario obrrente	6.599	3.613
F. Quota corninte del debito finanziario non corrente	1.039	1415
G. Indebilationo finanziado corrente (ENF)	11.427	a aza
10-10) (Grossma finatizini in contraliano (G-D)	(11-164)	(13.779)
I Debito finanziario non corrente	6.073	0 028
J. Strumenti di deblo	17.368	19.045
K. Debiti commerciali e altri debili non correnti
[5] Pressurento plan opinizando video online di 2006 -	23.441	20103
M. Tatala indepitamanto finanzana (Hall)	17 077	14,324

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono circa €97 millioni soggetti a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.

Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (I) le attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico che sono commentate alla nota n. 7 - Atlività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico; (il) crediti finanziari che sono commentati alla nota n. 17 - Allre attività finanziarie.

La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non correnti è indicata alla nota n. 19 - Passività finanziarie.

La quota corrente dei debito finanziario non corrente e il debito finanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente per €884 milloni e €4.067 millioni (rispettivamente €948 milloni e €4.389 milioni al 31 dicembre 2021) di cui €494 milioni (€1.684 milloni al 31 dicembre 2021) relativi alla quota delle passività di competenza dei Joint operator nel progetti a guida Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call. Maggiori informazioni sulle passività per beni in leasing sono fiportate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.

(inclim 9)	STIE SOCIal the Fondo abbandono npristino siti e sociali project	Fondo nschi ambientali	contenzios rechi Forda per con	su redditz 8 non Fors	Formo risenia sinistri e premi compagnie di assicurazione	percifie di impress parlespate cope cura Fondo	assourazione Eventure (ex Oil) Fondo mutua	Ibrial Tonal	Totale
202-11-21-2027	0.621	2.20G	442	213	205	199	03	530	13.603
Accentonament	188	1.923	552	ટેન	115	37	-4	120	3,3110
Rilevazione iniziale e variazione stima	(80)								(110)
One! Unanzian connersian in trascovere del terupo	218	(18)						(2)	199
LAIlizzi a fronte aner	(567)	(364)	(24)	(B)	(95)			(160)	(1) 2 (11)
azurasa/jura 19d [ZZ]illil	(5)	(223)	(51)	(2)				(21)	(สเตว)
Dillerenze cambio da conversione	303	ਤੇ	16	10		3		9	287888
Variazione area di conscilidamento	(202)			(66)					607193
Alte Variazioni	4	(24).	2	20	12	(46)		(5)	Civi
Nolor al 01-12-201407	133 131	3.144154	TIO B	1417	120	19 Trank	44 /	COLLE	10000

21 Fondi per rischi e oneri

foldteler chelolologials (suff

BILANLIU DI ESERILIZIU

ALLEGAL

Il fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie, (i) per €7.757 milloni la stima dei costi che saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione di Idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti; (li) per €1.060 millioni la stima degli oneri per social project del settore Exploration & Production riferiti per €664 milioni agli oneri da sostenere a fronte degli impegni assunti tra Eni SpA e la Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell'area della concessione Val d'Agri; (III) per €475 milioni la stima dei costi di abbandono di linee produttive e strutture logistiche ausillarie della business Refining & Marketing. Nel 2022 gli accantonamenti al fondo abbandono e ripristino siti riguardano la demolizione e la rimozione di linee produttive e strutture logistiche ausiliarie di raffinazione per le quali il management ha valutato l'assenza di prospettive economiche nell'attuale scenario dei prodotti raffinati, nonché la non percorribilità di opzioni di riconversione o di riutilizzo in processi di decarbonizzazione, in linea con la strategia Eni di progressivo disimpegno dal settore. La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l'effetto dell'attualizzazione degli oneri futuri di decommissioning degli impianti Oll & Gas, al netto della revisione di stima dei costi e della rilevazione iniziale di nuovi progetti. Gli oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo rilevati a conto economico sono stati determinati con tassi di attualizzazione compresi tra -0,3% e 6,1% (-0,4% e 3,8% al 31 dicembre 2021). La variazione dell'area di consolidamento è riferita principalmente al deconsolidamento delle società angolane conferite alla JV Azule Energy Holdings Ltd per €561 milioni. Gli esborsi connessi agli interventi di smantellamento e di ripristino saranno sostenuti in un arco temporale che copre i prossimi 50 anni, con inizio degli utilizzi essenzialmente oltre i 12 mesi.

Il fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi a Interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato del suoli e delle falde delle aree di proprietà o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione per i quali sussiste, alla data di bilancio, un'obbligazione legale o "constructive" di Eni all'esecuzione degli Interventi, compresi gli oneri da "strict liability" cloe connessi agli obblighi di ripristino di siti contaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui si verificarono gli episodi di inquinamento o a causa della responsabilità di terzi operatori al quali Eni è subentrato nella gestione del sito. Il presupposto per

la rillevazione di tali costi ambientali è l'approvazione o la presentazione dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero l'assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni quando supportato da adeguate stime. Nel 2022 è stato rilevato un accantonamento di €1.245 milioni relativo alle attività correnti di bonifica delle acque di falda presso i siti industriali dismessi in Italia, stimato sulla base dell'esperienza del management e del know-how accumulato sulla portata, ampiezza e tempi di realizzazione delle attività e di un quadro regolatorio più certo che hanno consentito di determinare in modo attendibile i futuri oneri. Alle data di bilancio, la consistenza del fondo è riferita alla Eni Rewind SpA per €2.391 milloni e alla linea di business Refining & Marketing per €705 milioni.

Il fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a conlestazioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura. Il fondo è stato stanziato sulla base della miglior stima della passività esistente alla data di bilancio ed è riferito al settore Global Gas & LNG Portfollo per €371 milloni e al settore Exploration & Production per €315 million!

Il fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si prevede di sostenare per contenziosi e contestazioni pendenti con le Autorità fiscali in relazione alle incertezze applicative delle norme in vigore ed e riferito al settore Exploration & Production per €194 milioni

Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione pccoglie gli oneri verso terzi previsti a fronte del sinistri assicurati dalla compagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance DACA A fronte di tale passività sono iscritti all'attivo di bilancio 478 milioni di crediti verso compagnie di assicurazione presso le quali sono stati riassicurati parte dei suddetti rischi,

Il fondo copertura perdite di Imprese partecipate accoglie gli stanziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate e riguarda in particolare Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liguidazione) per €154 millioni. Il fondo mutua assicurazione Everen (ex OIL) accoglie gli oneri relativi al premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mutua Assicurazione a cul Eni partecipa Insleme ad altre compagnie petrolifere.

22 Fondi per benefici ai dipendenti

(C millioni)

Plani a bonefici definiti: - TER Piani esteri a benefici definiti

Flade, allri plani medici esteri e altri

Altri fondi per benefici ai dipendenti

815

730

JUI

L'ammontare della passività relativo agli impegni Eni di copertura delle spese sanitarie del personale è determinato considerando, tra l'altro, i contributi versati dall'azienda.

Gli altri fondi per benefici al dipendenti riguardano gli incentivi monetari differiti per €115 milioni, i piani isopensione di Eni Plenitude SpA Società Benefit per €99 milioni, il contratto di espansione per €85 milioni, i premi di anzianità per €26 millioni e gli altri piani a lungo termine per €16 millioni.

I fondi per benefici al dipendenti, valulati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:

	2022						2021
	TFR	Piani ester a besefici defini	piani medici esteri e altri alli FISDE	Totale piani a benefici definiti	opendent per besefiti al dipendent Alti fond	Totale	TER	Piani esteri benefici a bene	piani medici afr an ested 6 FISDE	definiti Totale plani a beralici defin	dipensem Altri ford per benefici ai dipendent	Totale
( milloni) olzinilia onoizogiloballobollobo glouita aroia	127	761	162	1.150	301	1.451	2 20	1-140	102	1.380	200	1.840
OFETDARBIR IN ITOR	1	77	3	10	25	07	1	16	3	20	40	en
Costa nortenie	2	24	2	20	-	20	1	24	1	20		20
IMBSBO IBSBNI	(26)	(718)	(37)	(1777)	(22)	(199)		(118)	(0)	(124)	(177)	(130)
Rivalulazioni - (Utili) perdite attuariali fisultanti da variazioni nelle		9		0	(2)	1	(D	(3)	(4)	(U)	(1)	(6)
ipotesi demografiche								(177)	ਡੇ	(100)	12	(102)
(Unii) perdile attuariali risultanti de variazioni nelle ipotesi finanziarie	(34)	(144)	(215)	(213)	(19)	(2:40)	(1)			(7)	(12)	(10)
- Effetto dell'esperienza passala	B	17	2	22	(2)	2,77	2	(ન),	(5)			107
Costo per prestazioni passate e (ulli) perdite per estinzione					127	127					107
Contributi al plano:		-		C		1		-				1
- Contributi dei dipendenti				1		-		1		-		4
Bunguci pagal	(28)	(30)	(ப)	1001	(87)	(1980)	(ap)	(201	(8)	(13)	(20)	(130)
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni		(5)		C-32	(21)	(all)	ত হয়	(203)	(10)	(270)	(20)	(220)
Briti alla gradis undalillabollato clouita sincia dell'osorcizio (a)	435	GAR	130	ਹਮੇਤ	3011	1 200	227	701	192	1.170 64B	301	1.45% 040
Altività a seuvizia del piono all'intzia doll'ascruizio		C. Trail		033		039		0-10				15
MILe (265) ally)		18		10		11		12		13		(2)
Rendimento delle allività e servizio del piano		(117)		(117)		CITYS		(0)		(5)
Spese amministrative pagate		(32		(1)		012
Conti lbuti al plano:		14		14		11		15		15		71.2
· Confributi dili dipendenti		-		-		-		1		1		1
- Contribuli del dalore di lavaro		12		। ਦੇ		13		74		1 44		100
Benefici pagell		(27)		(2011)		1213		(28)		Citi)		(2613
Differenze di cambio de conversione e allre variozioni		(23)		(233)		1271		(2)		(0)		10
(u)		ਸ਼ਾਤ		ಸರಿವ		11033		033		033		ાતા
Moorimale di allyita pirinizio dell'annei in		-17				11				1
Modifiche nel massimale di allività
(6) orstoropollo di ottiv allo silvitu in dietings it		-			1		-	1		-
Editoloj olonolici (il oldusille pilon Gliviason	120	1 122	730	(1991)	2017	7115	827 -	1:00	-10-2	BIR	307	11.1

l fondi per benefici al dipendenti comprendono la passività attuariale, al netto delle attività al servizio del piano, di competenza dei partner per attività di esplorazione e produzione per

un ammontare di €22 milioni e di €1 millone rispettivamente al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021; a fronte di tale passività è stato iscritto un credito di pari ammontare

BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIA BILANCIO DI ESERCIZIO

187479

l costi relativi alle passività perso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come segue:

(€ millioni)	TFR	Plant ester! a benefici definiti	FISOE, alli plant medici anter o olli	Totale plant a benefici	Altri fond per benefic definiti al dipendenti	Totale
2022
Costo corrente	1	17	3	12	52	67
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione					127	127
Interessi passivi (attivi) noti:
- Interessi passivi sull'oppligazione	2	24	2	ਡਿ	1	29
- Interess attivi sulle attività e servizio del piano		(78)		(10)		(70)
Totale interess passivi (allivi) netti	2	0	2	10	1	07
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"					7	7
- di oui rilevato nei "Proventi (onen) finanziari".	2	б	2	10		10
Rivalutazioni dei piani a lungo termine					(22)	(22)
Spese amministrative pagate		1		1		1
Totale	ಗ	18	5	26	158	184
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"	1	12	3	16	158	174
= di cui rilevato nei "Proventi (onen) finanziari"	2	0	2	10		10
2021
Costo corrente	7	16	m	20	49	િયા
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione					107	107
Ulturessi bBEBIA] (BLIA) U6HI:
000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000	1	24	7	26		30
- Interessi attivi sulle attività e servizio del piano		(12)		(12)		(72)
101916 Interession issemi (BUNU netti	e	12	1	14		7-1
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"
- di oui rilevato nei "Proventi (cineri) finanziari"	7	12	1	14		7 11
Rivalutazioni del plani a lungine nemicrone					(11)	(11)
Totale	2	20	1	34	146	170
- di cui rifevato nel "Costo lavoro"	1	16	3	20	745	166
- di cui rifevato nei "Proventi (oneri) finanziari"	T	12	7	14		12

07078

l costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell'utile complessivo si analizzano corne segue:

	2022					2021
(I millioni)	TER	Planl 05100 a benefici	FISDE. oltri plant medie dofiniti aster a altri	Totale plant a bangolia definiti	TFR	Plant egleri a benefici	FISOL. alli plant rnedici definili esteri e alla	Totula plant a benefici definiti
RWDILLADDINI:
- (Utili) perdile alluariali risultanii da variazioni nelle ipolesi demografiche		0		0	(1)	(3)	(4)	(0)
- (Uilli) perdite alluariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie	(34)	(144)	(35)	(213)	472	61133	3	(109)
- Effetto dell'esperienza pessata	B	77	2	27	2	(4)	(5)	(7)
Rendimento delle attività e servizio del piano		117		117		5		ri
	(201	(7)	(38)	(60)		(112)	(6)	(110)

Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:

(C million)	Disponibilità an and on the propriation of the program of the program of the proposition of the program of the production of the proposition of the proportional only of the proportunities equivalenti	Strumenti rappresentativi di capitale	Strument rappresentativ di deglio			Fordl comuni di Immobili Derivati Investimento	Allvita detenute da compagnie di assicurazione attività Tatale	Altre
31-12-2072
Allività a servizio del piano:
- con prezzi quotali in mercati altivi	23	25	200	77	4 1	4 1	26	146	1448
con prezzi non quotati in mercati attivi							4		ની
	17	25	174.61	17	r	.	30	1 42 €1	נוע ב
31.12.2021
Allivita a servizio del piano
- con blessi dhojaii in tuatoati allini	તે ર	기금	200	स्य	P	-	23	157	629
- con prezzi non quotati in marcati attivi							4
	DG	13	299	11	3	11	27	157	033

Le principali lootesi attuariali adottate per valutare le passività alla fine dell'esercizio e per determinare il costo dell'esercizio successivo sono di seguito indicate:

		TFR	Plani osteri a benefici definiti	FISDE, altri plani medici listeri o altl	Altri fandi per banefici al dipendenti
2022
Tasso di scorito	(%).	3.7	2.2-15.4	3.7	3.4-3.7
Tasso lendenziale di crescita dei salari	(%)	3.4	1.9-12.5
Tasso d'inflaziono	(%)	2.4 1	1.2-11 5	2.41	24
Asperialiva di vita alleta di 65 aviana	(BABB)		13-24	24
2021
Tasso di sconto	(%)	1.0	03-153	10	0.0-1.0
Tasso lendenziale di crescita dei seleri	(જેવ)	28	1.5-12 4
Tunso d'inflazione	(%)	18	0,7-13,3	10	1.8
nane oo lo sila alleta di 65 anni	(anni)		13.25	21

HELACIUNE SULLA LIESTIUNE

...

87478 (653

Le principali ipotesi attuariali adottate per i piani esteri a benefici definiti più rilevanti si analizzano per area geografica come segue:

		Eurozone	Hesta Europa	Africa	Resto del Mando	Plant esterl в беленст definiti
2022
Tesso di sconto	(%)	3.5-3.8	2,2-4,8	3.8-15.4	7.0	22-15.4
Tasso tendenziale di crescita dei salari	(26)	1930	3,0-4,0	1,9-12,5	5,0	1,9-12,5
Tasso d'Inflazione	(%)	1.9-2.2	1.2-3.5	3.0-11.5	3,0	1,2-11,5
Aspettativa di vita alleto di 65 mna i	(mrini)	21-22	23-24	13-17		13-24
2021
Tasso di aconto	(%)	0,9-7,2	0.3-1.9	3,0-15,3	6.7	0,3-15,3
Tasso tendenziale di crescita del salari	(%)	1,5-3,0	2,5-4,0	1,9-12,5	8,0	1,5 12,5
Tasso d'inflazione	(%)	1,5-1,9	0,7-3,5	3,0-13,3	3,0	0,7-13,3
Aspettativa di vita all'ela di 65 anni	(ยากกี)	21-23	23-25	13-15		13.25

Gli effetti derivanti da una modifica ragionevolmente possibile delle principali alla fine dell'esercizio sono di seguito indicati:

				Tasso tendenziale	TASSO lendenziale di	TASSO
(€ millioni)	Tasso di scomo incremento dello 0,5%	Riduzione dello 0,8%	TOBUQ di Inflazione Incremento dello 0,5%	di crescite del salari Incremento dello 0,5%	crescita del costo santtario Incremento dello 0,5%	di crescita delle pensioni Incremento dello 0,5%
31.12.2022
(ODD) anoizo pitclapititle of to 1111
TER	(6)	7	4
Plani esteri a benefici definiti	(33)	34	19	10		13
FISDE, altri plani medici esteri e altri	(6)	7			6
Altri fondi per benefici ai dipendenti	(3)	3	1
31.12.2021
(OBO) enolobbilgazione (UBB)
TER	(9)	9	0
Piani esteri a benefici definili	(49)	55	34	11		28
Fisde, altri plani medial esten e altri	(10)	17			0 ה
Altri fondi per benefici ai dipendenti	(4)	1

L'anallai di sensitività è stata eseguita sulla base del risultati delle analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazioni con | parametri modificati,

L'ammontare dei contributi che si prevede di versare al piani per

benefici ai dipendenti nell'esercizio successivo ammonta a €134 millioni, di cui E40 milioni relativi al piani a benefici definiti. Il profilo di scadenza e la durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici ai dipendenti sono di seguito Indicate:

(C rrillioni)		TER	Plant esteri a benefici definiti	FISDE, allri plani medici esteri e altri	Altri fondi per benefici al dipendenti
31.12.2022
2023		74	29	7	ದಿರ
2024		13	28	7	05
2026		14	26	7	BS
2026		17	95	7	30
2027		18	17	7	16
Oltre		104	(2)	97	21
Durata constiti packling o	(unni)	15	13.7	1 17 8	24,46
31 12 2021
2022		16	23	0	83
2023		16	24	7	BO
2024		18	29	7	ହିଥ
2025		20	24	7	ਡਵ
2026		20	25	7	11
Ollum		137	4	125	33
purpla modio ponderaln	(anni)	0.8	17.6	13.0	3.1

23 Passività per imposte differite e attività per imposte anticipate

(L millori)	31.12 2022	31 12,2021
Passivila par imposte differite lorde	9315	10.658
Atlività per Imposte anticipate comparatan	(4.221)	(5.833)
1326214121 Incolumn 1992 In Haum	1.094	ារបោះ
Allività per imposte anticipate al nello del Tondo svalulazione	8.790	8.546
Passività per impaste differite compensati	(4.221)	(8,033)
Annualia per imposto milizijano.	4.500	2.713

RELAZIONE SULLA GESTIONE

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

313

La natura delle differenze temporanee più significative che hanno determinato le passività per imposte differite e attività per imposte anticipate è la seguente;

(€ millioni)	31.12.2022	31.12.2021
Passività per Imposte differito lorde
- ammortamenti eccedenti	6.707	7,346
- contratti derivati	780	916
- differenza fra fair value e valore contabile degli asset acquisiti	288	408
- abbandono e ripristino sill (ettività materiali)	276	166
- contratti di leasing IFRS 16	162	1,076
- applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze	32	87
· alle	1.042	669
	9.315	10.000
Attività per imposte anilcipate lorde
- perdite fiscall portate в nuovo	(6.752)	(7.374)
- abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri)	(1 ago)	(2.400)
- ammonamenti deducibili in futuri esercizi	(1,710)	(2,354)
- svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili	(1 490)	(1,095)
- accantonamenti per svalutazione crediti e fondi ilschi e oneri non deducibili	(1.246)	(1.417)
- contratti di leasing IFRS 16	(182)	(1.091)
- benefici al dipendenti	(167)	(1 BB)
- utill infragruppo	(୧୫)	(73)
- derivati	(60)	(343)
- over/under lifting	(50)	(219)
- altre	(7.246)	(631)
	(14,960)	(17.150)
Fondo svalutazione attività per imposta anticipato	6.170	11,604
Attività per imposto anticipate al nello del faudo avalatazioni o	(8.790)	(8,64G)

La movimentazione delle passività per imposte differite e delle attività per imposte anticipete si analizza come segue:

(C milloni)	Passilvita per imposte differite lorde	Allivith per Imposte anticipate lorde	Fondo svalulaziona attivita per imposite anticipate	Atlivita per imposte anticipate al netto del londo svalulazione
Maler : 1 37.12 2027	10/050	1771501	- OLGERIA	(1) 2-11)
Increment	1176	(2 215)	164	17517
Docrament	(1,357)	2/532	(2 400)	123
Variazioni con elluto ad OCI	382	(147)		(147)
Differenza di cambio da conversione	617	(610)	165	(445)
Variazione area di consolidarnenio	(1951)	2279	(240)	1,730
Alte variazioni	(220)	351	Close	246
Value of 31 12:2022	9.111	(14 MSB)	6.170	(0.790)
Villare D 31 12 2020	0.501	(10.231)	9.068	(7.100)
Increitienti	1,977	(1,783)	270	(1,513)
Decrementl	(765)	1.804	(日63)	947
Di Terenze di cambio da conversione	RB3	(GBZ)	106	(496)
Allre variazioni	192	(258)	(ਉч)	(312)
1202 21.12 31.12.2021	19.6GB	(12 (30)	0,004	(0.546)

Le perdite fiscali ammontano a €25.932 millioni e sono utilizzabill illimitatamente per €19.656 milioni Le perdite fiscali sono riferite a società Italiane per €14.000 milioni e a società estere per €11.932 milloni; le relative attività per imposte anticipate al lordo del fondo svalutazione ammontano rispettivamente a €3.360 milioni e €3.392 millioni.

Secondo la normativa fiscale italiana le perdite fiscali possono essere portate a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali delle Imprese estere sono riportabili a nuovo in un periodo mediamen-

te superiore a cinque esercizi con una parte rilevante riportabile a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali sono recuperabili con l'aliquota del 24% per le imprese italiane e con un'allquota media del 28,4% per le imprese estere,

Il fondo svalutazione attività per imposte anticipate è riferito a socletà italiane per €3,951 milloni e a società estere per €2,219 millioni. Sono state ripristinate attività per imposte anticipate delle società italiane per €2,434 milioni in relazione ai maggiori imponibili attesi. Le imposte sono indicate alla nota n. 33 - Imposte sul reddito.

BILANCIO CONSOLIDATO

87675/657

24 Strumenti finanziari derivati e hedge accounting

		31.12.2022			31.12.2021
(€ milloni)	Fair value attivo	Folt value pasalvo	Gararchia del falr value - Livello	Foir value ottivo	Falt value DOSSIVO	Gerarchio del fair value · Livello
Contratti derivati non di copertura
Contralti su valute
- Currency swap	110	132	2	113	30	12
- Interest currency swap	-17	144	2	30	7	2
· Outright	ಿವ	12	2	3	11	2
	114	380		146	e7
Contratti su interessi
- Interest rate swap	137	ਦਿੱਤ	2	13	43	2
	137	ਦੇਸ਼		13	43
Contratti su merci
- Qver the counter	9.677	8.663	13	12,152	12.060	2
- Future	0.000	5,764	1	7,158	2.498	1
- Opzlon)		2	1
- Allro		BO	2	1	55	2
	16.457	14.609		10.311
		14,055			17.613
Contralli derivati cash flow hedge	10.701			19.470	17.713
Contratil su merci
				7
- Over the counter					735	2
- Fulure	330	192	1	193	1.672	T
	339	192		200	2.407
Contralli su interessi
- Interest rate swap	21		2		3
	21				3
	300	192		200	2.410
Opzioni
- Altre opzioni		144	3		62	3
		144			02
Totale contralli doiivali latell	17.000	15.191		19.670	20.185
Compensazione	(5,863)	(5,863)		(7.159)	(7.159)
Totale contralli derivati nelli	11.205	0 328		12.611	13.026
DI cul:
- correnti	11.076	9.042		12.460	12,911
· non correnti	129	286		51	115

Eni è esposta al rischio mercato, cioè al rischio che variazioni dei prezzi delle commodity energetiche, del tassi di cambio e dei tassi d'interesse possano ridurre i cash flow attesi o Il fair value degli asset. Eni stipula contratti derivati finanziari e fisici in mercati organizzati, MTF, OTF o negoziati nei circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) per ridurre o gestire tali rischi con sottostante commodity, valute o tassi, nonché in misura limitata e nel rispetto di soglie autorizzative interne, con finalità speculative cioè per trarre profitto da andamenti altesi di mercato

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguarda essenzialmente vendite a termine di gas naturale per le quali è prevista la consegna fisica, non oggetto di applicazione della own use exemption, nonché operazioni di trading proprie-Ollal

Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguarda essenzialmente operazioni in derivati su commodity poste in essere nel settore Global Gas & LNG Portfollo con l'oblettivo di minimizzare il rischio di variabilità dei cash flow futuri associati a operazioni commerciali con elevata probabilità o a operazioni commerciali già contrattate derivanti dalla differente indicizzazione dei contratti di somministrazione rispetto al contratti di approvvigionamento. La medesima logica è utilizzata nell'ambito delle strategie di riduzione del rischio di cambio. Ai fini della qualificazione di tali strumenti come di copertura è verificata l'esistenza di una relazione economica con

l'oggetto coperto in modo da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte.

il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento di copertura, cd. hedge ratio, è definito in modo coerente con le strategle e gli obiettivi specifici di risk management definiti. Le relazioni di copertura sono discontinuate in presenza di modifiche delle condizioni di riferimento fali da rendere le operazioni poste in essere non più coerenti con la strategia di copertura.

Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alla nota n. 26 - Patrimonio netto. Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono Indicate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari,

Nel 2021 Enl ha sottoscritto interest rate swap e cross currency swap sustainability-linked con primari istituti bancari che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo collegato al conseguimento di determinati oblettivi di sostenibilità. Al 31 dicembre 2022 il fair value di tali contratti è attivo per €39 milioni. L'esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati In dollari USA (€2.723 milioni) compresi nel portafoglio di liquidità strategica, è gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una relazione fair value hedge, le differenze di cambio (negative di €107 milioni nel corso del 2022) che maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.684 millioni). La compensazione degli strumenti finanziari derivati è riferita a Eni Global Energy Markets SpA

Nel corso dell'esercizio 2022 non vi sono stati trasferimenti tra l diversi livelli della gerarchia del fair value.

Gli strumenti finanziari di copertura si analizzano come segue:

					31.12.2021
(E milloni).	Valore norminale de la strumento di copertura	31.12.2022 Varlaz one all volue efficace	Variazione mille July Inefficure	Valore naminale della strumento di copertura	Variaziono Talr value GITCBCG	Variezione Bir value Including
eggert won detwati carb flow houge
Contrati su commodily	83	(4)		(461)	(2.016)	(46)
- Over The counter · EUTULE	1950	(3.912)	275	(364)	634	(5)
- Allri	1.133	9 (a naz)	20.777	(825)	(1.412)	(51)
Contratil su interess	127	24		84	Pi
devas als 1686910111 =	121	24		84	3
	15001	(all Rays)	276	(741)	(13540)	(5)1)

pi seguito è fornita l'analisi degli oggetti coperti clistinio nell'ambito di coperture cash flow hell'ambito di coperture cash flow hedge:

	31.12.2022	31.12.2021
(C millons)	Varlazione di valore currunts dell'oggetto coperto unizzata per li calcolo dell'inefficacia delle coperture	Riserva cash now hedge	Rigiro a conto RCONOMICO	Varlazione di valare cumulate dell'oggetto coperto unilizzata per li calcolo dell'inembacia dolle coperture	Riserva cast now hedge	Rigiro a conto GOODOMICO
Costs now nadge
Rischio prezzo commodily
-Ventine programmate	4.059	(499)	(4.666)	Be	(1,272)	(215)
	4.059	(499)	(4.006)	દીર	(1 272)	(215)
Contrati su interessi
- Plusai su arnmontari coperti	(18)	16	(17)	(3)	3
	(75)	16	6166	(3)	n
	9.044	(483)	(4.077)	日常	(1.269)	(215)

Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari.

Effetti rilevati tra gli altri proventi (oneri) operativi

Gli altri proventi (oneri) operativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:

(€ milloni)	2022	2021	2020
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di coperiura cash flow hedge	275	(51)
Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati	(2017)	954	(765)
	(1.736)	BOS	(70G)

I proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity.

no gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti finanziari derivati su merci privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS, di trading sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario.

I proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati riguarda-

Effetti rilevati tra i proventi (oneri) finanziali

(E milliorii)	2022	2021	2020
- Strumenti finanziari derivati su valute	(70)	(322)	291
· Strumenti finanziori derivati su tassi di Interesse	81	16	(40)
· Opzłoni
	12	(306) /	351

I proventi finanziari netti su strumenti finanziari derivati comprendono la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi del requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi e su tassi d'interesse e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziatie. Gli strumenti finanziari derivati su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio economico implicito nelle formule prezzo delle commodity.

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 Rapporti con parti correlate.

25 Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili

Le attività destinate alla vendita di €264 millioni (€263 millioni al 31 dicembre 2021) e passività direttamente associabili €108 milioni (€124 milioni al 31 dicembre 2021) riguardano principalmente: (i) l'accordo con Snam SpA relativo alla cessione del 49,9% della società consolidata Eni Corridor Sri che possiede (direttamente e indirettamente) le partecipazioni nelle società che gestiscono | due gruppi di gasdotti internazionali che collegano l'Algeria all'Italia, in particolare i gasdotti onshore che si estendono dal confine tra Algeria e Tunisia fino alla costa tunisina (cd. gasdotto TTPC) e I gasdotti offshore che collegano la costa lunisina all'Italia (cd. gasdotto TMPC). Le società consolidate oggetto dell'accordo sono Eni Corridor Srl. Trans Tunisian Pipeline Co SpA, Société pour la Construction du Gazoduc Transtunisien SA - Scogat SA, Société de Service du Gazoduc

Transtunisien SA - Sergaz SA e Transmediterranean Pipeline Co Ltd. I valori di iscrizione delle attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili ammontano rispettivamente a c211 milioni (di cui attività correnti €72 milloni) e a €98 milioni (di cui passività correnti €86 milioni); (li) l'accordo di cessione delle attività esplorative in Gabon condotte dalla società consolidata Eni Gabon SA con valori contabili non significativi.

Nel corso dell'esercizio sono state cedute le attività destinate alla vendita indicate nel bilancio 2021 relative: (l) agli asset in Pakistan descritti alla nota n. 5 - Business combination; (ii) alla partecipata Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA (EDA Thess) attiva nella distribuzione del gas in Grecia ceduta a Depa Infrastructure, società del Gruppo Italgas per €165 milioni con una plusvalenza di €30 milioni.

26 Patrimonio netto

Interessenze di terzi

		Risulato rietto		Patrimonio nello
(E rollioni)	2022	2021 -----	31.12.2022	31.12.2021
Gruppo EniPower	િત		373	30
Altre	20	12	00	52
	24	10	AVII	127

Patrimonio netto di Enl

(i) milliano	31.12.2022	31.12.2021
Capitale sociale	4.005	4.005
Ulli relativ) a estercizi precedent!	23.455	22.750
Riserva per differenze cambio da conversione	7.554	6.530
Altre riserve e strumenti rappresontativi di capitali
· Obbligazioni subordinate perpetite	5.000	5.000
- Riserva legale	ਹੈ ਕਿ ਇ	ପ୍ରାଥମିକ ପ୍ରାୟ ସାହିତ୍ୟ ପ୍ରତିଶତ ପ୍ରତିଶତ ପ୍ରତିଶତ ପ୍ରତିଷ୍ଠା ପ୍ରାୟ ସମ୍ବାଇ ପାଇଁ ପାଇଁ ପାଇଁ ପାଇଁ ପାଇଁ ପାଇଁ ପାଇଁ ପାଇଁ ପାଇଁ ପ୍ରତିଶତ ପ୍ରତିଶତ ପ୍ରତିଶତ ହୋଇଥିଲେ ।
Riserva per acquiato di azioni proprie	2937	વે સે છે છે છે. રેણા વિદેશ રાજ્યના વિદ્યારે તાલુકામાં આવેલું એક ગામનાં લોકોનો મુખ્ય વ્યવસાય ખેતી, ખેતમજૂરી તેમ જ પશુપાલન છે. આ ગામનાં મુખ્યત્વે ખેત
Riaerva OCI strumenti finenziari derivati cash flow hedge	(342)	(800)
Riserva Oci piani a benefici delluiti per I dipendenti	(58)	(777)
Risterva OC partecipazioni valulate al parrmonio nello	46	54
- Riserva OCi partecipazioni valulate al fair value	રિકે	141
· Alle I Berve	190	190
Azioni proprie	(2.937)	(958)
Ulile (perdua) dell'esercizio	13.887	5.821
	2000 22 4	100008

Capitale sociale

Al 31 dicembre 2022, il capitale sociale di Erii SpA, Interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicembre 2021) ed è rappresentato da n. 3.571.487.977 azioni ordinarie prive di Indicazione del valore nominale (3.605, 594,848 azioni ordinarie al 31 dicembre 2021).

L'11 maggio 2022, l'Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azionisti di Eni SpA ha deliberato: (i) la distribuzione del dividendo di €0,43 per azione, con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla data di stacco cedola, a saldo dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2021 di €0,43 per azione, per un dividendo complessivo per azione dell'esercizio 2021 di €0,86; (ii) l'annullamento di n. 34.106.871 azioni proprie, mantenendo

Utill relativi a esercizi precedenti

Gil uilli relativi a esercizi precedenti comprendono l'effetto della distribuzione dell'acconto sul dividendo 2022 di €1.500 milloni pari a €0,44 per azione. Il Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell'ari. 2433-bis, comma 5, del Codice Civile, nella riunione: (1) del 28 luglio 2022, ha deliberato di distribuire agli azionisti la prima tranche del dividendo 2022 di €0,22 per clascuna azione in circolazione alla data di stacco cedola del 19 settembre 2022, con messa in pagamento il 21 settembre 2022; (i) del

invariato l'ammontare del capitale e procedendo alla riduzione della relativa riserva per un importo di €400 milioni (pari al valore di carico delle azioni annullate); (iii) l'autorizzazione al Consiglio d'Amministrazione - al sensi e per gli effetti dell'art. 2357 del Codice Civile - a procedere all'acquisto di azioni della Società fino al 30 aprile 2023 e fino a un massimo del 10% delle azioni ordinarie (e al 10% del capitale sociale) della Società (senza calcolare le azioni proprie gla in portafoglio), per un esborso complessivo fino a €2,5 millardi; in esecuzione di detta delibera al 31 dicembre 2022 sono state acquistate n. 195.550.084 azioni proprie per un controvalore complessivo di €2.400 milion!

27 ottobre 2022, ha dellberato di distribuire agli azionisti la seconda tranche del dividendo 2022 di €0,22 per clascuna azione in circolazione alla data di stacco cedola del 21 novembre 2022, con messa in pagamento || 23 novembre 2022; (iii) del 22 febbraio 2023, ha dellberato di distribuire agli azionisti la terza delle quattro tranche previste del dividendo 2022, a valere sulle riserve disponibili, di €0,22 per ciascuna azione con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla data di stacco cedola.

Riserva per differenze cambio

La deeva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valute diverse dall'euro

Obbligazioni subordinate perpetue

Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessivamente a €5 miliardi (stesso ammontare al 31 dipembre 2027).

Le caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (1) emissione perpetua subordinata Ibride dell'ammontare di €1,5 miliardi con periodo di "non-call" di 5,25 anni, con un prezzo di re-offer del 99,403% e una cedola annua del 2,625% fino alla prima data di reset prevista il 13 gennaio 2026. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che colncide con l'uitimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 316,7 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal 13 gennaio 2031 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 13 gennaio 2046; (li) emissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1,5 miliardi con periodo di "non-call" de 9 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del

3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13 ottobre 2029. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto II rimborso anlicipato entro la prima data di reset, che coincide con l'ultimo glorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi. annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine Iniziale di 364,1 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal 13 ottobre 2034 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base partire dal 13 ottobre 2049; (iii) errissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1 millardo con periodo di "non-call" di 6 anni, con un prezzo di re-offer del 1,00% è una cedola annua del 2,000% fino alla prima data dyreset prevista l'11 maggio 2027. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data/di/reset, che coincide con l'ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un mergine iniziale di 220,4 punti base, Incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall'11 maggio 2032 e di un successivo aumento di Ul-

teriori 75 punti base a partire dall'11 maggio 2047; (Iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1 millardo con periodo di "non-call" di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 99,607% e una cedola annua del 2,750% fino alla prima data di reset prevista l'11 maggio 2030. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l'ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall'11 maggio 2035 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall'11 maggio 2050,

Riserva legale

La riserva legale di En SpA rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall'art, 2430 del Codice civile, non può essere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l'ammontare massimo richiesto dalla legge.

Riserva per acquisto di azioni proprie

La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costiluita per l'acquisto di azioni proprie in esecuzione di dellerazioni dell'Assemblea degli Azionisti.

Riserve per utile (perdita) complessiva

	Riserva OCI strumenti finanzian Barren Angel Used Hause		Riserva OCI plani a benefici definiti per dipendent		Riserve OCI	Riserva OCI partecipitxioni
(C reliver 3)	Rivervil aran	ETTALLE figcale	Risquo netta	RISCIVO lorda	Effetto 1180810	Riserva natia	periecipazioni valulate al patrimonio netto la	Valulate al Tar value
FADC AT LE. BY HA TAPARTHI	(1 200)	379	(100)	(1) 43	12-11	67177	48/1	147
Variazione dhillenercizio	(3.883)	1.133	(2,750)	60	(5)	55	02	56
Differenze cambio				1		1
Rigira a relliña Alimanenze	(11)	2	(6)
Riclassifica a riporto utili								(144)
Variazione dell'oren di consolidamento				10		13
Rigiro a conto geonomico	4.677	(1.367)	3.310				(101)
REGIVE 21 31.12.2022	(1423)	111	(3427	125.533	(20)	(50)	14	173
0202 21 18 11 12 2020	(7)	2	(5)	(200)	117	(150)	85	36
Variazione dellespreizio	(1 479)	434	(7.045)	119	1771	42	(32)	105
Differenze cambio				2	(3)	(1)	1
Rigifo a rellifica Rimunenza	2	(1)
Rigiro a conto economico	215	(62)	153
1200022112 ht 21, 12:2021	(1.209)	373	[11973]	(24)	(33)	(7173	1544	11-17

(1) LT (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)

Altre riserve

11 16 11 11 11 11 11 11

Le altre riserve riguardano per €190 milioni la variazione di Gruppo in contropartita alle interessenze di terzi a seguito dell'acquisto o cessione di quote di partecipazioni consolidate.

STATION CHARTS SELLETY

Azloni proprie

Le azioni proprie ammontano a €2.937 milioni (€958 millioni al 31 dicembre 2021) e sono rappresentate da n. 226.097.834 azioni ordinarie Eni (65.838.173 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2021) possedute da Eni SpA.

Nell'esercizio 2022, sono state acquistate n. 195.550.084 azioni proprie per un controvalore complessivo di €2.400 milioni, sono state cancellate n. 34.106.871 azioni proprie per un controvalore complessivo di €400 milioni e sono state assegnate a titolo grafuito ai dirigenti

Eni n. 1.183.552 azioni proprie, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting come previsto dal "Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019" approvato dall'Assemblea di Erii del 13 aprile 2017. L'Assemblea del 13 maggio 2020 ha approvato il Piano di Incentivazione di Lungo Termine azionario 2020-2022, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l'attuazione del Piano e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 20 milloni di azioni proprie al servizio del Piano.

Riserve distribuibii

Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2022 comprende riserve distribuibili per circa €45 miliardi.

Prospetto di raccordo del risultato dell'esercizio e del patrimonio netto di Enl SpA con quelli consolidati

	Risoltato dell'esercizio		Patrimonio netto
(C milioni)	2022	2021	31.12.2022	31.12 2021
Carne do bilancia di esercizio di En SpA	5.403	7.675	52 520	51.039
Eccedenza dei patrimoni nelli di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio, rispetto al valori di carico delle partecipazioni in Imprese consolidate	7,375	(3.324)	(1,302)	(9.910)
Rettifiche affettuate in sede di consollidamento per
- differenza li a prezzo di requisto e corrispondente patrimonio nello contabile			153	181
- rettifiche per uniformilia dei principi contebill	797	1.855	4.468	4.200
odimonazione di utili in anotzanirilia -	124	(176)	(223)	(654)
- Imposte sul reddito differite e anticapore	262	(190)	(76)	(375)
	13.901	5.840	69.230	44.519
Interesserze di terzi	(74)	(10)	(471)	(82)
Come da bliancia consalidato	13,097	5.021	54.759	44.437

ELA 19 / 664

27 Altre Informazioni

Informazioni supplementari del Rendiconto finanziario

	2022	2021	3020
(E milloni) Analisi degli investimoni in impresa consolidate e in formando liguis in il course in
	147	305	18
MINITA COLLEMITY	2403	5.098	193
Thusbon lon correnti	(54))	(480)	(દન)
Disponibilità finanziarie nella (indebitamento finanziario nello)	(366)	(340)	(17)
Passività correnti e non comenti	1.703	2.120	127
linarhitsovul ligab artan atlatio	(21)	(മമ)
Valore corrente della guota della parlecipazione possedula prima dell'acquisizione del controllo	(15)	(ન)	(15)
interessenze di ferzi	7-067	2 022	112
Totale prozzo di scupitito
в дерите:	(20)	(121)	(B)
Disponibilità liquide ed aquivalenti	1 "Octo	1.001	109
Ingresa consalidate e rami d'alle disponibilità liquida ed equivalenti trequisite
(ludio adolini imami ille a lifeni considuri e e l'interimentimenti di lanno
Atlvila corrent	1377	2
Atlività non correnti	BOJU
Disponibilità finanziarie nette (indebitarnenio linanziario nello)	(2.005)
Passivith portenti e non correnti	(2,351)
Effetto notto dei dishwestimani	1374 488 41	32
Valore corrante della quota di partecipazioni mantenute per business combination	(5.720)
Riclassifica a conto economico delle allre componenti dell'utile complessivo	(a19)
Plusvalenza per business combination e disinvestimenti	2704
Credit ber dinnestiment	(1.009)
Tainte prazza di vondito	10	2
a dedurre
Malawings pe epingil gillightodsio	(70)
Interest consolidate e ranni flazionia al netto galle displantalità linguidenti codine	(GD)	2
Dustanass combinetian Union Fenosa Gar
Partecipazione Unión Fonosa Goa codula		227
a decluits
matataloga apara a mund o sumizmipen una
Atlività corrent		370
Allvila non corrent		378
Disponibilità finanziarie nette (indebilamento finanziario nello)		(128)
		(420)
Passivilà correnti e non correlii		-400
рада рантизарамы и сами сыклопедиясы сезбочком		2015
Intel immontentialism storio
a gequire:		115
thelaviopa be abliggil asilidinodeio		14
Finalines Centralition Recomments Con at main thele Mistiques firm Reports of anyasabad Marke thereso consolitiate of the conta in nother dispondations fromations of the supervations of the	(1940)	100

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESTRCIZIO

525

Gli investimenti e i disinvestimenti del 2022 sono commentati alla nota n. 5 - Business Combination.

GII investimenti del 2021 hanno riguardato: (I) l'acquisizione del 100% di Aldro Energia y Soluciones SLU (ora Eni Plenitude Iberia SLU) attiva nel mercato della vendita di energia elettrica, gas & servizi nel business retail con un portafoglio di circa 250 milla cilenti principalmente in Spagna e Portogallo; (II) l'acquisizione del 100% della società FRI-EL Biogas Holding (ora EniBioCh4in SpA) attiva nel settore della produzione di energia elettrica da bioenergia con 21 impianti ciascuno di potenza nominale di 2 megawatt. Gli asset acquisiti includono un impianto per il trattamento della FORSU - la frazione organica dei rifluti solicii urbani; (III) l'acquisizione da Glennmont Partners e PGGM Infrastructure Fund di un portafoglio di tredici campi eolici onshore in esercizio, della capacità complessiva di 315 MW; (iv) l'acquisizione di Dhamma Energy Group, proprietaria di una pipeline di progetti di impianti fotovoltaici in Francia e Spagna a vari stadi di maturità di circa 3 GW, nonché di Implanti in esercizio o in costruzione della capacità di circa 120 MW; (v) l'acquisizione da Azora Capital di un portafoglio di nove progetti di energia rinnovabile composto da tre implanti eolloi in esercizio e uno in costruzione per un totale di 234 MW e da cinque progetti fotovoltaici in avanzato stadio di sviluppo per circa 0,9 GW; (vi) l'acquisizione del controllo di Finproject esercitando l'opzione di acquisto sulla rimanente quota del 60% del capitale sociale, dopo l'Investimanto iniziale del 40% fatto nel 2020; (vil) l'acquisizione da Zouk Capital e Aretex del 100% di Be Power, società attiva nel segmento delle infrastrutture di ricarica per la mobilità elettrica con circa 6.000 punti di ricarloa, che ne fanno Il secondo operatore in Italia, con Il quale era in essere un accordo di co-branding delle colonnine di ricarica Be Charge.

l disinvestimenti del 2021 hanno riguardato la ristruitturazione della joint venture Unión Fenosa Gas SA a seguito degli accordi con le autorità della Repubblica Araba d'Egitto (ARE) e il partner spagnolo Naturgy per la risoluzione di tutte le questioni pendenti della Joint venture Unión Fenosa Gas con i partner egiziani che ha comportato nel complesso un conguaglio di cassa a beneficio Eri, rappresentato nelle dismissioni.

Gli investimenti del 2020 hanno riguardato l'acquisizione da parte di Eni gas e luce SpA Società Benefit (ora Eni Plenitude SpA Società Benefit) del 70% del gruppo Evolvere che opera nella generazione distribuita da fonti rinnovabili per €97 millioni al netto della cassa acquisita di €3 milioni e l'acquisizione da parte di Eni New Energy SpA del 100% di tre società che detengono i diritti autorizzativi per la realizzazione di tre progetti eolici in Puglia per €12 milioni.

Business combination

L'allocazione provvisoria e definitiva del prezzo delle attività nel 2021 è di seguito rappresentata:

(E railloni)	FRHEL Blogas Polcing (ora EniBioCh4in) Allocazione provvisoria	Blogas Holding iBioCh4in) xiBioCh4in xiore definitiva ન્ય ുക്കും വില്ലിക്കുന്നത് അമ്പരിച്ചു. അമ്പരിച്ചു അമ്പത്രിക്കുന്നു അമ്പത്രിക്കുന്നു. അവലംബം വിഷ്യമായി വിവ്യക്ഷേത്രം അമ്പത്രിക്കുന്നു. ഇവിടെ അമ്പത്രിക്കുന്നു വിവ്യക്ഷേത്രം അമ്പത്	campi provisoria 13 eolici omshore Allocazione pr Partafogio di	Canag Portafogito di 13 campione estici onshove Allocazione definitiva	ergy Group provisoria Enesty Chamma Allacazion	Group Ecergy Crou Dhamma En	Pertalogio di 9 progetti di energia rinnovatoria Allocazione provisoria	Portalogio di 9 progetti di energia rinovaliale Allocazione definitiva	Drowspera accazion Power 일 :	definitive Be Power Allocazione
Ativita correnti	23	23	32	31	2	3	7	7	22	22
Immabili, irripiarii e macchinari	3B	744	423	209	119	04	57	21	20	20
Goodwill	aa	a	302	307	120	124	81	79	798	710
Altre afficita non correnti	15	15	43	262	15	33	25	68	10	22
Disponibilità finanziarie nette (indebilamento finanziario netto)	(74)	(14)	(215)	(214)	(101)	(az)	(32)	(ગ્રામ)	a	10
Passività correnti e non correnti	(2)	(44)	(700)	(100)	(12)	(17)	(20)	(21)	(34)	(37)
Effatto natio degli livestimenti	133	133	485	A05	143	146	875	116	260	7611
Interessenze di terzi	(1)	(1)			(3)	(3)
Totale prezzo di aquilisto	132	137	નવટ	час	190	743	278	116	1194	764

A seguito dell'allocazione delle Business Combination 2021 gli schemi di bliancio non sono stati ribrito conto della Irrilevanza delle variazioni.

28 Garanzie, Impegni e rischi

Garanzie

	31,12,2022 31,12,2021
(C milloni)	7.082	6.432
Imprese consolidate	202	190
Imprese controllate non consolidate	20000	3.358
implesse in joint verittire e collegate	477	180
Allet	19 563	10.160

Le garanzie tilasciate nell'interesse di imprese consolidate riguardano principalmente: (i) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d'appalto e rispetto degli accordi contrattuall per €3.282 millioni (€3.601 millioni al 31 dicembre 2021); (II) contratti autonomi rilasciati dal settore Exploration & Production principalmente in relazione ad attività Dil & Gas per €1.098 millioni (€943 milioni al 31 dicembre 2021); (il) contraffi autonomi a copertura della vendita di gas stoccato, del trasporto di gas e dell'esposizione potenziale verso il sistema gas in Italia per €388 millioni (€16 milloni al 31 Dicembre 2021); (lv) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte dell'acquisto di parteclpazioni per €252 milloni (€913 milioni al 31 dicembre 2021). L'impegno effettivo ammonta a €7.003 millioni (€6.267 millioni al 31 dicembre 2021)

Le garanzie rilasclate nell'interesse di imprese in joint venture e collegate riguardano principalmente: (i) contratti autonomi per €3.164 millioni rilasciati al gruppo Azule a fronte di contratti di leasing di navi FPSO da utilizzare nell'ambito del progetti di sviluppo in Angola; (i) contratti autonomi ed altre garanzie personali rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d'appalto e rispetto degli accordi contrattuali per €1.891 millioni (€1.764 milioni al 31 dicembre 2021), di cui €1.378 millioni a beneficio del consorzio delle società appaltatrici del contratto di costruzione della nave Floating Liquefied Natural Gas (FLNG) per la sviluppo della scoperta di Coral nell'offshore del Mozambico (€1.260 milioni al 31 dicembre 2021); (ili) contratti autonomi rilasciati a banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito per €1,499 milioni (€1,413 millioni al 31 dicembre 2021) a bene ficio del consorzio di finanziatori con i quali è stato strutturato Il project financing dello sviluppo delle riserve gas della scoperta di Coral nell'offshore del Mozambico; (Iv) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte della partecipazione nel progetto eolico offshore Dogger Bank per €1.259 millioni (€494 millioni al 31 dicembre 2021). Nel corso del 2022 la società consolidata Eni North Sea Wind Ltd Iltolare della quola del 20% nei progetti Dogger Bank A, B e C nel Regno Unito è stata conferita nella Joint

venture norvegese Vargrønn AS (Eni 65%). L'impegno effettivo ammonta a €6.859 milioni (€1.816 millioni al 31 dicembre 2021) In base a quanto previsto dal contratto petrolifero che regola le attività di ricerca e produzione di idrocarburi dell'Area 4 del Mozarribico, Eni SpA In qualità di Parent Company dell'operatore ha emesso contestualmente all'approvazione del piano di sviluppo delle riserve del permesso di esclusiva pertinenza dell'area, una garanzia irrevocabile a beneficio del Governo del Mozambico e di terze parti a copertura di eventuali danni o violazioni contrattuali derivanti dalle attività petrolifore eseguite nell'area contrattuale, comprese le attività svolte da società di scopo quali la Coral FLNG SA. La garanzia a favore del Governo del Mozambico è di ammontare illimitato (impegno non quantificabile), mentre per la parte a copertura di claims di parti terze prevede un massimale di €1.405 millioni La garanzia avrà efficacia fino al completamento delle attività di decommissioning relative sia al piano di sviluppo Coral sia ad altri progetti dell'Area 4 (quali in particolare Mamba). In concomitanza all'emissione di tale garanzia al 100% sono state emesse a favore di Eni SpA delle controgaranzie da parte degli altri Concessionari di Area 4 (Kogas, Galp, ed ENH) e degli altri due soci della joint venture Mozambique Rovuma Venlure SpA (CNPC e ExxonMobil) in proporzione al participating interest in Area 4.

Le garanzie rillasciate nell'Interesse di altri riguardano: (i) la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell'interesse di Angola LNG Supply Service Lle a copertura degli impegni relativi al pagamento delle fee di rigassificazione per €190 milioni (€179 milioni al 31 dicembre 2021) Nel corso del 2022 la società Angola LNG Supply Service Llo è stata conferita ad Azule Energy Holdings Ltd (Eni 50%); (ii) per €167 milioni (€157 milioni al 31 dicembre 2021) la quota di spettanza della società petrolifera di Stato del Mozambico ENH delle garanzie rilasclate a beneficio del consorzio di finanziatori con i quali è stato strutturato il project financing per lo sviluppo delle riserve gas della scoperta di Coral. L'impegno effettivo ammonta a €323 millioni (€124 milioni al 31 dicembre 2021)

RELAZIONE SULLA GESTIONE

BILANCIO CONSOUDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

325

Impegni e rischi

(E millioni)	31.12.2022 31.12.2021
Impegni	77.487	75.201
0.1.01 Rischl	1.228	934
	28 709	76.135

GII Impegni riguardano principalmente: (i) le parent company guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore Exploration & Production per l'attività di esplorazione e produzione di Idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire, in €73,394 milloni (€70.039 millioni al 31 dicembre 2021). L'incremento è riferito principalmente a differenze di cambio da conversione, (ii) la parent company guarantees per un ammontare complessivo di €3.748 milloni (€3.532 millioni al 31 dicembre 2021) rilasciata nell'interesse di Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV a seguito dell'accordo con la società Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), che ha portato all'acquisizione del 20% della società ADNOC Refining e alla costituzione della joint venture ADNOC Global Trading Ltd dedicata alla commercializzazione di prodotti petroliferi. La parent company guarantee rimarrà in essere fino a quando sarà mantenuta la partecipazione azionaria; (III) gli impegni della linea di business Plenitude per l'acquisto di progetti nel campo delle energie rinnovabili in Spagna, Stati Uniti e Italia per €210 milloni.

I rischi riguardano: (i) indennizzi relativi a impegni assunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per €262 milioni (€246 millioni al 31 dicembre 2021); (II) rischi di custodia di beni di terzi per €957 milioni (€688 milioni al 31 dicembre 2021),

Altri impegni e rischi

Gli altri impegni e rischi Includono la Parent Company Guarantee filasciata nell'interesse della società a controllo congiunto Cardón IV SA (Eni 50%), titolare della concessione del giacimento Peria in Venezuela, per la fornitura a PDVSA GAS del gas estratto fino all'anno 2036, termine della concessione mineraria. In caso di inadempimento dell'obbligo di consegna il valore della garanzia sarà determinato secondo la legislazione locale. Il valore complessivo della fornitura in quota Eni (50%) parl a circa €13 millardi, pur non costituendo un riferimento valido per valorizzare la garanzia prestata, rappresenta il valore teorico massimo del rischio. Analoga garanzia è stata prestata ad Eni da PDVSA per l'adempimento degli obblighi di ritiro da parte di PDVSA GAS.

GII altri impegni includono gli accordi assunti per le iniziative di forestry, poste in essere nell'ambito della strategia low carbon definità dall'impresa e riguardano in particolare gli impegni per l'acquisto, fino al 2038, di crediti di carbonio prodotti e certificati secondo standard internazionali da soggetti specializzati nei programmi di conservazione delle foreste.

In data 5 febbraio 2021 era stato stipulato da EnlServizi SpA per conto di Eni SpA un addendum al contratto di locazione di Imrnobile da costruire, sottoscritto tra Eni e la Società di gestione del fondo di investimento immobiliare proprietario del nuovo complesso in corso di costruzione in San Donato Milanese (la Proprietà) prevedendosi, fra l'altro, la posticipazione della data di consegna dell'immobile dal 28 luglio 2020 al 31 dicembre 2021 Al 31 dicembre 2022 il complesso immobiliare non era ancora nella disponibilità di Eni, la quale ha applicato alla Proprietà penall per ritardata consegna parì a circa €18 milloni, così come previste dal contratto di locazione e assistite da fidejussione a prima richiesta. La Proprietà asserisce che la ritarda consegna dipende da fattori non interamente riconducibili alla stessa: (1) gli effetti della orisi pandemica; (il) presunti difetti rilevati in relazione a lavori propedeutici alla cessione dell'area; (II) presunt vizi progettuali. Anche sulla base di tall doglianze, la Proprietà ha manifestato l'intenzione di non riconoscere le penall chieste da Eni, nonché di richiedere a EniServizi e/o Eni una parte dei claim avanzati dall'appaltatore nel confronti della Proprietà medesima Eni ed EriServizi, ribadendo la loro estraneità rispetto al rapporti contrattuali intercorrenti tra la Proprietà e il suo appaltatore, sostengono che i ritardi di cui i punti (i) e (il) sono stati oggetto di transazione nel citato accordo del 5 febbraio 2021 che li considerava nella nuova data di consegna del 31 dicembre 2021. Per quanto riguarda i presunti vizi progettuali di cui al punto (III), la Proprietà in sede di contratto di acquisto dell'area dichiarò di aver accettato il progetto senza alcuna riserva ne eccezione, assumendosi comunque ogni conseguente rischio e responsabilità, nonché accettando espressamente di non avere titolo a qualsivoglia maggiore pagamento, indennizzo o proroga di termini in dipendenza del contenuto del progetto o di errori, omissioni o altri difetti del progetto. Quanto precede costituisce oggetto di comunicazioni stragiudiziali intercorse tra le parti, non essendo stato instaurato, ad oggi, alcun contenzioso. Al momento, duraque, non si conoscono quali potrebbero essere "petitura", "causa petendi" e allegazioni probatorie di un'eventuale azione gludiziale da promuoversi a cura della controparte.

inoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e/di rami aziendali o di operazioni di perdita del controllo, Egli ha assunto rischi non quantificabill per eventuali indennizzi a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale correlabili al periodo durante il quale tali attività erano operate da Eni o anche a seguito del deconsolidamento di controllate. Eni ritiene che tall rischi non comporteranno effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.

Gestione dei rischi finanziari

Di seguito è fornita la descrizione dei rischi finanziari e della relativa gestione. Con riferimento al rischio di credito i parametri adottati per la determinazione delle expected loss sono stati aggiornati per tener conto degli impatti connessi al conflitto tra Russia e Ucraina e della crisi energetica in atto.

Al 31 dicembre 2022 la Società dispone di riserve di liquidità che il management reputa sufficienti a far fronte alle obbligazioni finanziarle in scadenza nei prossimi diciotto mesi.

Rischi finanziari

La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di Indirizzo emanate dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA nell'esercizio del sua ruolo di indirizzo e di fissazione del limiti di rischio, con l'oblettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari ("Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo del rischi finanziari"). Le "Linee di indirizzo" definiscono per ciascuno del rischi finanziari le componenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l'obiettivo di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura dei lirniti, Il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.

Rischio di mercato

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopraindicate "Linee di indirizzo" e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato sulle Strutture di Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance International SA e Banque Eni SA, quest'ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di "Concentration Risk") nonché su Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA per quanto altiene alle attività in derivati su commodity. In particolare, Finanza Eni Corporate e Eni Finance International SA garantiscono, rispettivarnente, per le società Eni italiane e non italiane la copertura del fabbisogni e l'assorbirnento dei surplus finanziari; su Finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati finanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA assicurano la negoziazione sul mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l'attività di execution. Eni SpA ed Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA (anche per tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legall di Eni che hanno necessità di derivati finanziari attivano tall operazioni per Il tramite di Eni Trade & Blofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA ed Enl SpA sulla base delle asset plass di

competenza. I contratti derivati sono stipulati con l'obiettivo di minimizzare l'esposizione al rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di pambio economico in un'ottica di ottimizzazione Eni monitora che ogni attività in derivați classificata come risk reducing sia direttamente o indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed effettivamente ottimizzi Il profilo di rischio a cui Eni è esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati rion sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L'attività di trading proprietario è segregata ex ante dalle altre attività in appositi portafogli di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA e la relativa esposizione è soggetta a specifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attività di trading proprietario, a livello di Eni, è confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento definito attraverso le "Linee di indirizzo" prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Stop Loss, ossia della massima perdita reallazabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e di Soglie di revisione struttegia, ossia del livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione della strategia utilizzata, e in termini di Value at Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di merciato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici del netting. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Cornitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell'ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio. Favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Operativa. Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, la "Linee di indirizzo" definiscono le regole per una gestione finalizzata all'attimizzazione dell'altività "core" e al perseguimento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini commerciall/Industrial)

In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi con riferimento all'esposizione di natura commerciale e di frading proprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA. La delega a gestire il rischio di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attività (di natura commerciale e di trading), accentrano

INTANCIO CONFORTO

le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni commerciall Eni, garantendo i servizi di execution nell'ambito dei mercati di riferimento,

Nell'ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziano approvato dal Consiglio di Amministrazione, Eni ha definito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidità all'interno della quale si individua l'ammontare di liguidità strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l'obiettivo di ottimizzazione del rendimento pur garantendo la massima tutela del capitale e la sua Immediata liquidabilità nell'ambito dei limiti assegnati. L'attività di gestione della liquidità strategica comporta per Eni l'assunzione di rischio mercato riconducibile all'attività di asset management realizzata framite operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli oblettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata della liquidità. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.

Rischio di mercato - tasso di cambio

L'esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall'operatività dell'impresa in valute diverse dall'euro (principalmente Il dollaro USA) e determina i seguenti impatti: sul risultato economico per effetto della differente significatività di costi e ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio il risultato. economico e patrimonio netto per effetto della conversione di attività e passività di aziende che redigono il biliancio con moneta funzionale diversa dall'euro. In generale, un apprezzamento del dollaro USA rispetto all'euro ha un effetto positivo sull'utile operativo di Eni e viceversa. L'obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transattivo e l'ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodity; il rischio derivante dalla maturazione del reddito d'esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attività e passività di aziende che redigono || bilancio con moneta funzionale diversa dall'euro non è di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica.

Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di business colnvolte e coprendo con Il mercato l'esposizione residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire l'esposizione residua, le "Linee di indirizzo" ammettono l'utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in parficolare swap e forward, nonche opzioni su valute). Per quarito attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolate sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari Info-provider pubblici. Il VaR derivante dall'accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio parametrico (varianza/ covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.

Rischio di mercato - tasso d'Interesse

Le oscillazioni del tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell'impresa e sul livello degli oneri finanzlari netti.

Lobiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti e approvati nel "Piano Finanziario". Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di finanza; accentrata, raccolgono | fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del "Piano Finanziario" e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare Interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari Info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio parametrico (varianza/ covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni

Rischio di mercato - commodity

Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base producano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un Impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile alle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione strategica: esposizioni Identificate direttamente dal Consiglio di Amministrazione in quanto frutto di scelte strategiche di investimento o al di fuori dell'orizzonte di pianificazione del rischio. Includono, ad esempio, le esposizioni associate al programma di produzione delle riserve, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (già stipulati o previsti), Il margine derivante dal processo di trasformazione della chimica, il margine di raffinazione e gli stoccaggi di lungo periodo funzionali alle connesse attività logistico;industriali: (li) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni & cofetituita dalle componenti contrattualizzate collegate alle attività commerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma afferenti l'orizzonte temporale del piano guadriennale e del budget, le componenti non ancora contrattualizzate ma che lo sararino con ragionevole certezza (esposizione committed) o le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commercialli sono connotate dalla presenza di attività/di gestione sistematica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento tramite l'implementazione di una o più strategie e sono soggette

a limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop Loss). All'interna delle esposizioni commerciali sono ricomprese, In particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flessibilità/opzionalità degli asset, (iii) esposizione di trading proprietario: operazioni attuate in conto proprio In ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery con l'intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di prezzi, spread e/o volatilità attuate in conto proprio ed effettuate a prescindere dalle esposizioni del portafoglio commerciale, dagli asset fisici e contrattuali, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Il rischio strategico non e oggetto di sistematica attività di gestione/copertura, che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo svolgimento di attività di hedging del rischio strategico, dato il carattere di straordinarietà, è demandato al top rnanagement previa autorizzazione da parte del Consiglio di Arnministrazione. Sempre previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione, le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere implegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commerciale al fine di sfruttare opportunità di naturale compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso agli strumenti derivati (attivando pertanto logiche di mercato interno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l'obiettivo di risk management Eni è l'ottimizzazione delle attività "core" e preservare i risultati economici/ finanziari. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dall'esposizione commerciale, Eni, per mezzo delle unità di Trading (En) Trade & Blofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA) per la gestione del rischio commodity e delle competenti funzioni di finanza operativa per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti derivati negoziati nei mercați regoliati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contralli swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del settore, Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di Business esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio della simulazione storica ponderata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno.

Rischio di mercato - liquidità strategica

Il rischio di mercato riveniente dall'attività di gestione della porzione di riserva di liquidità denominata "liquidità strategica" è ldentificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di Investimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione o quando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il mantenimento della riserva di liguidità si propongono principalmente di garantire la flessibilittà finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es difficoltà di accesso el credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie) ed è dimensionata in modo da assicurare la copertura del debito a breve termine e del debito a medio-lungo termine in scadenza in un orizzonte temporale di 24 mesi. Al fine di regolare l'attività di investimento della liquidità strategica. Eni ha definito una politica di investimento con specifici obiettivi e vincoli, articolati lo termini di tipologia di strumenti finanziari che possono esse re oggetto di investimento, nonché limiti operativi, quantitativi e di durata; ha individuato altresì un insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di controllo. Più In particolare, l'attività di gestione della liquidirà strategica è sottoposta a una strutture di limiti in termini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con holding period 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), Stop Loss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emittente, comparto di attività e Paese di emissione, duration, classe di rating e tipologia degli strumenti di investimento da inserire nel portafoglio, volti a minimizzare sia il rischio di mercato che quello di liquidità. In nessun caso è permesso Il ricorso alla leva finanziaria ne la vendita allo scoperto. L'operatività della gestio ne obbligazionaria ha avuto inizio nel secondo semestre 2013. per il Portafoglio espresso in euro, e nel 2017 per il Portafoglia perresso in USD. Al 31 dicembre 2022 il rating del portafoglio complessivo di Liquidità Strategica è pari a A/A- In lieve miglioramento rispetto a quello di fine 2021.

Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2022 In termini di VaR (raffrontati con quelli dell'esercizio 2021) per quanto attiene al rischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione); relativamente alla liquidilla strategica è riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di Inleresse.

DILANCIO CONSOLIDATO

(Value at Risk - approccio parlanze/covarianze; holding period: 20 glorni; intervallo di confidenza: 99%)

(€ millon)		2022				2021
	om/submon	Minimo		Media Fine esercizio	Magemo	Minimo		Media Fine esercizio
Tasso di Interesse "!	9,05	2,61	5.19	3.22	11.04	1.29	3,32	3,66
Tasso di carnolo"	0.95	0.09	0.20	034	0.28	0.11	0.18	0.12

(a) vella i elle la Valla Valla Valla Valland de squenti si Lillive di Finnza operative En Carporale. En France (nernal on) Sa e Bonge En Sa

(Value al Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)

		2022				2021
(E million)	MASSIMO	Minimo		Media Fine esercizio	MBBSITIO	Minimo		Media Fine esercizio
Portfollo Management Esposizioni Corrimercially	800.39	30,65	261.41	30.65	42.76	2.91	23,80	2,91 (
Trading "	7,63	0.07	0.36	0.04	1,03	0.12	0.37	0.20

(g) / permento comision of bronnes Oldal Gas & LNG Portolog Power Centration & Makeling Plexions & Nations Plansuale En Twelling & Blakeling, Pleasuna En Classe Energy Mara (con linea (alle contribute in estable) a Van Player (en Canciente on Thina Chinato nel Penilude nel Penilude nel evis del Peniude nel evis dell'anno pellente per (d) Lating proprietico coss commodily, medionel innativi, il espo e in Taxing & Blobel Entrep Markets Clandre Brogingo e o Th Trading

[uglang Inc (Houston),

(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
------------------------------------------------------	--	--

		2022
(€ million)	OUTSBITTD	MIrilitio	Media Fine esercizio	Mussimo	Minimo		Media Fina esercizio
Liguidha strategioa Portatogilo europio	0.30 -	0.16	023 - 1 0.16	0.40	0.29	023	030

(a) Coperatività della pentifone del portulogico di liguidita si mizinte nell'luglio 2013

(Sensitivity - Dollar Value of 7 basis point - DVBP)

		2022			2021
(Strilloni)	Massimo	Minimo		Madia Fine esercizio	Massimo	MInima		Media Fine esercizio
Liguidità strategica Portafoglio dollaro USAA	0.13	0.04	008	0.04	0.74	0.05	0.11	0.13

(o) L'opisi alle della gestional del portalogica in clollari ISA e iniciali e iniziata e l'argualo 2017.

Rischio di credito

Il rischio di credito rappresenta l'esposizione dell'impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Eni ha definito policy di gestione del rischio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle controparti delle transazioni commerciali e finanziarie nell'ambito del modello di finanza accentrata prescelto. Eni ha adottato un modello per la quantificazione e il controllo del rischio credito basato sulla valutazione dell'Expected Loss. L'Expected Loss costituisce Il valore della perdita attesa a fronte di un credito vantato nei confronti di una controparte, per la qua-

le si stima una probabilità di default e una capacità di recupero sul credito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given Default.

All'interno del modello di gestione e controllo del rischio credito, le esposizioni creditizie sono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura commerciale, sostanzialmente relative al contratti di vendita delle commodity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finanziaria relative agli strumenti finfanziari utilizzati da Eni, quali depositi, derivati e investimenti-in titoli mobiliari

Rischio credito per esposizioni di natura commerciale

Relativarnente al rischio di credito in transazioni di natura commerciale, la gestione del credito è affidata alle unità di business e alle funzioni specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedicate, ed è operata sulla base di procedure formalizzate per la valutazione e l'affidamento delle controparti commerciali, per il monitoraggio delle esposizioni creditizie, per le attività di recupero crediti e dell'eventuale gestione del contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli Indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente, in particolare la rischiosità delle controparti commerciali è valutata attraverso un modello di rating interno che combina i diversi fattori predittivi del default derivanti dalle variabili di contesto

Rischio credito per esposizioni di natura finanziaria

Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanziaria derivante essenzialmente dall'implego della liguidità corrente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie valutate al fair value, le policy interne prevedono il controllo dell'esposizione a della concentrazione attraverso limiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenți a diverse classi di controparti finanziarie, definite a livello di Consiglio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA (EGEM) e da Eni Trade & Biofuels SpA (ETB) ed Eni Trading & Shipping Inc (ETS inc) per l'attività in derivati su commodity nonché dalle società e aree di business limitatamente alle operazioni su fisico con controparti finanziarie, in coerenza con Il modello di finanza accentrata. Nell'ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuali per clascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a clascuna un limite massimo di affidamento per la singola entità legale e complessivamente per il gruppo di appartenenza. che viene monitorato e controllato attraverso la valutazione giornaliera dell'utilizzo degli affidamenti e l'analisi periodica di Expected Loss e concentrazione.

Rischia di liguirilia

Il rischio liquidità è Il rischio che l'impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) a di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cui l'impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale. Tra gli oblettivi di risk management di Eni vi è Il mantenimento di un ammontare adeguato di risorse finanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell'accesso ai mercato dei capitali) ovvero

economico, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di pagamento e dalle informazioni dei principali info provider specialistici. Per le controparti rappresentate da Entifà Statali o ad esse strettamente correlate (es. National Dil Company) la Probability of Default, rappresentata essenzialmente dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, i Country Risk Premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l'Impairment degli asset non finanziari. Infine, per le posizioni retail, in assenza di rating specifici. la rischiosità è determinata differenziando la clientela per cluster omogenei di rischio sulla base delle serle storiche dei dati relativi agli Incassi, periodicamente aggiornate.

per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa al progetti di sviluppo dell'azienda. A tal fine Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine e ad alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Società ritiene di disporre di fonti di finanziamento plù che adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito nonché l'aocesso, tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, a un'ampia gamma di tipologie di finanziamento.

A fronte dell'accresciuta volatilità dei mercati delle commodity e del connesso maggior impegno finanziarlo legato alla marginazione del derivati in commodity, Eni ha rafforzato ulteriormente la propria flessibilità finanziaria tramite l'attivazione di nuove linee di finanziamento. Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale II Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2022 il programma risulta utilizzato per €15,8 millardi (di cui Eni SpA per £13,4 millardi). Standard & Poor's assegna ad Eni II rating A- con outlook Stabile per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody's assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Negative per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni Il rating A- con outlook Stabile per il debito a lungo termine e F1 per Il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del fating sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni. Nel corso del 2022 Moody's ha rivisto l'outlook di Eni da Stabile a Negativo in virtu del peggioramento dell'outlook italiano.

Nel corso del 2022 Eni ha rinegoziato ed ampliato il proprio portafoglio di linee di credito committed tramite la stipulazione di una linea di credito sustalnability-linked sindacata con un pool di banche per un ammontare di €6,0 miliardi. Al 31 dicembre 2022 il valore complessivo delle linee di credito committed disponibili è pari a €8,1 miliardi

BILANCIO CONSOLIDATO

川プスフリ

Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti

Nella tabella che segue sono rappresentati gli pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziali e alle passività per beni in leasing compresi i par interessi, alle passività per strumenti finanziari derivati.

	Anni di scadenza
(E milloni)	2023	2024	2025	2026	2027	OHTA	Totale
31 12.2022
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve	2 803	2339	2.640	1200	1.927	9.246	22.333
Passività finanziarie a breve termine	4,446						4.446
Passività per beni in leasing	851	504	449	365	347	2312	4.904
Passività per strumenti finanzieri derivati	9.042		51	54		100	9.326
	17.222	2,924	3.136	3.717	2.274	11.738	41.011
Interessi su debili finanziari	590	494	459	365	284	716	800 3
interessi su passività per beni in leasing	235	209	184	165	147	685	1.625
	825	703	643	530	HB1	1.401	4.539
Baranzie finanziaria	899 1						1.000

	Arini di scadenza
	2022	2023	2024	2025	2026	ollie	Tolale
31.12.2021
Pasalvità finanziarie a lungo termine e quote a breve	1.903	4.330	2.272	2616	3.910	10.668	28.700
Passività finanziarie a breve terrilre	2.299						2.299
Passività per beni in leasing	920	евв	365	COR	481	2.147	15.309
Passività per strumenti finanziari derivati	12911	3	67		23	28	13.020
	11.033	5.030	2.698	3.124	4.474	12,843	10:342
Interessi su debiti finanziari	475	462	386	359	286	905	2.873
Interessi su passività per beni in feasing	282	247	214	184	155	681	1.763
	757	700	GOD	513	1111	1.686	4.636
Garanzie finanziarie	1.599						1.599

Le passività per beni in leasing comprensivi della quota interessi è riferibile per €760 milloni (€2.370 milioni al 31 dicembre 2021) alla quota di competenza dei partner delle · Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a joint operation non incorporate operate da Eni che sarà recu-

perata attraverso Il meccanismo di riaddebito delle cash call,

fronte dei debiti commerciali e altri debiti.

	Anni di scadenza
(€ millonl)	2023	2024-2027	Olire	Totale
31 12 2022
Debiti commerciali	19.527			19.52
Altri debiți e anticipi	6.182	77	710	6 369
	25.709	77	110	>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>

		Anni di scadenza
	2022	2023-2026	Ofire	Totale
31.12.2021
Debill commerciall	16.795			16.705
Altri debiti e anticipi	4.926	112	109	5.146
	RASSO	112	100	27.041

Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali27

In aggiunta al debiti finanziari, alle passività per beni in leasing e al debiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patri moniale, Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento di una penale, il cul adempimento comporterà esborsi negli esercizi futuri. Tall obbligazioni sono valorizzate in base al costo netto per l'impresa di terminazione del contratto, costituito dall'importo minimo tra i costi di adempimento dell'obbligazione contrattuale e l'ammontare dei risarcimenti/penalità contrattuali connesse al mancato adempimento.

Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay in base al quall Eni ha l'obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management

Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principa-Il obbligazioni contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere pagati nel 2023 per lo smantellamento degli asset Oll & Gas e per il risanamento ambientale si basano sulle stime della direzione e non rappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura.

	Anni di scadenza
	2023	2024	2025	2026	2027	Ollra	Tatale
(E millori)	605	440	370	370	485	11.622	13.984
Fille dillulphp i o onvarioska in itsoo	GGT	507	400	317	306	838-1	3.917
Holtolorial product a legitely itso		99.076	20.737	000 11	14.056	04.970	207 alla
lemegni di nequisto"	44.712
- GBB					13 926	64.698	2011 160
Toke or pay	40.628	38.547	25 250	18.717
Ship of pay	915	200	479	250	121	249	2 4017
- Allri Impegni di acquisto	3772	463	ਦੇਸ਼	13	9	29	H.7 HA

And Impegni
- Memorandum di Interni Val d'Agri							225.402
Tatalli	45.002	40.4020	26.121	10,673	14.047	77.986

do il contra insumentante e primera esta che el penning a sadenare il ministe nell'interna di pentrement di representant per processione de proce, la messant massant de pace, (o) filmowing noggy it anquilio de an.
(o) filmintano inqego de an.
(o) filmintano inqegal di ani.
(o) filishminono inqegal di ani e level este l'interen e childrin an odemiz

Impeoni per Investimenti

Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma d'investimenti tecnici e in partecipazioni di circa €37 milliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferirnento alla data di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un progetto è considerato commilitad quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione | contratti di procurement.

Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investimenti ambientali.

	Anni di scadenza
	2023	2024	2025 7	3056	Olive	Totale
(E milioni)	8.080 =	0.093	3.845	2047	3.785	051722
mpeoni per investimenti commilied

(27) I hagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alle nota n 22 - Fondi per benefici al dipendenti

Kraynats

17.75751

Altre informazioni sugli strumenti finanziari

		2022		2027
(E millori)	Valore di sorizione	Conto egenomico	Proventi (oneri) filevall a Altre component Gell'utlle complessivo	Valore di Buchzigel	Conto economico	Proventi (oneri) rilevati o Alte componenti complessivo
Strumenti finanziari velulati al fuir value con affetti a conto confornizo:
- Attivita finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico"11	8251	(55)		0.301	11
- Strumenti derivati non di copertura e di trading™	2006	(1,723)		(611)	507
Parteclpozioni minoritarie valutate al tair value!"	1 202	361	56	1.294	230	מסו
Creciti e debiti e allività/pessività valutate di costo ammoriizzato:
- Crediti commerciali e alla creditim	21.396	31		19.724	(226)
Crediti finanziarile	3.415	(16)		G. 140	39
- Trailler	ਜ਼ਿੰ			ਦੇਡ
- Debili commerciall a all debition	25.897	ਦਿਤ		21.941	(80)
- Debili finanziari"!	26.917	(692)		21794	(280)
Attività (passività) nelle per comratti denvati di coperturale	(129)	(4.677)	794	06	(215)	(1.264)

(6) Cal afletti a conto sconomico sono stini rilevali nel "Proventi (onero) finanzian".

(b) be letter e contraction in the end "Air provent (port) opportur par C. 756 milion of 2021) e n/ Provint (oner i proventi or €03 millen on 2021) e n/ Provint (quint) from

(c) Gl (plent (connection in 1 Procent (pell parante) de l'estimator) - Provincial a and evel it of C47 milion of the excluded on C47 milion of the R2 milion of the C47 milio (o) the minere contre learning and control in the minimal and meet and climination in the minimel and climan elience and climanelleri
es Children consent and Province (Concer

e addio contacterial Triment (Comments of Corners) di inimes i parti color (nema material de anno inverse ellellive per 0.00 million (de milion (de milion (de milion (de mili

Informazioni sulla compensazione di strumenti finanziari

(E milloni)	Ammontare lardo delle ottività e passività finanziarie	Ammontere lorda delle attività e passivita finanziane compensate	Ammontare natto delle attività e passivite finanziarie rilevate nella schema di state ip errarios ollar
31.12.2022
ASHIVITY DINARY HITS
Creati commerciali e all'i crediti	23.548	2.706	20.840
Alte attività correnti	78.684	5.863	12821
Altre attivité non corrent	2 238		2236
Passivité finanziarie
Debiti commerciali e altri debiti	28.415	2.706	28.709
Allre passività correnti	183396	5.863	12.473
Altre passività non correnti	3.234		3.234
21.12.2021
Atlvito finanziorio
Creati commerciali s alto creati	20.461	1.611	18850
Altre attività carrenti	20.791	7.187	13.6-H1
Alte attivita rion correnti	1.031	2	1.029
Possività frianzione
Debiti commerciall e altri debiti	28.331	1.611	21.720
Altre passività correnti	22.913	7.157	15.756
Altre passivilà non correnti	224B	2	2.246

La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda: (1) crediti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production per €2.651 millioni (€1.540 millioni al 31 dicembre 2021) e crediti e debiti commerciali di Eni Trading & Shipping

Inc per €55 milloni (€71 milloni al 31 dicembre 2021); (II) altre attività e passività correnti e non correnti lelative a strumenti finanziari derivati per €5,863 milioni (€7.159 milloni al 31 dicembre 2021).

Contenziosi

Eni SpA è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente disponibili, tenuto conto del cibli stanziati e rappresentando che in alcuni casi non è possibile una stima attendibile dell'onere eventuale, Eni ritiene che verosimilmente da tali procedimenti ed azioni non deriveranno effetti negativi rilevanti. Oltre a quanto indicato nella nota n. 21 - Fondi per rischi e pneri, di seguito sono sintetizzati i procedirnenti più significativi per i quali, generalmente e salvo diversa Indicazione, non è stato effettuato uno stanziamento al fondo rischi In quanto un esito sfavorevole è giudicato improbabile o l'entità dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.

1. Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente
1.1 Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura penale
1) Eni Rewind SpA (quale società incorporante EniChem Agricoltura SpA - Agricoltura SpA In liquidazione - Eni-Chem Augusta Industriale Srl - Fosfotec Srl) - Sito di Crotone (Discarica di Farina Trappeto). Nel 2010 è stato avviato presso la Procura di Crotone un procedimento penale per disastro ambientale, avvelenamento di sostanze destinate all'alimentazione ed omessa bonifica in relazione all'attività della discarica ex Montedison "Farina Trappeto", divenuta di proprietà del Gruppo Eni nel 1991. data a partire della quale, non vi è stato più alcun conferimento di rifiuti con successiva messa in sicurezza nel 1999-2000. Il procedimento vede imputati alcuni dirigenti di società del Gruppo Eni che si sono succedute nella proprietà della discarica a partire dal 1991 Conclusa l'attività da parte del periti nel corso del 2014, gli atti sono stati restituiti alla Procura. A seguilo della richiesta di rinvio a giudizio della Procura si è svolta l'udienza preliminare. Nonostante in sede di discussione, il PM procedente abbia chiesto il proscioglimento di tutti gli imputati, lo scorso 17 gennaio 2020, Il GUP ha chiesto al PM di modificare i capi d'imputazione al fine di meglio precisare modalità e tempi di commissione delle singole condotte contestate. Il PM ha perciò provveduto a precisare, per clascun impulato, il perlodo temporale della presunta posizione di garanzia rivestità, e all'esito dell'udienza preliminare, il 1luglio 2020 Il GUP ha pronunciato sentenza di non luogo a provedere nel confronti di tutti gli imputati e in relazione a tutte le contestazioni, alcuni per non aver commesso il fatto e altri per intervenuta prescrizione. In relazione ai suddetti casi di intervenuta prescrizione la Società ha, ritenuto di promuovere appello avverso la sentenza del GUP al fine di ottenere un'assoluzione nel merito. Si è in attesa di fissazione del giudizio di appello.
Eni Rewind SpA Crotone Omessa Bonifica. Nell'aprile del 2017 è stato aperto dalla Procura di Crotone un ul-

terlore procedimento penale sulle attività di bonifica del sito di Crotone nel suo complesso. Nel frattempo, nella prima metà del 2018, il nuovo progetto di bonifica presentato dalla Società è stato ritenuto approvabile da parte del Ministero dell'Ambiente. In attesa delle determinazioni del Pubblico Ministero è stata depositata una memoria difensiva per riassumere l'attività svolta da Syndial (ora Eni Rewind SpA) in terna di bonifica, espressiva della chiara volontà di intervenire in modo risolutivo, e ottenere un'archiviazione del procedimento penale. In dala 3 marzo 2020 è stato emanato Il Decreto Ministeriale di approvazione del POB Fase 2. Il Pubblico Ministero ha presentato richiesta di archiviazione e il GIP ha fissato una udienza camerale. Con ordinanza del 10 gennaio 2022 Il GIP di Crotone ha disposto l'esecuzione di una CTU a esito della quale è stato accertato come Eni Rewind abbia eseguito le attività ambientali nelle aree di sua proprietà in coereni za con i decreti autorizzativi della medesime. Si rimane in attess della determinazione del Pubblico Ministero conseguente al deposito di questa consulenza integrativa.

Eni Rewind SpA e Versalis SpA - Darsena Porto Torres. 1113 Nel 2012 Il Tribunale di Sassari, su richiesta della Procura, ha disposto lo svolgimento di un incidente probatorio relativamente al funzionamento della barriera idraulica del sito di Porto Torres (gestito da Eni Rewind SpA) e alla sua capacità di impedire la dispersione della contaminazione. presente all'interno del sito, nel tratto di mare antistante lo stabilimento. Sono stati Indagati gli amministratori delegati di Eni Rewind e Versalls, oltre ad alcuni altri manager delle due società, per i quali la Procura aveva richiesto il rinvio a giudizio. Il Tribunale ha autorizzato la citazione dei responsabili civili Eni Rewind e Versalis. Le parti civili costituite hanno chiesto la liquidazione del danno ambientale: Il Ministero e la Regione Sardegna per oftre €1,5 milliardi, mentre le altre parti civili si sono rimesse alla valutazione equitativa del Gludice, Il Tribunale, nel luglio 2016 ha assolto gli indagati Eni Rewind e Versalls per il reato di disastro ambientale è delurpamento di bellezze naturali (golfo dell'Asinara), condannando 3 dirigenti Eni Rewind SpA ad un anno, con peria sospesa per il reato di disastro ambientale colposo limitatamente al periodo agosto 2010-gennaio 2011. La difesa ha presentato appello. Il processo davanti la Corte d'Appello di Cagliari - Sez distaccata di Sassari si è concluso in data 14 dicembre 2021, con una sentenza di conferma della condanna dei tre imputati ad un anno di reclusione per il reato di disastro innominato colposo, nonche alle conseguenti statuizioni civili. Anche in ragione della omessa valutazione in sentenza delle argomentazioni scientifiche esposte dai consulenti tecnici della difesa nella relazione tecnica depositata in giudizio, che dimostrano la totale assenza di un pericolo per la pubblica Incolumità in area Darsena servizi, è stato depositato Ricorso per Cassazione avverso la sentenza della Corte d'Appello. Il giudizio pende in Cassazione.

UILAINGIU DI LUNINGER

VI)

87 / 7 9 / 67

Eril Rewind SpA - Discarica di Minciaredda, Sito di Porto Torres. Nel 2015 il Tribunale di Sassari, su richiesta della Procura, ha disposto il sequestro dell'area di discarica interna allo stabilimento di Porto Torres denominata "Minclaredda" | reati contestati agli indagati sono gestione di discarica non autorizzata e disastro ambientale mentre a Eni Rewind SpA è stato contestato il corrispondente Ille cito amministrativo ai sensi del D.Lgs. 231/01. Con riferimento all'iter di bonifica dell'area Minciaredda, nel luglio 2018 è stato decretato il progetto di bonifica dei suoli e delle falde cd. Nuraghe Fase 1. All'esito delle indagini preliminari è stata presentata richiesta di rinvio a giudizio. In udienza preliminare gli enti territoriali e alcune assoclazioni ambientaliste si sono costituite parte civile. Sono state ammesse la Regione Sardegna, Il Comune di Sassari, Il Cornune di Porto Torres, Il WWF e l'Ente Parco Asinara. Il Gludice ha autorizzato la citazione del responsabile civile Eni Rewind SpA. All'esito dell'udienza preliminare il GUP ha disposto Il rinvio a giudizio degli imputati e della Società davanti al Tribunale di Sassari. Una volta Istaurato il giudizio di primo grado è stata ammessa la costituzione di parte civile del MITE e il Tribunale, accogliendo in parte le doglianze della difesa, ha dichiarato inesistente Il decreto di rinvio a giudizio nei confronti di Eni Rewind quale responsabile amministrativo ex D.Lgs, n. 231/2001, restituendo gli atti al GUR che ha provveduto a celebrare una nuova udienza preliminare a suo carico. All'esito del la nuova udienza preliminare, con sentenza del 31 marzo 2022, Eni Rewind è stata proscioita per improcedibilità dell'azione al sensi del D.Lgs. 237/01 nei suoi confronti e definitivamente estromesso dal processo penale. Nell'ambito del procedimento penale a carico dei dirigenti di Enl Rewind, Invece, in data 13 novembre 2022, il Tribunale di Sassari ha pronunciato sentenza di assoluzione per insussistenza del reato di gestione di discarica abusiva e per non aver commesso il delitto di disastro ambientale doloso. Per gli effetti della pronuncia di assoluzione nel merito non hanno trovato accoglimento le richieste risarcitorie avanzate dalle parti civill MITE, Regione Sardegna, Cornune di Porto Torres, Cornune di Sassari, Ente parco nazionale dell'Asinara e WWF nei confronti degli imputati e di Eni Rewind in qualità di responsabile civile. Dal momento che PM e parti civili hanno depositato all'o di appello avverso la sentenza di primo grado, si resta in attesa di fissazione del giudizio di appello.

Eni Rewind SpA - Palte fosfatiche, Sito di Porto Torres. V) Nel 2015 il Tribunale di Sassari ha disposto, su fichiesta della Procura, li seguestro preventivo dell'area denominata "palte fosfatiche" ubicata all'interno dello stabilimento di Porto Torres. I reati contestati agli indegati sono disastro ambientale, gestione non autorizzata di discarica di rifluti pericolosi e altri reati ambientali. Eni Rewind SpA è stata autorizzata sia dal Prefetto che dal Tribunale, a effettuare il miglioramento della dell'initazione dell'area

di discarioa, l'adozione di dispositivi di monitoraggio ambientale dell'area è delle acque meteoriche. In data 30 maggio 2019 è stato notificato avviso di conclusione delle indagini preliminari. La società Eni Rewind è risultata Indagata ai sensi del D.Lgs. 231/01. Nel novembre 2019 è stata notificata richiesta di rinvio a giudizio. All'esito dell'udienza preliminare, nel corso della quale si è costitulto parte civile il Comune di Porto Torres, Il GUP ha pronunciato nei confronti di tutti gli imputati sentenza di non luogo a procedere per intervenuta prescrizione in relazione ai reati di gestione non autorizzata di discarica e getto pericoloso di cose ex art. 674 c.p. nonché nei confronti di Eni Rewind SpA In relazione all'Illecito amministrativo al sensi del D.Lgs. 231/01, mentre nel 2021 ha disposto il rinvio a giudizio degli imputati davanti al Tribunale di Sassari, limitatamente al reato di disastro ambientale. Una volta instaurato il giudizio di primo grado si è costituito parte civile II MITE. Il Tribunale, in accoglimento delle eccezioni della difesa, ha dichiarato inesistente il decreto di rinvio a giudizio con restituzione degli atti al GUP. Il giudizio pende ora Innanzi al GUP di Sassari, individuato quale gludice competente a decidere.

Raffineria di Gela SpA Eni Mediterranea Idrocarbuti (EniMed) SpA - Disastro Innominato. Procedimento pe nale pendente a carico di dirigenti della Raffineria di Gela e della EniMed per i reati di disastro innominato, gestione illecita di rifiuti e scarico di acque reflue industriali senza autorizzazione Alla Raffineria di Gela è contestato l'illecito annoninistrativo da reato al sensi del D.Lgs. 231/01. Questo procedimento penale aveva inizialmente ad oggetto l'accertamento del presunto inquinamento del sottosuolo derivante da perdite di prodotto da 14 serbatoi di stoccaggio della Raffineria di Gela non ancora dotati di doppio fondo, nonché fenomeni di contaminazione nelle aree marine costiere adiacenti lo stabilimento in ragione della mancata tenuta del sistema di barrieramento realizzato nell'ambito del procedimento di bonifica del sito. In occasione della chiusura delle Indagini preliminari, il Gludice ha riunito in questo procedimento altre indagini aventi ad oggetto episodi inquinanti collegati all'esercizio di altri impianti della Raffineria di Gela e ad alcuni feno; meni di perdita di idrocarburi dalle condotte di pertinenza della società EniMed. Il procedimento è tuttora in corao nella fase dibattimentale.
Eni SpA Indagine Val d'Agri. A valle delle indagini con VII) dotte per accertare la sussistenza di un traffico illecito di rifiuti prodotti del Centro Olio Val d'Aggi (COVA) di Viggiano e smaltiti in impianti di depurazione su territorio nazionale, nel marzo 2016 la Procura di Polenza ha disposto gli arresti domicillari per cinque dipendenti Eni e posto sotto sequestro alcuni impianti funzionali all'attività produttiva In Val d'Agri, che conseguentemente è stata interrotta. La difesa ha condotto degli accertamenti teonici indipen-

denti avvalendosi di esperti di livello internazionale, i quali hanno accertato la rispondenza dell'Impianto alle Best Avallable Technologies e alle Best Practice Internazionell. Parallelamente, la Società ha individuato una soluzione tecnica consistente in modifiche non sostanziali all'impianto, per il convogliamento delle acque risultanti dal processo di trattamento delle linee gas, con la finalità di eliminare l'azione di "miscelazione" nei termini contestati. Tale soluzione è stata approvata dalla Procura, consentendo a Eni di risvviare la produzione e la reiniezione in giacimento nel pozzo Costa Molina 2 nell'agosto 2016. Su richiesta della Regione è stato aperto l'iter amministrativo di riesame dell'AIA. Nell'ambito del procedimento penale, la Procura ha richiesto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati per le ipotesi di traffico illecito di rifluti, violazione del divieto di miscelazione di rifiuti, gestione non autorizzata di rifiuti e falso ideologico in atto pubblico, e la persona giuridica Eni ai sensi del D.Lgs. 231/2001 A seguito dell'udienza preliminare, il processo si è aperto nel novembre 2017. All'esito dell'istruttoria dibattimentale, il Tribunale di Potenza, in deta 10 marzo 202'l, ha emesso || dispositivo di sentenza con cui, in relazione alla contestazione di falso ideologico in atto pubblico, ha assolto tutti gli impulati; in relazione alle contravvenzioni in contestazione, ha dichiarato non doversi procedere per Intervenuta prescrizione, infine, in relazione all'ipotesi di traffico illecito di rifiuti, ha assolto due ex dipendenti del Distretto Meridionale per non avere commesso il fatto, ha condannato sei ex funzionari del medesimo Distretto con sospensione della pena ed ha correlativamente condannato Eni ai sensi del D.Lgs 231/01 alla sanzione di €700.000, disponendo la confisca di una somma quantificata in €44.248.071 ritenulla costituire l'Inglusto profitto conseguito dal realo, da cui detrarre l'ammontare dei costi sostenuti da Eni per le modifiche all'impianto eseguite nel 2016 A seguito del deposito delle motivazioni da parte del Tribunale, è siato prontamente formulato ricorso in Appello avverso tutti i profili di condanna. È stata svolta un'analisi sui profili della condanna di primo grado concludendo. In condivisione con i legali incaricati, per il ragionevole affidamento nella successiva revoca della condanna stessa e si è in attesa di fissazione del giudizio di secondo grado.

viii) Eni SpA - Indagine sanitaria attività del COVA. A valle del procedimento penale per traffico illecito di rifiuti, gli aspetti sanitari ivi in corso di accertamento sono stati oggetto di stralcio in altro procedimento penale. Contestualmente è stata disposta l'Iscrizione di 9 imputati di procedimento connesso per fattispecie contravvenzionali relative a presunte violazioni nella redazione del Docurnento di Valutazione del Rischi occupazionali delle attivita del Centro Ollo Val d'Agri (COVA). Nel marzo 2017, su richiesta del Consulente della Procura, veniva quindi emesso verbale di contravvenzione da parte dell'Ispettorato del Lavoro di Potenza nei confronti dei Datori di Lavo-

ro storici del COVA per omessa è incompleta valutazione del rischi chimici del CDVA. Nell'ottobre 2017 seguiva, su richiesta del Consulente della Procura, provvedimento di UNMIG di rimansionamento di 25 dipendenti presso il COVA per errato giudizio di idoneità alla mansione lavorativa espresso dal medico competente Eni Avverso tale provvedimento veniva proposta formale opposizione che ha portato l'UNMIG a revocare il provvedimento emesso. Sempre nell'ottobre 2017 si apprendeva del mutamento delle ipotesi di reato, per le quali Indaga la Procura, in fattispecie dell'Iluose di disastro, omicidio e lesioni personali colpose, con violazione della normativa in materia di salute e sicurezza. Gli accertamenti tecnici condotti su Incarico di Eni da esperti internazionali hanno accertato l'assenza di alcun rischio derivante dall'attività del COVA per la popolazione del territorio e per i propri dipendenti. Il procedimento è attualmente pendente in fase di indagini preliminari.

Eni SpA - Procedimento penale Val d'Agri - Spill Ser-Ix) = batolo. Nel febbraio 2017 | NOE del reparto di Potenza rinvenivano un flusso di acqua contaminata da tracce di idrocarburi con provenienza non nota, che scorreva all'interno di un pozzetto grigliato ubicato in area esterna rispetto al confine del Centro Olio Val d'Agri (COVA), sottoposto a sequestro giudiziario. Le attività eseguite dall'Eni all'interno del COVA finalizzate a ricostruire l'origine della contaminazione hanno individuato le cause nella mancata tenuta di un serbatoio (ossia il serbatoio "D"), mentre all'esterno del COVA, a seguito del monitoraggi ambientali Implementati, emergeva || rischio - scongiurato - dell'estensione della contaminazione dell'area a valle dello stesso stabilimento. Nell'esecuzione di tali attività Eni ha eseguito le comunicazioni previste dal D Lgs. 152/06 e avviato le operazioni di messa in sicurezza d'emergenza in corrispondenza dei punti esterni al COVA oggetto di contaminazione. Inoltre, è stato approvato il piano di caratterizzazione delle aree interne ed esterne al COVA, agli Enti competenti, ai quali successivamente, è stato trasmesso il documento di Analisi di Rischio. A seguito di fale evento è stata aperta un'indagine penale per i reati di disastro ambientale nei confronti dei precedenti Responsabill del COVA, degli Operation Manager in carica dal 2011 e del Responsabile HSE In carica al momento del fatto nonché nei confronti di Eni al sensi del D.Lgs. 231/01 per il medesimo reato presupposto, e di alcuni pubblici ufficiali appartenenti alle amministrazioni locali per i reati di abuso d'ufficio, falsità materiale e ideologica in atti pubblici commessi nel 2014 e di disastro Innominato nella forma omissiva e di cooperazione colposa commesso nel febbralo 2017. Nell'aprile 2017 Eni ha, di propria iniziativa, sospeso l'attività industriale presso Il COVA, anticipando quanto disposto dalla Delibera della Giunta Regionale. Nel luglio 2017 Eni ha riavviato l'attività petrolifera avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte

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HILANLIG DI ESURULEIU

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della Regione una volta completati gli accertamenti e le verifiche, che hanno confermato l'integrità dell'impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza.

Nel periodo dell'interruzione Eni ha eseguito tutte le prescrizioni degli Enti competenti, compresa la dotazione di un doppio fondo al serbatoio che aveva dato origine allo sversamento, nonché agli altri tre serbatoi di stoccaggio. Attualmente è stato risarcito il darino a quasi tutti | privati proprietari delle aree limitrofe al COVA e Impattate dall'evento; con altri invege le trattative sono ancora in corso: I prevedibili esborsi relativi a tali transazioni sono stati stanziati. Inoltre, Eni, sta eseguendo tutte le attività di bonifica e messa in sicurezza necessarie.

Si segnala, altresi, che nel febbraio 2018 la Società ha impugnato le note del Dipartimento del Vigili del Fuoco dell'ottobre e del dicembre 2017, precisando di non ritenersi obbligata ad effettuare l'integrazione del Rapporto di Sicurezza Ivi richiesta, considerato che i dati acquisiti nell'area interessata dimostrerebbero secondo le valutazioni Eni che la perdita dai serbatoi è stata tempestivamente ed efficientemente controllata e che non si è mai verificata una situazione di pericolo grave per la salute urnana e per l'ambiente.

Nel mese di aprile 2019 sono state disposte nei confronti di tre dipendenti misure cautelari, le quali, a seguito di Impugriazione, sono state annullate dalla Suprema Corte di Casaazione.

Nel settembre 2019 || Pubblico Ministero disponeva la separazione della posizione di un dipendente, all'epoca sottoposto a misura cautelare, dagli altri Indagati Eni, con contestuale formazione nei soll suoi confronti di un autonomo fascicolo e, quindi, richiedeva al Gludice per le Indagini Preliminari l'emissione nei confronti del medesimo del decreto di giudizio immediato ed. custodiale, accolto dal GIP. Il giudizio immediato è attualmente pendente nelle fasi preliminari al dibattimento. Nell'ambito del parallelo procedimento nel confronti dei rimanenti dipendenti e di Eni quale ente responsabile al sensi del D.Lgs. 231/2001, la Procura della Repubblica, dopo aver emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari, ha avanzato richlesta di rinvio a giudizio. All'esito della conseguente udienza preliminare Il GUP, con riferimento all'imputazione ad Eni ex D.Lgs. 231/01 per i fatti sino al 2015, ha emesso sentenza di non luogo a procedere perché il fatto non è previsto dalla legge come reato presupposto dalla responsabilità amministrativa, mentre con riferimento all'Imputazione ad Eni ex D.Lgs. 231/01 per i fatti successivi al 2015, ha accolto l'eccezione difensiva di nullità assoluta della richiesta di rinvio a giudizio, con restituzione degli atti alla Procura della Repubblica.

Infine, Il GUP ha disposto Il rinvio a giudizio dei due dipendenti Eni davanti al Tribunale di Potenza, qualificando l'imputazione nei loro confronti nella fattispecie di reato. di disastro innominato, non aderendo alla qualificazione giuridica richiesta dal Pubblico Ministero al sensi della

nuova fattispecie di disastro ambientale. Nel prosieguo, nell'ambito di detto procedimento, numerose parti hanno presentato istanza di costituzione di parte civile e, nelle more di valutare le richieste di esclusione presentate dalle difese rispetto a quest'ultime, il Tribunale ha emesso Decreto di cliazione di Eni, quale responsabile civile. I due procedimenti a carigo delle persone fisiche, oggi entrambi pendenti nelle fasi preliminari el dibattimento, saranno in seguito riuniti dal Tribunale in un unico processo dibattimentale. Per quanto concerne Eni SpA quale ente ex D.Lgs. 231/01, Il PM ha emesso un nuovo avviso di conclusione delle indagini preliminari

Raffineria di Gela SpA/Eni Mediterranea Idrocarburi (EnlMed) SpA - Gestione rifiuti discarica CAMASTRA. Nel giugno 2018 la Procura di Palermo ha avviato nei confronti delle società Eni Raffineria di Gela e EniMed un procedimento penale che riguarda un presunto traffico illecito di rifiuti industriali provenienti da operazioni di bonifica di terreni, smaltiti presso una discarica di proprietà di una società terza. La Procura ha contestato tale reato agli Amministratori Delegati pro tempore delle due società Eni; alle società è contestato l'illecito amministralivo da reato di cui al D.Lgs. 231/01. La condotta illecita deriverebbe dalla fraudolenta certificazione dei rifluti alfini della ricezione in discarica. A seguito delle attività difensive espletate, la posizione dell'AD della Raffineria di Gela SpA e della medesima società sono state oggetto di richiesta e decreto di archiviazione, mentre per la posizione dell'AD di EniMed e della società è stato chiesto e ottenuto il rinvio a giudizio. Il procedimento è in corso dinnanzi al Tribunale di Agrigento al quale è stato trasferito. per competenza territoriale.
Versalis SpA Sequestro Preventivo presso lo stabilimento di Priolo Gargallo. Nel febbraio 2019 il Tribunale di Siracusa, su richiesta della Procura, nell'ambito di una indagine riguardante i reati di getto pericoloso di cose e di inquinamento ambientale, a carico dell'ex direttore dello stabilimento, di Versalis ai sensi del D.Lgs. 231/2001 e delle altre industrie del Polo industriale, relativa alle emissioni prodotte dal complesso industriale di Priolo Gargallo ha disposto il sequestro preventivo, consentendo la facoltà d'uso, degli impianti di Versalis che, sulla base del rilievi tecnici formulati dai consulenti tecnici nominaji dalla Procura, presentano punti di ernissioni gonvogliațe e diffuse non conformi alle Best Available/Techniques (BAT). Il provvedimento de quo contierie alcuni passaggi relativi al rapporto fra le BAT e le Autorizzazioni Integrate Ambientall (AIA) rilasciate che, secondo le valutazioni tecniche dei consulenti della Procure, non sarebbero legittime in quanto poco coerenti con i dettami normativi. Versalis ha provveduto glà da qualche/anno alla realizzazione dei miglioramenti impiantistici richiesti dalla Procura e dal suoi consulenti e per tale ragione il provvedimento

in questione è stato impugnato dinanzi al Tribunale del Riesame che il 26 marzo 2019 ha disposto il dissequestro degli impianti con annullamento dei decreto. Nel marzo 2021 è stato nolificato avviso di conclusione delle indagini preliminari, con la formulazione da parte della Procura delle lpotesi di reato già ipotizzate in precedenza

xII) Versalla SpA. Sequestro dell'impianto di depurazione gestito da IAS SpA- Priolo Gargallo. In deta 3 febbraio 2022, veniva notificata a Versalis una richiesta di proroga del termine delle indagini preliminari della Procura della Repubblica di Siracusa che - in relazione al sistema di scarichi dei reflui industriali dell'impianto Versalis nel depuratore di Priolo gestito da IAS SpA - Ipotizzava | reati di disastro ambientale (452 quater c.p.) e di violazione della normativa in materia di scarichi, secondo l'assunto accusatorio in corso di consumazione, a carico di due ex direttori dello stabilimento Versalis di Priolo, nonche di un dipendente di Versalis, avente allora un ruolo dirigenziale In Priolo Servizi

Contestazioni analoghe venivano ipolizzate a carico di altri diperidenti delle società coinsediate nel sito Industriale di Priolo Gargallo nonché di IAS SpA, mentre le persone giuridiche Versalis, Priolo Servizi e le altre società colhsediate risultavano Enti Indagati al sensi del D.Lgs. 231/01. In data 15 glugno 2022 venivano notificati l'ordinanza di applicazione di misura cautelare e il decreto di seguestro preventivo con i quali il Giudice per le Indaglni Preliminari presso Il Tribunale di Siracusa disponeva Il sequestro dell'impianto di depurazione e delle quote societarie di IAS SpA, con la nomina di un amministratore giudiziario del beni sottoposti a sequestro.

Con Il medesimo atto, veniva, altresi, disposta nei confronti di vari soggetti indagati, tra cui un ex direttore Versalis dello stabilimento di Priolo e l'ex Direttore Tecnico di Priolo Servizi, la misura interdittiva del divieto di svolgere mansioni nelle società coinvolte nelle indagini nonché presso imprese concorrenti o comunque operanti nel medesimo settore produttivo, per la durata di 12 mesi, successivamente revocata. In data 15 giugno 2022 veniva, inoltre, notificata a Versalis una "Richiesta di Consegna" emessa dalla Procura della Repubblica in relazione a prolocolli attuativi dei modelli organizzativi nonché ad ogni eventuale documentazione correlata di rillevo in materia D.Lgs.231/01 e Versalls provvedeva a consegnare tempestivamente i documenti richiesti. La società ha presentato una nota tecnica volta a dimostrare che il contributo di Versalis SpA all'impianto di depurazione gestito da IAS è pienamente rispettoso delle norme e in ogni caso irrilevante rispetto all'ipotesi accusatoria

In data 23 settembre 2022, è stata notificiata richiesta di incidente probatorio da parte della Procura della Repubblico di Siracusa. Da tale richiesta si è appreso che le indagini sono state estese all'attuale Direttore dello Stabilimento Versalis e all'AD di Priolo Servizi, dipendente di Versalis

SpA. Lincarloo peritale è in corso di esperimento. Parallelamente, in data 31 ottobre 2022, Versalis SpA ha impugnato dinanzi al TAR di Catania l'AlA rilasciata a IAS solo per la parte in cui il provvedimento venga interpretato nel senso di imporre nuovi e diversi limiti allo scarico rispetto a quelli contenuti nelle autorizzazioni in capo alla società. Nel frattempo, è stata sospesa dalla Regione Sicilia l'AlA rilasciata per la gestione, de parte di IAS, del depuratore, II procedimento penale è tuttora pendente in fase di Indagini.

xili) Eni SpA Incidente mortale Piattaforma offshore Ancona. Il 5 marzo 2019 sulla piattaforma Barbara F al largo di Ancona si è verificato un incidente mortale. Secondo la ricostruzione dei fatti, durante la fase di scarico di un serbatoio dalla piattaforma a un supply vessel si è verificalo, per circostanze in corso di approfondimento, l'improvviso cedimento di una parte di struttura su cui era installata la gru, causando la caduta in mare della gru stessa e della relativa cabina di comando. Nella caduta alcuni elementi della gru hanno colpito il supply vessel, ferendo due lavoratori contrattisti a bordo dell'imbarcazione, mentre all'interno della cabina di comando si trovava un dipendente Eni, decedito in tale tragico evento. Due lavoratori contrattisti e la famiglia del dipendente Eni sono stati tutti interamente risarciti. In relazione a fale evenio, la Procura di Ancona ha aperto un'indagine inizialmente contro ignoti disponendo accertamenti tecnici su lutte le parli della gru, immediatamente poste sotto sequestro. Nell'evoluzione delle indagini. Il Pubblico Ministero ha disposto accertamenti tecnici irripetibili, nell'ambito dei quali è emerso che Il procedimento ha visto l'iscrizione quali soggetti Indagati di due dipendenti Eni nonché di Eni stessa quale persona giuridida ai sensi del D.Lga. 231/2001 e di due dipendenti della società contrattista proprietaria dell'imbarcazione. Nel maggio 2021 la Procura di Ancona ha emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari e, a seguito di successiva formulazione della richiesta di rinvio a giudizio, è stata fissata udienza preliminare. All'esito dell'udienza preliminare, Il Giudice ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati ed Ehi quale ente ex D.Lgs. 231/01 davanti al Tribunale di Ancona. Attualmente il procedimento pende in fase di istruttoria dibattimentale.
xiv) Raffineria di Gela SpA e Eni Rewind SpA Indagine Inquinamento falda e iter di bonifica del sito di Gela. A seguito di denunce effettuate da ex lavoratori dell'indotto, la Procura della Repubblica di Gela ha ernesso un decreto d'ispezione e sequestro dell'area denominata Isola 32 all'interno della raffineria di Gela dove sono unicate le vecchie e nuove discariche controllate. Il procedimento penale ha ad oggetto i reati di inquinamento ambientale, ornessa bonifica, lesioni personali colpose e gestione illecita di rifiuti. I reati sono contestati in relazione alla gestione delle attività di bonifica dell'area oggi in capo a Eni Rewind SpA, anche per conto delle società Raffineria di

BILANCID CONSOLIDATO

Gela, Isaf e Versalis, ove sono ubicate le vecchie discariche, alle attività di decommissioning dell'impianto acido fosforioo di proprietà della Isaf gestite sulla base di un contratto di mandato dalla Eni Rewind SpA, nonche alla gestione delle attività in corso di bonifica della falda (efficacia ed efficienza del sistema di barrieramento).

L'Autorità giudiziaria ha proceduto a un'acquisizione documentale presso la sede della Eni Rewind SpA di Gela e della Raffineria di Gela che nel periodo 1 1.2017 ~ 20.3.2019 hanno gestito gli impianti asserviti alla bonifica della faida del sito (TAF Eni Rewind SpA, TAF-TAS di sito e pozzi di emungimento e barriera idraulica). Successivamente è stato notificato un decreto di sequestro di undici piezometri del sistema di barrieramento idraulico con contestuale informazione di garanzia emesso dalla Procura della Repubblica di Gela nel confronti di nove dipendenti della Raffineria di Gela e quattro dipendenti della società Eni Rewind SpA. Sono poi stati disposti accertamenti tecnioi Irripetibili al fine di effettuare delle analisi sia sul piezometri posti sotto sequestro, sia sugli Impianti TAF e TAS, con successivo dissequestro appena conclusi gli accertamenti. In data 11 ottobre 2021 è stato notificato un provvedimento di seguestro preventivo emesso dal Giudice per le Indagini Preliminari di Gela, su richiesta della Procura della Repubblica, con riferimento agli impienti asserviti alla bonifica della faida del sito (pozzi di emungimento della falda e impianto di trattamento TAF) gestiti oggi da Eni Rewind nonché alle aree di stabilimento destinate alla alluazione del progetto di bonifica delle acque di falda, nominando un amministratore giudiziario incaricato della relativa gestione. Le società Enl, da allora, stanno collaborando con l'amministrazione giudiziaria per la prosecuzione delle attività di bonifica e per fornire un quadro chiaro circa la correttezza del proprio operato. Frattanto la Procura della Repubblica di Gela ha notificato l'avviso di conclusione delle indagini prellminari contestando agli indagati il solo reato di omessa bonifica ai sensi dell'art. 452 terdecies c.p. Nel contempo, l'Amministratore Giudiziario incaricato ha depositato una prima relazione tecnica nella quale conferma che le attività di bonifica atanno proseguendo nel rispetto della normativa di riferimento e con una serle di miglioramenti di implementazione da parte della società di concerto con gli enti pubblici preposti. Da ultimo, la Procura della Repubblica di Gela ha emesso il decreto di citazione a giudizio ed il procedimento pende ora nella fase dibattimentale.

Eni Rewind SpA e Versalis SpA - Mantova. Procedimen-XV) | to penale in materia di reati ambientali. Con riguardo al sito di Mantova, ove la società sta procedendo con tutte le opportune attività ambientali. La Procura della Repubblica di Mantova ha notificato in agosto e in settembre 2020 avviso di conclusione delle indagini preliminari relativo al procedimento penale 778/18 RGNR in cui sono stati riuniti diversi fascicoli di Indagine. Nell'atto di chiusura delle Indagini preliminari emerge l'iscrizione nel registro degli indagati di dipendenti di Versalis SpA. Eni Rewind SpA ed Edison SpA nonché delle predette società (Versalls, Eni Rewind ed Edison) al sensi del D.Lgs. 231/2001. La Procura della Repubblica ipotizza, con riferimento ad alcune specifiche aree del SIN di Maritova, i reati di gestione di rifiuti non autorizzata, danneggiamento/Inquinamento ambientale, omessa comunicazione agli Enti di contaminazione ambientale ed ornessa bonifica. A seguito del deposito di memorie difensive indirizzate all'autorità inquirente, alcune posizioni soggettive sono state stralciate dal procedimento ed archiviate. Per le restanti posizioni, la Procura della Repubblica ha in seguito formulato richiesta di rinvio a giudizio, in cui sono state sostanzialmente confermate le ipotesi di resto di oui all'atto di chiusura delle indagini. In fase di Instaurazione dell'udienza preliminare si sono costituiti quali parti civili il MITE, la Provincia di Mantova, Il Cornune di Mantova e il Parco Regionale del Mincio e le società Eni Rewind, Versalis ed Edison sono invece state citate in giudizio quali responsabili civill e si sono perciò costituite in giudizio La Fase dell'Udienza preliminare si è chiusa con il provvedimento del GUP di Mantova che ha disposto Il rinvio a giudizio di tutti gli imputati e delle società Versalis. Eni Rewind ed Edison, ad eccezione di un ex dipendente di Versalis e di due dipendenti di Edison procedimento è attualmente in fase dibattimentale.

xvi) Eni SpA R&M Deposito di Civitavecchia - Procedimento penale inquinamento falda. Nel periodo in cui ha gestito Il Deposito di Civitavecchia (2008-2018) Eni ha provveduto, in attesa dell'approvazione del piano di caratterizzazione, ad adottare tutta una serie di misure di messa in sicurezza delle acque sotterranee, in coordinamento con gli enti pubblici di controllo e a proseguire l'iter di bonifica fino a quando ha avuto la disponibilità del sito.

La Procura di Civitavecchia ha emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari contestando, tra gli altri, all'ex capo deposito carburanti Eni di Civitavecchia, l'ipotesi di reato di inquinamento ambientale in relazione alla presunta non corretta gestione della barriera Idraulica posta a presidio del sito e finalizzata alla messa in sicurezza d'emergenza della falda contaminata, nell'ambito del procedimento di bonifica in corso. Tale circostanza sarebbe stata segnalata dai funzionari dell'Arpa locale, al quali nel corso degli anni è stato plù volte fornito riscontro tecnico. Eni risulta indagata al sensi del D.Lgs. 231/2001 Il PM ha formulato richiesta di rinvio a giudicio. All'udienza preliminare è stato rilevato un vizio procedurale e gli atti sono stati nuovamente trasmessi/alla Procura della Repubblica. All'esito della rinnovata udienza preliminare, il GUP he disposto il rinvio a giudizio delle persone fisiche con instaurazione del giudizio a giugno 2023 ed ha dichiarato la nullità per vizio di notifica della richiesta di rinvio a giudizio per le persone giuridiche, restituendo gli atti al Pubblico Ministero per il sua rinnovo.

xvil) Eni SpA R&M Raffineria di Livorno - Procedimento penale infortunio sul lavoro. In data 20 oftobre 2020 è stato notificato presso la Raffineria di Livorno un avviso per Eni quale ente sottoposto ad indagini preliminari nell'ambito di un procedimento penale pendente Innanzi alla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Livorno in relazione ad un infortunio sul lavoro occorso nell'estate del 2019 presso una cabina elettrica della Raffineria ed in seguito al quale due dipendenti hanno riportato ustioni di secondo e terzo grado. La società ha provveduto al risarcimento del dipendente che ha subito le maggiori conseguenze dell'infortunio. Il reato presupposto per cui è stato aperto Il procedimento è quello di lesioni personali aggravate mentre alla società viene contestato l'Illecito amministra-Ilvo da reato ai sensi del D.Lgs 231/2001.

La Polizia Giudiziaria, delegata dalla locale Procura della Repubblica ha avanzato richieste di esibizione documentale al fine di acquisire gli elementi utili a valutare se la società abbia adottato o meno un modello 237 idoneo con le relative procedure e sistemi di gestione e organizzazione rispetto alla prevenzione del reato ipolizzato.

La società ha raccolto la documentazione richiesta che e stata fornita tempestivamente. Nel settembre 2021 la Procura della Repubblica ha emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari. In seguito, è stato nolificato Il decreto di citazione a giudizio ed il procedimento pende ora nella fase clibattimentale.

xvill) Eni SpA R&M Deposito di Genova Pegli - Procedimento penale sversamento greggio settembre 2022. A seguito dell'evento incidentale verificatosi presso il deposito di Genova Pegli in data 27 settembre 2022, evento che ha generato la perdita di greggio da un oleodotto all'interno del deposito stesso e che ha interessato in parte anche aree esterne al sito produttivo, la Procura della Repubblica di Genova ha instaurato un procedimento penale nell'ambito del quale è stato inizialmente disposto il sequestro della parte di impianto oggetto del disservizio verificatosi, in seguito oggetto di dissequestro. In data 12 ottobre 2022 è stato notificato l'avviso di accertamenti tecnici irripetibi-Il finalizzato ad accertare le cause e la dinamica dell'evento incidentale. Nell'ambito del procedimento il reato per il quale si procede è quello di disastro ambientale colposo, contestato a carico di quattro dipendenti Eni mentre alla Società è contestato l'illecito amministrativo al sensi degli artt. 5 e 25-undecles 0.Lgs 231/01. Il procedimento pende nella fase delle indagini preliminari.

1.2 Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura civile o amministrativa

Eni Rewind SpA - Versalls SpA - Eni SpA (R&M) - Rada di Augusta. Con Conferenze dei Servizi del 2005 Il Ministero dell'Ambiente ha prescritto alle società facenti parte del polo petrolchimico di Priolo, comprese Eni Rewind, Polimeri Europa (ora Versalis) ed Eni (R&M), di effettuere interventi di messa in sicurezza di emergenza con rimozione dei sedimenti della Rada di Augusta a fronte dell'inquinamento ivi riscontrato, in particolare dovuto all'alta concentrazione di mercurio, genericameni te ricondotto alle attività Industriali esercitate nel polo petrolchimico. Le suddette società hanno impugnato a vario titolo gli atti del Ministero eccependo, in particolare, le modalità con le quali sono stati progettati gli interventi di risanamento e acquisite le caratterizzazioni della Rada. Ne sono sorti vari procedimenti amministrativi riuniti presso il TAR che, nell'ottobre 2012, ha accolto i ricorsi presentati dalle società presenti nel sito, in relazione alla rimozione di sedimenti della Rada e alla realizzazione del barrieramento fisico. Nel settembre 2017 Il Ministero ha notificato a tutte le società coinsediate atto di diffida e messa in mora ad avviare gli intervenlì di bonifica e ripristino ambientale della Rada entro 90 giorni, fondando la sua richiesta su un asserito avvenuto accertamento della responsabilità proprio sulla base del provvedimento TAR del 2012. Nel giugno 2019 presso il Ministero dell'Ambiente è stato istituito un "Tavolo Tecnico permanente per la Bonifica della Rada di Augusta" all'esito del quale è stato reso pubblico il relativo verbale. Il verbale, richiarnando la diffida del 2017, ha confermato la tesi degli Enti sulla responsabilità delle aziende coinsedlate per la contaminazione della Rada ed ha affermato un inadempimento alla citata diffida da parte delle società, comunicato anche alla Procura della Repubblica, D'Intesa con tutte le altre società coinvolte si è proceduto all'impugnativa di tale verbale e ad ulteriori paralleli approfondimenti tecnici interni a scopo difensivo. Anche all'esito di un incontro avvenuto con il Ministro presso il sito, Eni Rewind si è resa disponibile, con il Ministero dell'Ambiente, ad avviare un lavolo di confronto con il coinvolgimento di tutti i soggetti interessati e volto ad individuare eventuali misure opportune sui nuovi dali ambientali acquisiti da CNR/ISPRA nel corso del 2019 ferma restando la necessità che gli enti procedano allacorretta individuazione del soggetto responsabile della contaminazione rilevata Parallelamente la società ha sollecitato, conformemente alle previsioni normative del codice dell'ambiente, l'avvio dell'iter per individuare i soggetti responsabili dell'inquinamento e le rispettive quote di responsabilità, al fini dell'implementazione del progetto di bonifica. Nel settembre 2020 la società ha preso parte alla Conferenza di Servizi Istruttoria convocata dal Ministero dell'Ambiente sugli esiti degli approfondimenti tecnici svolti da CNR/ISPRA ed ha esposto, assierne ai propri consulenti, gli approfondimenti sullo stato ambientale della Rada e le proprie osservazioni alla Relazione ISPRA-CNR che porterebbero ad escludere qualunque soinvolgimento delle aziende del Gruppo nella contaminazione rilevata. In data 23 settembre 2020 la società ha preso parte alla CdS istruttoria con il MATTM e gli enti ID

DILANCIO CON OLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

competenti, ed ha esposto, assierne al consulenti tecnici incaricati, importanti approfondimenti sulla ternatica dello stato ambientale della Rada di Augusta. In gennaio 2021, la società, ricevuta comunicazione della indizione della seconda riunione della CdS Istruftoria di pari oggetto alla prima fissata per Il giorno 10 febbraio 2021, ha formulato richiesta di prendere parte anche ai lavori di tale seconda riunione e di poter visionare i documenti tecnici che sarebbero stati oggetto di trattazione. Tuttavia, In febbraio 2021, la Direzione Generale per Il Risanamento Ambientale del Ministero ha ritenuto l'istanza non accoglibile.

A seguito di conferenza decisoria, ad aprile 2027, Il Ministero ha ritenuto di poter intervenire nel procedimento volto ad Individuare le eventuali attività di bonifica da porre in essere nell'area in danno delle colnsediate, sulla base di presupposti discutibili, quali la presunta inottemperanza delle aziende all'atto di diffida e messa in mora del 7 settembre 2017. La società ha presentato ricorso e ha sollecitato Il Libero Consorzio Comunale di Siracusa (LCCS) ad avviare l'iter di individuazione del soggetto responsabile dell'inquinamento che, nel giugno 2022 ha riscontrato rinviando l'accertamento alla conclusione degli approfondimenti tecnici sulla contaminazione

Eni SpA - Eni Rewind SpA - Priolo - Cause civill malformazioni. A febbraio 2022 Eni Rewind ha ricevuto due atti di citazione da parte di due cittadini di Augusta (SR), i quali, esponendo di essere nati con gravi malformazioni a causa degli sversamenti di mercurio derivanti dall'impianto cloro-soda a celle di mercurio dello stabilimento di Priolo, hanno convenuto in giudizio la società innanzi al Tribunale di Siracusa, chiedendo l'accertamento della responsabilità di quest'ultima ex art. 2043 c.c., 2050 c.c. e 311, cod. ambiente e, per l'effetto, la condanna al risarcimento dei danni quantificati in complessivi €800,000 per clascuno degli attori.

IV)

Eni Rewind si è costituita in giudizio svolgendo domanda di chiamata in causa e manleva nei confronti di Edison, tenuto conto che l'impianto cloro-soda è pervenuto al gruppo Eni nell'ambito dell'operazione Enimont, dunque in epoca successiva alla asserita esposizione al mercurio da parte degli attori, avvenuta necessariamente tra il 1972 e li 1975 (anni di nascita degli attori). Il giudizio prosegue.

1113 Eni SpA - Syndial SpA - Raffineria di Gela SpA - Ricorso per accertamento tecnico preventivo e giudizi di merito. Nel febbraio 2012 è stato notificato a Raffineria di Gela. Eni Rewind SpA ed Eni un ricorso per accertamento tecnico preventivo ("ATP") da parte di genitori di bambini nati malformati a Gela tra il 1992 e il 2007, volto alla verifica dell'esistenza di un nesso di causalità tra le patologie malformative e lo stato di inquinamento delle

matrici ambientali del Sito di Gela (inquinamento che sarebbe derivato dalla presenza e operatività degli impianti industriali della Raffineria di Gela e di Eni Rewind SpA ), nonché alla quantificazione dei danni asseritamente subiti e all'eventuale composizione concillativa della lite. Il medesimo tema, peraltro, era stato oggetto di precedenti istruttorie, nell'arnbito di differenti procedimenti penali, di cui una conclusiasi senza accertamento di responsabilità a carico di Eni o sue controllate e una seconda luttora pendente in fase di indagini preliminari Dal dicembre 2015 sono stati notificati alle tre società interessate atti di citazione aventi ad oggetto complessivamente 30 casig di risarcimento danni in sede civille. Tall giudizi pendono nella fase dell'istruttoria. Nel maggio 2018 è stata emessa la prima sentenza di primo grado avente ad oggetto un solo caso. Il Giudice ha rigettato la domanda risarcitoria, riconoscendo la bontà e fondatezza delle argomentazioni difensive delle società convenute in ordine alla insussistenza di prove circa l'esistenza di un nesso di causa tra la patologia e il presunto inquinamento di origine industrialie. La sentenza di primo grado è stata impugnata dalla controparte innanzi alla Corte d'Appello di Caltanissetta. Nel glugno 2021 il Tribunale civile di Gela ha ernesso una seconda sentenza di merito con la quale ha rigettato la domanda risarcitoria, riconoscendo la bontà e la fondatezza delle argomentazioni difensive delle società convenute in ordine alla insussistenza di prove circa l'esi stenza di un nesso di causa tra la patologia ed il presunto inquinamento di origine industriale. Le controparti soccombenti hanno presentato appello ed era stata fissata udienza per il 17 marzo 2022, differita pol dal Tribunale di Gela al 20 aprile 2022. Il processo è stato rinviato al 31 ottobre 2024 per la precisazione delle conclusioni.

Eni Rewind SpA - Risarcimento del danno ambientale (sito di Cenglo). Dal 2008 è stato attivato un procedimento presso il Tribunale di Genova dal Ministero dell'Ambiente e dal Commissario delegato alla gestione dello stato di emergenza ambientale nel territorio del Comune di Cenglo che hanno citato Eni Rewind affinché venisse condannata al risarcimento del danno ambientale relativo al sito di Cengio. La pretesa ammonta a circa €250 milloni per il danno ambientale, oltre al danno sanitario da quantificarai in sede di causa. La domanda è basata sulla censura di "inerzia" di Eni Rewind nel dare esecuzione agli Interventi ambientali, inerzia tutt'altro che provata. Tra-fi 2014 e il 2021, la società Eni e il Ministero dell'Ambiente hanno cercato di definire una chiusura transettiva del procedimento, senza però glungere a un accordo definitivo. Il Giudice ha riavviato l'iter processuale con Il deposito Il 30 dicembre 2021 della consulenza tecnica definitiva dal CTU nominato. Tale consulenza è fisultata particolarmente positiva per Eni Rewind in quanto ha posto in luce la storicità della contaminazione, fissando la baseline al 1989/1990 (data di conferimento Enimont) e ritenendo

non vi sia stato deterioramento successivo. La perizia, tra l'altro, ha evidenziato l'inerzia del Ministero rispetto alle proposte transattive avanzate dalla società e che avrebbero apportato benefici sul territorio. All'udienza del 24 febbraio 2022, a seguito di richlesta di deposito di documentazione sopravvenuta da parte attrice, Il Giudice ha disposto l'ammissione di una parte della documentazione ed ha trattenuto la causa in decisione concedendo alle parti 60 giorni per il deposito delle memorie conclusionali e 20 giorni per le note di replica.

Con sentenza 1575/22 del 21 giugno 2022 il Tribunale di Genova ha respinto tutte le domande degli attori accogliendo pienamente le tesi della difesa e condannando le parti attrici a vario titolo a ricompensare alla società le spese di liti. In particolare, la sentenza esclude che Eni Rewind possa venire individuata quale successore a fitolo universale di Enimont, allora proprietaria del sito di Cengio. Nell' ottobre 2022 il Ministero ha proposto appello avverso la sentenza. Eni Rewind intende costituirsi in giudizio

v) Val d'Agri - Eni/Vibac. A settembre 2019 è stalo notificato un atto di citazione dinanzi al Tribunale di Potenza. Gli attori sono B0 persone, residenti in diversi comuni della Val d'Agri, i quali lamentano danni patrimoniali, non patrimoniali, danni biologici e morali, tutti derivanti dalla presenza di Eni sul territorio.

In particolare, nella citazione vengono richiamati in modo puntuale eventi che avrebbero generato impatii negativi sul cittadini e sul territorio (quali es. lo spill del 2017, eventi torcia dal 2014, le ernissioni odorigene e acustiche). Al Giudice adito si chiede di dichiarare la responsabilità di Eni per aver causato emissioni in atmosfera di sostanze inquinanti; si chiede altresi di ordinare l'interruzione delle attività inquinanti e subordinare la ripresa delle medesime all'avvenuta realizzazione di tutti gli interventi necessari ad eliminare le asserite situazioni di pericolo: infine, di condannare Eni al pagamento di tutti i danni patrimoniali e non, diretti ed indiretti, presenti e futuri nella misura che sarà quantificata in corso di causa. A esito della fase dibattimentale, il Giudice ha trasmesso alle parti proposta di definizione conciliativa ponerido un termine alle parti per valutare la stessa e per presentare ulteriori proposte in merito. Le parti non hanno aderito alla proposta conciliativa. Nel corso dell'ultima udienza del 19 febbraio 2021 Il Gludice ha ritenuto la causa matura per la decisione e ha fissato l'udienza di precisazione delle conclusioni al 30 giugno 2023.

vl) Eni SpA - Climate change Tra il 2017 e ll 2018, presso le Corti dello Stato della California sono stati promossi, da parte di autorità governative locali e un'associazione di pescatori, sette contenziosi nel confronti di Eni SpA, di una controllata (Eni Oll & Gas Inc.) e diverse altre compagnie, finalizzati all'ottenimento del risarcimento dei danni riconducibili all'incremento del livello e della temperatura del mare nonchè al dissesto del ciclo idrogeologico.

Detti procedimenti, inizialmente promossi di fronte alle Corti Statali, sono stati successivamente trasferiti alle Corli Federali su Impulso dei convenuti, i quali hanno depositato un'apposita istanza rilevando la carenza di giupositato orielle Corti Statali. Nel 2019, la Corte Federale ha rinviato i casi alle Corti Statali. I convenuti hanno quindi presentato appello alla Ninth Circuit Court of Appeals ("Ninth Circuit Court"), Impugnando il provvedimento di rinvio. Tutti i procedimenti sono stati sospesi nelle more del giudizio d'appello davanti alla Ninth Circuit Court. Il 26 maggio 2020, la Ninth Circuit Court ha stabilito il rinvio dei procedimenti alle Corti Statali, Il 9 luglio 2020 Eni Oli & Gas Inc. ha sottoscritto, insieme ad altri convenuti, una petition for rehearing en banc per chiedere una revisione della decisione di rinvio alla Ninth Circuit Court.

La Ninth Circuit Court ha rigettato la petition for rehearing en banc ma, su richlesta del convenuti, ha concesso una sospensione dei procedimenti di 120 giorni (fino a gennaio 2021) per consentire ai convenuli stessi di presentare una cd. petition for certiorari alla Corte Suprema degli Stati Uniti al fine di ottenere la revisione della decisione di rigetto della petition for rehearing en banc A gennalo 2021 | convenuti hanno, quindi, depositato la suddetta petition for certiorari alla Corte Suprema degli Stati Uniti. Quest'ultima, in accoglimento della petition, ha disposto che la Ninth Circuit Court riconsideri la questione della competenza giurisdizionale valutando tutte stione comentazioni giuridiche a favore della competenza federale

A glugno 2021. I convenuti hanno presentato alla Ninth Circuit Court una mozione ("Consent Motion") che Illustra argomenti a favore della competenza federale aggiuntivi rispetto alle difese iniziali.

A inizio luglio 2021, la Consent Motion è stata rigentata dalla Ninth Circuit Court che, nell'aprile 2022, ha pol confermato il proprio precedente ordine di rinvio alle corti statali. Eni Oil & Gas Inc., Insieme agli altri convenuti, ha dunque presentato un'altra petition for reharing en banc alla medesima Ninth Circuit nel maggio 2022, al fine di richiedere la revisione della decisione di rinvio. Nel giugno 2022 la Ninih Circuit Court ha rigettato la petition. I convenuti hanno, dunque, presentato alla Ninth Circuit Court una ed. Motion to Stay, volta a richiedere la sospensione dell'ordine di rinvio alle corti statali. Con ordinanze del 30 giugno 2022 e del 31 agosto 2022, è stata concessa una sospensione fino al 24 novembre 2022, al fine della preparazione e deposito di una petition for certiorari alla prepa Suprerna per l'ulteriore revisione della decisione Nel rispetto di tale termine, in data 22 novembre 2022 I convenuti hanno presentato alla Corte Suprema la menzionata petition for certiorari alla quale il 14 febbraio 2023 ha l'atto seguito il deposito di una ulteriore memoria a sostegno delle proprie posizioni. Il gludizio prosegue

OTVIDITIONSWOD CONSOLIDATO

Eni Rewind/Provincia di Vicenza - Procedimento bonifica sito Trissino. Il 7 maggio 2019 la Provincia di Vicenza ha Imposto (con diffida) ad alcune persone fisiche e società (MITENI in fallimento, Mitsubishi e ICI) di provvedere alla bonifica del sito di Trissino ove ha svolto la propria attività Industriale la società MITENI attiva nel settore della chirnica. In tale sito, l'ARPA del Veneto ha rinvenuto, nel 2018, nelle acque sotterranee interne e circostanti al sito, la presenza in concentrazioni significative di sostanze chimiche, corisiderate altamente tossico-nocive e cancerogene. Le analisi svolte dalla Provincia di Vicenza con Il diretto coinvolgirnento dell'Istituto Superiore di Sanità hanno rivelato la presenza di tali agenti nel sangue di circa 53.000 persone dell'area. L'azione di analisi e monitoraggio sanitario da parte degli enti risulta destinato ad incrementare.

Tra i responsabili del potenziale inquinamento, la Provincia ha individuato anche un ex dipendente di Enichem Synthesis che ha ricoperto l'incarloo di AD di MITENI tra Il 1988 e Il 1996, periodo in cui Enichem Synthesis (poi divenuta Syndial/Eni Rewind) ha detenuto il 51% del capitale sociale di MITENI (il restante 49% era detenuto da Mitsubishi che ha rilevato il resto delle quote nel 1996, con l'uscita di Enichem dalla società).

In una prima fase del procedimento amministrativo non vi sono stati riferimenti alla società Enichem Synthesis (ha riguardato solo il suo ex dipendente) e, d'intesa con le funzioni societarie competenti, si è quindi concentrata l'assistenza legale e la strategia difensiva supportando la persona fisica colnvolta. Dall'azione della Provincia sono scaturiti vari ricorsi al TAR nei quall Eni Rewind è stata chiamata in causa quale "successore" di Enichem per il periodo di gestione del sito quale socio di maggioranza di MITENI. Sulla base di ciò, a febbraio 2020, la Provincia ha esteso Il procedimento anche a Eni Rewind la quale con memoria procedimentale ha illustrato alla Provincia le piurime ragioni - formali e sostanziali - che deponevano per la pronta archiviazione del procedimento avviato nei propri confronti.

Tuttavia, in data 5 ottobre 2020 la Provincia ha notificato una diffida ex art. 244 del codice dell'amblente con cul avrebbe Individuato Eni Rewind quale uiteriore responsabile della potenziale contaminazione dello stabilimento di Trissino (insieme ad altri soggetti) e ha notificato una diffida a partecipare alle attività di bonifica sul sito, inclusa la partecipazione alle conferenze di servizi, al tavoli tecnici e agli incontri che sarebbero stati indetti dagli Enti Pubblici in relazione agli interventi di bonifica del sito. Avverso tall atti della Provincia Eni Rewind ha infatti proposto ricorso al TAR Veneto. Eni Rewind sta partecipando a tall incontri, ata svolgendo gli interventi ambientali e si è resa disponibile a eseguire - nell'ambito del progetto. di MISO approvato - ulteriori interventi antinquinamento su base volontaria e senza prestare alcuna acquieacenza rispetto agli addebiti di responsabilità per l'inquinamento da agenti chimici.

Procedimenti in materia di responsabilità penale/amministrativa di Impresa

OPL 245 Nigeria. Si è concluso presso Il Tribunale di Milano in primo grado un procedimento penale avente ad oggetto un'ipotesi di corruzione internazionale per l'acquisizione nel 2011 del blocco esplorativo OPL 245 in Nige ria. Nel luglio 2014 la Procura ha notificato ad Eni SpA un'informazione di garanzia al sensi del D.Lgs. 231/01 e una richiesta di consegna ex art. 248 c.p.p. Il procedimento risulta avviato a seguito di un esposto presentato dalla ONG ReCommon e verte su presunte condotte corruttive che, secondo la Procura, si sarebbero verificate "In correlazione con la stipula del Resolution Agreement 29 aprile 2011 relativo alla cd. "Oll Prospecting Licence" del giacimento offshore individuato nel blocco 245 in Nigeria Eni, assicurando la massima cooperazione con la magistratura, ha provveduto tempestivamente a consegnare la documentazione richiesta e ha preso contatto con-le competenti Autorità americane (SEC e DoJ) per avviare un'informativa volontaria sul tema. A tal proposito si evidenzia che, come comunicato al mercato da Eni, in data 1ª ottobre 2019 || Dipartimento di Giustizia smericano (DoJ) ha concluso le proprie indagini al sensi della normativa anticorruzione USA (FCPA), disponendo la chiusura del procedimento.

Nel luglio 2014, Il Collegio Sindacale e l'Organismo di Vigilanza hanno deliberato il conferimento di un incarloo conglunto a uno studio legale statunitense indipendente, esperto in ambito anticorruzione affinche, previa informativa all'Autorità giudiziaria, fosse espietata una verifica indipendente di natura forense sulla vicenda | legali stafunitensi hanno in sintesi concluso che non sono emerse evidenze di condotte illecite da parte di Eni in relazione alla transazione con il governo nigeriano del 2011 per l'acquisizione della licenza OPL 245 in Nigeria. Gli esiti di tale verlfica sono stati messi a disposizione dell'Autorita giudiziaria. Nel dicembre 2016 è stato notificato a Eni l'avviso di conclusione delle indagini preliminari con la richiesta di rinvio a giudizio formulata dalla Procura di Milano nei confronti, tra gli altri, dell'attuale CEO, dell'allora Chief Development, Operation & Technology Officer, di un altro top manager di Eni e dell'ex CEO di Eni, oltre che di Eni al sensi del D.Lgs. 231/01.

A seguito della notifica dell'avviso di conclusione delle indagini preliminari è stato richiesto ai legali/statuniten si indipendenti di accertare se i nuovi documenti resi disponibili dalla Procura di Milano potessero modificare le conclusioni delle verifiche condotte in precedenza. Agli stessi legali sono stati altres) resi disponibili i documenti depositati nel procedimento nigeriano/più altre descritto l'legali statunitensi hanno confermatolle conclusioni delle precedenti verifiche.

Nel dicembre 2017 || Giudice per le Indagini Preliminari ha disposto Il rinvio a giudizio di tutte le parti innanzi al Tribunale di Milano. Nel corso della prima udienza dibattimentale hanno chiesto di gostituirsi parte civile la Repubblica Federale della Nigeria e alcune ONG che erano già state estromesse dal Giudice dell'Udienza Preliminare. All'udienza del maggio 2018 ha chiesto di costituirsi parte olvile anche l'associazione Asso Consum e il Tribunale ha rinviato all'udienza del giugno 2018 per affrontare tutte le questioni sulle richieste di costituzione di parle civile. In questa udienza il nuovo difensore nominato dal Governo Federale della Nigeria ha insistito per l'ammissione della costituzione di parte civile richiedendo, altresi, la citazione come responsabili civili di Eni e Shell

All'udienza del luglio 2018, il Tribunale ha deciso sulle questioni relative alla costituzione di parte civile. Sono state estromesse tutte le ONG ed Asso Consum; è stata, inoltre, dichiarata inammissibile la richiesta di costituzione avanzata da un azionista di Eni. Pertanto, la Repubblica Federale della Nigeria è la sola parte civile ammessa dal Tribunale. In esito alla discussione delle parti, a fronte della richiesta di condanna per tutti gli imputati, persone fisiche e società, all'udienza del 17 marzo 2021 è stata pronunciata sentenza di assoluzione perché il fatto non sussiste per tutti gli imputati.

Nel glugno 2021 la Corte d'Appello di Millano ha assolto con la medesima formula assolutoria i due suggetti terzi rispetto ad Eni che avevano optato per il rito abbreviato ed erano stati condannati in primo grado. Questa decisone è diventata definitiva. Il successivo 29 luglio Il Pubblico Ministero e la parte civile. Governo della Nigeria, hanno presentato ricorso in Appello. All'udienza del 19 luglio 2022 la Procura Generale presso il Tribunale di Milano ha rinunciato all'appello della sentenza di primo grado. Conseguentemente, è divenuta definitiva l'assoluzione con la formula "perché il fatto non sussiste" per tutti gli imputati, persone fisiche e giuridiche La sentenza di primo grado è pertanto passata in giudicato. La Corte d'appello di Milano l'11 novembre 2022 ha confermato la sentenza di assoluzione di primo grado dichiarando inammissibile l'appello del Pubblico Ministero e rigettando l'appello della parte civile. In data 24 marzo 2023 la Repubblica Federale della Nigeria ha depositato ricorso per Cassazione avverso la sentenza della Corte d'appello. La parte civile chiede l'annullamento della sentenza impugnata con rinvio al giudice civile competente ai soli fini delle statuzioni civili. Rimane inoltre aperta solo la procedura in Nigeria nell'ambito delle vicende giudiziarie relative all'assegnazione del permesso OPL 245, peraltro con un ambito molto più limitato.

Il 20 gennaio 2020 alla consociata Eni in Nigeria (NAE) è stato notificato l'avvio di un procedimento penale avanti la Federal High Court di Abuja. Il procedimento, prevalentemente incentrato sulle accuse a persone fisiche nigenane (tra le quali il Ministro della Giustizia in carica nel 2011 all'epoca dei fatti contestati), coinvolge NAE e SNEPCO in quanto contitolari della licenza OPL 245, alla cui attribuzione nel 2011, nell'ipotesi accusatoria, sarebbero stati

associati atti illeciti anche di natura corruttiva compluti da dette persone fisiche, che NAE e SNEPCO avrebbero Illecitamente favorito agevolando lo schema criminoso. Linizio del processo, Inizialmente previsto per fine marzo 2020, è slittato per la chiusura degli uffici giudiziari in Nigeria a causa dell'emergenza COVID-19 ed è ripreso all'inizio del 2021

3. Altri procedimenti in materia penale

Eni SpA (R&M) - Procedimenti penali accise sul carburanti. È pendente un procedimento penale innanzi alla Procura di Roma, avente ad oggetto la presunta evasione di accisa nell'ambito dell'attività di commercializzazione dei carburanti nel mercato della rete. In particolare, la contestazione riguarda la presunta immissione in consumo da parte di Eni di prodotti petroliferi in quantitativi superiori rispetto a quelli assoggettati ad accisa. Tale procedimento (n. 7320/2014 RGNR) costituisce la riunione di tre distinti filoni di indagine: (i) un primo procedimento avviato dalla Procura di Frosinone nei confronti di una società terza (Turriziani Petroli) acquirente di carburanti da Eni. Nell'arnbito di tale indagine, estesa poi a Eni, sono stati acquisiti presso quest'ultima dati e informazioni riguardanti l'assolvimento delle accise in relazione al quantitativi di carburante esitati dalle tre basi dapprima ogge1to d'indagine (Gaeta, Napoli e Livorno). Eni ha fornito la massima collaborazione possibile, consegnando tutta la documentazione richiesta: (ii) un secondo procedimento derivante da un filone di Indagine presso la Procura di Prato riguardante il deposito di Calenzano per sottrazione di carburante attraverso una manipolazione degli erogatori, successivamente esteso anche alla raffineria di Livorno; (iii) un terzo procedimento avviato dalla Procura di Roma avente ad oggetto la presunta sottrazione di prodotto al pagamento delle accise in relazione alle eccedenze di prodotto allo scarico rispetto ai quantitativi indicati nel documenti fiscali di accompagnamento.

| tre filoni sono stati riuniti in un unico procedimento (n.7320/14) e la Procura di Roma ha condotto un'articolata attività di indagine ipotizzando la sussistenza di un'associazione a delinquere finalizzata alla sottrazione sistematica di prodotti petroliferi presso tutte le 22 basi di carico di Eni dislocate sul territorio nazionale,

Nel corso degli anni 2014 e 2015 sono state effettuate massicce attività di intercettazione telefonica e ambientale e attività delegate di perquisizioni e sequestri su tutti depositi fiscali del circuito Eni sul territorio nazionale, per verificare l'esistenza di comportamenti fraudolenti finalizzati a manomettere i sistemi di misurazione dei carburanti movimentati presso i predetti depositi e funzionali agli adempimenti fiscali in materia di accise, e sono stali effettuati accertamenti tecnici su testate di erogazione carburanii. Nello stesso periodo, le Indagini sono state estese a un cospicuo numero di dipendenti ed ex dipendenti incluso il vertice dell'allora Divisione R&M della società.

BILANCIO CONSOLDATO

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accise, reato di falsità e frode processuale. All'udienza del 21 novembre 2022. Il Tribunale ha disposto la chiusura anticipata del dibattimento in corso, accertando l'intervenuta prescrizione, richiedendo sentenza di non doversi procedere con immediata declaratoria della connessa causa di estinzione del reato. Per una sola posizione di Eni, pur rion rinunciando alla prescrizione, la difesa ha richiesto assoluzione nel merito. All'udienza del 31 gennaio 2023, il Giudice Monocratico del Tribunale di Roma ha emesso sentenza di proscioglimento ex art. 129, dando atto dell'intervenuta prescrizione nel confronti di tutti i dipendenti ed ex dipendenti di Eni imputati nel procedimento. Contestualmente il Giudice ha ordinato il dissequestro di tutti i beni ancora sottoposti al vincolo cautelare pe finalità probatorie.

Eni SpA (R&M) - Raffineria di Taranto - Procedimento penale per violazione accertamento accise. Il procedimento è relativo alla presunta sottrazione all'accertamento fiscale di prodotto energetico movimentato, in regime di sospensione di accisa, da un serbatoio della raffineria di Taranto.

All'esito della fase delle indagini preliminari, risultano inclagati, in concorao, l'allora responsabile della raffineria e altri tre dipendenti per una presunta continuata ipotesi di sottrazione all'accertamento delle accise, in ragione di plurime movimentazioni avvenute nel periodo dal 30 giugno al 9 settembre 2021, dal serbatolo oggetto di indagine, il cui misuratore dal 13 ottobre 2021 è posto sotto sequestro. Esercitate le facoltà difensive, allo stato al vaglio del Pubblico Ministero, il procedimento è in corso.

Eni SpA - Procura della Repubblica di Milano - Proc. Pen. 12333/2017. Nel febbraio 2018 è stato notificato un decreta di perquisizione e sequestro con riferimento. alle ipotesi di reato associativo finalizzato alla calunnia ed alle false informazioni rese al Pubblico Ministero. Dal provvedimento risultano indagati, tra gli altri, un ex legale esterno dell'Eni e un ex dirigente di Eni, all'epoca del fatti contestati dirigente strategico in diversi ruoll aziendall. Secondo quanto riportato nel decreto, l'associazione sarebbe finalizzata ad intralciare l'attività giudiziaria nel procedimenti penall di Milano che vedono coinvolta, tra gli altri, Eni ed alcuni del suoi amministratori e dirigenti. A seguito di quanto sopra, il Cornitato Controllo e Rischi sentito Il Collegio Sindacale, ha convenuto, unitàmente all'Organismo di Vigilanza, di affidare a un soggetto terzo indipendente lo svolgimento di un incarico per una verlfica interna su documenti e fatti rilevanti rispetto alle vicende connesse con il citato procedimento. Incluse analisi di tipo "forensic". L'incarico è stato conferito il 22 febbraio 201B e, nella Relazione finale del 12/settembre 2018, presentata al Comitato Controllo e Rischi, all'Organismo di Viglianza e al Collegio Sindacale, è riportato che dalle analisi svolte, e rispetto alle ipotesi formulate dalla Pro-

Nel novembre 2017 è stato eseguito presso le raffinarie è i depositi di Eni in Italia un provvedimento di seguestro preventivo dei misuratori di prodotti petroliferi emesso dal Tribunale di Roma su richiesta della Progura. La Società, anche in considerazione delle conseguenze connesse al fermo totale delle attività di raffinazione e di rifornimento di carburanti, ha interioquito con la Procura al fine di ridurre per quanto possibile al minimo l'impatto verso i clienti, le società e i servizi e dopo pochi giorni è stato revocato Il sequestro preventivo, in ragione degli impegni assunti dalla Società, parte terza non Indagata. Eni ha sempre fornito la massima collaborazione all'Autorità giudiziaria.

Nel corso del 2018 nell'ambito del procedimento n. 7320/14 è stato notificato dalla Procura di Roma l'avviso agli indagati di conclusione delle indagini preliminari e successivamente è siata esercitata l'azione penale con fissazione dell'udienza preliminare. Per quanto di Interesse di Eni, la richiesta di rinvio a giudizio della Procura di Roma ha riguardato gli allora responsabili di deposito di Calenzano, Pomezia, Napoli, Gaeta ed Ortona per le fattispecie di reato di sottrazione aggravata e continuata al pagamento delle accise e anche i direttori delle raffinerie di Collesalvetti (Livorno) e Sannazzaro per le ulteriori fattispecie di alterazione dei sistemi di misura previsti dalle leggi applicabili. Inoltre, per il solo deposito di Calenzano, è stato contestato in capo al responsabile e a tre addetti di deposito, un'ipotesi di frode processuale.

Nel settembre 2018 è pervenuta ad Enl. In qualità di parte offesa, notifica dell'avviso di fissazione di udienza emesso dal Tribunale di Roma, in relazione alla contestazione di associazione a delinquere e altre contestazioni minori. nei confronti dei numerosi indagati - tra cui oltre 40 posizioni Eni - oggetto di un procedimento straiciato (proc. n. 22066/17 RGNR) dal principale, per le quall, nel maggio 2017, la Procura aveva richlesto l'archiviazione. All'esito dell'udienza, nel dicembre 2018 || Gludice ha accolto la richiesta di archiviazione per numerose posizioni, tra cui tredici posizioni Eni, mentre ha rigettato la richiesta, imponendo alla Procura di formulare l'imputazione nei termini e forme di legge per ventotto posizioni Eni (inclusi gli ex vertici dell'allora Divisione R&M) per Il reato associativo. Anche per tale imputazione a seguito di udienza preliminare è stata conseguita nel dicembre 2019 sentenza di non luogo a procedere per tutti gli imputati. Nel corso del 2019 anche in relazione alle pendenze fiscali si è addivenuti ad una definizione ed Eni ha effettuato I pagamenti per le maggiori accise ed altre imposte per cui non è stato possibile ricostruire la relativa giustificazione.

Per il procedimento principale (n. 7320/2014 RGNR), nel corso del 2019 è stata svolta un'articolata fase di udienza preliminare dinnanzi al GUP del Tribunale di Roma il quale, all'esito delle discussioni, ha disposto il rinvio a giudizio per lutti gli imputati.

Dal 2020 si è svolto il gludizio di primo grado dinanzi al Tribunale Monocratico di Roma per i reati in materia di

cura di Millano nel decreto, non emergerebbero evidenze faltuali circa il coinvolgimento del predetto ex dirigente di Eni nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura,

Nel contempo Il 19 aprile 2018 Il Consiglio di Amministrazione ha conferito incarico a due consulenti esterni, un penalista e un civilista, per ricevere una consulenza legale indipendente in relazione ai fatti oggetto di indagine. Gli esifi sono stati riportati in una relazione del 22 novembre 2018 che non ha evidenziato circostanze di fatto idonee di per se a rilevare un diretto coinvolgimento di persone Eni nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura. La relazione è stata presentata al Consiglio di Amministrazione e al Collegio Sindacale di Eni, nonche tramessa all'Organismo di Vigilanza di Eni.

Il 4 glugno 2018 la Consob ha chiesto a Eni e al suo Collegio Sindacale alcune informazioni relative al predetto procedimento, ai sensi dell'art. 115, comma 1, del TUF. In particolare, alla Società sono stati richiesti elementi informativi circa l'incarico affidato al soggetto terzo indipendente, gli esiti dell'incarico stesso, nonché su ogni altra azione intrapresa da Eni e dai suoi organi sociali in relazione alla vicenda in questione. Per quanto riguarda Il Collegio Sindacale, l'Autorità ha chiesto informazioni in merito allo scambio informativo intrattenuto con l'allora società di revisione sulla vicenda in esame e sul programma di lavoro dalla stessa svolto, nonché l'aggiornamento su ogni ulteriore iniziativa di vigilanza. La Società ha risposto alla richiesta di informazioni l'11 giugno 2018. Successivamente, ha integrato la propria risposta inviando ulteriore documentazione incluse la relazione finale del soggetto terzo indipendente e le relazioni dei consulenti del Consiglio di Amministrazione; il Collegio Sindacale ha periodicamente aggiornato la Consob delle diverse iniziative di vigilanza assunte con diverse comunicazioni, l'ultima delle quall II 25 luglio 2018. Per maggiori informazioni sull'attività di vigilianza del Collegio Sindacale e sul relativi esiti si veda la Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea convocata per l'approvazione della presente Relazione Finanziaria Annuale. Il 13 giugno 2018 è stata notificata a Eni una richiesta di consegna di documentazione ex art. 248 c.p.p. Oggetto della richiesta erano i documenti inerenti all'audit interno e ad eventuali audit esterni relativi agli incarichi affidati all'ex legale esterno ad Eni, che risulta indagato nell'ambito del procedimento. Nell'ambilo di questa richiesta sono state trasmesse alla Procura anche le relazioni del soggetto terzo indipendenle e dei consulenti del Consiglio di Amministrazione. In data 9 maggio 2019 Eni si è formalmente dichiarata persona offesa nel procedimento in oggetto.

Nel maggio e giugno 2019, sempre nell'ambito del medesimo procedimento, la Procura di Milano ha notificato ad Eni ed a tre società controllate (ETS SpA, Versalis SpA, Ecofuel SpA) diverse richieste di documentazione ex art 248 c.p.p. Contestualmente il 23 maggio 2019 è siata notificata ad Eni un'informazione di garanzia con riferimento al reato 25 decles D.Lgs. 231/2001 per il reato di cui all'art. 377 bis c.p. (induzione a non rendere dichiarazioni o a rendere dichiarazioni mendaci all'Autorità giudiziaria). Oggetto delle predette richieste di documentazione erano In particolare i rapporti con due controparti commerciali, gli accessi presso gli uffici Eni di alcuni soggetti terzi, anche per conto di una delle predette controparti, la casella di posta elettronica di alcuni dipendenti ed ex dipendenti, la documentazione relativa al rapporti intrattenuli con l'ex legale esterno indagato nel procedimento e quella relativa all'interruzione di tall rapporti, i report dell'Internal audit ed I verball degli organi societari che si sono occupati di valutare tali rapporti. A seguito degli audit interni, la Società ha provveduto a denunciare per truffa, in data 21 giugno 2019. un dipendente di ETS precedentemente licenziato in data 28 maggio 2019 ed ha altresi presentato un esposto all'Autorità giudiziaria per accertare la sussistenza degli estremi per Il concorso in truffa di altri soggetti esterni a Eni. In data 14 agosto la Guardia di Finanza ha inviato ad Eni una nuova richiesta di Informazioni, averte ad oggetto i rapporti economici intercorsi fra le spoleța del Gruppo Eni ed un professionista esterno. Alla richiesta è stato dato immediato riscontro.

101701

Successivamente, nel novembre 2019 è stata notificata una richiesta di proroga delle indagini preliminari. Per quanto riguarda Eni, vi è stata la richiesta la proroga delle indagini per il reato di cui all'art. 25 decles del D.Lgg. 231/2001 fino al maggio 2020. Inoltre, risultano indagati per diverse ipotesi di reato un ex dirigente dell'ufficio legar le, l'ex Chief Upstream Officer di Eni ed un ex dipendente di Eni, licenziato nel 2013. Per quanto riguarda le posizioni dei terzi, risultano delle nuove iscrizioni nel registro degli indagati, tra cui due ex legali esterni. In data 23 gennaio 2020 è stato notificato un decreto di perquisizione, con contestuale informazione di garanzia, al Chief Services & Stakeholder Relations Officer, al Senior Vice President Security e ad un dirigente dell'ufficio legale.

A seguito delle richieste di riesame del predetto decreto, Il materiale depositato dalla Procura è stato reso disponibile alla società che ne ha chiesto l'esame al consulente già autore della relazione del 12 settembre 2018.

Successivamente nel giugno, luglio e settembre 2020 la Procura di Milano ha notificato ad Eni ulteriori diverse richieste di documentazione ex art 248 c.p.p. aventi ad oggetto, in particolare, gli esiti delle verifiche svolte dell'internal audit a seguito di una segnalazione anonima relativa ad un evento di ospitalità del 2017, alcuni chiarimenti in merito alla gestione di una fattura emessa da uno studio legale esterno, il report dell'internal audit sui repporti economici con una controparte commerciale, evidenze di Impegni lavorativi del Chief Services & Stakeholder Relations Officer relativi ad alcune date ternporali del 2014 e del 2016 e la documentazione inerente il licenziamento di un ex dipendente di Eni. Tutta la documentazione richiesta è stata nel tempo prodotta all'Autorità giudiziaria.

BILANCID CONSOLIDATO

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In data 9 novembre 2020 la Società è stata informata della notifica al CEO di Eni di un avviso di accertamenti tecrici irripetibili, con contestuale informazione di garanzia finalizzata a consentire la partecipazione, tramite proprio consulerite tecnico, alle operazioni tecniche programmate di analisi del contenuto di un dispositivo telefonico sequestrato ad un ex dipendente di Enl.

In relazione a quanto precedentemente richiesto dall'AG nel luglio 2020 e ad integrazione delle informazioni già prodotte, nel periodo gennalo-marzo 2021 è stata consegnata nel tempo tutta la ulteriore documentazione riguardante un contenzioso in essere con una controparte commerciale

In data 10 dicembre 2021 si è avuta notizia della notifica dell'avviso di conclusione delle indagini preliminari nel confronti di dodici persone fisiche e cinque società. Eni SpA, l'Amministratore Delegato, il Director Human Capital & Procurement Coordination ed II Responsabile della Security di Eni SpA non compaiono nell'atto, funzionale ad una richiesta di rinvio a giudizio, risultando quindi estranei alle contestazioni. Viceversa, ad un ex dirigente Eni licenziato già nel 2013 e ad un ex legale esterno Eni, in concorso con altri, viene contestato di avere calunniato l'Amministratore Delegato ed il Director Human Capital & Progurement Coordination di Enl.

Per quanto riguarda le società, ETS SpA (ETS) è indagata con riferimento all'illecito amministrativo di cui agli arti. 5, comma 1, lett. a), 25 octies, D.Lgs. 231/01 in relazione all'art. 377 bis c.p. per cui è indagato l'allora dirigente apicale. ETS è già stata posta in liquidazione volontaria con dellbera del CDA di Eni di luglio 2020 ed efficacia dal 1* gennalo 2021. Per la contestazione di responsabilità amministrativa di cui al D.Lgs. 231/01, ETS ha formulato, con II consenso del Pubblico Ministero, istanza ex art. 444 c.p.p. di definizione del procedimento mediante applicazione di pena ed è stata fissata udienza in ottobre 2022 avanti al Gip per la valutazione di competenza.

In esito alla discovery ritardata di ulteriori atti di indagine, non conosciuti al momento della richiesta di patteggiarnento, è stata depositata dalla difesa di ETS, In vista dell'udienza, un'istanza di revoca del patteggiamento, All'udlenza del 5 ottobre 2022, Il Giudice ha conseguentemente rigettato il patteggiamento.

In data 30 giugno 2022 si è avuta notizia del provvedimento della Procura di stralcio dal procedimento, al fini di una successiva richiesta di archiviazione, in relazione alle posizioni di Eni SpA, dell'Amministratore Delegato, del DIrector Human Capital & Procurement Coordination e del Responsabile della Security di Eni SpA, a conferma della loro estraneità dalle contestazioni contenute nell'avviso di conclusioni indagini del dicembre 2021. E stato, altresi, disposto lo stralcio ai fini di richiesta di archiviazione delle contestazioni di corruzione tra privati relative ad esponenti Eni e ad alcuni legali esterni che erano stati iscritti a seguito delle dichiarazioni di Piero Amara.

Successivamente si è avuta notizia che Il procedimento è stato frasferito presso la Procura della Repubblica di Brescia a seguito della decisione del Procuratore Generale presso la Cassazione sulla base di istanza presentata dalle difese di alcuni indagati. La Procura di Brescia, ricevuti gli atti, ha disposto l'archiviazione di un procedimento stralcio del 12333/17, relativo ad una ipotesi di calunnia è di diffamazione (archiviata) ed ha invece rimandato alla Procura di Millano per competenza il fascicolo. Si è appreso che la Procura ha richiesto nuovamente l'archiviazione nel confronti dell'Amministratore Delegato, del Director Human Capital & Procurement Coordination, del Responsabile della Security di Eni SpA e ha disposto l'archiviaziorie della società, richiedendo il giudizio per le altre posizioni. Nel decreto di archiviazione di Eni SpA si da atto che l'ipotizzata induzione a rendere dichiarazioni mendaci di Vincenzo Armanna nell'ambito del procedimento penale "OPL 245" si fondasse unicamente sulle dichiarazioni di soggetti (Amara - Armanna - Calafiore) che non presentavano Il requisito dell'indipendenza e non hanno trovato il conforto dei riscontri cercati durante l'attività investigativa. In virtu di quanto precede, il narrato è stato ritenuto calunnioso, portando all'imputazione di Amara, Armanna e Calafiore per la dichiarazioni rese nei confronti dell'Arnministratore Delegato e del Director Human Capital & Procurement Coordination di Eni SpA.

4. Contenziosi fiscall

Contestazione per omesso pagamento dell'imposta municipale unica (IMU) relativamente ad alcune plattaforme petrolifere localizzate nelle acque territoriali. Sono in essere contenziosi fiscali con alcuni enti locali italiani la cui materia del contendere è l'assoggettabilità ad IMU delle plattaforme petrolifere localizzate nel mare territoriale nel periodo 2016-2019. Dal 2016 il quadro normativo di tale imposta è stato modificato per effetto della Legge n. 208/2015 che ha escluso dalla base imponibile dell'imposta gli impianti funzionali allo specifico processo produttivo, mentre con successiva risoluzione n. 3 del 1* giugno 2016 Il Dipartimento delle Finanze ha riconosciuto alle piattaforme petrolifere la qualificazione di impianti e conseguentemente l'esclusione dalla base imponibile disposta dalla legge predetta. Sulla base di tale interpretazione Eni non ha versato alcuna IMU per gli anni 2015 2019. Tuttavia, la pronuncia del Dipartimento delle Finanze non è vincolante per gli enti locali cui compete il potere impositivo riconosciuto dalla stessa Corte di Cassazione e alcuni di questi hanno notificato avvisi di accertamento per le annualità 2016-2019. Contro tali avvisi la Società ha presentato ricorso. Nonostante Ehi riteriga che le piattaforme petrolifere ubicate nel mare territoriale debbano essere escluse dalla base imponibile goll'iMU in base all'interpretazione della legge alla luce della risoluzione del Dipartimento delle Finanze, valutati i rischi di soccombenza nel contenziosi pendenti è stato deciso di eseguire un accantonamento al fondo rischi, il cui ammontare esclude l'importo delle sanzioni polohé l'operato di Eni ha fatto affidamento sulla risoluzione amministrativa, nonche ha tenuto conto dell'abbattirnento della base imponibile che esclude la "componente impiantistica" come previsto dal dettato della norma. Il contenzioso prosegue.

Il D.L. 124/2019 (convertito con Legge 157/2019) ha istitulto, a decorrere dal 2020, l'imposta immobillare sulle piattaforme marine (IMPi) in sostituzione di ogni altra imposizione immobiliare locale ordinaria sugli stessi manufatti. Tale norma ha quindi sancito, a partire dal 2020, la sussistenza del presupposto impositivo su tali manufatti.

5. Procedimenti chiusi

Indagine Congo.Il procedimento Congo aveva a oggetto 11 indagini della Procura di Milano su presunti reati di corruzione internazionale in relazione alle attività petrolifere Eni in Congo, con riferimento ai contratti assegnati negli anni 2013-2015. Il procedimento ha coinvolto alcuni ex dipendenti Eni. La società è stata indagata al sensi del D.Lgs. 231/2001. Nell'ambito del procedimento l'accusa aveva avanzato anche la richiesta di misura interdittiva relativamente alle attività oggetto del contratti petroliferi sotto indagine. A seguito della riqualificazione dell'ipotesi accusatoria da corruzione internazionale a Induzione indebita a dare o promettere utilità, nel 2021 Eni ha aderito all'ipotesi di sanzione concordata proposta dalla Procura di €11,8 milloni e la revoca della richiesta di misura interdittiva per l'ente. Separatamente vi era un'ipotesi di Indagine che vedeva coinvolto l'Amministratore Delegato, relativa ad un presunto conflitto d'interessi nell'assegnazione di contratti a società terze fornitrici di Eni Comgo. Nel marzo 202a a seguito della richiesta di archiviazione presentata dalla Procura. Il Giudice per le Indagini preliminari ha disposto l'archiviazione del procedimento per tutte le persone fisiche Indagate. L'archiviazione ha ad oggetto sia l'ipotesi di corruzione Internazionale - riqualificata in Induzione indebita a dare o promettere utilità - che aveva riguardato - tra gli altri - l'allora Chief Development, Operations & Tecnology Officer di Eni, sia l'ipotesi di ornessa dichiarazione del conflitto di interessi in capo all'Amministratore Delegato di Eni. Il Giudice ha escluso che vi sia prova di un potenziale interesse dell'AD con riferimento alle operazioni commerciali Intervenute tra (non ENI SpA ma) le società controllate da Eni SpA ed il fornitore terzo, non trovandosi l'AD in alcuna posizione di conflitto di Interessi dal quale potesse scaturire l'obbligo di denuncia al sensi dell'art. 2628 bis cc, al momento in cui ha assunto la carloa di Amministratore Delegato di Eni nel maggio 2014.
- Eni Rewind SpA Procedimento amianto Ravenna. Proce dimento periale avente ad oggetto presunte responsabilità di ex dipendenti di società riconducibili oggi, dopo varie opera-

zioni societarie, a Eni Rewind SpA, per decessi e lesioni da amianto che si sono verificate a partire dal 1991. Le persone offese indicate nel capo di imputazione sono 75. I reali contestati sono omicidio colposo plurimo e disastro ambientale. Sono costituite parti civili, oltre a numerosi familiari delle persone decedute, anche l'ASL di Ravenna, l'INAIL di Ravenna, la CGIL, CISL e UIL Provinciali, Legambiente ed altre associazioni ambientaliste. Eni Rewind SpA è costituita in giudizio quelle responsabile civile. In udienza preliminare le difese degli imputati hanno chiesto la pronuncia di intervenuta presorizione del reato di disastro ambientale per alcuni dei casi di malattie e decessi, Nel febbraio 2014 Il GUP presso il Tribunale di Ravenna ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati, riconoscendo invece la prescrizione solo per alcune ipotesi di lesioni colpose. Eni Rewind SpA ha concluso alcuni accordi transattiv). Terminato Il dibattimento nel novembre 2016 il Giudice ha pronunciato sentenza di assoluzione per tutti gli imputati con riferimento a 74 casi dei 75 inizialmente conteirripononchè per l'ipotesi di disastro. Mentre ha pronunciato isotsadas ib ossep un caso di asbestoso

Le difese, le parti civili costituite e la Procura hanno impugnato la sentenza davanti la Corte d'Appello di Bologna che ha disposto una perizia. I difensori di Eni hanno ricusa to un membro del collegio peritale e la Corte d'Appello ha respinto la richiesta di ricusazione con ordinanza successivamente annullata dalla Corte di Cassazione. In sede di rinvio, su richiesta del difensari di Eni la Corte d'Appello di Bologna, stante la diversa composizione del collegio giudicante, ha disposto la rinnovazione del giudizio di appello e, conseguenternente, la suocessiva revoca dell'ordinanza con cui era stata inizialmente disposta la perizia. In data 25 maggio 2020, la Corte d'Appello ha assolto gli imputati. ed il responsabile civile, per 74 casi di mesotelioma, tumore polmonare, placche pleuriche e asbestosi, ha preso atto del passaggio in giudicato dell'assoluzione per la contestazione di disastro e ha confermato la condanna per un caso di asbestosi, dichlarando altresì inammissibili gli appelli di numerose parti civili. La difesa Eni ha presentato ricorso in Cassazione contro la condanna per asbestosi: alcune parti civili hanno impugnato l'assoluzione per altre patologie. In data 24 novembre 2021 la Corte di Cassazione ha annullato, senza rinvio, la sentenza impugnata riei confronti di un imputato per estinzione del reato, ha annullato senza rinvio agli effetti penall la sentenza di condanna impugnata per il reato di lesioni colpose in relazione al caso di asbestosi perché estinto per prescrizione, rigettando i ricorsi della difesa Eni agli effetti civili ed ha, infine, rigettato i ricorsi delle parti civili. Pertanto, perialmente il procedimento è chiuso. Allo stato non si hanno informazioni circa l'attivazione di eventuali conteziosi civili.

Versalis SpA. Stabilimento di Brindisi - Procedimento penale in materia di torce di stabilimento ed emissioni odorigene. In data 18 maggio 2018 il direttore dello stabilimento Versalis di Brindisi e altri due dipendenti sono

1117

MLANCIO DI ESEHLIAN

ALLEGAL

stati convocati dai carabinieri del Noe al fine di rendere sommarie informazioni testimoniali in merito a due upset occorsi nel mese di aprile 2018 e che hanno comportato l'attivazione del sisterna torce di stabilimento. La Socletà ha collaborato con l'Autorità giudiziaria per fornire le informazioni utili ad escludere che tali eventi posseno aver avuto un impatto negativo e significativo sulla qualità dell'aria. Alla fine del mese di maggio 2020 in concomitanza di una fermata programmeta dello stabilimento Versalis, sono state rilevate delle concentrazioni anomale di benzene e toluene poste alla base di uriordinanza con la quale il Sindaco di Brindisi ha disposto la fermata dell'impianto cracking. Da questi eventi è stato instaurato un procedimento penale, per effetto del quale sono stati iscritti quali soggetti indagati i due direttori pro-tempore dello stabilimento ed il responsabile operation per i reati di cui agli artt. 29 quatordecies D.Lgs. 152/06 e 674 c.p. In data 19 maggio 2022, il GIP, in accoglimento di richiesta avanzata dalla Procura della Repubblica, ha disposto l'archiviazione del procedimento evidenziando che le accensioni di torce avvenute a far data dal 2018 erano dovute a disservizi o guasti momentanei, sempre in osservanza delle prescrizioni AIA e precisando che dagli accertamenti dei consulenti non sono emerse violazioni dei vincoli imposti dalla normativa in vigore.

Attività in concessione

Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Exploration & Production e nella lines di business Refining & Marketing. Nel settore Exploration & Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l'accesso di Eni alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di proprietà, generalmente Enti pubblioi, compagnie petrolifere di Stato e, In alcuni contesti giuridici, snche privati. In forza dell'assegnazione della concessione mineraria, Eni sostiene l'rischi e i costi connessi all'attività di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alle produzioni realizzate. A fronte delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, corrisponde delle royalties ed è tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della concessione. Nei Production Sharing Agreement e nel contratti di service il diritto sulle produzioni realizzate e determinato dagli accordi contrattuali con le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalità di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi sostenuti per le attività di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil) e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oll). Nella linea di business Refining & Marketing alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessione dalle società concessionarie autostradali per l'erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento delle attività accessorie. A fronte dell'affidamento

del servizi sopra indicati. Eni corrisponde alle società autostradali royalties fisse e variabili calcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessioni è generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili non rimovibili.

Regolamentazione in materia ambientale

rischi connessi all'impatto delle attività Eni sull'ambiente, sulla salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fattori di rischio e di incertezza - Rischio operation e connessi rischi in materia di HS&E della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterrà costi di ammontare significativo per adempiere gli obblighi previsti dalle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonché per il ripristino ambientale, la bonifica e messa in sicurezza di aree in precedenza adibite a produzioni industriali e siti dismess). In particolare, per quanto riguarda il rischio ambientale, Eni attualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato in aggiunta ai fondi stanziati e teriuto conto degli interventi già effettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia non può essere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l'altro, dei seguenti aspetti: (1) la possibilità che emergano nuove contaminazioni. (II) I risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall'applicazione del D.Lgs 152/2006; (II) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente (es. Legge 68/2015 sugli Ecoreati e Direttiva UE 2015/2193 sugli Implanti di combustione medi); (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili Indennizzi.

Emission trading

A partire dal 2027, in Europa ha preso il via la quarta fase del sistema di scambio di quote (EU-ETS), durante la quale l'assegnazione gratuita dei permessi di emissione avviene utilizzando fattori di emissione definiti a livello europeo e specifici per ogni settore industriale (ed. benchmark), a eccezione della produzione di energià elettrica, per la quale non sono previste assegnazioni gratuite. Tale contesto regolatorio determina per gli impiant Eni soggetti ad Emissions Trading l'assegnazione di un quanti tativo di permessi di emissione generalmente inferiore rispetto alle emissioni registrate nell'anno di riferimento, con la negessità di acquistare le quote necessarie al fini di compliance tramite l'approvviglonamento sul mercato delle emissioni/Nell'esfercizio 2022, le emissioni di anidride carbonica pielle installazioni Eni sono risultate, complessivamente, superigri rispetto al permessi assegnati. A fronte di 15,73 milloni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 4,98 milioni di tonnellate di permessi di emissione, facendo/registrare un deficit di 11,75 millioni di tonnellate. L'intero defigit è stato compensato tramite l'approvvigionamento dei permessi maridanti sul mercato delle emissioni

17 = 0/692

29 Ricavi

Ricavi della gestione caratteristica

	Exploration	Global Gos	Refining & Marketing	Plentude &	Corporato
(C milloni)	& Production	& LNG Partfollo	e Chimica	POWEL	Alle allivita	Totale
3022				19,770	400	137 112
a market delive ger librir sent and more of	12.890	07 230	BB-A7U
Blearl par production new vist vendult.
RICBM Del						20,277
- Vendita di gieggi	5.430		201333 20/700			30.770
- Vendita di prodotti petrollun	1.070	40.840	00	5.571		85 Rud
- Vandire di gas naturale e GMT	6.100		6.241		3	6.244
- Vendita di prodotti petrolchimici				12.448		12.448
- Vendita di energia elettrica				223	2	704
- Vendita di altri prodotti	ਦਿੱਤ	390	471 1214	1.484	185	3 482
- Servizi	212 12.300	41 230	01,470	19.730	100	133.012
Tallares/mont official of the light it is arbellaterial
Ben e severi rastelli in uno specifico momento	12,592	41.047	58 145	12:200	28	131.941
Beni e servizi trasferili lungo un arco temporale	304	183	335	1 127	132	1,071
2021
modi della gentino carafteristia	0.046	10.973	40.057	194517	180	76.979
and the relation of Hopensed will program
Hicavi per
- Vandita graggi	3.573		74.710			18.283
- Vendita prodotti petroliteri	1 888		18.739			19 624
· Vendha gas naturale a GMI.	4 122	16,600	તેની	3 245		24.009
- Vendila prodotti petroichimici			5692		7	2 850
- Vendita di energia elettrica				5,104		5.104
- Vendita alli prodotti	40	0	132	212	1	301
SELVIZI	220	300	200	1,256	180	3.505
	0.040	16.473	40.057	10.017	1 13 11	16.075
Tempisticito di trasformanto hem/savist
Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento	009'8	16.823	30,830	10.617	72	75.754
Beni e servizi frasterilli lungo un arco temporale	340	1 20	215		118	051
Saso
המונחום וויינוני טעמטעמן בווסוס ומנטלו	0.350	0,362	No 023	12/25	11911	421 Vist7
Blosses and therejpel of the prospect on and finiti
Ricavi per
· Vendila greggi	1.969		0.024			10/903
Vendita prodotti petrollieri	517		71,023			606221
- Vendita gas naturale e GNL	3.505	5,000	20	2.741		11.266
- Vendita prodotti petroichimici			3277		19	3,290
- Vendita di energia eleifrica				2345		2 345
- Vendita altri prodotti	113	(2)	30	21	2	170
SGIVEI	202	360	728	2 028	173	3 548
	11 (2011)	23 - 24 11 27	2-1 007	7.189	19/1	1:4:11:11
Torristicing of Rostoriansis publicants).
Beni e servizi frasferiti in uno specifico momento	2 1996	5.239	24.639	7.135	78	42,987
Branje sarvizi trasterin lrungo un arco lampo inves	463	123	298		110	1,000

RELAZIONE SULLA GESTIONE

CITANCE [ax = (=) } } = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) = (=) =

DILANCIO DI ESEHLIZIO

	ให
0	లు

ALLEUAFI

(ורמווירד 3)	2022	2021	2020
Ricavi rilevali a fronte di passività con la clientela esisteriti all'inizio dell'esercizio	157	era	818
Ricavi filevati a frante di performance obbligation soddisfatte o parziolimente soddisfatte in esercizi precedent		30

l ricavi della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività e per area geografica di destinazione alla nota n. 35 - Infomazioni per settore di attività e per area geografica.

I ricavi della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

Altri ricavi e proventi

(C milion)	2022	2021	2020
Plusvalenze da vendite di attività materiali, immateriali e rami d'aziende	48	107	10 0 0
Alti proventi	1.127	1.089	950 ( 12-1
	1178	1.196	035

Gli altri proventi comprendono €204 millioni e €357 millioni rispettivamente nel 2021 e nel 2020) relativi al reupero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei ben) in leasing di competenza dei partner delle joint operate operate operate da En. Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

30 Costi

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi

2022	2021	2020
85.139	41174	21,492
10.303	10.646	9,710
2.307	7.233	076
2.986	707	349
2.009	1983	1.417
102 707	55 203	33.004

(246)	(185)	(128)
(22)	(9)	(5)
102.520	65.540	33,551

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi di prospezioni, studi geologici e geofisici dell'attività esplorativa che ammontano a €220 millioni (€194 millioni e €196 milloni rispettivamente nel 2021 e nel 2020).

I costi di ricerca e sviluppo privi dei requisiti per la rilevazione nell'attivo patrimoniale ammontano a €164 milloni (€177 millioni e €157 millioni rispettivamente nel 2021 e nel 2020).

I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su diritti di estrazione di idrocarburi per €1.570 milloni (€946 milloni e €673 milloni rispettivamente nel 2027 e nel-2020) Gli accantonamenti al fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per esuberanza riguardano l'accantonamento netto al fondo rischi ambientali di €1.700 millioni (accantonamento netto di €279 milloni e utilizzo netto €15 milioni rispettivamente nel 2021 e nel 2020) e l'accantonamento netto al fondo rischi per contenziosi di €501 milloni (accantonamenti netti di €1,62 milloni e di €76 rnilloni rispettivamente nel 2021 e nel 2020). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri.

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per esuberanza sono analizzati per settore di attività alla nota n. 36 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

Le informazioni relative al leasing sono indicate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni In leasing.

Costa lavoro

(Emillanl)	2022	2021
Salari e stipendi			2020
Oneri sociali	2377	2.182	2.193
	468	485	468
Onen per programmi a penelici ili dipendenti	174	168	102
Alliabsti	194	204	239
	3 141	3.006	2,992
a dedures
- incrementi per lavori interni - attività (materiali	(120)	17772	(118)
· incrementi per lavori interni - allività immatei lali	(വ
		(7)	6777
	ALDIN	03888	2.003

Gli allri costi comprendono oneri per esodi agevolati per €78 milioni (€94 millioni e €105 milioni rispettivamente nel 2021 e nel 2020) e oneri per programmi a contributi definiti per €1D3 milioni (€97 millioni e €96 millioni rispettivamente nel 2021 e nel 2020).

Gli oneri per programmi a benefici al dipendenti sono analizzati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti.

I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rappor-Il con parti correlate.

Numero medio dei dipendenti

Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell'area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente

	2022		2021		2020
(Гічітнаго)	Controllote	Jaint operation	Controllate	Jaint operation	Corrirollate	Jaint aperation
DHOGHIL	957	19	966	18	વૈત્તર (dealer) de la comment (de allerial de la comment) (de alle de la marte de la comment of the comment of the comment of the comment of the contribute of the contribute	17
Quadri	VBO'G	во	9.143	78	9.280	73
Implegal	15 517	420	15.747	DBGE	15.995	349
Operal	6.074	288	5.476	284	4.780	207
	201602	1007	31.312	760	31.040	726

Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisorima dei dipendenti all'inizio e alla fine del perlodo. Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all'estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente

Piani di incentivazione dei Dirigenti con azioni Eni

UAssemblea nelle sedute del 13 aprile 2017 e del 13 maggio 2020 ha approvato i Piani di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019 e 2020-2022, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l'attuazione dei Piani e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 11 milioni di azioni proprie al servizio del Plano 2017-2019 e di 20 millioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-2022 | Pieni

di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre altribuzioni di azioni ordinarie ciascuno (rispettivamente, negli anni 2017, 2018 e 2019 e negli anni 2020, 2021 e 2022) e sono destinati all'Amministratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rientranti nell'ambito delle "risorse manageriali critiche per Il business", individuate tra coloro che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultați

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

dalla data di assegnazione.

medesima data è parì a €4,67 per azione.

ALLEGATI

tre progetti rilevanti di economia circolare. In base all'andamento

dei parametri di performance sopra indicati, Il numero di azioni che

saranno assegnate a titolo gratuito dopo tre anni dall'attribuzione

potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente; il 50% di tali azioni sarà sottoposto ad una

clausola di look-up che ne impedisce il trasferimento per un anno

Alla grant date sono state attribuite complessivamente da parte

di Enl: (i) nel 2022, n. 2.069.685 azioni, il fair value medio ponde

rato di tali azioni alla medesima data è pari a €9,20 per azione, (i)

2019, metodo stocastico per la componente del piano afferente al TSR e modello Black-Scholes per la componente afferente al NPV

delle riserve; con riferimento al Piano 2020-2022 metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla

diata di attribuzione (€12,918 e €14,324 a seconda della grant date

per l'attribuzione 2022; €11,642 e €12,164 a seconda della grant date per l'attribuzione 2021; €5,885 e €8,303 a seconda della grant

date per l'attribuzione 2020), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (6,1% e 6,8% per l'attribuzione 2022, 7,1% e 7,4% per l'attri-

buzione 2021 e 7,1% e 10,0% per l'attribuzione 2020 del prezzo

dell'azione alla data di attribuzione), considerando la volatilità del

titolo (30% e 31% per l'attribuzione 2022; 44% e 45% per l'attribu-

zione 2021; 41% e 44% per l'attribuzione 2020), le previsioni rela-

tive all'andamento dei parametri di performance, nonche il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità

I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati

come componente del costo lavoro, ammontano a €18 millioni (€16 millioni e €7 milioni rispettivamente nel 2021 e 2020) con

al termine del vesting period (ed. lock up period),

contropartita alle riserve di patrimonio netto.

aziendali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti con responsabilità strategiche.

I Piani prevedono l'assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito al beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, al sensi delle disposizioni del principi contabili internazionali, il costo dei piani è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni da assegnare al termine del vesting period; Il costo è rilevato pro-rata temporis lungo II vesting period. Con riferimento al Piano 2017-2019, il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: (1) per il 50%, dall'andamento del Total Shareholder Return (TSR) del titolo Eni, rapportato al TSR dell'Indice FTSE Mib di Borsa Italiana, confrontato con quello registrato da un gruppo di competitors di Eni ("Peer Group")30 rapportato anchesso con II TSR delle rispettive borse valori di nferimento29; e (ii) per il 50%, dalla varlazione percentuale annuale del Nel Present Value (NPV) delle riserve certe confrontata con l'analoga variazione di clascuna società del Peer Group.

Con riferimento al Piano 2020-2022, Il numero di azioni che sarà assegnato a scadenza dipende dai seguenti obiettivi definiti in un periodo di performance triennale, e precisamente: (i) per il 25%, da un obiettivo di mercato misurato rispetto al Peer Group di riferimento in termini di differenza tra il TSR del Titolo Eni e il TSR dell'indice FTSE Mib di Borsa Italiana, corretto per l'Indice di correlazione tra Il titolo e la borsa di riferimento; (ii) per il 20% da un obiettivo industriale misurato rispetto al Peer Group in termini di valore unitario annuale (S/boe) del Net Present Value delle riserve certe (NPV); (ii) per il 20% da un obiettivo economico/finanziario misurato dal Free Cash Flow organico (FCF) cumulato nel triennio di riferimento, rispetto al valore previsto nel Piano Strategico; (iv) per il (35%) da un oblettivo di sostenibilità ambientale e transizione energetica articolato in tre obiettivi misurati rispetto al valori di Piano Strategico e costituili: (a) per Il 15% dalla Intensità delle Emissioni GHG upstream Scope 1 e Scope 2 equity (tCO,eq./ kboe); (b) per il 10% dalla capacità installata di generazione elettrica da fonti rinnovabili, (c) per il 10% dallo stato avanzarnento di

Compensi spettantl al key management personnel

I compensi, inclusi i contributi e gli oneri accessori, spettanti al soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gii amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilità strategica (cd. Rey management personnel) in carica nel corso dell'esercizio si ana-Ilzzano come segue:

(€ millonly	2022	2021	2020
Salari e stipendi	37		30
Benefici successivi al rapporto di lovoro	0		2
altri benefici a lungs temmi	17	- 15 --	12
Indernità per cessazione del rapporto di favoro			27
	66	-07	GG

nel 2021, n 2.365.581 azioni; il fair value medio ponderato di tall azioni alla medesima data è pari a €8,15 per azione (III) nel 2020, n. 2.922.749 azioni, il fair value medio ponderato di tall azioni alla La determinazione del fair value è stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo al differenti parametri di performance previsti dai piani (con riferimento al Piano 2017-

593

(26) || Per Group & compositi society ip, Cheven, ConcesPhillps, Equinor, Excentioni, Marathen Ol, Decidentil, Royal Divide Phil e Toal. (29) La condizione di performence con il TSP al sonal dei principi contabili internazionali rappresenta una ed market condition.

Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci di Eni SpA

I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €11,12 milioni, €10,13 milioni e €7,54 millioni rispettivamente per gli esercizi 2022, 2021 e 2020, I compensi spettanti al sindaci ammontano a €0,589 millioni, €0,550 milioni e €0,571 millioni, rispettivamente per gli esercizi 2022, 2021 e 2020.

ma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in altre imprese incluse nell'area di consolidamento, che abbiano costituito un costo per Eni, anche se non soggetti all'imposta sul reddito delle persone fisiche.

| compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra som-

31 Proventi (oneri) finanziari

(Crillioni)	2022	2021	2020
Provenil (oneri) finanziari
Proventi finanzlari	B.450	8723	3.531
18921814111111440	(9.333)	(4,276)	(4.95B)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valulate al lair valve con effello a conjo economico	(ଜନ)	911	31
Strumenti finanziari derivati	13	(300)	357
	(025)	(70日)	(1.046)

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue.

(E milloni)	2022	2021	2020
Provise consistent officialized that the reservation (name) itrover
- Interessi e altri oneri su presili obbligazionari	(507)	(475)	(517)
Proventi (oneri) netti su attività finanziario desimate al trading	(13)	13	31
Oneri netti au altre attività finanziaria valulate al fair value con effetti a conto economico	(2)
Interessi e alti oneri verso banche e allri finanziatori	(128)	(94)	(105)
Interessi passivi su passività per beni in leasing	(315)	(304)	(347)
· Interessi altivi verso banche	57	1	10
- imeressi e alli proventi su crediti finanzioni e litoli non strumentali all'allività operativa	9	0	12
	(020)	(BID)	(013)
pilleronab attivo (passivo vitta vitnorofilio	338	-176	(460)
frammenti finanziari deilyal	13	(300)	311
HUBURUD (HOUD) IIInGVOId HISA
- interessi e altri proventi au crediii finanziari e illoli strumentali all'altributa operaziva	120	67	97
- One linenziari imputati all'altuppi limoniale	38	0 B	73
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo i	(198)	(744)	(190)
Altri provenil (onen) finanziali	(204)	(100)	(3)
	133477	(1927)	(2621)
	(68:473)	(2111)	CO. (0353)

(1) La vace o ngono (ps) plan a minti a minute and the sono in the single the more more than more than members (a the market of the leaster and the leaster and the leaster an

Le informazioni relative al leasing sono indicate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing. Gli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting. i proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nola n. 36 - Rapporti con parti correlate

32 Proventi (oneri) su partecipazioni

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto

L'analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto è Indicata alla nota n. 16 - Partecipazion).

L'effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto è analizzato per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

Altri proventi (oneri) su partecipazioni

(E millom)	2022	2021	2020
Dividendl	351	230	150
Plusvalenze (minusvalerize) nette da vendila	400
Altri proventi (oneri) nelli	2769	(B)	(75)
	3.623	223	75

I dividendi si riferiscono essenzialmente alla Nigeria LNG Ltd per €247 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co "IBN ZAHR" per €77 millioni (rispettivamente €144 millioni e €54 milioni nel 2021 e €113 milioni e €28 millioni nel 2020).

presso la borsa di Oslo, della partecipata Var Energi ASA e alle successive vendite effettuate sul mercato.

Gli altri proventi netti si riferiscono per €2,542 milioni alla plusvalenza da valutazione al fair value della business combination tra Eni e bp con la costituzione della joint venture Azule Energy Holdings Ltd e comprende il realizzo di differenze attive di cambio da conversione per €764 milloni.

Le plusvalenze da vendite si riferiscono per €448 milioni alle plusvalenze realizzate a seguito della quotazione, attraverso una IPO

33 Imposte sul reddito

(E millon)	2022	2021	2020
Impaste correnti:
- Impreso lialiane	020 L	499	566
- Imprese estere operanti nel settore Exploration & Production	7.027	3.609	1.817
- alle impresse estare	944	157	04
	9.891	4.205	008-1
Imposte differite e anticipate netto:
- Imprese Italiane	(2197)	(46)	672
· imprese estitre operanti nel settore Exploration & Production	713	652	73
- alles impresse catere	(325)	139	105
	(1.803)	640	850
	BRO'D	4.045	2.650

Le imposte correnti relative alle imprese italiane comprendono imposte estere per €69 milioni.

Le imposte sul reddito comprendono l'imposta straordinaria di solidarietà per l'anno 2022 (€1.036 milioni) introdotta in Italia dalla Legge n. 51/2022, analoga imposta in Germania (€163 milioni) nonché un'addizionale d'imposta sui profitti energetici nel Regno Unito. Il totale delle imposte sul reddito 2022 comprende il contributivo straordinario previsto dalla Legge n. 197/2022 (finanziaria 2023) calcolato sul redpito imponibile 2022 al lordo della distribuzione di riservo di rivalutazione.

La niconolliazione tra l'onere fiscale teorito dell'aliquota fiscale lres vigente in Italia del 24% (stesso valore nel 2021 e nel 2020) e l'onere fiscale effettivo è il seguente:

	2022	2021	2020
[C million)	22.044	10.000	G. 0711)
Diam (purditio and (citip carpession	24,0	24,0	24.0
(26) (spal) Bolloal pleasily arouplate	D.202	2.164	(1.436)
allal land a labriche
variazioni in sumento (diminuzione)	3.388	2.301	1.980
sitere e maggiore lassazione delle impresse estare	1971
- effetto contribuli solidaristici siraordinari per le impress italiane dei settore energelico	66	108	108
elletto imposte estere di società italiene	50	OBLE	97
· effetto valutazione con il metodo dei patrimonio nello	77	ਦੇ ਪੰ	00
elletto tassazione dividendi infragruppo	(18)	140	107
- effetto frap delle società lialiane	(19)	32	(30)
- effetti fiscali relativi ad esercizi precedenti	(241)
effetto plusvalenze de conferimento	(2,087)	(GGG)	1.785
- effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle allività per imposte anticipate	(325)	112	(58)
- allre molivazioni	2790	2.201	4.005
	11 0113	0.040	2.650
WHERELLE OFFECTIVE

La maggiore tassazione delle imprese estere riguarda il settore Exploration & Production per €2.940 millioni (rispettivamente, E2 040 milioni e €1.777 milioni nel 2021 e 2020)

Nel 2020 il Gruppo ha rilevato oneri d'imposta nonostante una perdita ante imposte di €5.978 milioni. Questo è dovuto agli Impatti della crisi economica indolta dal COVID-19 sulla domanda

34 Utile (perdita) per azione

L'utile (perdita) per azione semplice è determinato dividendo l'utile (perdita) dell'esercizio di competenza Eni per II numero grolune le (peratto delle azioni Eni SpA in circolazione nell'anno, escluse le azioni proprie,

L'utile (perdita) per azione diluito è determinato dividendo l'utile (perdita) dell'esercizio di competenza Eni per il numero medio ponde rato delle azioni Eni SpA in circolazione nell'anno, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente proprie, incrementesse. Al 31 dicembre 2022 le azioni che po-

degli idrocarburi e alla conseguente revisione del prezzi di lungo termine e dei cash flow futuri delle attività dell'Eni. Le minori proiezioni di redditi imponibili futuri hanno avuto due ricadute: la svalutazione delle attività per imposte anticipate iscritte te: la svalui bilancio e il mancato stanziamento del recupero fiscale associato con le perdite gestionali dell'esercizio.

tenzialmente potrebbero essere messe in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte del piano ILT azionario 2020-2022. azioni assegnate aninazione dell'utile (perdita) per azione semplice e diluito, l'utile (perdita) netto dell'anno di competenza Enl'e rettificato per tener conto della remunerazione delle obbligazioni subordinate perpetue, al netto del relativo effetto fiscale, determi-

nata sulla base del costo ammortizzato. La determinazione dell'utile (perdita) per azione semplice e diluito è di seguito indicata:

		2022	210 Mark	1. 11. 2. 11. 11.
		2143,6231176	2 2003 17 3 ABS	12772 1411 627
Numma inodio ponticrato di azioni in circolozione per l'Allir (nerolla) annonina manghigh		6319.989	7.598.593
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario		ANA 95% HOR	2573.573 A76	1 1935 000 000
l'annoro modio ponderato di azioni in circolazione por l'auto (perchia) dillullo
	(Criallian)	13.0112	5.01.20	(11.0315)
Inst organisms many of revious (Printeri) same	(E million)	(109)	(05)
Remunerazione di obbligazioni subarcinate perpetue, al nello dell'effetto fiecale	(C million)	13-248	17, 120	(4 GMT)
THUE (Derdisa) upday of convellentes a lun per line accurities e filmles
Utile (perdite) per axione semplice	(anolize rad in C per ozlane)	396	7,67	(2.42)
	(erruncintari in C pel esione)	3,95	7.60	(2,42)
Dillin (Sarrito) no Relone Cliuno

BIONCIO CONSOLDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

357

35 Informazione per settore di attività e per area geografica

Informazione per settore di attività

La segment information di Eni è determinata sulla base del segmenti operativi i cui risuifati sono rivisti periodicamente dal Chief Operating Decision Maker (Il CEO) per la valutazione delle performance e le decisioni di allocazione delle risorse.

La struttura organizzativa è imperniata su due Direzioni Generali:

· La Direzione Generale Natural Resources con Il compito di valorizzare Il portafoglio upstream Oil & Gas riducendone l'impronta carbonica attraverso una forte azione di efficienza energetica e l'espansione della componente gas con la responsabilità della commercializzazione all'Ingrosso. Inoltre, comprende lo sviluppo dei progetti di cattura e compensazione delle emissioni di CO, Nella Direzione confluiscono le attività di esplorazione, sviluppo e produzione Oil & Gas, la commercializzazione del gas all'ingrosso via gasdotto e GNL. i progetti di conservazione delle foreste (REDD+) e di stoccoaggio della CO,
La Direzione Generale Energy Evolution con Il compito di promuovere l'evoluzione dei business di generazione, trasforma zione e vendita di prodotti da fossili a bio e blue. Le responsabilità della Direzione comprendono le azioni di crescita della generazione elettrica rinnovabile e del biometano, il coordinamento dell'evoluzione bio e circolare del sistema di raffinazione e della chimica e lo sviluppo del portafoglio retail di Eni fornendo prodotti sempre più decarbonizzati per la mobilità, ll consumo domestico e delle piccole imprese. Nella Direzione confluiscono i business della generazione di energia elettrica da gas e da fonti rinnovabili, della Raffinazione, della Chimica, del Retall Gas & Power e del Marketing per la mobilità. Le società Versalis (Chimica), Enl Rewind (Ambiente) ed Eni Plenitude, nel loro assetto corrente, rientrano nel perimetro della Direzione

Dal punto di vista delle informazioni finanziarie per settore di attività "segment information", il management ha considerato che l processi decisionali di allocazione delle risorse e la valutazione delle performance finanziarie/industriali da parte del CEO sono svolte ad un livello di maggiore disaggregazione rispetto alle DG, avuto riguardo cloe alle linee di business che confluiscono nelle due DG. Pertanto, nel rispetto delle disposizioni del principio

contabile IFRS 8 che regola l'informativa per settore di attività, la segment information di Eni al 31 dicembre 2022 è articolata nei seguenti reportable segmant

Exploration & Production: attività di ricerca, svilluppo e produzione di petrollo, condensati e gas naturale, comprende i progetti di conservazione delle foreste (REDD+) e di cattura e stoccaggio della CO ;

Global Gas & LNG Portfolio (GGP): attività di approvvigiona mento e vendita di gas naturale all'ingrosso via gasdotto, trasporto internazionale, acquisto e commercializzazione di GNLY Comprende le attività di trading gas per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset gas;

Refining & Marketing e Chimica: attività di supply, lavorazione, distribuzione e marketing di carburanti e prodotti chimici. I risultati del business Chimica sono stati aggregati con quelli della Refining & Marketing in un unico reportable segment, poiche questi due segmenti operativi presentano ritorni economici simill. Comprende le attività di trading oil e prodotti con finalità di eseguire sul mercato le transiszioni di bilanciamento del supply e di stabilizzazione/copertura dei margini commerciali;

Plenitude & Power attività di vendita al dettaglio di gas, elettricità e servizi connessi e attività di produzione e vendita all'ingrosso di energia elettrica da impianti termoelettrici e rinnovabili, attività di servizio alla mobilità elettrica. Comprende le attività di trading di certificati di emissione di CO, e di vendita a termine dell'energia elettrica nell'ottica di copertura/ottimizzazione dei margini:

Corporate e Altre attività: comprende le principali funzioni di supporto al business, in particolare le attività di holding, tesoreria accentrata. IT, risorse umane, servizi immobiliari, attività assicurative captive, ricerca e sviluppo, nuove tecnologio, digitalizzazione del business e l'attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Eni Rewind.

Le principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi oggetto di reporting al CEO (cioè il Chief Operating Decision Maker, ex IFRS 8) sono: I ricavi, l'utile operativo e le attività e passività direttamente attribuibili.

02 / 11/700

. N

Le informazioni per settore di attività sono le seguenti.

	Exploration	Global Gas & LNG Parlfollo	Refining & Marketing Chillica	Plenitude & Pawel	Corporate 6 Alle allylla	Retifiche DEL MEIL Interni	Totale
(C milloud)	& Praduction
3023	31.200	48.586	59.178	30 BBR	1.879
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasellore	(18304)	(7.360)	(708)	(1.157)	(1 689)
a declude rican in Gasellor	12,896	41.230	58.470	19.726	190		138 213
Ricavi da terzi		3.730	460	(922)	(1 901)	178	19.510
Bistits to operativo	15.008		(1.110)	(14)	(1,340)	19	(2.900)
Accantonamenti nelli al fondi per rischi e cineri	(747)	(ਡਰਤ)	(200)	(358)	(138)	33	(1 300)
Ammortament	(6.07 B)	(217)		(125)	(31)		CLACK)
Svalutazioni di attività rnateriali, immateriali e diffitio di ulliizzo beni in leasing	(613)	(0)	(752) 30	162	31		1127
Riprese di valore di attivita materiali, immateriali e dirino di utilizzo beni in leasing	187	18					(200)
Radiazioni	(200)	(1)	(2)				1.041
Effello valutezione con II metodo dei patrimonio oriento	1.526	4	446	(20)	CHIP	(472)	100 686
Affivita direllamente attribuibili"	60.473	15.595	14,026	71:987	1.491		61 499
Allvila non dimente allribului!!
Partecipazioni valulato con il mondo del parrimonio Hello	7.314	1	3.084	663	1.020		12,092
Passività direttamente attribuibili"	17,388	12672	0.017	4.787	4,416	(on)	41.103
Passivita non direttamente a(tribulbilde)							40.732
Investimenti in attività materiali e immaterial	6.302	23	378	231	100	(-1)	mana
2027
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi del ricavi infrasellore	21.742	20.843	40.374	11.187	1 Pau
a declurre: ricavi infrasettori	(12 896)	(2.870)	(ਡਲਤ)	(670)	(1-670)
Ricavi do lerzi	11,000	16.973	40051	10.877	1180		10/277
Blaulible operativo	10.000	BBD	45	ਨ ਕੋ ਵੱਡ	(UTC)	(200)	13 9H1
Accanionamenti nelli ei fondi per uschi e onei	(221)	(130)	(37)	City	(180)	(53)	(30.73
Arrimariament	(2076)	(177)	(512)	(386)	(148)	33	(3 002)
Svalutazioni di altività materiali immatimali e diritto di ullizzo beni in leasing	(194)	(રત)	(1 342)	(133)	(27)		Clicks)
Riprese di valore di attività materiali e immatariali	1.438	00		172	4		1,556
Radiazioni	(384)		(3)	(1)			(2077)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	B		(उन्नत)		(700)		11-0011
Attivita direttamente attribulbilia	61.783	10.022	13.326	0.343	1.439	(293)	24 202
""What non direttemente attribuibli							43 43
Partecipazioni valutate con il melodo del patrimonio nello	2.639	17	2.300	667	198		5.887
Pessivite direttarnente attribuibilium	17 046	10.072	6.796	3.780	3 338	(49)	10.910
Passwilla non direllamente attribuiblium							52 357
Investimenti in allivita materiille immaturial	3.801	10	728	443	187	(4)	12.234
2020
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi del ficavi infrasettore	130590	7,051	25340	71630	1.559
100000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000	(7,231)	(1 689)	(403)	(407)	(1,366)
Ricavi da lerzi	6,359	2365	24.937	7,138	194		20000
Portugiato Grailingile	(010)	(332)	(2.109)	660	(202)	33	(2) 2441
Accanionamenti nelti ai fondi per rischi e oneri	(20)	(64)	(1/8)	2	(20)	(-15)	(200)
Amiriarians	(6.273)	(125)	(2/5)	(217)	(746)	32	(1304)
svalutizioni di atlività materiali, immateriali e diritto di ulilizzo beri in leesino	(2.170)	(2)	(1.605)	(20)	(22)		(SUITE SU)
Ripresse di valore di attività materiali e immateriali	283		134	25	1		11324
Radiazioni	(355)			(7)			(asu)
Elletto valui azione con Il metodo del patrimonio nello	(ಶಿಕಿರ)	(15)	(aca)	0	(381)		673333
Altivita direttamente attribuibli	59.439	1.020	10.710	4,387	1.444	(CON)	79.600
Allività non direttamente attribuibillio							WATT TAN
Parlecipazioni valulate con il metodo del patrimonio rialio	2600	289	2.605	217	ави		6 749
Passività direțiamente attribuibili.	77 501	3702	5.450	2.425	3.316	(83)	12 400
Passività non direttarnente allribuibissa							Davide
11963 (11400)) in SUVITS FUBLO (191) 8 (1) LUBUS (1911	3472	11	771	203	107	(10)	ની પાનના

(b) Comprendents in numerischesses non manusus al chaultates massarian

BILANCIO CONSOLIDATO

Informazione per area geografica

Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione.

(ciclillan 3)	118112	Houlo dell'Unions Europea	Resio dell'Europa	Americhe	Ad 15		Africa Altre aree	Totale
2022
Altività direllamente stinbulbili ?	29.195	7.689.7	6.504	8.892	18.663	28.167	1.826	100 GBB
investimenti in attività materiali e immatenali	1.475	475	208	1.206	1.390	3.162	142	0.050
2021
Allivita direttamente sinbuibili	23,718	5.002	6.114	5718	17,489	33 499	BEB	94.292
Investimenti in attività materiali e immermisessi	1.333	190	202	esa	1.203	7.604	34	5.234
2020
Attivila direttamente attribuibili"	17,220	4.159	3.174	4.485	16.360	33.341	957	70.604
Investimenti in attività materiali e immateriali	1.198	152	119	441	11/267	1.443	24	4.644
PTCAMISSALESS & ALLOOR COMMON AL 2000 BE Phato University

Ricavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione.

(E million)	2022	2021	2020
Haller	0000000	20.068	14.777
Resto dell'Unione Europea	26.413	14.677	9.50B
Resto dell'Europa	21,748	12:470	8.791
Americhe	6.929	4.420	2426
Address	9.062	1887	4.182
MOCD	1919	7.040	4.842
Anrestee	79	115	121
	132.512	70.675	43.997

36 Rapporti con parti correlate

Le operazioni complute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:

(a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l'impiego di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese collegate e altre società escluse dall'area di consolidamento;
(b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato Italiano;
(c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di Amministrazione. La maggior parte di tall operazioni sono esenti dall'applicazione della normativa interna Eni "Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e Operazioni con Parti Correlate", emanata in attuazione della regolamentazione Consob, poichè si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedura stessa!
(d) I contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono iniziative di carattere umanitario,

culturale e scientifico. In particolare con: (i) Eni Foundation, costituita, su iniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l'obiettivo di perseguire esclusivamente finalità di solidarietà sociale e umanitaria nei settori dell'assistenza, della sanità, dell'educazione, della cultura e dell'ambiente, nonché della ricerca scientifica e tecnologica; (II) Fondazione Eni Enrico Mattei costituita, su iniziativa di Eni, con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative di formazione e informazione, all'arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l'economia, l'energia e l'ambiente su scala locale e globale.

Tutte le operazioni sono state compiute nell'interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e sojentifico, fanno parte della ordinaria gestione.

Le joint venture, le imprese collegate e le limprese controllate escluse dall'area di consolidamento sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2022ª che si considera parte integrante delle presenti note.

ISAPORTI COMMERCIALI E DIVERSI

	31.12.2022			2022
(E inilioni) Denaninuziono	Crucili e altre STIVITD	Debill e alle pass vita	Guranzie	Ricavi	Casti	Alli provent (oner) operativ)
under vanimis a judinosti considera
Agiba Patrajeum Ga	77	77			224
Angola LNG Lid					70
Corni FLNG SA	10		1378	13
Gruppo Azule	320	517	3.208	46	1,182
Gruppo Salpem	3	198	9	0	422
Gruppo Vergrønn			1 259
Kerachaganak Petroleum Operating BV	27	251			1.347
Mellitah Oil & Gas BV	ਦੇਸ਼	144		9	234
Petrobel Belayim Petraleum Co	33	595			944
Société Centrale Electrique du Congo SA	47			74
Società Oleodotti Meridionali SnA	6	430		16	14
VAr Energi ASA	ਦੇਸ਼	722	2378	04	4.085	(897)
Allel'I	127	76	0	167	33H
	100	2,004	LORD	117	11:1000	(003)
untuminalinanos ili severtispo callation consultinco scrudy il
Eni BTC Lid			190
Industria Sigliana Acido Fosforio - ISAF - SpA (iliguidazione)	130	1	1	15
Altre	0	10	17	7	15
	1617		202	2017	15
	11月2	201011	8.604	11 26 12	13.989.	(UST)
improsse couponopo info State
Gruppo Cassa Depositi e Presili	12	47		ದ	RE
Gruppo Enel	438	204		97	275	484
Stuppo ilalgas	278	B		84
Gruppo Snum	703	22		7,767	873
Gruppo Terna	119	1 ದಿರ		612	701	(18)
GSE - Gestole Servizi Euerdelici	207	259		7.786	4.039	3,437
ITA Alrways - Italia Traspor (o Aereo SpA	6			179
Alle	12	35		27	30
	1 762	1033		10.042	1:007	2002
MITT MODELLINE FITAL				-	39
Eroupement Stonations Instruments in "Asso	179	174		23	417
11/11/11	3 164	3 1100	11 3162	TANSEL	11/247	01 31 31 31 31

inomine the I it a suas calcu consistence the irraqque sort (?").

361

87479903

		31.12.2021			2021
Denominazione (€ milloni)	Crediti e altre affivita	Debiti e altre passivita	Garanzie	RIGBVI	Costl	Alti proventi (oneri) operally)
Joint venture a impresse collegate
Agiba Petroleun Co	13	57			189
AUDOIR LNG LTd					73
Augola Ling Subbly Selvices Lic			179
Coral FLNG SA	17		1 260	43
Gruppo Saipern	4	134	0	28	174
Karachaganak Petroleum Operating BV	24	213			ана
Mellitah Oil & Gas BV	00	290		3	263
Petrobel Belayim Petroleum Co-	24	391		2	651
Société Centrale Electrique du Congo SA	50			રેણ
Società Oleodatti Mendionali SpA	0	396		18	12
Var Energi AS	02	220	498	104	2,224	(409)
Alteri	137	ਦੇ ਤੋ	2	ರಿಸ	234
	402	2060	1-045	300	4.800	(יוםם)
imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Enl BTC Ltd			178
Industria Siciliana Acido Fostorico - ISAF - SpA (in liguidazione)	124	1	1	13
Allre	10	5	10	B	10
	134	0	100	21	40
	536	2000	2.135	300	1.810	(400)
limprese controllato dallo Stato
Gruppo Enel	RB3	467		41	417	373
Gruppo Italgas		40		3	500
HBUS Dddnis	160	152		159	1.013	-
Gruppo Terna	51	85		203	300	4
GSE - Gestore Servizi Energetici	317	125		2.216	1,238	766
All rel'i	10	33		20	en
	1-116	000		3.642	3.007	1744
Ildrando filopport inive		12			33
Infologio somble a vast albu - the result in the could be des Operations "OC SHICL"	170	79		30	222
Totalo	1 1435	3.053	2130	3.013	0.071	736

(*) Per rapporti di importo inferiore a €\$0 millioni.

		31 12 2020		2020
(Ingilleri) Donominuzione	Crediti e olle attivita	Dabili e altre passivila	Garanzie	Alcavi	Costl	Arri proventi (onen) operativi
afini vouluta a publicity a guittudas titlor
Agibs Petroleum Co	0	22			201
STI #BOWNER Andding SPAT HIDDuve			765
Dami FLNG SA	6		1.079	기업
Gas Distibution Company of Thessaloniki - Thessaly SA		13			52
Gruppo Smbom	87	284	809	TH	ਤੇ ਦੇਸ਼
Karachaganak Perroleum Operating BV	23	747			816
Melliah Oll & Gas BV	34	260		13	786
Petrobel Belayim Petroleum Co.	68	467			ରିଥିଲେ । ଏହା ବିଧାନ ସଭାକୁ ନିର୍ବାଚନ ହେବା ବିଧାନ ସଭାକୁ ନିର୍ବାଚନ ହେବା ବିଧାନ ସଭାକୁ ନିର୍ବାଚନ ହେବା ବିଧାନ ସଭାକୁ ନିର୍ବାଚନ ହୋଇଥିଲେ । ଏହା ବିଧାନ ସଭାକୁ ନିର୍ବାଚନ ହୋଇଥିଲେ । ପାଇଁ ବିଧାନ ସଭା
Società Oleodolli Meridionali Spa	3	3 විව		20	15
Société Centrale Electrique du Congo SA	48			57
Union Fenosa Gas SA	11	2	57	9		(3)
Var Energi AS	30	100	460	85	1,126	(118)
Allret's	12	24	-	60	167
	116	1 194	2.207	acre	3.430	(121)
limpresso santinilinia enchina ilall'arga di consolidadentia
Entrutic Lid			165
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in Ilguidazione)	112	1	1	11
Alle	5	23	10	ੀ	0
	117	24	110	15	0
	12:21	1 17.11	19481	-120-11	24 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1	(121)
MITHES MANING STATIONINGS GALLICIAL
Gruppo Enel	104	100		57	551	មិន
Gruppo Relgas	1	177		3	774
Gruppo Snam	109	211		તર	1.012
Gruppo Terna	ન્દર્ભ	02		152	225	B
GSE - Gestore Servizi Energetici	និង	37		586	зра	da
Allre"!	B	49		20	63
	+1 LICH	307		1417	3112-1	134
MICHISES RIGERHOOD DHIPS	1	1		12	ਦੇ ਤੋਂ ਵੱ
Graupentient Sonations = Pugly "GSSA" = Dramme Canjpoliti The Operations "OC SHUCCI	07	ਹੈ ਕੋ		10	262
177441	1 021	3.873	2,493	10-11-12-22	6.637	113

Imollini (FCS w anonomia si visuomaria in il laugum into la (+)

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:

la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di giacimenti petroliferi dalle società Agiba Petroleum Co, Karachaganak Petroleum Operating BV, Mellitah Oll & Gas BV, Petro bel Belayim Petroleum Co, Groupernent Sonatrach - Eni "GSE" e, limitatamente alla Karachaganak Petroleum Operating BV, l'acquisto di greggi da parte di Eni Trade & Biofuels SpA; I riaddebiti dalle collegate a Eni sono fatturati sulla base dei costi Bostenuli
l'acquisto di GNL da Angola LING LTd;
la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rilasciata pro-quota nell'interesse della società Coral FLNG SA a beneficio del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali

assunti con l'assegnazione del contratto EPCIC per la realizzazione dell'impianto galleggiante di liquefazione del gas (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 28 - Garanzie, Impegni e rischl);

Il credito per attività di disinvestimento legato all'operazione di Business Combination, l'acquisto di greggi e il rilascio di garanzie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi FPSO dal gruppo Azule;
la fornitura di servizi di Ingegneria, di costruzione e di perfora-18 zione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Exploration & Production;
· le garanzie rilasciate al Gruppo Vârgrønn a fronte della partecipazione nel progetto eolico offshore Dogger Bank;
la vendita di gas alla Société Centrale Electrique du Congo SA,

CHANDID CONSULIDATO

DILANCIO DI ESERCIZIO

· gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto,
le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell'interesse di Var Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici upstream e di trasporto marittimo, l'acquisto di greggio, condensati e gas e la parte realizzata dei contratti a termine di acquisto fisico di gas;
· la garanzia rilasciata a favore della società Eni BTC Ltd a fronte della costruzione di un oleodotto;
· la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla società Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione).

I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:

· le attività volte a garantire l'operatività, l'upgrading e l'efficienza degli implanti verso Il gruppo Ansaldo di Cassa Depositi e Prestiti;
· la vendita di carburanii e combustibili, la comprevendita di gas, l'acquisto di GNL, l'acquisizione di servizi di distribuzione di energia elettrica e gli strumenti finanziari derivati con il gruppo Enel;
l'acquisizione di servizi di trasporto, stoccaggio e servizi di distribuzione dal gruppo Italgas e dal gruppo Snam sulla base delle tariffe stabilite dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente nonché, dal gruppo Snam, la compravendita di gas
per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici:
l'acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita di energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity a copertura del rischio di volatilità del corrispettivo per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto con il gruppo Terna;
la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, gli strumenti finanziari derivati, la vendita di prodotti petroliferi e capacità di stoccaggio a GSE - Gestore Servizi Energetici per la costituzione delle scorte specifiche tenute dall'Organismo Centrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al D.Lgs. n. 249/2012, il contributo a copertura degli oneri derivanti dall'espletamento delle funzioni ed attività di OCSIT e il contributo corrisposto a GSE per la promozione dell'uso del biometano e altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti;
· la vendita di jet fuel alla ITA Airways Italia Trasporto Aereo SpA.

rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:

· costi per contributi versati al fondi pensione gestiti da Eni per €29 milloni:
contributi erogati e prestazione di servizi alla Fondazione En Enrico Mattel e a Eni Foundation rispettivamente per €5 millioni e €5 milioni.

			31.12.2022		2022
Danoloniaziona (C milioni)	Creditt e diaponibilità Ildulde e aquivalenti	Depiti	Gurunzio	Proventi Finanziari a Birlimout) der vali	Oneri Finanzial	Plusvalenze da cessione
Olupportune anskillil o omillian milar-
Coral FLNG SA		356				140
Coral South FLNG DMGC				1.499	1	1
Mozambique Rovuma Venture SpA		7-187	57		48	5
Gruppo Salpert			100		16	3
Alteer		તેમ	28	25	97	10
		1 089	105	1000	140	115
and the controllate espirant that ges in consection of one
Alle		U	37		0	0
		a	31		5	11
OLEIS blink birdlogittion ansigral
Gruppo Enel			176
Gruppo Italgas							30
Alle		10	40		1
		10	210				30
Vistralet		1.657	432	1:507	70%	1790	30

[] Par rapporti di eromontare inferiore a C60 milioni.

RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA

Dansanining auna		31.12.2021				2021
	(C miliani)	Crediti e disponibilità liquide ed equivalenti	Deplit	Garanzie	Provent Firmaziari	Oneri Finanziari
of being personaling it immed conference fraine
Cordon IV SA		199	ਮੁ		37
Caral FLNG SA		383			5	1
Coral South FLNG DMCC				1.413	N
Mozambique Rovuma Venture SpA		BOO'L	72
Alter		70	43		35	ਹੈ ਤੋ
		1 000	117	1.413	70	411
Allion milliologing: Ili samallish gambase piellottings asortime
Alle		ਤੇ ਜ	સના		్లా	1
		38	34		1	ਾ
offitis offer simpliate data Stilla
Gruppa Enel			109
Altre		2	17			1
		2	126			F
0001		0021	277	7-113	10	40

ישפוliat (אן ) די טוסונפון) פאוואס ווערט ווערט איז ווערט איז די ניין

Dation 111112 000			020272118		2020
	(E milliano	Creditt	Debill	Goranzie	Proventi Finanziari	Oner FUPPOSIBIL
DIGIO" FORE GUESSALIAN IT GAMBIGA MICH
Angola LNG Lid				220
Cardón IV SA		383			57
Coral FLNG SA		200			22	ា
Coral South FLNS DMCC				1.304
Gruppo Salpem		2	757			6
Sociate Centrale Electrique de Congo SIA		83			C
Altre		15	12	1	27	18
		771	479	1.033	113	25
Millineneliko since illa do alle do allight post province provin
Allet		36	28		1
		36	10		1
preter oftep billynnilog pagaduri
Allre			11			1
			11
101.1		now	2111	= 1 (2012)	119	20

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:

· Il finanziamento concesso alla società Coral FLNG SA per la realizzazione dell'impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell'Area 4 in Mozambico.
· la garanzia rilasciata nell'Interesse della società Coral South FLNG DMCC per affidamenti bancari nell'ambito del project financing del progetto di sviluppo Coral FLNG (maggiori Informazioni sono riportati alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi):
Il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Ven-

ture SpA per lo sviluppo delle riserve gas nell'offshore del Mozambico;

le passività per beni in leasing verso il gruppo Salpem riferite a contratti pluriennali per l'utilizzo di mezzi di perforazione.

I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:

I debiti finanziari per marginazione su contratti derivati verso Il gruppo Enel:
· la plusvalenza da cessione al gruppo Italgas della società Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA.

7 / 2 9 8 For

Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui fluss finanziari

L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella significa in sintest

		21.12.2022			31.12.2021
(E milloni)	TOTULE	Entito care ale	Incidenza 100	Totale	Entille correlate	Incidenza
Disponibilità liquide e equivalenti	10.155	10	0.10	8.254	2	0.02
Allre allytte finanziane comenti	1 504	16	1,06	4.308	53	1.23
Grediti commerciali e altri crediti	20.040	2.427	11,65	088986	1.301	6,90
Altre attività correnti	12.821	341	266	13.634	492	3.61
Altre attività finanziaria non correnti	1.967	1.631	82,92	1.885	1.645	87.27
Altre attività non correnti	2.236	26	1.16	1.029	29	2.82
Passivila finanziarie a breve termine	1,146	307	6.91	2.200	233	10,13
Quata a breve di passività finanziarie a lungo termine	3.097	36	1,16	1.781	21	178
Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termirie	884	35	3,96	048	17	1,79
Debiti commerciali e altri debiti	25.700	3.209	12,46	27.720	2.298	10,58
Altre passività correnti	12.173	232	1,86	15.756	339	2.15
Passività finanziane a lungo termina	10.374	26	0,13	23.714	5	0.02
Passività per beni in leasing a lungo termine	4.067	28	ପ୍ରତିଶ	4.389		0.02
Altre passività non corrent	3.234	462	14,29	2.246	415	18,48

L'incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintest.

		2022		2021			2020
(€ milliori)	Totale	Intin CONCinie	Incidenza 16	Totala	Entita Correlate	Incidenza	TOTAlD	Entitu correlate	Incidenza
Ricavi della gestione canneristica	32.512	10.872	0.20	76.575	0000	3,92	43 987	1,164	2,66
Altri ricavi e proventi	1-175	156	13,28	7.190	52	4,35	1900	35	3,65
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(102 520)	(15,327)	14,95	(22.240)	(8.644)	15.86	(33.551)	(6.505)	19.66
Riprese di valore (avalutazioni) nette di crediti commerciali e alli crediti	47	(2)	Chi	(279)	(G)	2,15	(226)	(6)	265
Casto lavoro	(3.010)	(18)	0,60	(2 (188)	(21)	0,73	(2.863)	(30)	1,26
Allri provenii (onen) operativi	(1,736)	3.306		903	785	81,40	(766)	13
Proventi finanzian	1.450	160	7.89	3.723	79	2,12	3,531	714	3.23
Oneri finanziari	(9.333)	(164)	1,76	(4,216)	(46)	1.09	(4.958)	(26)	0,82
Strumenti finanzian derivali	13	2	1538	(300)			351
Alti proventi (oner) su partecipazioni	3,623	30	0,83	223			75

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:

(€ railioni)	2022	2021	2020
Ricavi a proventi	11.026	3.052	904.1
Costi e oneri	(13,749)	(7.814)	(5.789)
Altri proventi (oneri) operativi	3.306	735
Variazione crediti e debiti commerciali e diversi	(431)	(342)	136)
1111 eress	Pa	38	73
Flussa di connea netto da ativita aparati passuli	223	(4.331)	(4.040)
Investimenti in attività materiall e immateriall	(1.596)	(B51)	/(B42)
Disirivestimenti in partecipazioni	165
Variazione debiti e credili relativi all'attività di investimento	1.480	(20)	(370)
Variazione crediti finanziari	(BI)	(105)	(160)
Filisso di cassa nollo da allività di invastimento	(32)	(076)	(1.372)
Variezione debili finanzien e passività per ben in leasing	(88)	(13)	164
Flusso di cosso nello da allività di finanziamento	(00)	(13)	364
Variazione disponibilità liquide e equivalenti	0
Totale flussi finanzian verso onlità corrolato	179	(5.3/8)	(5 848)

Lincidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

	2022			2021			2020
(E millori)	Totalo	Entito corelate	Inaldenza I	Totale	COTTE BIG	Enlità Incidenza	Totale	Entila correinte	Incidenza 14
Flusso di cassa nello da attività operativa	17.460	223	1.28	12.801	(4.331)		4 022	(4 640)
Flusso di cassa nello da attività di Investimento	(7.018)	(32)		0,46 (12,022)	(976) = 3	8,12	(4.587)	(1.372)	29,91
Flusso di casse nello da allività di finanziamento	(R.542)	(88)		1,03 (2,039)	(13)	0.64	3 252	164	5.04

37 Altre informazioni sulle partecipazioni30

Informazioni sulle società controllate consolidate con significative interessenze di terzi

Di seguito sono riportati i dați economici, patrimoniali e finanziari, al lordo delle elisioni infragruppo, relativi al gruppo Enipower posseduto da Eni al 51%. La percentuale di possesso del non

controlling interest corrisponde ai diritti di voto assembleare. Nel 2021 il Gruppo Eni non aveva società controllate con significative interessenze di terzi.

(E millon)	2022
	200000000000000000000000000
Mon controlling inforced (7%)	AD
Attività correnti	547
frishion non concent	812
Passivile correnti	687
Passività non corenti	રેન
Ricevi	1.636
Ulla nello dell'esercizio	177
Totale utile complessivo dell'esercizio	171
Flusso di cassa netto de attività operativa	228
Flusso di cassa netto da allivita di investimento	(52)
Flusso di cassa nello da allività di finanziamento	(11)
Flusso di cassa nello dell'esergizio	(192)
Ulile (perdita) nello dell'esercizio di pertinenza delle interessenze di terzi azionisti	ટીન
ilsinolo pagali alle interessanze di terzi azionisti	59

Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2022 è di €471 millioni (62 milioni al 31 dicembre 2021).

Mocifiche dell'interessenza partecipativa sonza perdita o seguisizione del controllo

Nel 2022 è stato cedulo il 49% del capitale della controllata Enipower SpA con un incasso di €542 millioni. Nel 2021 non si segnalano modifiche significalive di interessenza perdita o acquisizione dei controllo.

(30) Lelenco dell'especializato a contralizato a contraliz congurito e collegare al 31 dicarno nell'allegaro "Prenespezioni di Eri Spi al 31 dicembre 2022" che costiluisce parte integrante delle presenti nota

ON ANCIO CONSOLIBATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

87475/fes

ALLEGATI

Principali accordi a controllo congiunto e società collegate al 31 dicembre 2022

Denominazione	Sede legale	Sede operative	Sefiore di attività	7 Interessenza partecipativa	% diritti di volo
Joint venture
Azule Energy Holdings Ltd	Londra (Regno Unito]	Regno Unito	Exploration & Production	50,00	50,00
Cardan IV SA	Caracas (ARUEZUEI8)	Venezuela	Explomition & Production	50.00	50,00
Mozambique Rovuma Venture SpA	San Donato Milanese (MI) (11911)	Mozambico	Exploration & Production	35,71	35,71
Stalpern Spe	Mano (italia)	ltalla	Corporate e speletà finanziarie	31.19	31,20
Vargronn AS	Stavanger (Norvegle)	Norvegla	Plenitude	65.00	65,00
nolnt operation
Damietia LNG (DLNG) SAE	Damletta (Egitto)	பறிவ	Global Gas & LNG Portfolio	50,00	50,00
GreenStream BV	Arristerdam (PROGE BACK)	LIDIS	Global Gas & LNG Portfollo	80,00	50,00
Raffineria di Milazzo ScpA	Milazzo (ME) (Italia)	11912	Refining & Marketing	50,00	00,00
Collegate
ADNOC Global Trading Lid	Abu Dhabi (Emirali Arabi Uniti)	Ernirali Arabi Uniti	Refining & Marketing	20,00	20,00
Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer)	Abu Dhabi (Ernirati Arabi Uniti)	Emirati Arabi Uniti	Refining & Marketing	20,00	20.00
Coral FLNG SA	Mapulo (Mozambico)	Mozambleo	Exploration & Production	25,00	25,00
Novarnont SpA	NOVERSI (цапв)	llalla	Chimica	35,00	35,00
Qatar Liquelied Gas Company Limited (9)	Dona (Qalar)	Cater	Exploration & Production	25,00	25,00
Var Energi ASA	Sundnes (Navegia)	Norvegla	Exploration & Production	03.08	80.08

I dati economico-finanziari relativi a clascuna partedpazione in joint venture significativa, fiferili ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati:

1 - 79 940

	2022
(C millioni)	Azula Energy Holdings Ltd	Cardón IV SA	Sulpem SpA	Altre non rilevanti
Atlylia corrent	3.000	425	7.627	741
· di cui disponibilità liquide ed equivalenti	app	7	2,052	279
Allività non correnti	21,281	1.012	4,770	13.639
Totale allivita	20150	2.237	12367	14 300
Passivila correnti	2032	431	6.835	1,734
· di cui passività finanzarie correnti	159	3	1.040	1278
Passività non correnti	12,369	940	3,352	10340
- di cui passività finanziarie non correnti	4.403	48	1.993	70.146
Totale passività	17:004	1371	10.201	12.504
Mol equily	20146	RGG	31112	1.070
Inieressenza partecipativa detenuta dal Gruppo %	20,00	50,00	31,20
Valore di iscrizione della partucipazione	0,072	433	048	015
Ricavi e sitri proventi	2422	942	0,997	226
Costi operativi	(056)	(679)	(9.455)
Altri proventi (oneri) operativi			7	(163) રત
Indizetuturave il instrummationinuA	(1.099)	(127)	(445)	(250)
седариясы странанияха	2017	130	00	(1.00)
Provenil (onen) finanziari	(742)		(108)	(167)
Proventi (oneri) su partecipazioni	718		(65)	(4)
Bischillo min brune	042	130	(112-1	(341)
Irrposte sul reddilo	(200	(122)	(163)	62
Ulile relativo a discontinued operation			106
Risultato nella	010	11 12	(1992)	(230)
Alire companenti dell'utile complessivo	(516)	30	24	119
שיש בניסוקו חסם (המחלום מחוז מחוזר מחוזני T	2011	-1-1	CITIES	(161)
acquili los cannostranos in (a fathiary allulary allula	13 (12	-	(1)27)	12
Dividendi percepiti dalla jaini vanina	-173			R

I dati relativi al risultato dell'esercizio e all'utile complessivo delle joint venture rilevanti sono di seguito riportati.

	2022
(C million))	Mozambique Rovuma Venture SpA	Vargronn AS
Risinfoto Holla	(2017)	(17)
Altre componenti dell'ulile complessivo	72	(7)
Totale nule (beathra) Experimentum	17801	Pille

RELAZIONE SULLA GESTIONE

AND ANCID SONSPADATO - THE CONSPATE

BILANCIO DI ESERCIZIO

		479/FU

	2021
(E milloni)	Cardon IV SA	Selpem SpA	Vår Energi AS	Altre non filevanti
Alività correnti	285	6.819	1.382	868
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti	3	1.032	198	199
Atlività non correnti	1,947	4.723	16,589	7.765
Totale attivita	2,232	11 842	17.971	0.633
Passivita correnti	378	6,844	2.148	1-169
- di cui passività finanzierie correnti	4	1 256	390	300
Passività non correnti	1.901	4.347	14.900	5.682
· di cui passività finanziarie non correnti	430	2679	4,160	5.167
Totale passivila	1.074	11.191	17.048	0.857
Net equily	5511	351	033	1,742
Interessenza partecipativa delenuta dai Gruppo %	50,00	31,20	69,85
Valore di iscrizione della partecipazione	279	137	0 15	996
Ricavi e altri proventi	680	6.880	5,197	347
Costi operativi	(546)	(8 E32)	(1.207)	(315)
Altri proventi (oneri) operativi		2	(51)	4
Ammoriamenti e svalulazioni	(ಇತ)	(616)	(1.825)	(39)
Ricultato operativo	42	(2.266)	2.108	(a)
Proventi (onari) finanzian	(67)	(1-40)	(380)	(24)
Provent) (oneri) su partecipazioni		0
Bisultato sure purposit	(25)	(2,397)	1.758	(33)
Imposte sul reddito	(191)	(70)	(1,729)	(3)
Risultato netto	(156)	(2.467)	20	(36)
Allre componenti dell'utile complessivo	39	(117)	61	27
Totalo ulle (pardita) complessivo	(117)	(2.584)	90	(0)
Utile (pordito) di compelenza del Gruppo	(70)	(783)	20	(97)
blidendi percepiti dalla judgessod ibnebivid			561	28

	2021
(E millon)	Doggerbank Offshore Wind Farm Project 1 Holdeo Ltd	Doggerbank Offshore Wind Farm Project 2 Holdeo Ltd
01100 0100 0000
Allre componenti dall'utile complessivp	31	(a)
Totale utile (perdito) complessiva	30	(10)

00 478

l dati economico-finanziari relativi a clascuna partecipazione in società collegata significativa, riteriti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati:

	2022
(C milloril)	Abu Dhebi Oil Refining Company (TAKREER)	Vår Energi ASA	Coral FLNG SA	Altre non rilevanti
Milvilà correnti	3.730	1.612	578	4.028
Itterlaringuiga be approvincializadas lua III	150	477	25	2 14
illella non correnti	77.896	15,821	7.386	8.830
Totale nitività	21.626	17.433	7.964	13.081
Passwille correnti	2.681	3 044	ROR	4,220
· di cui passività linanziarie correnti		561	7	417
Illusino on our corrently	6.458	13.179	2949	4 220
- di cui passivilà finanziarie non correnti	5.366	2 404	5.926	4.056
Totalo passività	9/139	10.223	6.641	0.110
Net nauliy	12447	1 310	1 330	11-310
Interessenza partecipativa delenula dal Gruppo %	2000	63.00	25,00
Sunta di facilizione tiglia fini locumstitus	2497	763	330	1 301
Ricavi è altri proventi	36.240	9,620	59	37.846
Casti operalivi	(32,916)	(1.280)	(49)	(36.754)
infanili proventi (oneri) opinalivi	(702)			(10)
moltarnenti a svalulazion	(747)	(1.881)	(4)	(247)
Over inclos tilfritterill	1 11111 1	11 11:58	L	1238
Proventi (oneri) finanziali	(83)	(495)	233	(14)
Invalsection (anari) su partecipazion)				3
סוסטוקטון מועד טועגן סועגן דעצן	1.793	20,000	0.02	USA
Imposte sul reddito		(4.76B)	1. 1	(20)
Risultald notio	1.708	1 000	1700	3.011
Altre componenti dell'ulle complessivo	646	(144)	29	(BI)
while utile (perditat) complessive	2000	41 Post	(tea	×17
organice land in association in Childred) offits	340	0177	1461	217
ningollar cilab ilippercroap limobivio	162	11651		97

i dall relativi al risultato dell'esercizio e all'utile complessivo delle società collegate rilevanii sono di seguito riportati

	2022
(Emiliani)	Qatar Liquefied Gas Company Limited (9)	Novamont SpA	ADNOC Global Trading Lid
DISIMISTO HOld		C15599	1140
Alire companenti dell'ulle complessiva	(16)	(107)
1613 (p m the (por dita) complessive	(16)	(2245)	11.64

		87175/4/3

371

(€ millari)	Abu Dhabi Oll Refining Company (TAKREER)	Angola LNG Ltd	Coral FLNG SA	Altre non rilevanti
Attività correnti	3.070	1,234	88	2853
- di cui disponibilità liguide ed equivalenti	153	000	8	472
Attività non correnti	16.936	9.736	6,320	4,842
Totale attività	20.000	10.970	6.400	7,697
Passività correnti	3.042	1.067	391	2.577
- di cui pessività finanziarie correini!		722		139
Passivila non correnti	6.208	1,935	2.302	3.857
- di cui passività finanziarie non correnti	5.764	હવેર	5.384	3.632
Totale passivita	8.390	2.996	6.703	6.434
Hel Admity	10,756	7.974	625	1.263
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo %	20.00	73,00	25,00
Volore di lacrizione della partealpazione	2.151	1.084	156	303
Ricavi e altri proventi	21,758	2739		20.098
Costi operativi	(20.429)	(2.316)		(19,785)
Altri proventi (oneri) operativi				(177)
Aminoriamenti e svalutazioni	(3,054)	307		(40)
Risultato operativo	(1.722)	730		156
Proventi (oneri) finanzian	(85)	(61)		(5)
Proventi (oneri) su partecipazioni				G2
Risultato ante Imposte	(1.810)	669		303
Imposte sul reddito				(10)
Risullato nello	(1.810)	009		187
Altre componenti dell'utile complessivo	892	623	46	74
Totale utile (perdita) complessive	(878)	1.292	46	201
Utila (perdita) di competenza del Gruppo	(362)	aa		52
Dividendi percepiti dalla collegato				16

38 Erogazioni pubbliche - Informativa ex art. 1, commi 125-129, Legge n. 124/2017

Ai sensi dell'art. 1, commi 125-bis e 126, della Legge n. 124/2017 e successive modificazioni, di seguito sono Indicate le informazioni consolidate in merito: (i) alle erogazioni ricevute da Eni SpA e dalle società controllate consolidate integralmente e provenienti da entità ed enti pubblici italiani, ad esclusione delle società in controllo pubblico quotate e loro partecipate: (II) alle erogazioni concesse da Eni SpA e dalle società controllate consolidate integralmente a Imprese, persone ed enti pubblici e privati31. Al riguardo si segnala che quando Eni svolge Il ruolo di operatore™ di joint venture non incorporate23, costituite per la gestione di progetti petroliferi, clascuna erogazione effettuata direttamente da Eni è riportata nel suo ammontare pieno, indipendentemente dalla circostanza che Eni sia rimborsata proporzionalmente dai partner non operatori attraverso il meccanismo dell'addebito del costi (cash call).

In particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime generale di aiuto a tutti gli aventi diritto, (II) i corrispettivi afferenti a prestazioni di opera/servizi, incluse le sponsorizzazioni, nonché i vantaggi economici aventi natura retributiva o risarcitoria; (lii) 1 rimborsi e le indennità corrisposti a soggetti impegnati in tirocini formativi e di orientamento; (Iv) i contributi ricevuti per la formazione continua da parte di fondi interprofessionali costituiti nella forma giuridica di associazione; (v) i contributi associativi per l'adesione ad associazioni di categoria e territoriali, nonché a favore di fondazioni o altre organizzazioni equivalenti, funzionali alle attività connesse con il business aziendale; (vi) i costi sostenuti a fronte di social project connessi con le attività di Investimento operate

Le erogazioni sono individuate secondo il criterio di cassa34

L'informativa di seguito presentata include le erogazioni di importo pari o superiore a €10 milla effettuate da un medesimo soggetto erogante nel corso del 2022, anche tramite una pluralità di atti.

Al sensi delle disposizioni dell'art. 1, comma 125-quinquies della Legge n. 124/2017, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all'art, 52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234

Di seguito sono indicale le erogazioni concesse relative essenzialini a scociazioni e altri enti per finalità reputazionali. di liberalità e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidarietà.

	imparto del vantaggio eganomico corrisposto (€)
Soggetta beneficiario	4.750.000
Fondazione En Enrico Mattei (FEEM)	A 670 000
Eni Foundation	3.202.992
Fondazione Teatro alla Scala
Ajuda de Desenvolvimento de Povo para Pavo (ADPP)	865.695
Fondazione Giorgio Cin	500.000
Carilas Italiana	498,000
Astroclazione della Croce Roses Raliana	421 577
Ministero della Salute dall'Angola (MINSA)	394 435
Protezione Civile Rallana	310.091
WBF - Wand Econamia Forum	303,567
Fabbrica di San Pietro,	180 600
Are Facis Iniliative For Peace ONLUS	180.000
Banoo dell'energia Ente Filiantropico	100.000
Affantic Council	95.777
World Business Council for Sustainable Development	05,825
Lebanese Armed Forces (LAF)	74.253
Council on Foreign Relations	G6.216
Extractive industries Transperiency intimative (ELL)	62715

(31) Sono escluse le erogazioni operate da società estere del Gruppo a beneficiari esteri.

(31) Nel progett petrolifer, (ppraction che in forea degli accordi contratually gestisco in accounte of il program (double in program orgi i di in program orgi i di in progra (33) va ploit venuire non incorporate al interest consisted in mores che opera congrande all'interio di program of the management of viring on altreacing of the minente a pro (34) Nel caso di von nograde il natura no monentia. I citerio per cesso va inteso in sendo rierimento allescription no il benefici a stato fruito.

RELAZIONE SULLA GESTIONE

BILANIEID CONSOLIDATO

ALLEGATI

Soggetto beneficiario	Imporio del vantaggio economico corrisposto (€)
Associazione Pionieri e Veterani Eni	52.000
uruegel	80.000
Cotec - Fondazione per l'Innovazione Tecnologica	50.000
IFRI - Institut Français des Relations Internationales	50.000
Parrocchia di Santa Barbara - San Donato Millanese	50.000
La Sernante - Società Agricola Cooperativa Sociale	45.000
Camegle Endowmant for International Peace (CEIP)	43.720
Aspen Institute Ratia	36.000
E4Impact Foundation	35.000
llalladecide	35.000
Center for Strategic and International Studies	31.759
Oapedale "Santo Spirito" e ASI, di Pescara	30,000
Global Reporting Initiative	27.600
Fondazione Centro Studi Investimenti Sociali · CENSIS	25.000
AMICAL	21.091
Associazione CILLA Liguria	21 000
Associazione Amici della Luiss	20.000
Centro Studi American	20.000
GCNI - Fondezione Globel Compect Network Italia	17.000
Comitato Nazionale del Welfare della Gente di Mare	15.000
Voluntary Principles Association (VPA)	12.798
Harvard University	77,415
Fondazione il Talento all'opera Onlus	10.000
FONDAZIONE SERICB	10.000
Parks - Liben & Ugual	10.000
Associazione di Valontariato e di promozione Saciale Pro Loca Sannazzaro	10.000

39 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti

Nel 2022, 2021 e 2020 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ficorrenti.

40 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Nel 2022, 2021 e 2020 non si segnalano posizioni o transazioni da operazioni atipiche e/o inusuali.

41 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio

l contributi straordinari di solidarietà a carico delle società energetiche nel 2022 sono riportati alla nota n. 33 - Imposto sui reddito. La guerra Russia-Ucraina, ottre a costituire un rischi specifici per I prosieguo della Società oltre a quanto glà comunicato nelle presenti note.

Il 28 marzo 2023 è stato approvato dal Governo I D.L. "Energia che prevede la modifica della base imponibile al lini del contributo. solidaristico ex Lege 197 2022, con la parziale esclusione degli effetti connessi all'utilizzo di riserve di rivalutazione, filie modifica comporterà nell'esercizio 2023 una revisione, la cui quantificazione è in corso di definizione, dello stanzionento operato nel bilancio 2022

Gallooff

18rmazioni supplementari sull'attività Gil & Gas previste dalla SEC (non sottoposte a revisione contabile)

Le seguenti informazioni, elaborete in base agli "internation" (life), sono presentate secondo le Le seguenti informazioni, eleborate in base agli "hternational relativi al terzi azionisti non sono rilevani.
disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil & Gas (Topic 9

Costi capitalizzati

l costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle a riserve certe, poblabili e poesibili delle altrezzatore del fondo annortamente e svaluzzione. I l costi capitalizzati rappresentano i costi complessio dell'Arteine a fractive del fondo ammortamento e svalutazione l
supporto e delle altre attività utilizzate nell'espire costi capitalizzati si analizzano per area geografica come segue

	11418	Resto adonalis	Affica Settentrionale		Africa Egitto Sub-Sahariana	Kazakhslan	Resto dell'Asia	America	Australle e Oceania	Totale
E millions
2022									1 480	142.782
ambilisanda malidmo Altivila relative a riserve pene	18.687	6.629	17.400	22.969	20,784	13,705	12046	19 192	204	0.024
Attività relative a riserve probabili e possibili	22	330	613	AA	2.477	4	1 402	931
Attrezzatule di supporto e offre	300	24	1.045	270	1.128	132	13	24	12	3.587
Uniobilizzezian)			1.282	543	1.970	036	1,457	379	115	7.686
cision ut indizezzioni in corumii	767	237		21130	15.292	76. 1110	12:13 12	201 234	1-11-11	190-0491
4010 BARE HARRAND BITOS	19 795	1220	DEU'lis		(25.024)	(4.747)	(10.139)	(15841)		(J'DD 1) (105.098)
Ford ammoriamento e svalulazioni	(15,677)	(6,214)	(15.049) (10.213)	7 2211	111-200	2027111	5.0411	17:11:23	Cl (1)	178719
Conti qualialisant meth accords commondul)	A (11)13	1-000	G. COLLA
Beach to in point country - i dolled the					27.959		287	2700		37 Bal
Allivilà relative a riserve certe		7307	118		집]					1.087
Attività relative a rizerve prosit a postative prospili e possibili		096						B		309
Altrezzature di supporto e altre		31	B		202					2700
rrimobilizzazion		3,872	9		1.590		48	247
08/00 ul indivisizing in corno		12 286	127		36 11 13		રીકોનો મા	2.340		AH 0393
Coul capitalizani lordi		(9.488)	(PB)		(20 280)			(1 400)		(25 306)
Fordi amontamenta nonta nomma ibno Contine Laphalls and Help : activit in port ve mure			5%		P 11125		321	01121		10 (143
10 11 17 07 17 11 11 11 11 11		0.794
5021
SOCION CONSULTITIO				21.125	43,947	12.006	12.947	16.407	1413	150,260
Attevila relative a riserve corre	TB.644	6.983	81294 492		3.806 34	הו	1518	B7B	193	5.774
Altività relative a riserva probabile e possilla	30	322				121		38	21	12 3,664
Attrezzature di supporto e all'o	300	22	1.552		1.342 248					6.763 ਦੇਤੋ
immobilizzazion agroo of indizazioni in corres	735	133	1 293		1.562 237	ିନ୍ତ	4,073	719	1.071	196.001
	10-197	7.430	191 555	21.011	10.137	12/09/1	18.270	10.035		1775,203)
Coun calamingsail loros Fondi ammoriamento e symulazione	(15/20G)	(6.194)		(14,244) (14,209)	(30.317)	(3,514)	(10.443)	(13.874)	(003) 760	121-258
- Stapillasi material Holl someth contrallichton into	6201	1236	11111	1.788	12 1140	10.142	1333	151
										15.118
clarged to partition fining in argiogos		11 483		128	1.517			1,007		2247
Atlivila relative a riserve certe		2,286						12
Atlvilla relative a riserve probabili e possibili				B		ರಿ			7	24
Attrezzature di supporto e allre IDIZBZZI OGUITIA			36		1323				227	4.738
Desigo UI IUQIZEZIIIOOLIKI		3.179		0				2021 12		22.154
1510) Buss Shillingas Things		16,433		144	2.043			(1,324)		(a OB/)
Fondi ammoriamento e svalulazione		(5.387)		(63)		(313)			007	13.067
Costi capitalizanii nelli nelle sacietà la partire 2007 000 000 000 000 000 000 000		0.610		82	2.030			12		1919 million e uer €565 milliani nel 2022 e C300 milliani 2021

to be anylor exampions oned moments and not the 1725 million and 2022 e C767 rojibon

(1) tockning former we with the villus degly plants and and the first from the first from the first from the first from the firm the firm the firm the firm the may be interes

BILANCIO CONSOLIDATO

375

87479

Costi sostenuti

l costenuli rappresentano gli importi capitalizzati o imputati a conto economico relativi alle attività di esplorazione e produzione. I costi sostenuti si analizzano per area geografica come segue:

(€ rnlljonl)	Holin	Resto d'Europa	Settentrionale		Africa Egitto Sub-Saharlana Kazakhsten		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2022
Sacietà consolliate
Acquisizioni di riserva certe	4		문.1					82		137
Acquisizioni di riserve probabili e possibili	2		117		11					124
Costi di ricerca	12	101	eB	179	296	4	283	20	1	030
Costi di sviluppo™	216	(129)	343	798	1.458	277	1332	7,292	117	5.204
Totoje costi aostenni societo consolidate	234	(20)	033	974	1700	201	J Oath	1-100	118	6.404
SOCIETA In Joint vaninta a collegato
vodnisizioni di riserve cere							201			201
Acquisizioni di fiserve probabile possibili
Costi di ricerca		73			13					BC
Costi di Svillibbo,		1.690	(8)		135		40	((2)		1.847
Totale costi sostanuli società in joint venture e collagato		1,763	(a)		138		340	(6)		2.224
2021
Società consolidato
Acquisizioni di riseve certe								0		0
Acquisizioni di riserve probabli e possibili			6					3		9
Costi di Ricerca	16	96	33	51	136	3	188	89	-	613
Costi di sviluppo/11	185		497	452	842	185	788	657	27	3.627
Totale casili soatenui società consolidate	190	ag	530	509	038	180	073	751	20	1.257
Sacietà in Joint venture a collegato
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabille possibill
Costi di ricerca		05								az
Costi di sylluppo		аза	ਵਿੱਚ		4			2		1.001
lalo costi sostenuli società in join! vontiro o collegato		1 0311	ದರ್ಭ		11			: 3		1.013
3020
Società conto liato
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e passibili			55	2						07
Costi di ricerca	19	20	ea	67	07	7	176	ਨਤੋ	7	નવિઝ
Costi di sviluppor	472	235	378	422	620	195	1.024	437	10	3.604
Totale costi sostenuli sopiela constallifzie	494	285	402	12417	GITT	203	1 1300	there		12271
Studiologia sumuse stimbly in grados
ACQUISISIONI DI UBBLAS COLLE
Acquisizioni di riserve probabili e possibilippo
Costi di ricarca		47								47
Costi di sviluppo™		1,487	3		0			14		7.504
tuloff ni phygus immings there theren vannig & collegate		1735247	14		it			1-1		1733711

(a) Gli Indical indical centrelli relativale delle all livit per €307 million in 2021 costi per C50 millon nel 2021 cost i ore C10 millon nel 2021 e cost i ore C12 millon nel

Risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi

I risultati delle attività di esplorazione e produzione di Idrocarburi derivano esclusivamente dalla differenza tra i ricavi e gli oneri direttamente connessi a queste attività comprese le relative spese generali. Non includono alcuna attribuzione di interessi passivi o di spese generali sostenute per funzioni di holding e quindi non sono necessariamente indicalivi della contribuzione al risultato netto consolidato di Enl. Le relative imposte sul reddito sono calcolate applicando l'aliquota fiscale vigente nel Paese In cui l'impresa opera all'utile, ante imposte,

derivante dalle altività di esplorazione e produzione. I ricavi e le imposte sul reddito includono le imposte dovute nei Production Sharing Agreement (PSA) dove l'onere tributario viene assolto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produzione in nome e per conto di Eni a valere sulle quote di Profit oll.

I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi si analizzano per area geografica come segue:

(E million)	tullu	Adsta d'Europa	ATTEE Seltantionale	Edillo	Arica Sub-Saharlana	Kazakhstan	REGIO	dell'Asia America	AUGTOBILE e Oceania	Totale
2022
Succell consolunc
Ricavi:
- vendite 9 impress consollable	1,952	1 1284	2.095		4.434	1.602	2.982	1.683	3	16.605
- vendite a (erz)	320	23	3.946	4.897	1:216	1.007	837	307	72	12.628
PARTY BHICH	2,241	1 117 1	1.047.	A 1197	0.650	2.003	3.819	1.000	75	50.983
Costi di produzione	(sm)	(188)	(489)	(484)	(871)	(241)	(250)	(470)	(21)	(2:41 2)
Costi di trasporto	((s)	(42)	(20)	(ચ)	(20)	(147)	(2)	(10)		(595)
gricustipend silins attacodurine	(286)		【容量(0)		(478)		(421)	(GS)		(1,578)
Costi di ricerca	(11)	(25)	(162)	(100)	(120)	(0)	(123)	(21)	(1)	(605)
Ammortamenti e svislulazionili	(449)	ി ജനി	(ദ്ദേഹ)	(1.156)	(1-188)	(434)	(727)	(707)	(ag)	(0.048)
Altri (oneri) proventi	(1 987)	(98)	1.955	(378)	1786)	(137)	(292)	2	(4)	(1732)
Proper Profilio Sale Ridge Brillion Blogan Total (2010) 10 - 131000 Same of 101000 - SMULTS (1911) 1991	(દાનસ)	11-365	17799	P.769	3. ਅਤੇਹ	1-040	1 19580	1711	(413	14.197
imposte sul risultato	337	(605)	(2 740)	(1 192)	(979)	(524)	(1.457)	(47)	47	(7.274)
Tatalo chuiltato dollo all'ella di enplar-raione PDFBOR UND IITO III DO IIII NI SUOIZITDOALI ID 17631191111111114	(505)	700	34 2016 23	7 470	1 400	1-129	મ જ દા	3/ 5441	6	0-003
anciata in John values e considing
Ricavi
· vendite a impresse conginer ·		2 937			572					3.709
· vendle a lerzi		3 0210	14		1.327			માં તા		4.913
PATIT IT INTERT		11 275	10		1.199			1878-24		B:432
Costi di produzione		(667)	(6)		(244)			(24)		(841)
Costi di Trasporta		(131)	(1)		(9)					(747)
imposte sulle produzione			(2)		(12)			(123)		(1403
Costi di neerca		(44)			(7)		(13)			(0-1)
Ammortamenti e svallitazion		(7,121)	((1)		(อริค)		(1)	(63)		61 8191
Alti (oneri) provent		(Ga)			(277)		1	(234)		(Rea)
rotuja timmata sure auto asiliosita samanii an FARPERSENTE IS BECREASEDER (I) 1915) SECURE (I)		10.017	(1)		725		(13)	80		Actualiz
imposte ani reultato		(3.076)	3		(21)			(102)		(3 169)
miors - Indelika in vante allou mintural oldio] It produs the clickly in program provinci prover provide VOUDE - ROHOPATE		933	2		504		CRAD	(16)		1 (211)

וטמוויות 0777 יחק סולמת וחסבתונות היותר מחוזות ווי לטן

RELAZIONE SULLA GESTIONE
--------------------------

CON MILANDIO CONSOILIBATE CONSECTION CON BILANCIO DI ESERCIZIO

377

(€ millioni)	10 10	Hesto GEUropa	ATHCB Settentrionale	Egitta	Allan Sub-Sahariana	Kazakhstan	Resto	dell'Asia America	Australia e Oceanis	Totale
2021
Società consolidate
RICONI:
- vendite a impresse consolidate	1.000	790	1.133		3782	1.391	2020	734	14	11.534
- vendite a lerzi		20	2.602	3.037	ലാഥ	704	300	351	100	0.748	9
Totall ricavi	00001	820	3.735	3,037	4:712	2,095	3.400	1 082	112	20.202
Costi di progrisione	(356)	(147)	(581)	(300)	(B16)	(217)	(251)	(288)	(17)	(3.036)
Casti di trasporto	(4)	(35)	(45)	(10)	(20)	(150)	(e)	6737		(280)
anotzuposto sulla produzione	(128)		(192)		(379)		(230)	(28)		(957)
Costi di ricerca	(16)	(72)	(27)	(47)	(238)	(1)	(132)	(21)	(1)	(558)
Ammoriamenti e svaluazioni a	(2017	(196)	(387)	(990)	(7.468)	(427)	(002)	(243)	(69)	(9.450)
Altri (oneri) proventi	(392)	71	BB7	(310)	(230)	(120)	(173)	(132)	(2)	(BB4)
Totale risultato ante imposto atlvità di esplorazione e produzione di idrocarburi	780	387	3.000	1.801	1.401	1.102	2017	003	22	10.197
Imposte sul haukato	(188)	(120)	(1.450)	(848)	(708)	(394)	(139)	(172	(15)	(4.525)
Totale risultato delle allività di espiorazione e produzione di idrocarpuri società cansolidale	285	221	1.GAD	1.033	753	780	202	34 R	ਬ	6.602
Spelata in jaint ventum is callegato
Rigavi:
- vendite a impresse couraging te		1.831								1.83)
- VEUDILE 9 Terzi		1.750	12		305			367		2.500
Totale ricavi		3.207	12		302			307		11331
Costi di produzione		(Звя)	(6)		(25)			(15)		(434)
Costi di trasporto		(140)	(1)		(12)					(153)
Imposte sulla produzione			(2)		(133)			(Sua)		(202)
Costi di ricerca		(ব্ৰহ)								(ચાર)
Ammortamenti e svalulazioni		(870)	(3)		42			(154)		(994)
Altri (oneri) proventi		(287)			(158)		(1)	(197)		(Pass)
Ils stiville organiti altime oretinali altrop osplataziona o produziono di itirocaronii		11000			Jaa		CID	(83)		1.870
imposte sul reullato		(1.287)						(66)		(1 309)
Totalo fisultoto delle attività di ospirazione triloj in atalogos internetant saciena in John ventore o collegato		221			100		(1)	(183)		207

(a) include rivalulazioni nelle per (1.203 million).

(E millioni)	Kalla	Resto d'Europa	Africa Sellentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Azia		Australia Amunes 0 Oceania	Totale
2020
Sociolo committing
Hicavi
-vendite a impresse consolidate	300	334	616		2315	788	1 333	434	-	0.620
- vendite a lerzi		ਦੇਤ	1.670	2.478	784	547	179	204	109	5.964
Tature (cae)	700	207	2.220	2 4711	3000	1.336	11412	634	110	12.501
Costi di produzione	(333)	(139)	(371)	(367)	(782)	(246)	(230)	(273)	(13)	(2.762)
Gasti di Trespond	(4)	(an)	(30)	(11)	(21)	(104)	(4)	(12)		(205)
Imposte sulle produzione	(דרו)		(135)		(295)		(133)	(13)		(687)
Casil di ricerca	(19)	(1-4)	(124)	(50)	(77)	(크)	(104)	(172)	(1)	(5)0)
Arrimontamenti e svalutazionia	(1 149)	(582)	(1.7 28)	(BdB)	(2,187)	(454)	(1.070)	(578)	(65)	(7.861)
Altri (oneri) proveni	(255)	(45)	(360)	(204)	23	(153)	(an)	(7.1)	ರ್	(1.147)
Totale risultato ante imposto attivita di HITTATUBOVOJIN IS DUDIZIONSIQUE IN TUIDIDITION	1.071)	(03)	30	005	(338)	318	(125)	(520)	33	(690)
ale them this and namista	219	ea	(671)	(210)	(33)	(134)	(183)	BO	(773	(1,187)
Totala risultato dolla attività diploma alluno a produzione di internation subscriptions of connalicitin	(052)	(24)	(632)	A73	(271)	101	(310)	(434)	22	(1 (025)
Speleta in jaint venture e colloguia
Ricavi:
· vendite a imprese conspilator		પ્રદાર								692
· Vandilo a lerz)		702	10		131			307		1.230
Intale ricavi		1.044	10		13.1			ะเทิว		2.092
Colli di produzione		(350)	(7)		(23)			பல		(328)
Costi di Iraspono		(101)	CD		(17)					(178)
allottangosto suins sistema			(2)		(3)			(70)		(83)
Costi di ricerca		(35)								(ਤੇਵੇ
Amoriamenti e svalulazioni		(1 ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( ( (	CT3		(69)			(20)		(1 283)
Alli (oneri) proventi		(୨୦)	(1)		(30)			(1-10) (2)		(274)
ID COPION DI DISCRIPTO OF SHIFF OF THE CITYCLE CARRENDARDING IN HERRORSION IN HERRESS HITT		CLASS	(2)		0000		(2)	17		(15%)
Irrposte sul fisulinto		469	1					(3a)		AAT
childe reading on its charles and most may allery a produzione of the programmil or least in fouris дения в и содруство		216	(1)		CITY		139	(12)		2736

ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤ

interline 1000.00 / love at tour in provisioner ofitaliner of theming (1)

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

379

Riserve certe di petrolio e gas naturale

Le definizioni utilizzate da Eni per la valutazione e classificazione delle riserve certe di petrollo e gas sono in accordo con la Regulation S-X 4-10 della US Securities and Exchange Commission, Le riserve certe sono rappresentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932).

Le riserve certe sono le quantità di idrocarburi che, attraverso l'analisi di dati geologici e di ingegneria, possono essere stimate economicamente producibili con ragionevole certezza in giacimenti noti, a partire da una certa data, secondo le condizioni economiche, i metodi operativi, e le norme governative esistenti, antecedenti le scadenze contrattuali, a meno che il rinnovo sia ragionevolmente certo, senza distinzione tra l'uso di metodi probabilistici o deterministici usati per la stima. Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve avere la ragionevole certezza che inizierà entro un tempo ragionevole.

Le condizioni economiche esistenti includono prezzi e costi usati per la determinazione della producibilità economica del giacimento. I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno del 12 mesi dell'esercizio, salvo i casi in cui II loro calcolo derivi dall'applicazione di formule contrattuali in essere.

Nel 2022 Il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 101 \$/barlle. Le riserve certe non comprendono le quote di riserve e le royalty di spettanza di terzi,

Le riserve certe di petrolio e gas sono classificate come sviluppate e non sviluppate

Le riserve certe sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso pozzi esistenti, con impianti e metodi operativi esistenti, oppure possono riguardare quel casi in cui i costi degli interventi da sostenere sui pozzi esistenti sono relativamente inferiori rispetto al costo di un nuovo pozzo. Le riserve certe non sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso nuovi pozzi in aree non perforate, oppure da pozzi ealstenti che richiedono costi consistenti per la loro messa in produzione. Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri petroliferi indipendenti, tra i più qualificati sul mercato, il compito di effettuare una valutazione39 indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle gualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nel rapporti rilasciati dalle società Indipendenti36. Le loro valutazioni sono basate su dati fornifi da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi e altre informazioni. Tall informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e

includono, le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l'analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativ) e di sviluppo futuri.

Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono, inoltre, forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuall future e ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze della valutazione indipendente condotta nel 2022 da Ryder Scott Company e Sproule hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni Interne. In particolare, nel 2022 sono state oggetto di valutazione indipendenti riserve certe per circa il 27% delle riserve Eni al 31 dicembre 202737

Nel triennio 2020-2022 le valutazioni Indipendenti hanno riguardato il 90% del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2022 i principali giacimenti non sottoposti a valutazione indipendente nell'ultimo triennio sono Nené e Litchendji in Congo.

Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in diversi Paesi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione di petrolio e gas. Le riserve certe relative ai PSA sono stimate in funzione dei costi da recuperare (Cost oil) e dei Profit oil di spettanza Eni e includono le quote di idrocarburi equivalenti agli obblighi di imposte a carico di Eni assolte in suo nome e per suo conto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produzione. Le riserve certe relative ai PSA rappresentano || 54%, 58% e || 57% del totale delle riserve certe in barlli di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2022, 2021 e 2020. Effetti analoghi a quelli del PSA si producorio nei contratti di servizio; le riserve certe relative a tall contratti rappresentano il 2%, il 3% e il 4% del totale delle riserve carte in barill di petrollo equivalenti rispettivamente per gli anni 2022, 2021 ± 2020.

Sono inclusi nelle riserve: (i) | volumi di Idrocarburi in eccesso rispetto al costi da recuperare (Excess Cost Oll) che l'Impresa ha l'obbligo di ritirare a titolo oneroso in base agli accordi con la società petrollfere di Stato in alcune fattispecie di PSA. Le riserve iscritte in base a tale obbligo rappresentano II 3%. Il 4% e Il 3% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2022, 2021 e 2020; (li) le quantità di gas naturale destinate all'autoconsumo pari a 67.554 milioni di metri cubi nel 2022 (63.277 milioni e 63.338 milioni rispettivamente nel 2021 e 2020); (iil) le

(35) Negli ultimi (10 ami ci si è availa dei servito di con l'indipendento di Ducoyor and Machaughton. Ryder Scott, Société Generale de Sprovitance o Sprovit. (30) I raport degli inglendant sono disponbli sui sito Eni all'indirizza sni.com nella sezione "Documentazionel Relazione finanzione antigale 2022", (37) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate

র

quantità di idrocarburi afferenti all'impianto di liquefazione di Angola LNG partecipata dalla JV Azule costituita al 50% con bp nel corso dell'anno.

i metodi di valutazione delle riserve certe, l'andamento delle produzioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di incertezza. L'accuratezza delle stime è funzione della qualità delle informazioni disponibili e delle valutazioni di tipo ingegneristico e geologico. I successivi risultati dei pozzi,

delle verifiche della produzione possono comportare delle revisloni, In aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziali. Anche le variazioni del prezzi del petrollo e del gas naturale hanno un effetto sui volumi delle riserve certe perché le valutazioni delle riserve si basano sui prezzi e sui costi alla data in cui sono effettuate. Le valutazioni delle riserve potrebbero conseguentemente divergere anche in misura significativa dai volumi di petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti.

Riserve certe hon sviluppate

(rulloni di boa)

1.71

Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2022 ammontano a 2 423 milloni di boe, di cuj 1,104 milloni di barili di liquidi e 197 millardi di metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa e Asia. Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per 727 milioni di barili di liquidi e 135 miliardi di metri cubi di gas naturale. L'evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell'esercizio è rappresentata dalla seguente tabella:

1202 o ith thosily 12 in division live nou aring and	2,020
Promozioni	(317)
Nuove scoperie ed estousion	152
Revisioni di precedenti stime	227
offitisissa oledning i requirero sessiation	1
Rorifolio	337
SALE SHARDOND LE LE LE MESTIGULAR HOLDING AND	2 473

Nel 2022 le riserve certe non sviluppate sono aumentate di 403 millioni di boe (le riserve certe non sviluppare delle società consolidate sono aumentate di 76 milioni di boe, mentre quelle delle joint ventures e collegate sono aumentate di 327 millioni di boe) Le principali variazioni sono riferite a:

() progressione nella conversione a riserve certe sviluppate (-317 millioni di boe) legate principalmente all'avanzamento delle attività di sviluppo, agli start-up di giacimenti e alla revisione di progetti relativi a Coral in Mozambico (-172 milioni di boe), a Snorre di Vâr Energi in Norvegia (-22 milioni di boe), a Kashagan in Kazakhstan (-19 milioni di boe) nonché al progetto Amoca In Messico (-15 milioni di boe);
li) nuove scoperte ed estensioni pari 152 millioni di boe per; (i) un incremento di 121 millioni di barilli di liquidi, relativo principalmente alla decisione d'investimento per I progetti

Baleine In Costa d'Avorio (59 milioni di barili), e nella società Azule in Angola (54 milioni di barill); (ii) e da un incremento di 5 miliardi di metri cubi di gas, relativo principalmente a Baleine in Costa d'Avorio;

lii) revisioni di precedenti stime (227 milloni di boe), di cui 37 milloni di barili di olio e 27 miliardi di metri cubi di gas. Le revisioni positive sono principalmente riferite all'avanzamento dell'attività di sviluppo presso Zohr in Egitto (131 milioni di boe), Nene in Congo (85 millioni di Boe) e nella Struttura E in Libia (+51 milioni di boe). Le revisioni negative sono riferite principalmente ad una riduzione delle attività in Nigeria (-126 milioni di boe) ed all'iraq (-24 milioni di boe). Azule e Vâr Energi contribuiscono rispettivamente per +51 milloni di bon e +13 milioni di boe;
iv) miglioramenti da recupero assistito (4 milioni di boe) riferill ad Azule In Angola,

RELAZIONE SULLA GESTIONE n

6747 3793

Riserve certe di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale)

(million) di barili)	Halla	HeBlo d'Europa	Africa Settentrionale		ATICA Egitto Sub-Saharlans	Kazakhstan dell'Asia	Resio	America	Australia e Oceanin	Totale
2022
Società consolidate
Biserve al 31 dicembre 2021	197	34	303	210	289	710	470	237	1	2.847
QI cui zallubbate	746	34	228	704	435	047	262	164	1	2.072
non sviluppate	51		160	46	754	69	214	73		778
Acquisizioni	7		17					2		20
Fransioni di precedenti alime	3	6	(B)	(10)	(62)	(34)	(15)	13		(1.13)
Miglioramenti di recupero assistito			2					S		6
Estensioni e phone scopede		3	5		61					70
Produzione	(18)	(7)	(45)	(28)	(51)	(22)	(20)	(32)		(226)
Cossioni					(170)					(170)
Riserve al 31 dicembre 2022	188	ਰਵ	ਤੇ ਉੱਥੇ	167	307	644	433	234	1	2.434
Encleta in Joint venture a collegate
Riserve al 31 Hicembri 2020		378	9		21			6		414
di cui: aviluppate		775	D		9			0		199
non sviluppate		209			12					275
Acquisizioni					132		100			232
Revisioni di precedenti atitue		30			37			22		97
Migliotamenti di recupero assistino.					4					0
Estensioni a finove scoperte		4			24					ટુપે
Produzione		(33)	(1)		(13)			(1)		(48)
Cesulori		(37)								(37)
BEGLAS all all dicembre 2022		380	B		225		100	27		220
Riserve of 37 dicombre 2022	180	380	472	167	002	0 4 4	212	261	7	3.150
sviluppola	139	205	200	135	347	585	231	198	1	2.060
consolidate	139	32	201	136	212	585	231	171	1	1,707
loint venture e collegate		173	8		135			27		હવામાં
Non zviluppunts	40	101	163	32	308	20	303	63		1-109
consolidate	49	4	163	32	155	59	202	રેક		727
joint venture e pollegate		177			700		100			377

(milliani di barill)	Italla	Resila d'Europa	Allea Settentrionale	Eglito	Africa Sub-Saharland	Kazaklıstan	Helsto dell'Asia	Amencu	Australia e Oceania	Totale
2021
Sacialo consolumo
Riserve al 31 dicembre 2020	178	34	383	227	624	BOS	579	224	T	3.055
di cui: sviluppate	746	37	243	172	469	716	297	143	1	2218
non sviluppate	32	14	140	55	765	Bo	283	81		887
Acquisizioni								1		T
Revisioni di precedenti stime	32	B	49	11	27	(PB)	(74)	21		10
Miglioramenti di recupero assistilo					2			10		12
Estensioni e nuove scoper le		(1)	0	2	10					73
Produzione	(13)	(2)	(45)	(30)	(72)	(37)	(29)	(10)		(252)
Cossioni					(2)					(2)
Rhiorve at 31 tileembre 2021	107	34	303	210	ន អនុ រិ	770	47G	237	T	2,047
Speietà in Jaini vanture e callegala
Riserve al 31 dicembre 2020		400	12		18			30		નારા
di cui aviluppato		170	12		75			30		239
non sviluppate		224			3					227
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		17	(2)		4			(23)		(4)
ollisissa organii di recupero assilator
Estensioni e nuova scoperte		N								2
Produziona		【473	(1)		(1)			(1)		(44)
Cassioni
17.02 Quilliogip LC in assissant		376	ച്ച		27			0		114
LEDS BARRINGSIJI LE IFF IDAABSEE	107	MIS	402	370	019	210	-179	2431	1	3.201
Sviluppule	146	200	234	100	이거	011	262	170	-	3,271
cansolidate	146	34	225	164	1282	047	262	164	T	2.072
laint verlure e collegate		179	0			0			D	199
articlering Hold	દરેન	202	168	46	166	69	214	23		000
consolidate	51		168	46	154	Pa	214	73		775
CHIA NEUTHERE COMEGA16		203			12					215

011 1 3 2 1 / 7 24

RELAZIONE SULLA GESTIONE

DILANCIO CONFOLIDATO

ALLEGATI

383

										195
(milioni di banki)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale		ATICA Egitto Sub-Saharlana	Kazakholon	dell'Asia	America	AUSTralla e Oceanla	Totale
2020
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2019	194	47	468	264	694	746	491	225	1	3.124
di cul sviluppate	137	37	301	140	219	602	245	148	1	2.219
non sviluppate	57	4	167	115	175	64	246	77		905
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stima	1	1	(44)	(14)	10	100	114	16		184
Miglioramenti di recupero assistilo							5			5
Estensioni a nuove scoperte							1	4		5
Produzione	(77)	(a)	(41)	(23)	(00)	(47)	(32)	(21)		(263)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2020	178	34	303	227	624	805	579	224	1	3.055
Società in foint venture e collegale
Riserve al 31 dicembre 2019		424	12		10			31		477
di cui: sviluppate		219	12		7			37		269
non sviluppere		205			3					200
Acquisizioni
Revision) di precedent stime		(17)			9					(2)
Miglioramenti di recupero assistina
Estanalari e unove scaparte		30								30
Produzione		(43)			(1)			(1)		(45)
Cassioni
Riberve 9 37 dicembre 2020		400	12		18			30		460
Riservo al 31 dicambre 2020	178	434	395	227	642	805	579	254	1	3.515
svilupporta	140	207	258	172	484	770	207	173	1	2.451
consolidate	146	37	243	172	469	716	297	143	1	2218
Joint venture e collagale		170	12		15			30		233
Non sviluppate	32	227	140	રેસ	128	89	202	81		1.064
consolliate	32	3	140	25	158	89	282	B1		837
lojut venture e collegele		224			3					227

Le principali variazioni delle riserve certe di petrollo (compresi condensati e liquildi di gas naturale) indicate nelle tabelle precedenti per il periodo dal 2020 al 2022 sono discusse di seguito.

Società consolidate

ACQUISIZIONI

Nel 2020 non sono state effettuate acquisizioni.

Nel 2021 si registrano due acquisizioni (per complessivi 1 millone di barill) nei campi Lucius negli Stati Uniti e Conwy nel Regno Unito.

Nel 2022 sono state effettuate operazioni per 20 milioni di barill, principalmente per l'acquisizione della quota BHP in Algeria e delle quote in alcuni campi nel Golfo del Messico negli Stati Uniti.

REVISIONI DI PRECEDENTI STIME

Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono pari a 184 milioni di barill. Le revisioni positive di 100 milioni di barili In Kazakhstan sono riferite principalmente a maggiori entitlements e all'avanzamento delle attività di sviluppo. Nel resto dell'Asia le revisioni positive di 114 millioni sono dovute a maggiori entitlements in Iraq (74 milioni di barili) e all'avanzamento di progetti quali la concessione Umm Shalf/Nasr negli Emirati Arabi Uniti (37 milioni di barill). Le revisioni positive di 10 milioni di barili in Africa Sub-Sahariana sono dovute a maggiori entitlements In Nigeria (14 milioni di barili), Angola (8 milioni di barili) e Ghana (3 milioni di barlli), compensate da revisioni negative dei giacirnenti Loango e Zatchi in Congo (-18 millioni di barili). In America le revisioni positive di 16 milloni di barili sono dovute a maggiori entitlements in Messico (25 millioni di barili), parzialmente compensati dalla rimozione di riserve non economiche negli USA (-9 milioni di barili). In Egitto le revisioni negative di 14 milioni sono dovute principalmente al progetto Abu Rudeis. In Africa Settentrionale 44 milioni di revisioni negative sono dovute all'effetto prezzo e al faglio degli investimenti principalmente in Libia (-30 milioni di barili) e in Algeria (-17 milioni di barill)

Nel 2021 le revisioni di precedenti stime sono pari a 10 millioni di barili dettagliate come di seguito. In Italia si registrano revisioni positive per 32 milioni di barill dovute principalmente al progetto Val d'Agri. Nel Resto dell'Europa 8 milioni di barili di revisioni positive principalmente nel Regno Unito Nel Resto dell'Africa Settentrionale le revisioni ammontano a 49 millioni di barill, composte da revisioni positive (+62 milioni di barill) di cui +42 in Libia (principalmente nell'Area D) e +18 milloni di barill in Algeria (BRN +5 milioni di barili e altri campi minori) e revisioni negative (-13 millioni di barill) principalmente in Algeria (BRW-4 millioni di barill) e in altri campi minori. In Egitto si registrano revisioni per 11 milloni di barlli, composte da revisioni positive (21 milioni di barill) principalmente in Meleiha e da revisioni negative (-10 millioni di barili) principalmente in-Belayim. In Africa Sub-Sahariana, le revisioni sono pari a +21 milioni di barill, composte da revisioni positive (+74 millioni di barili) principalmente in Nigeria (+42 millioni di barili) e Angola (+22 millioni di barili) e da revisioni negative (-59 milioni di bari-(i) di cui -23 millioni di barili in Congo e -13 millioni di barili in Ni-

geria. In Kazakhstan le revisioni sono negative per 58 millioni di barlli, principalmente legate al campo di Karachaganak. Nel Resto dell'Asia le revisioni (-74 millioni di barill) sono dovute a revisioni positive (+21 millioni di barili) negli Emirati Arabi ed a revisioni negative (-95 millioni di barili) principalmente in Iraq. In America si registrano revisioni complessive per 21 millioni di barilli, composte da revisioni positive (+38 milloni di barili) negli Stati Uniti e revisioni negative (-17 milioni di barili) in Messico.

Nel 2022 le revisioni di precedenti stime sono pari a -113 milioni di barlli. Le principali revisioni positive riguardano gli Emirati Arabi Uniti (+23 millioni di barilli) in perticolare sul campo di Umm Shalf (19 milioni di barili), gli Stati Uniti (+16 milioni di barill) principalmente sul campi di Triton e Allegheny e la Libia (15 milioni di barili) su Wafa e la Struttura E. Le principali variazioni negative si registrano In Nigeria (-70 milioni di barili), in Irag (-39 millioni di barili) e in Kazakhstan (-34 milioni di barili) per effetto prezzo ed in Algeria (-23 millioni di barill).

MIGLIORAMENTI DA RECUPERO ASSISTITO

Nel 2020 ) miglioramenti da recupero assistito di 5 milioni di barilli sono riferiti al progetto Burun in Turkmenistan

Nel 2021 si totalizzano 12 milioni di barili da miglioramenti da recupero assistito principalmente sul campo di Ogoguruk negli Stati Uniti

Nel 2022 si regitrano 6 milioni di barili dovuti miglioramenti da recupero assistito principalmente sul campo Mizton in Messico. e BRW In Algeria.

ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE

Nel 2020 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 5 milloni di barili nei campi Pegasus e Front Runner negli Stati Uniti e Mahani negli Emirati Arabi Unit).

Nel 2021 le nuove scoperte ed estensioni ammontano a 23 milioni di barili, legate principalmente a Cuica e Ndungu nel Blocco 15/06 e al progetto New Gas Consortium in Angola e al progetti BKNEP, Zas e Ret in Algeria.

Nel 2022 si totalizzano 70 millioni di barill di nuove scoperte ed estensioni dovute principalmente alla decisione finale d'investimento del progetto Baleine in Costa d'Avorio per 59 milioni di barilli, sul progetto NAHE in Algeria e Talbot nel Regno Unito,

CESSIONI

Nel 2020 non sono state effettuate cessioni.

Nel 2021 si registra la cessione dell'OML 17 in Nigeria per 2 milloni di barili.

Nel 2022 si registrano 170 milioni di barili di cessioni in relazione al conferimento degli asset Eni in Angola alla JV Azule costituita al 50% con bp, nonché alla cessione dell'OML 11 in Nigeria

BIUANCIO CONADI IDAD

BILANCIO DI ESERCIZIO

303

Società in Joint venture e collegate

ACQUISIZIONI

Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate acquisizioni.

Nel 2022 le acquisizioni ammontano a 232 millioni di barilli dovute all'acquisizione di una quota del 50% nella JV Azule in Angola costituita al 50% con BP (132 milloni di barili) ed all'ingresso di Eni nel progetto NFE in Qatar (100 milioni di barill).

REVISIONI DI PRECEDENTI STIME

Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono negative per 2 milloni di barili. Le revisioni negative nel Resto d'Europa (11 millioni di barlli) nel campi di Ringhorne East ed Ekofisk in Norvegia per effetto prezzo sono state compensate dalla revisione positiva In Africa Sub-Sahariana (9 milloni di barili) relativa essenzialmente ad Azule relativamente al progetto Angola LNG per migliori performance.

Nel 2021 le revisioni sono state negative per 4 milioni di barlli, localizzate principalmente nel Resto dell'Europa (+17 millioni di barili In Norvegia) e nelle Americhe (-23 millioni di barill in Venezuela). Revisioni minori in Angola, Tunisia e Mozambico.

Nel 2022 le revisioni sano state positive per 97 milloni di barili, localizzate principalmente in Angola con riferimento alla JV Azule (+38 milloni di barill), Vår Energi in Norvegia (+37 millioni di barill) e in Venezuela (+21 milioni di barili).

ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE

Nel 2020 le estensioni e nuove scoperte di 30 milloni di barili sono riferite alla decisione di investimento del progetto Bredaiblikk in Norvegla.

Nel 2021 le estensioni e nuove scoperte ammontano a 2 millioni di barili e sono localizzate in Norvegla.

Nel 2022 le estensioni e nuove scoperte di 58 millioni di barill sono riferite ad Azule in Angola e Var Energi in Norvegia.

CESSIONI

Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate cessioni. Nel 2022 le cessioni di 37 milioni di barili si riferiscono all'IPO di Vår Energi in Norvegla.

Riserve certe di gas naturale

11901 16 001 10 01 200 milioni di metri cubi)	Holly	ROGID d'Europa	Altics Settentrionale	Eglito	Africa Sub-Sahafiena	Kozakhatain	Resto dell'Asia	America	Australla e Oceania	Totale
2132120
SHORTO COLOUILIUS									12.103	109.784
Riserve al 31 dicembre 2021	26.094	7,005	64.357	117,547	83 628	48.206	43.101	7733	7.525	292 172
di cui sviluppate	20.635	6,849	22119	703.579	49.801	48.287	27.507	5.936		117.612
non syluppeter	5389	756	42 23B	14.028	33.027	9	15.600	1.817	4.57B	240
Acquisizioni			175					03		3.699
Revisioni di precedenti stime	7,110	412	7,920	5.470	(8.081)	(2.064)	(1.512)	476	(233)	40
Miglioramenti di recupero assistillo			40							7.079
Estension a nuove sopperte		203	1.040	1484	4,346					(39.776)
Produzioriela	(2/201)	(1 297)	(7,737)	(14.006)	(4.971)	(2.052)	(5,242)	(1932)	(547)	(B.707)
Cession					(8.628)		(79)			318 320
miserver al 31 dicember 2022	24 GOL	6,320		560 601 100 199	008/90	44 130	BBC: 98	1.457	11 330
anuballa o antiliziv juriliza jijini un Blaipel S										96 526
Riserve al 31 dicembre 2021		18.653	277		36.374			41.248		59 250
qi cui: supppero		12.959	271		4.678			41.348		37.270
non syluppate		5.574			31,696					47.659
Acquisizion					5.480		42.779			7.413
Revisioni di precedenti stime		4.087	5		3.695			(274)
Mighorament al recupero assisting										845
Estensioni s nuove scopelli		845								(7,008)
Produzione™		(3.053)	(201		(1.246)			(2 (79)		(1.798)
Cession		(1.798)								10 2 2311
ANDE OMMINGD LE IT DAINGLE		11 11 11 11	946		44 203		478 880	2017 2009		113.35 11.10
REDGE 910HHBDID FE HF BALIGER	24.000	A GIT	011.047	1 Do Ball	7 10 15 1	11911-18711	70 MAY	15 1152	11 130 6.377	310. Dail
Syllup 1515	19.641	18.604	19:200	17 240	CA Jack	-10-110	2002 1700	43.007		237,594
consolidate	19.687	6.047	18.053	77350	36.992	44.780	22,550	2.502	0.327	81.496
Jolin venture it collegate		12557	246		30 300			36 3de		1176.6013
MON KARRANTHAN	4 2224	0 050	AG 1130	32 537	13-2117		18.807	1 215 17	15 2800	134,765
cannoldate	4.034	ನಿಗೆ ನಿಗೆಗೆ	NO REA	32 237	29.302		13.718	1.955	5.209	61.847
joint venture e collegate		5757			13.905		42779

1 1728

(a) melurie volumi destimati all'autocomania pia 2.004 Mesm

AND ANCIO CONSOLIDATO

87679/729

(millioni di metri cubi)	Holla	Resio d'Europa	Africa Settentrionale		ATIca Egitto Sub-Scharlans	Kazakhatan	Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2021
Societa consolidate
Bitterye al 37 dicembre 2020	0.862	5.882	62.386	135 059	109.397	26 725	44 983	4.951	13.420	440.434
al chi supportus	7.934	6.489	28.707	127,730	49,581	50.725	19.094	3,075	8.927	307.202
non sviluppate	1.928	393	33 620	5.120	59.876		25,898	1.886	493	133.172
Acquisiziqui								ਤਰ		ਰੇਤ
Revisioni di precedenti stime	18.726	2216	9.104	(69)	(25 572)	(6,021)	3.399	3 513	(438)	4.858
Miglioramenti di recupero assistiti
EBIGUINTS IS UNDAS SCODELLE		747	300		5,276		ਕਰ			5,826
Produziona"	(2.594)	(7,234)	(7,443)	(15.243)	(2.038)	(2.40B)	(5 339)	(754)	(879)	(40.952)
Cession					(415)					(415)
Riserve al 31 dicembre 2021	25.004	7.006		64.307 117.547	83 628	48.296	43.101	7.753	12,103	400.784
Società in foihi venture e collegate
Rialive al 31 dicembre 2020		14.448	370		10.331			44.149		69.307
di cui sviluppate		11.756	379		4.830			44.149		67.774
non sviluppate		2.692			5,501					8.199
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		6.624	(76)		26.930			(328)		38.7 50
Miglionamenti di recupero assistito
Esterminoni e nuove scoperte		797								797
Produzional"		(3.336)	(27)		(887)			(2 473)		(6.728)
Costs onl
Riserva al 31 dicembre 2021		16.633	277		36.274			41.340		96.526
RIBELVIS 01 21 LICELLING 2021	25,994	25/530	66.620	117,547	120.002	48.290	101 01	49.101	12.103	506.310
sviluppato	20 638	10.800	22390	103.519	34.470	10,267	27,601	#17,284	7,025	351.428
consollaste	20,635	6,849	22119	103.519	49.801	48.287	27,501	5,930	7.625	292.176
lolul venture e collegato		12.959	277		4.678			87,348		59,256
Non svilupputo	0.339	5.730	42.23B	14.02B	02.023	0	15,600	1-017	4,578	154,882
consolidate	5.359	156	42.238	14.028	33.027	9	15,600	1.817	4,578	117.612
TOTUL VEULULE & CONSORIE		5,574			31.696					37370

(a) include volumi desilnati all'autoconsumo per 5.883 Macm,
(b) include volumi desilnati all'autoconsumo per 420 Macm,

07 L 7 5

(rollioni di metri cubi)	Italia	Resto d'Europa	Africa Sellentrionale		Africa Eglio Sub-Subariana	Kazakhstan	Ronto dell'Asia	America	Australia a Oceania	Totala
2020
Società consolidato
Riserva al 31 dicembre 2019	21.298	7.398	77,532	146.993	116.195	55.747	38 503	6.785	14.350	484.501
aleddulms ind ID	78.592	0 840	38 927	735 274	52,609	55 743	10-103	5.282	9718	341.700
non sviluppate	2.706	ସାହିନ୍	30 000	11.219	69 586	1	18.800	1 503	5,232	142713
Acquisizioni
Revisioni di precedenti sime	(8,155)	132	(7347)	(7 834)	238	206 B	10.086	(925)	13	(3.890)
Miglionamenti di recupero assistito
Estensioni e nuove spoperte			12	168			1.524	107		1.811
Produzionel®	(3,201)	(1,648)		[7.861] (12.468)	(7,036)	(2,024)	(4821)	(1.006)	(943)	(47 988)
Censioni
Risorve al 31 dicambin 2020	9.862	5.082		62.096 132.059	במב שם ב	20:220	44,002	4.961		13.420 440.434
stimbello a stimba iniol ul plojoos
Riserve al 31 dicembre 2019		21 069	308		8 155			46661		77.073
di cui sviluppole		76.914	300		2 220			46667		66 489
UNITED SALUDOBIA		4,955			5,038					70,590
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		(3.634)	22		3.200			(322)		(747)
Miglioramenti di recupero assistito
Esteurious anone scoperie
Produzionelit		(3.783)	(31)		(1,024)			(2.787)		(7.026)
KOMOMON
Decem of 31 theoring 2020		14 498	379		11.334			11.149		00 307
MONE INSURAD 31 COLUMNI 2020	0.110.5	20,330	G2.711	132,150	110.720	56 715	MM 407	19/110	084220	FOR BOST
Sollumore	ા તાલુકામ	17.245	DED BE	127,730	7-1-411	56728	10.004	47.234	0.957	JAKC 1197
consolidate	7 034	5,489	20.707	127.730	49,881	50 725	19.094	3.075	B 937	307 262
Joint venture e collegans		11.756	379		0.1130			44.149		67.114
Non sylluppate	1.928	1.005	33 620	0.120	62312		32 (100	1400	4.192	141,200
consolidate	1 920	393	33,629	5.129	59.876		35899	1000	4.193	133,172
tout vourine e collegale		2.692			5.501					9.193

(to include volumi destinati all'autoconsumo por 6.310 Mesm

Le principali variazioni delle iserve certe di gas naturale indicate nelle tabelle precedenti per il periodo dal 2020 al 2022 sono discusse di seguito.

DILANCIO CONSOLIDITO

BILANCIO DI ESERCIZIO

OVnott

Società consolidate

ACQUISIZIONI

Nel 2020 non sono state effettuate acquisizioni.

Nel 2021 si registrano 33 milioni di metri cubi di acquisizioni relative al campo Lucius negli Stati Uniti.

Nel 2022 sono state effettuate acquisizioni per 240 millioni di metri cubi, principalmente per l'acquisizione della quota BHP in Algeria (176 milloni di metri cubi) e delle quote in alcuni campi nel Golfo del Messico negli Stati Uniti.

REVISIONI DI PRECEDENTI STIME

Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono negative per 3,890 millioni di metri cubi principalmente in: (i) Italia (-8.155 millioni di metri cubi) riferito essenzialmente al progetti Hera Lacinia-Linda, Cervia-Arlanna, Luna, Annamaria, Val d'Agri e Porto Garlbaldi-Agostino e altri campi gas in Adriatico per effetto prezzo; e (II) Africa Settentrionale (-7.947 millioni di rnetri cubi) principalmente nei progetti in Libia ( -8.132 millioni di metri cubi) in particolare nel campi di Bahr Essalam ed Area E per effetto prezzo e vari campi In Algeria (522 millioni di metri cubi); (II) Egitto -1.834 millioni di metri cubi revisioni sul campo di Tuna e sul campo di Zohr per l'effetto prezzo: (Iv) America -925 milloni di metri cubi per effetto prezzo su vari campi a gas negli Stati Uniti (-2.215 milloni di metri cubi) principalmente i campi dell'area Alliance parzialmente compensati dall'area Area 1 in Messico (1.291 millioni di metri cubi). Le revisioni positive si riferiscono principalmente a: (i) Resto dell'Asia (10.086 millioni di metri cubi) per i progetti Merakes in Indonesia (6,440 millioni di metri cubi) per migliori performance e Zubair in Iraq (2.741 millioni di metri cubi) per revisioni profili; e (ii) Kazakhstan (3.902 millioni di metri cubi) per il progetto Karachaganak per revisioni tecniche e maggibri entitlement per effetto prezzo.

Nel 2021 le revisioni totali sono pari a 4,858 milioni di metri cubi come di seguito composte: Italia (18.726 milioni di metri cubi), principalmente dovute al recupero delle code non economiche; Resto dell'Europa (2,216 milioni di metri cubi) nel Regno Unito principalmente dovute al recupero delle code non econorniche; Resto Africa Settentrionale (9.104 milloni di metri cubi) principalmente in Libia per effetto prezzo; Egitto (69 milioni di metri cubi), composto da revisioni positive per 3.109 milioni di metri cubi principalmente in Baltim SW e revisioni negative 3.178 milioni di metri cubi principalmente in Port Fouad; Africa Sub-Sahariana revisioni complessive pari a -25.572 millioni di metri cubi, legate principalmente alla riclassificazione dei progetto Mozambico da società consolidata a società in joint yenture (-33.325 milloni di metri cubi) e a revisioni positive per 7.753 milioni di metri cubi principalmente in Nigeria. In Kazakhistan si registrano -6.021 millioni di metri cubi principalmente in Karachaganak per effetto PSA; nel Resto dell'Asia le revisioni positive di 3.399 millioni di metri cubi sono localizzate principalmente in Indonesia (Merakes); in America i 3.513 milloni di melri cubi di revisioni si sono verificate principalmente negli Stati

Uniti per il recupero delle code non economiche; in Australia ed Oceania le revisioni sono parì a -438 millioni di metri cubi principalmente legate al progetto Blacktip.

Nei 2022 le revisioni totali sono pari a 3.699 milioni di metri cubi. Le principali revisioni positive si sono registrate in Congo (13.270 millioni di metri cubi) principalmente sul campo di Nenè, in Libia (10.120 milioni di metri cubi) ed Egitto (5.470 milioni di metri cubi). Le principali revisioni negative sono state rilevate in Nigeria (-21.647 milioni di metri cubi), Algeria (-2.100 milioni di metri cubi) e Kazakhistan (-2.064 milioni di metri cubi).

MIGLIORAMENTI DA RECUPERO ASSISTITO

Nel biennio 2020-2021 non sono stati registrati miglioramenti da recupero assistito.

Nel 2022 sono state rilevati 40 milioni di metri cubi di miglioramenti da recupero assistito in Algeria sul campi BRW e BKNE Alpha.

ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE

Nel 2020 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 1.811 milioni di metri cubi e sono riferite principalmente al Resto dell'Asia (1.524 milioni di metri cubi) a seguito della decisione finale d'investimento del giacimento Mahani negli Emirati Arabi Uniti, avviato in produzione nel gennaio 2021 e in Egitto per le scoperte near field nelle concessioni di Bashrush e Abu Madi West, Nel 2021 le nuove scoperte ed estensioni sono pari 5.826 millioni di metri cubi e sono riferite principalmente al progetto New Gas Consortium in Angola e in misura minore al progetto Berkine North In Algeria.

Nel 2022 le nuove scoperte ed estensioni sono pari 7.079 milioni di metri cubi e sono riferite principalmente alla decisione finale d'investimento in Baleine in Costa d'Avorio e in Bashrush in Egitto.

CESSIONI

Nel 2020 non sono state effettuate cessioni.

Nel 2021 si registrano cessioni per 415 milloni di metri cubi relative all'uscita dall'OML 17 in Nigeria.

Nel 2022 le cessioni sono 8,707 milioni di metri cubi principalmente dovute alla riclassificazione delle riserve tra società consolidata a società in joint venture e collegata; la cessione degli asset in Pakistan ammonta a 79 milloni di metri cubi.

Società in joint venture e collegate

ACQUISIZIONI

Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate acquisizioni. Nel 2022 si registrano acquisizioni per 47.659 milioni di metri cubi dovulle all'entrata di Eni nel progetto NFE in/Qatar e all'acquisizione in Angola di una quota del 50% nella JV Azule costitulta pariteticamente con BP

REVISIONI DI PRECEDENTI STIME

Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono negative per 741 rnilioni di metri cubi. Le revisioni negative nel Resto d'Europa (3.638 millioni di metri cubi) riferite principalmente al progetti Grane e Midgard in Norvegia sono state parzialmente compensate dalle revisioni positive in Africa Sub-Sahariana (3.200 milioni di metri cubi) per il progetto Angola LNG.

Nel 2021 le revisioni di precedenti stime sono 33.150 millioni di metri cubi, principalmente dovute alla riclassificazione del progetto Mozambico da società consolidata a società in join1 venture e collegata,

Nel 2022 le revisioni di precedenti stime sono 7.413 millioni di metri cubi, principalmente dovute ad Azule in Angola, Vâr Energi in Norvegia e Coral in Mozambico.

ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE

Nel 2019 e 2020 non si sono verificate estensioni e nuove scoperte di filievo.

Nel 2021 si registrano 797 milioni di metri cubi di estensioni e nuove scoperte, principalmente dovute alla decisione di investimento in Tommeliten Alpha in Norvegia.

Nel 2022 le estensioni e nuove scoperte sono 545 millioni di metri cubi in Vâr Energi in Norvegia.

CESSIONI

Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate cessioni. Nel 2022 le cessioni di 1.798 milloni di metri cubi sono dovute all'IPO di Var Energi in Norvegla.

Valore standard dei flussi netti di cassa futuri atlualizzati

I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili dalla produzione e sono determinati applicando alla stima delle produzioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del

gas medi dell'anno relativamente al 2022, 2021 e 2020. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dal termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinate sulla base delle spese da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati considerati ne le possibili varlazioni future dei prezzi, né I prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi.

il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultante dall'applicazione di un lasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell'eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve certe rispetto al costi futuri di produzione e sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri,

l costi futuri di produzione includono le spese stimate relative alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione senza tenere conto dell'inflazione futura. I costi futuri di sviluppo includono i costi stimati dei pozzi di sviluppo, dell'installazione di attrezzature produttive e il costo netto connesso allo smantellamento e all'abbandono del pozzi e delle attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla fine dell'esercizio, senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura

Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo con la normativa fiscale del Paesi nel quali Eni opera.

Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri allualizzati, relativo alle riserve certe di petrolio e gas, è calcolato in accordo alle regole del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932).

Il valore standard non pretende di riflettere la stima del valore di realizzo o di mercato delle riserve certe di Eni. Una stima del valore di mercato considera, tra le altre cose, oltre alle riserve certe, anche le riserve probabili e possibili, cambiamenti futuri di costi e prezzi e un fattore di sconto rappresentativo dei rischi inerenti alle attività di esplorazione e produzione.

Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati si analizza per area geografica come segue

RELAZIONE SULLA GESTIONE	BILANCIO CONSOLIDATO				BILANCIa DI ESERCIZIO		ALLEGATI	391

(€ milloni)	Halla	Hesto Beuropa	Africu Settentrionale	Egitta	Africa Sub-Saharland	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australia e Ocennia	Totale
31 dicembre 2022
Societe consolidele
Entrate di cassa (uture	38/068	7,609	RO BROOD	34.198	48.292	53.529	45.179	21.233	1.526	301 371
Costi futuri di produzione	(10,267)	(1752)		(6.675) (11.777)	(15,823)	(7.844)	(12.187)	(\$ and)	(230)	(71.893)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(4,484)	(1.296)	(4,894)	(2.941)	(10.057)	(1.873)	(4,263)	(3,063)	(377)	(38 847)
Flusso di chana netto futuro prima della officiale sul reddito	24 217	4.501	36.200	20.080	22412	43.812	28.436	12.220	010	195.931
imposte sul reddito future	(6 386)	(3.087)	(23.756)	(7.119)	(7,990)	(11,568)	(21/227)	(4.903)	(81)	(BB 129)
Fiusso di cossa notto futuro prime dell'allualizzazione	17.039	7.474	15.503	12.907	14.422	32.244	3.209	7.317	037	109.002
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	(7.741)	(344)	(7.176)	(4,562)	(6.456)	(16,087)	(2,980)	(3 443)	(357)	(48,546)
Valor alludord attranzanto do finani di cassa tuturi	10.688	7,120	0 327	8405	7,966	10.157	4.229	3.874	11110	01.250
Società in forul venture e collegate
Entrale di cassa future		50.468	265		45 450		33.075	8.158		134.397
Costi futuri di produzione		(7.638)	(125)		(10,579)		(9,749)	(3 (183)		(30.162)
Casti futuri di sviluppo e d'appandono		(6.488)	(157)		(3.508)		(200)	(178)		(10.767)
Finsso di casse notto futuro prima della offphel ins and regular		36 382	86		28.363		22.706	5.872		93-463
minoste sul require (ufure		(5) 323)	(2)		(8,117)		(16393)	(2.469)		(67.316)
a mara ni coses nello (illus primo dollallualizzaziana		0.049	02		20.240		373	3.403		30.754
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%		(2.501)	(15)		(9,058)		(2.462)	(1416)		(18492)
Volore standard allualizzato dei flussi di Casso Tuluri		0.540	67		11.108		011	1.007		20.701
Tatalo	10 000	1.070	11.304	11.401	19.194	10 157	011-10	0.801	430	01.957

( millorin	113 18	Resto udolmap	ATTICB Sellentrionale	Egilla	MICH Sub-Saharlana	Kazakhstan	Healo dell'Asla	America	Australia e Oceania	Totale
LZOZ SHUILDINIT LE
Sudinia considere
Entrale di cassa fullife	78.933	4.679	33,142	31.344	40.929	36.430	32.594	13.607	1,517	213.169
Casi (ulun di produzione	(6.029)	(7.496)	(6.325)	(9,726)	(13.196)	(7.343)	(9 578)	(4.189)	(251)	(59,033)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(4.704)	(888)	(4.680)	(2.036)	(5.117)	(1.750)	(4278)	(5.590)	(289)	(26.424)
allesso di canas noto fulliro primo dello allygosta Eu raddito	7.000	2310	22.129	19 002	22.610	27,337	18730	7.120	072	124.712
Imposte sul reddito future	(2037)	(1.001)	(12 345)	(6736)	(8.372)	(0.307)	(12 Baa)	(2.386)	(75)	(52.152)
Flusso di enson notto futuro prima are at un all store to to to	5 BG2	1 317	PRETO	12.840	14.240	21.036	2:130	1.734	007	76.800
Valore dell'attualizzazione allasso dol 10%	(2.112)	(170)	(4.516)	(4.217)	(5.608)	(10.703)	(2.295)	(1,900)	(350)	(31,045)
Is laure stauriard antiallizzato del flussi di Caces futur	3.751	1147	G.2GB	0.635	0.636	10.333	3.544	2.784	547	44.635
Speinta in joint venture e collogiito
Entrate di cassa (uture		20.037	230		88988			5.971		43.122
Costi futuri di produzione		(8316)	(120)		(1 200)			(1 454)		(11 480)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono		(6,500)	(85)		(a2)			(77)		(Q B23)
chuano di cassa notto hammo primur dello cillabori ind alsociati		13-159	25		7.100			1.440		24,019
Imposte sul reddito future		(8.591)	(9)		(1.286)			(1309)		(71.195)
Fluga ille of multu fullio fring li mulandi dell'a llumizzaziona		4.0164	16		9.913			3.131		13 624
POT I la passal la estal la provizione al la la polo		(1,462)	16		(2.498)			(1 399)		(0.343)
Value standard mundizzato do Duga O HARPIS OFFICIAL		3 108	32		2,475			1.732		7 2011
1913143	3751	01244	13300	8 636	11-051	111 2343	11/5-1 18	1.110	517	51-896

117179 734

RELAZIONE SULLA GESTIONE	BILANGIC COMPONE			BILANCIO DI ESERCIZIO			ALLEGATI

(€ millioni)	Halle	Hesto d'Europa	Africa Settentrionale		ATICS Egitio Sub-Saharlena	Kazakhston	Resto dell'Asia	America	AUSTralla e Oceania	Totale
21 dicembre 2020
Società consolidate
Entrate di cassa future	6,120	1.787	18.780	26.003	26,001	21,510	22 528	0.038	1.699	132 856
Costi futuri di produzione	(3.587)	(7 %2)	(8.437)	(7,875)	(10.909)	(6,224)	(7.247)	(3,382)	(265)	(45.307)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(1,925)	(756)	(4.378)	(1.638)	(4.257)	(1.743)	(4.511)	(1.786)	(246)	(21,240)
Fiusso di cassa nello futuro prima delle o ippell ins alsochia	008	228	9.971	10.850	11.735	13.952	10/230	1.470	1.088	66 278
Imposte sul reddito future	(170)	(61)	(4,946)	(5,320)	(2.988)	(2 313)	(6,774)	(441)	(140)	(23.769)
Fiusso di gassa nello futuro prima dell'allua zzezione	438	107	5.025	77.530	0.747	11209	4.002	1,029	918	43.125
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	(22)	108	(2,413)	(4.101)	(3.714)	(6.040)	(1.681)	(482)	(383)	(18,739)
Valore standord attualizzato del lines! di cosna fuluri	405	275	2,012	7.429	5,033	9.169	2 321	547	565	24.386
Societa in Joint venture e colleggie
Entrate di cassa future		13:300	221		1.523			6,297		23.101
Costi futuri di produzione		(5.942)	(ag)		(982)			(1.047)		(8.663)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono		(6,244)	(28)		(46)			(137)		(6.456)
Flusso di casso nello futuro prima della imposte sul reddito		3,120	124		225			4.613		1.982
Imposte sul reddito future		(5/6)	(ਸਾਰ)		(3)			(1375)		(2.000)
Flusso di casso nello futuro prima dell'allunizzazioni		2.601	70		222			3,130		5,974
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%		(1.058)	(43)		(100)			(1-460)		(2.668)
Valore standard allualizzato del fluesi di casso uturi		1-189	27		112			1.678		3.306
Totale	405	1-704	2039	7.429	5.145	6.100	2.321	2339	005	27.692

Variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati

La tabella seguente indica le variazioni dei flussi netti di cassa futuri attualizzati relativi agli esercizi 2022, 2021 e 2020.

(Emillon)	Società consolidate	Società in John venture e collegato	Totale
2022
Valaro al 37 dicembre 2021	44.015	7.281	51 100
Aurnenti (diminuzioni)
· vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	(26.987)	[4.912)	(30.099)
- variazioni nelle dei prezzi di vendita, al netto del costi di produzione	56.002	24 343	80.345
astensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei fului costi di produzione e sviluppo	1.519	2.139	3.65H
- revisioni cit atime dei fuiui! costi di sviluppo e d'ebbandono	(7.046)	(3.169)	(10.215)
costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	3.821	2.000	5.021
revisioni delle quantità surmate	(1.295)	7.134	-8830
- effetto dell'attualizzazione	7.226	1510	8,736
variazione netta delle imposte sul regdito	(10.383)	(21 676)	(40.069)
acquisizioni di riserve	765	10.200	10.965
· cessioni di riserva	(6.436)		(0,436)
variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	6.465	(4(149)	2.316
BHorsentifornity) Hossaling Opline	16 641	12 170	30 06
202 9100 0 01 31 2010 11:2017	11 2511	SOFSITI	R1 MDV

0 = 3 = 1 / 4 3 6

(C millioni)	Societa cansolidate	Società in Joint venture e collegale	Totale
2021
Valor al 31 dicambre 2020	24 380	3.300	27,602
Aurnami (cirninuzioni):
vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	(16:402)	(3387)	(19783)
- variazioni nella dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione	40 864	9,256	50.120
estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei fultiti costi di produzione e sviluppo	1.304	142	1.440
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	(2.737)	(734)	(3:471)
- costi di sviluppo sostenuli nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	2.877	1.385	4.262
olornite sittemp delle quantità stimato	1.968	1,065	3.628
elfeito dell'alluallzzazione	3.810	514	4.324
- variazione nella delle imposte sul reddito	(14,022)	(5216)	(16:238)
· acquisizioni di riserve	27		27
- cessioni di riserve	(20)		(28)
- variazioni dei profili temporali di produzione e allre veriazioni	2,573	344	2917
Saldo annoni (diministan)	20.229	3.975	24 201
Valoro al 31 dicembro 2021	44.615	7 201	51.896

(C millon)	SOCIGI8 consollidate	Società in Joint venture e collegate	Totale
2020
Valmi al 27 dicambio 2019	45:427	DATO	GETRA
Aumenti (diminuzioni).
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al nello dei costi di produzione	(10.046)	(1.490)	(11.636)
- variazioni netto dei prezzi di vendita, al netto del costi di produzione	(34-188)	(5.324)	(39.812)
- estensioni, nuove scopente e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e solluppo	123	142	SPE
· revisioni di alime dei fuluri costi di sviluppo e dabbandono	792	(834)	(42)
· costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	4,147	1.192	5330
- revisioni delle quantilia stimate	36	(282)	(249)
- effetto dell'allualizzazione	7.136	1.065	8.201
- variazione netta delle imposte sul reddito	13.335	3.014	17.150
acquisizioni di rizerve
- cessioni di riserve
- variazioni dei profili temporali di produziona e allie variazioni	(2.437)	(384)	(2 821)
IHISTSTATURAID】HODIHOU ODIFUL	(21-1911)	(3.104)	(22,205)
Valoro al 31 dicembro 2020	24 386	3.306	37,002

Ricio Calvato

63233

Attestazione a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)

1. I sottoscritti Claudio Descalzi e Francesco Esposito in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bls, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
· l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato nel corso dell'esercizio 2022.
1. Le procedure amministrative e contabili per la formazione dei bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con II modello Internal Control - Integrated Framework emasso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livelo Internazionale.
1. Si attesta, inoltre, che:
3.1 Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2022:
a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali riconosciuti nella Comunità Europea al sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
c) è loneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
3.2 La relazione sulla gestione comprende un'analisi attendibile dell'andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposti,

16 marzo 2023

Claudio Descalzi Amministratore Delegato

Francesco Esposito

87479 137

Dirigente preposto alla redazione del documenti contabili societari

AI Terminal

Eni

4348_10-k_2023-06-01_16e0f3ab-9158-4e42-af3e-5c40177219d1.pdf

Attività di bonifica

Water & Waste Management

Carilineantal

iniziative non-captive

Eni Rewind Estero

Commento ai risultati economico-finanziari

Possibili conseguenze della guerra tra Russia e Uoraina

Corro Economico

SHEALL CARTS AND START FOR THE LAND

Risultati adjusted e composizione degli special item

RISULTATI ADJUSTED

DETTAGLIO DEGLI SPECIAL ITEM

Analisi delle vaci del conto economico

COSTI OPERATIVI

874791

AMMORTAMENTI, SVALUTAZIONI, RIPRESE DI VALORE E RADIAZIONI

87 478 /44

broventi (oneri) NETTI Su PALLECIPAZIONE

Imposte sul reddito

RISULTATI PER SETTORE DI ATTIVITÀ

EXPLORATION & PRODUCTION

GLOBAL CAS & LEG PORTFOLIC

REFINING & MARKETING E CHIMICA

DATE FALTRE ATTIVITA

STATO PATRIMONIALE RIGLASSIFICATO(s)

87478/454

Ricanduzione dell'utile complessivo

Prospetto delle variazioni dei patrimonio netto

Indebitamento finanziario netto

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO(")

INVESTIMENTI TECNICI E IN PARTECIPAZIONI

lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€5.238 milioni) in particolare in Egillo, Costa d'Avorio, Congo, Emirati Arabi Uniti, Messico, Iraq, Italia ed Algeria;

Indicatori alternativi di performance (Non-GAAP measure)

Utile operativo e utile netto adjusted

Utile/perdita di magazzino

Special item

Leveringe

Gearing

Free cash Now

Indebitamento finanziario netto

ROACE Adjusted

Coverage

Current ratio

Debt coverage

DebileEiTDA

Profit per borg

Open per boe

Finding & Development cost per boe

RICONDUZIONE DELL'UTILE OPERATIVO E DELL'UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED

RICONDUZIONE DELLUTILE ORERATIVO E DELL'ULIFE NETTO AI VALORI AD JUSTED

RICONDUZIONE DELL'UTILE OPERATIVO E DELL'UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED

RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

87478 464 Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA

Conto Economico

Analisi delle voci del conto economico

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

RISULTATO OPERATIVO

IMPOSTE SUI REDDITO

STATO PAT RACHIALE RICLASSIFICAT OT

PATRIMONIO NETTO

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO®

INVESTINENTI TECNICI

RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Fattori di rischio e incertezza

Fischi connessi alla ciclicità Cles Section Oil & Gass

Rischi connessi al cambiamento climatico

33 478 480

Resilienza della strategia Eni ai rischi climatici

Rischi connessi alla situazione macroconomica globale, agli eventi militari e alle conseguenze geopolitiche dell'aggressione militare russa ciell' Coraine

lifecial comessi alla valetilità dei prezzo ിക്രിക ശവന്തവും വിക്കു

Rischi di cambio e di tasso d'interesse