Eni

Annual Report • Apr 8, 2022

Siamo un'impresa dell'energia.

• Sosteniamo concretamente una transizione energetica socialmente equa, con l'obiettivo di preservare il nostro pianeta 13 15
• e promuovere l'accesso alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile per tutti. 7 12
  • Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l'innovazione. Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze. 9
• Sulle pari dignità delle persone, riconoscendo la diversità come risorsa fondamentale per lo sviluppo dell'umanità. Sulla responsabilità, integrità e trasparenza del nostro agire. 5 10
  • Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità che ci ospitano per creare valore condiviso duraturo. 17

Obiettivi globali per lo sviluppo sostenibile

L'agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite, presentata a settembre 2015, identifica i 17 Sustainable Development Goals (SDGs) che rappresentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferimento importante per la comunità internazionale e per Eni nel condurre le proprie attività nei Paesi in cui opera.

Stampato su carta Fedrigoni Arena

Eni SpA

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Ufficio rapporti con gli investitori

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Layout, impaginazione e supervisione

K-Change - Roma

Tipografia Facciotti – Roma

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Partita IVA 00905811006

Capitale Sociale al 31 dicembre 2020: € 4.005.358.876,00 interamente versato

Registro delle Imprese di Roma, codice fiscale 00484960588

Eni

Relazione Finanziaria Annuale 2021

Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario

La presente Relazione sulla gestione include la Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) in adempimento ai requisiti del Decreto Legislativo n. 254/2016 in materia di informazioni non finanziarie, relativa ai temi ambientali, sociali, attinenti al personale, al rispetto dei diritti umani e alla lotta alla corruzione. La rendicontazione di tali temi e gli indicatori illustrati sono definiti in conformità ai "Sustainability Reporting Standards" pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI Standards), su cui la DNF è sottoposta a limited assurance. Inoltre, sono state considerate le raccomandazioni della Task force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) e le metriche Core del World Economic Forum (WEF).

Bilancio integrato

La Relazione sulla gestione integrata 2021 è redatta secondo proprie linee guida interne di reporting anche facendo riferimento ai principi contenuti nell'International Framework dell'IIRC, con l'obiettivo di fornire agli investitori e agli altri stakeholders una visione globale del modello di business, delle strategie industriali e in ambito Corporate Social Responsability e delle performance economiche e di sostenibilità dell'azienda.

La mission di Eni rappresenta in maniera più esplicita il cammino che Eni ha intrapreso per rispondere alle sfide universali, contribuendo al raggiungimento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDGs) che l'Organizzazione delle Nazioni Unite ha fissato al fine di indirizzare chiaramente le azioni che tutti gli attori devono intraprendere.

Adempimenti ESEF (European Single Electronic Format)

Questo documento non è stato predisposto ai sensi del Regolamento Delegato UE 2019/815 (Regolamento ESEF), adottato in attuazione della Direttiva Transparency. Il documento redatto ai sensi del Regolamento ESEF è disponibile (solo in italiano) nell'apposita sezione del sito internet della Società (www.eni.com, sezione Documentazione) e sul meccanismo di stoccaggio centralizzato autorizzato da Consob denominato – consultabile all'indirizzo

Disclaimer

La Relazione Finanziaria Annuale contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements), in particolare nella sezione "Evoluzione prevedibile della gestione", relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite ed esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l'impatto della pandemia COVID-19, l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell'esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l'evoluzione futura della domanda, dell'offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l'instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l'impatto delle regolamentazioni dell'industria degli idrocarburi, del settore dell'energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell'applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l'azione della concorrenza. Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse nell'area di consolidamento.

Indice

1. RELAZIONE SULLA GESTIONE	1
Attività	2
Modello di business	4
Approccio responsabile e sostenibile	6
Lettera agli azionisti	8
Eni in sintesi	16
Attività di stakeholder engagement	20
Strategia	22
Risk Management Integrato	28
Governance	34
Andamento operativo
Natural Resources	44
Exploration & Production	46
Global Gas & LNG Portfolio	72
Energy Evolution	76
Refining & Marketing e Chimica	78
Plenitude & Power	86
Attività ambientali	92

Commento ai risultati e altre informazioni

	Commento ai risultati economico-finanziari	96
	Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA	122
	Fattori di rischio e incertezza	130
	Evoluzione prevedibile della gestione	155
	Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario (DNF)	156
	Altre informazioni	208
	Glossario	209
2.	BILANCIO CONSOLIDATO	212
3.	BILANCIO DI ESERCIZIO	358
4.	ALLEGATI	436

Attività

Eni è un'azienda globale dell'energia ad elevato contenuto tecnologico, presente lungo tutta la catena del valore: dall'esplorazione, sviluppo ed estrazione di olio e gas naturale, alla generazione di energia elettrica da cogenerazione e da fonti rinnovabili, alla raffinazione e alla chimica tradizionali e bio, fino allo sviluppo di processi di economia circolare. Eni estende il proprio raggio d'azione fino ai mercati finali, commercializzando gas, energia elettrica e prodotti ai mercati locali e ai clienti retail e business, a cui offre anche servizi di efficienza energetica e mobilità sostenibile. Per assorbire le emissioni residue saranno implementate sia iniziative di cattura e stoccaggio della CO2 , che di Natural Climate Solutions.

Competenze consolidate, tecnologie e distribuzione geografica degli asset sono le leve di Eni per rafforzare la sua presenza lungo la catena del valore.

Eni si è impegnata a diventare una compagnia leader nella produzione e vendita di prodotti energetici decarbonizzati, sempre più orientata al cliente. La decarbonizzazione sarà conseguita mediante l'implementazione e il rafforzamento di tecnologie e attività esistenti quali:

• Efficienza e digitalizzazione nelle operazioni e nei servizi ai clienti;
• Rinnovabili attraverso l'incremento della capacità e l'integrazione con il business retail;
• Bioraffinerie con un apporto crescente di materia prima proveniente da rifiuti e scarti e da una filiera integrata di produzione di agribio-feedstock non in competizione con la produzione alimentare;
• Economia circolare con un incremento della produzione di biometano, dell'uso di prodotti di scarto e del riciclo di prodotti finali;
• Idrogeno blu e verde per attività industriali altamente energivore e per la mobilità sostenibile;
• Carbon capture naturale o artificiale per assorbire le emissioni residue attraverso Natural Climate Solutions, tra cui iniziative REDD+ di conservazione delle foreste e progetti di CCS.

Il gas costituirà un importante sostegno alle fonti intermittenti nell'ambito della transizione energetica.

ATTIVITÀ ENI NEL MONDO

42 exploration & production

24 global gas & lng portfolio

40 refining & marketing e chimica

11 plenitude & power

Creazione di valore per tutti gli stakeholder

ECCELLENZA OPERATIVA

NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050

ALLEANZE PER LO SVILUPPO

Competenze, innovazione tecnologica e digitalizzazione

Modello di business

Il modello di business di Eni è volto alla creazione di valore per tutti gli stakeholder, attraverso una forte presenza lungo tutta la catena del valore dell'energia. Eni punta a contribuire, direttamente o indirettamente, al conseguimento degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) dell'Agenda 2030 delle Nazioni Unite, sostenendo una transizione energetica socialmente equa, che risponda con soluzioni concrete ed economicamente sostenibili alle sfide di contrastare il cambiamento climatico e dare accesso all'energia in maniera efficiente e sostenibile, per tutti.

Eni combina in maniera organica il proprio piano industriale con i principi di sostenibilità ambientale e sociale, estendendo il proprio raggio di azione lungo tre direttrici:

1. Il business di Eni è costantemente indirizzato all'eccellenza operativa. Questo si traduce in un impegno continuo per la valorizzazione delle persone, per la salvaguardia sia della salute e della sicurezza delle persone sia dell'asset integrity, per la tutela dell'ambiente, per l'integrità e il rispetto dei diritti umani, per la resilienza e la diversificazione delle attività e per garantire una solida disciplina finanziaria. Questi elementi consentono all'azienda di cogliere le opportunità legate alle possibili evoluzioni del mercato dell'energia e di continuare nel percorso di trasformazione.

2. Il modello di business di Eni prevede un percorso di decarbonizzazione verso la neutralità carbonica al 2050 basato su un approccio che guarda alle emissioni generate lungo l'intero ciclo di vita dei prodotti energetici e su un set di azioni che porteranno alla totale decarbonizzazione dei processi e dei prodotti entro il 2050. Questo percorso, conseguito attraverso tecnologie già esistenti, consentirà ad Eni di abbattere totalmente la propria impronta carbonica, sia in termini di emissioni nette che in termini di intensità carbonica netta.

3. La terza direttrice sono le Alleanze per lo sviluppo attraverso la valorizzazione delle risorse dei Paesi di presenza, favorendo l'accesso all'elettricità e promuovendo Programmi per lo sviluppo locale (Local Development Programme - LDP) con un ampio portafoglio di iniziative a favore delle comunità. Questo approccio distintivo, denominato "Dual Flag", è basato su collaborazioni con altri attori riconosciuti a livello internazionale al fine di individuare i bisogni delle comunità in linea con i Piani di Sviluppo Nazionali e l'Agenda 2030 delle Nazioni Unite. Eni è impegnata, inoltre, nella creazione di opportunità di lavoro e nel trasferimento del proprio know-how e le proprie competenze ai propri partner locali.

Il modello di business Eni si sviluppa lungo queste tre direttrici facendo leva sulle competenze interne, sullo sviluppo e l'applicazione di tecnologie innovative e sul processo di digitalizzazione.

Elemento fondante del modello di business è il sistema di Corporate Governance, ispirato ai principi di trasparenza e integrità, e approfondito nella Sezione di "Governance".

CREAZIONE DI VALORE PER TUTTI GLI STAKEHOLDER

Attraverso la presenza integrata in tutta la catena del valore dell'energia

-43% indice di intensità emissiva GHG UPS nel 2025 vs. 2014

-80% emissioni fuggitive di metano UPS nel 2025 vs. 2014 Net Zero Carbon Footprint UPS nel 2030 e Eni nel 2035 Net Zero GHG Lifecycle Emissions e Carbon Intensity

Incremento del tasso di sostituzione con target >1 al 2025 Age diversity: +5 p.p. vs. 2021 della popolazione con età

Iniziative digitali per il monitoraggio e miglioramento della salubrità degli ambienti di lavoro indoor Migliorare l'accesso al benessere e alla salute delle

Sviluppo di iniziative per la promozione dei corretti stili

Estensione iniziative digitali in ambito sicurezza alle ditte contrattiste e digitalizzazione dei processi HSE Focus su sicurezza comportamentale e sul Fattore Umano

Impegno a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce

Riutilizzo dell'acqua dolce in linea con il trend degli

Acqua di produzione reiniettata in linea con il trend degli ultimi 5 anni al netto dell'assetto operativo Sviluppo di nuove tecnologie per il recupero dei rifiuti

Completamento del programma triennale di formazione

Proseguire nello svolgimento di analisi specifiche sul 100% dei nuovi progetti valutati a rischio diritti umani,

Mantenere il 100% dei nuovi fornitori valutati secondo

Valutazione del percorso di sviluppo sostenibile per tutti i fornitori strategici di Eni entro il 2025

Erogazione a tutti i dipendenti del nuovo corso "Codice Etico, Anti-Corruzione e Responsabilità d'Impresa" Mantenimento della certificazione ISO 37001:2016 Continuos improvement del Compliance Program Anti-

Al 2025 assicurare l'accesso: all'energia a ~290K

Garantire che il 70% degli investimenti in ricerca e sviluppo siano impiegati su temi relativi alla

persone; all'educazione a ~72K studenti; ai servizi idrici a ~95K persone; ad iniziative di diversificazione economica a ~17K(c) persone; ai servizi sanitari a ~296K persone

e implementazione su scala industriale

inclusi i progetti di agro-business

Incremento di 3 punti percentuali vs. 2020 della popolazione femminile entro il 2030

+20% ore di formazione al 2025 vs. 2021

Zero routine flaring nel 2025

di vita rivolte ai dipendenti

TRIR < 0,40; 0 infortuni mortali

(c) I 17.000 beneficiari includono solo le persone formate e/o supportate per l'avvio o il rafforzamento di specifiche attività economiche, non i beneficiari per la costruzione di infrastrutture (strade, edifici civili, ecc.)

o per le nuove attività di agro-business in corso di avvio. In alcuni casi i beneficiari non sono oggetto di formazione ma ricevono input, fondi o altro per avviare le attività economiche.

Approccio responsabile e sostenibile

		IMPEGNI
NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050	CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CLIMATICO	Eni ha definito un piano di medio-lungo termine volto a cogliere appieno le opportunità offerte dalla transizione energetica e ridurre progressiva mente l'impronta carbonica delle proprie attività impegnandosi a rag giungere la totale decarbonizzazione di tutti i prodotti e processi entro il 2050. SDG: 7 9 12 13 15 17
	PERSONE	Eni si impegna a sostenere il percorso di "Just Transition" attraverso il consolidamento e l'evoluzione delle competenze, valorizzando ogni di mensione (professionale e non) delle proprie persone e riconoscendo i valori della diversità e l'inclusione di tutte le diversità. SDG: 3 4 5 8 10
	SALUTE	Eni considera la tutela della salute delle proprie persone, delle famiglie e delle comunità dei Paesi in cui opera un requisito fondamentale e ne promuove il benessere fisico, psicologico e sociale. SDG: 2 3 6 8 17
	SICUREZZA	Eni considera la sicurezza sul posto di lavoro un valore imprescindibile da condividere tra i dipendenti, i contrattisti e gli stakeholder locali e si impe gna ad azzerare il verificarsi degli incidenti e a salvaguardare l'integrità degli asset. SDG: 3 8
ECCELLENZA OPERATIVA	RISPETTO PER L'AMBIENTE	Eni promuove la gestione efficiente delle risorse naturali e la tutela delle aree protette e rilevanti per la biodiversità, con azioni volte al miglioramen to dell'efficienza energetica e alla transizione verso un'economia circolare e identificando potenziali impatti e azioni di mitigazione. SDG: 3 6 9 11 12 14 15
	DIRITTI UMANI	Eni si impegna a rispettare i Diritti Umani (DU) nell'ambito delle proprie attività e a promuoverne il rispetto presso i propri partner e stakeholder. Tale impegno si fonda sulla dignità di ogni essere umano e sulla respon sabilità delle imprese di contribuire al benessere degli individui e delle co munità locali. SDG: 1 2 3 4 6 8 10 16 17
	FORNITORI	Sviluppare la supply chain in chiave sostenibile, così da generare e tra sferire valore a tutti gli stakeholder tramite il Programma di Sustainable Procurement. SDG: 3 5 7 8 9 10 12 13 17
	TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE	Eni svolge le proprie attività di business con lealtà, correttezza, trasparen za, onestà, integrità e nel rispetto delle leggi. SDG: 16 17
ALLEANZE PER LO SVILUPPO	MODELLO DI COOPERAZIONE	Il modello di cooperazione integrato nel modello di business costituisce un elemento distintivo di Eni, che mira a supportare i Paesi nel consegui mento dei propri obiettivi di sviluppo. SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17
TEMI TRASVERSALI	INNOVAZIONE TECNOLOGICA	Per Eni la ricerca, lo sviluppo, l'implementazione rapida di nuove tecnologie rap presentano un'importante leva strategica per la trasformazione del business. SDG: 7 9 12 13 17
	(a) Total Recordable Injury Rate e Lost Time Injury Frequency Rate.	(b) Extractive Industries Transparency Initiative, supportato da Eni dal 2005.

NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050

ECCELLENZA OPERATIVA

ALLEANZE PER LO SVILUPPO CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CLIMATICO

PERSONE

SALUTE

SICUREZZA

RISPETTO PER L'AMBIENTE

DIRITTI UMANI

FORNITORI

TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE

MODELLO DI COOPERAZIONE

TECNOLOGICA

(a) Total Recordable Injury Rate e Lost Time Injury Frequency Rate. (b) Extractive Industries Transparency Initiative, supportato da Eni dal 2005.

TEMI TRASVERSALI INNOVAZIONE

La Mission esprime con chiarezza l'impegno di Eni nel voler giocare un ruolo determinante nel processo di "Just Transition" per raggiungere l'obiettivo di zero emissioni nette entro il 2050 in un'ottica di condivisione dei benefici sociali ed economici con i lavoratori, la catena di fornitura, le comunità e i clienti in maniera inclusiva, trasparente e socialmente equa, contribuendo al raggiungimento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDG).

PRINCIPALI RISULTATI 2021	PRINCIPALI TARGET
 -25% indice di intensità emissiva GHG UPS vs. 2014  -31% volumi di idrocarburi inviati a flaring di processo vs. 2014  -92% emissioni fuggitive di metano UPS vs. 2014 (Target raggiunto)  -26% Net Carbon Footprint UPS vs. 2018  -10% Net GHG Lifecycle Emissions vs. 2018  -2% Net Carbon Intensity vs. 2018	 -43% indice di intensità emissiva GHG UPS nel 2025 vs. 2014  Zero routine flaring nel 2025  -80% emissioni fuggitive di metano UPS nel 2025 vs. 2014  Net Zero Carbon Footprint UPS nel 2030 e Eni nel 2035  Net Zero GHG Lifecycle Emissions e Carbon Intensity nel 2050
 31.888 dipendenti in servizio al 31 dicembre (reported +3,6% vs. 2020)  +1,6 punti percentuali incremento popolazione femminile (26,2% nel 2021)  ~1,04 mln di ore di formazione (-0,3% rispetto al 2020)  1.500 profili mappati	 Incremento di 3 punti percentuali vs. 2020 della popolazione femminile entro il 2030  Incremento del tasso di sostituzione con target >1 al 2025  Age diversity: +5 p.p. vs. 2021 della popolazione con età under 30 entro il 2025  +20% ore di formazione al 2025 vs. 2021
 379.481 servizi sanitari erogati  158.784 registrazioni ad iniziative di promozione della salute  Siglati 11 accordi con le comunità locali, di cui 8 per la gestione della crisi sanitaria	 Iniziative digitali per il monitoraggio e miglioramento della salubrità degli ambienti di lavoro indoor  Migliorare l'accesso al benessere e alla salute delle comunità  Sviluppo di iniziative per la promozione dei corretti stili di vita rivolte ai dipendenti
 TRIR= 0,34; LTIF(a) = 0,23; FATALITY INDEX = 0  114 esercitazioni di emergenza reali effettuate con il coinvolgimento di personale e mezzi operativi  Erogati oltre 60 corsi sulla sicurezza comportamentale (> di 15.000 ore)  Process Safety: sensibilizzati >14.000 dipendenti e 10.000 contrattisti	 TRIR < 0,40; 0 infortuni mortali  Estensione iniziative digitali in ambito sicurezza alle ditte contrattiste e digitalizzazione dei processi HSE  Focus su sicurezza comportamentale e sul Fattore Umano
 91% riutilizzo delle acque dolci  +10% prelievi di acque dolci vs. 2020  +19% rifiuti generati da attività produttive vs. 2020  -35% barili sversati da oil spill vs. 2020  Estensione della mappatura biodiversità agli impianti di energia rinnovabile	 Impegno a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico  Riutilizzo dell'acqua dolce in linea con il trend degli ultimi 5 anni  Acqua di produzione reiniettata in linea con il trend degli ultimi 5 anni al netto dell'assetto operativo  Sviluppo di nuove tecnologie per il recupero dei rifiuti e implementazione su scala industriale
 23.893 ore di formazione erogate nell'anno sui DU  100% della famiglia professionale procurement formata sui DU  Inserite da maggio 2021 clausole rafforzate sui DU in tutti i contratti con i fornitori nella documentazione di gara e in tutti gli standard contrattuali  Elaborazione e roll out Modello Due Diligence DU in materia di lavoro  98% dei contratti di security con clausole sui DU	 Completamento del programma triennale di formazione su business e DU  Proseguire nello svolgimento di analisi specifiche sul 100% dei nuovi progetti valutati a rischio diritti umani, inclusi i progetti di agro-business  Mantenere il 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali
 Adesione di 2.500 fornitori qualificati Eni a Open-es, in un percorso di crescita  ~1.000 fornitori invitati a formazione e self assessment di cyber-security  Applicazione di presidi di sostenibilità nei procedimenti di procurement da aprile  Lancio del Basket Bond Energia sostenibile  Requisiti di sostenibilità in procedimenti di procurement per ~ €2,5 mld	 Valutazione del percorso di sviluppo sostenibile per tutti i fornitori strategici di Eni entro il 2025
 9 Paesi in cui Eni supporta i Multistakeholder Group EITI(b) a livello locale  20 audit interni svolti con verifiche anti-corruzione  Superamento audit di sorveglianza ISO 37001:2016  Realizzato il modulo in materia Anti-Corruzione e Anti-Riciclaggio del nuovo e-learning "Codice Etico, Anti-Corruzione e Responsabilità d'Impresa"  Aggiornamento MSG Anti-Corruzione	 Erogazione a tutti i dipendenti del nuovo corso "Codice Etico, Anti-Corruzione e Responsabilità d'Impresa"  Mantenimento della certificazione ISO 37001:2016  Continuos improvement del Compliance Program Anti Corruzione
 €105,3 mln di investimenti per lo sviluppo locale  Accordi con organismi di cooperazione tra cui UNDP (United Nations Development Programme), AICS (Agenzia Italiana per la Cooperazione e lo Sviluppo) e organizzazioni della società civile	 Al 2025 assicurare l'accesso: all'energia a ~290K persone; all'educazione a ~72K studenti; ai servizi idrici a ~95K persone; ad iniziative di diversificazione economica a ~17K(c) persone; ai servizi sanitari a ~296K persone
 €177 mln investiti in ricerca e sviluppo  30 nuove domande di primo deposito brevettuale di cui 11 sulle fonti rinnovabili	 Garantire che il 70% degli investimenti in ricerca e sviluppo siano impiegati su temi relativi alla decarbonizzazione

(c) I 17.000 beneficiari includono solo le persone formate e/o supportate per l'avvio o il rafforzamento di specifiche attività economiche, non i beneficiari per la costruzione di infrastrutture (strade, edifici civili, ecc.) o per le nuove attività di agro-business in corso di avvio. In alcuni casi i beneficiari non sono oggetto di formazione ma ricevono input, fondi o altro per avviare le attività economiche.

Lettera agli azionisti

Lucia Calvosa Presidente

Claudio Descalzi Amministratore Delegato

Cari Azionisti,

Eni segue con grande attenzione e profondo cordoglio i drammatici eventi del conflitto in Ucraina e partecipa al dolore delle popolazioni coinvolte. Dal 2014, anno in cui fu applicato il regime sanzionatorio internazionale contro la Russia, abbiamo attuato una politica di progressivo disimpegno dall'upstream del Paese e oggi la nostra presenza in Russia è marginale, limitata alla partecipazione nel gasdotto Blue Stream per l'esportazione di gas russo in Turchia, dalla quale abbiamo annunciato l'uscita. Nell'ambito di una crisi geopolitica di tale portata e di potenziali enormi "disruptions" nei mercati delle materie prime, stiamo lavorando assiduamente con le istituzioni e i nostri partner per garantire la sicurezza degli approvvigionamenti energetici all'Italia e ai nostri clienti diffusi nel mondo al fine di garantire il normale corso della vita civile e dell'economia. In questi mesi le forniture di gas internazionale, grazie anche al nostro diversificato portafoglio, sono avvenute con regolarità; ad ogni modo Eni si sta preparando a gestire possibili scenari estremi, facendo leva sulla flessibilità delle forniture di gas in portafoglio, sulla disponibilità di infrastrutture e di importanti volumi di GNL, sulle relazioni di lungo termine con gli Stati petroliferi prospicienti l'area del Mediterraneo.

Guardando ai risultati e a quanto avvenuto nel 2021, la nostra Società ha reagito con rapidità e determinazione alla profonda crisi sociale ed economica generata dal COVID-19, accelerando la trasformazione del proprio modello di business per diventare leader nella transizione energetica e perseguire la strategia di neutralità carbonica al 2050. Forte attenzione è stata posta alla salvaguardia della solidità patrimoniale e finanziaria attraverso la disciplina nella spesa e la ridefinizione delle priorità nell'allocazione delle risorse.

Con l'attenuazione dell'emergenza sanitaria, la vigorosa ripartenza macroeconomica del 2021, progressivamente estesa dall'Asia ai paesi occidentali, ha trainato la domanda oil&gas globale che è rimbalzata in modo sincrono in tutte le aree, creando tensioni dal lato di un'offerta poco reattiva a causa di anni di bassi investimenti nel settore upstream, riproponendo in tutta la sua criticità il tema della sicurezza energetica. In questo quadro, i prezzi degli idrocarburi hanno registrato una ripresa di ampie proporzioni con le quotazioni del gas naturale ai massimi storici e a valori quadruplicati rispetto al 2020, mentre il prezzo del Brent è aumentato del 70%. Grazie alla selettività nello spending, alla riduzione dei costi e alle ottimizzazioni del portafoglio, Eni è stata in grado di cogliere il rafforzamento dello scenario, riportando eccellenti risultati operativi e finanziari. Abbiamo consolidato un utile operativo adjusted di €9,7 miliardi e un utile netto adjusted di €4,3 miliardi. La forte generazione di cassa adjusted di €12,7 miliardi ha consentito di finanziare agevolmente i capex organici di €5,8 miliardi per il mantenimento delle produzioni e la crescita dei business delle rinnovabili, liberando un free cash flow organico di €7,6 miliardi, in grado di coprire la manovra di portafoglio a sostegno dei business della transizione (€2,1 miliardi), il pagamento dei dividendi e il ricorso al buy-back (in totale €2,8 miliardi), ritornati a livelli pre-pandemia, nonché di ridurre il debito netto a €9 miliardi e il rapporto di leva a 0,20 verso 0,31 a fine 2020.

Eni continuerà a focalizzarsi sulla disciplina finanziaria per contenere la cash neutrality attualmente a 40 \$ Brent per la copertura degli investimenti organici e del dividendo, puntando sulla tecnologia per accelerare la decarbonizzazione ed estrarre valore Lettera agli azionisti

dalla ristrutturazione del portafoglio con l'ormai prossima quotazione in borsa del business retail&renewables di Plenitude. Il portafoglio upstream rimane un'importante leva di creazione di valore per la transizione energetica, come dimostrano, da un lato, il successo della quotazione di Vår Energi presso la borsa norvegese, la più grande IPO di una società O&G da oltre un decennio, e, dall'altro, la prossima creazione insieme a BP di un veicolo strategico in Angola che combinerà le operazioni dei due partner.

L'offerta pubblica di azioni Plenitude, della quale manterremo il controllo, rappresenta uno dei passi strategici verso l'azzeramento delle emissioni GHG Scope 3 associate ai nostri clienti retail. Plenitude sarà strutturata come entità finanziariamente autonoma in modo da garantire una più efficiente struttura del capitale e farà leva su un modello di business unico, frutto della combinazione sinergica tra portafoglio clienti, rinnovabili e punti ricarica per veicoli elettrici per accelerare la crescita della capacità di generazione verde riducendone il profilo di rischio e aumentando la quota di mercato. La nuova realtà parte da una solida base di 10 milioni di clienti e oltre 2 GW di capacità rinnovabile installata e in costruzione.

Nel 2021 abbiamo realizzato rilevanti progressi nella decarbonizzazione grazie al nostro approccio pragmatico che consiste nell'affrontare il tema delle emissioni valorizzando le tecnologie, gli asset e le competenze esistenti per proporre soluzioni industriali ed economiche, applicabili da subito, investendo al contempo in tecnologie "break-through" in grado di cambiare il paradigma energetico nel lungo termine.

Insieme alla Commonwealth Fusion System, società spin-out del MIT di cui siamo il principale azionista, abbiamo raggiunto un traguardo straordinario con il test di confinamento del plasma nel processo di fusione magnetica, una tecnologia che potrebbe rappresentare un game changer nel percorso di decarbonizzazione essendo potenzialmente in grado di produrre enormi quantità di energia, in modo sicuro, virtualmente inesauribile e a zero emissioni. Il successo del test apre la strada al raggiungimento dell'energia netta in un impianto dimostrativo che puntiamo a realizzare entro il 2025.

Nel Regno Unito, il progetto integrato HyNet per il trasporto, la cattura e lo stoccaggio di CO2, operato da un consorzio di aziende di cui Eni è capofila, è stato selezionato dal governo britannico tra le iniziative di decarbonizzazione di maggiore interesse ai fini dell'ottenimento dei finanziamenti pubblici, consentendo prevedibilmente l'avvio delle attività entro il 2025 ed aprendo l'opportunità di accedere a un modello di business a tariffa regolata.

Lo sviluppo dei biocarburanti è uno dei driver del percorso di transizione energetica di Eni fondato sull'economia circolare. Tale linea d'azione fa leva sulle nostre due bioraffinerie di Gela e Venezia, asset distintivi grazie alle tecnologie proprietarie d'avanguardia e ai costanti miglioramenti di prodotto e processo. Nel 2021 è stata avviata la produzione di carburanti sostenibili per l'aviazione "SAF" (sustainable aviation fuels) da materie prime "UCO" (oli usati e altri scarti) non in competizione con la catena alimentare, impiegando le tecnologie proprietarie della raffinazione tradizionale. La produzione di SAF vedrà una fase di ramp-up con circa 10 mila tonnellate/anno mediante co-feeding degli impianti a carica petrolifera con UCO, fino alla partenza nel 2024 del progetto Eni Biojet presso la bioraffineria di Gela che consentirà l'immissione sul mercato di ulteriori 150 mila tonnellate/anno di SAF provenienti al 100% da materie prime bio, in grado di soddisfare il potenziale obbligo del mercato italiano per il 2025. Confermiamo l'impegno a rendere i nostri biocarburanti palm-free entro il 2023, grazie alle nostre continue innovazioni di processo e l'entrata in esercizio presso Gela dell'unità BTU in grado di ampliare in misura significativa la flessibilità di lavorazione dei feedstock, tanto che nel 2021 l'incidenza dell'olio di palma si è ridotta di un terzo.

In Africa, stiamo attuando in collaborazione con i governi di Angola, Benin, Congo, Costa d'Avorio, Mozambico, Kenya e Ruanda, progetti per la realizzazione di filiere di agribusiness per colture a ridotto impatto ambientale da utilizzare come feedstock per le nostre bioraffinerie, promuovendo l'economia circolare attraverso il recupero e la valorizzazione di aree marginali non in competizione con la catena alimentare e la creazione di opportunità occupazionali e di sviluppo locale. Questi progetti saranno sostenuti dalla ricerca di Eni che, in collaborazione con un partner di lunga esperienza come Bonifiche Ferraresi, fornirà il supporto agronomico per la sperimentazione e lo sviluppo delle coltivazioni più idonee.

La sostenibilità dell'azione industriale si coniuga con quella finanziaria. Nel 2021 abbiamo adottato, primi a livello mondiale nel settore energetico, un set di linee guida in materia di raccolta sostenibile sul mercato dei capitali (Sustainability-Linked Financing Framework), in base al quale nei futuri contratti di finanziamento e di strumenti derivati sarà previsto, ove possibile, un meccanismo premiante in funzione del raggiungimento di uno o più target di decarbonizzazione. In applicazione di tale framework, nel maggio 2021 abbiamo emesso il primo sustainability-linked bond del nostro settore, del valore di un miliardo di euro a un costo molto competitivo legato al conseguimento di obiettivi di Net Carbon Footprint Upstream (Scope 1 e 2) e di capacità installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Il successo dell'operazione testimonia la credibilità dei nostri target emissivi e la capacità di creare valore attraverso la transizione energetica.

I progressi della nostra strategia di decarbonizzazione e l'eccellenza delle performance di sostenibilità sono riconosciuti e apprezzati dai mercati finanziari e dagli investitori ESG. Siamo stati inclusi tra le prime dieci società nel nuovo indice MIB ESG di Euronext e siamo stati confermati leader nei principali ratings ESG e indici specialistici (MSCI, Sustainalytics, V.E, FTSE4Good Developed Index, World Benchmark Alliance), ottenendo il Prime Status dal rating ISS ESG. Risultati di eccellenza sono stati conseguiti anche negli indici con focus clima (Climate Action 100+ Net Zero Benchmark, Carbon Tracker, Transition Pathway Initiative). Eni è stata inclusa per la prima volta nel Gender-Equality Index (GEI) di Bloomberg, un indice ponderato sulla capitalizzazione di mercato che monitora le performance delle società quotate impegnate nella trasparenza nella rendicontazione dei dati di genere. L'indice, che include 418 aziende in 45 paesi e regioni, misura l'uguaglianza di genere basandosi su cinque pilastri: leadership femminile e sviluppo di talenti, parità di salario e parità di retribuzione di genere, cultura inclusiva, politiche contro le molestie sessuali, e brand a favore delle donne.

Gli eccellenti risultati 2021 di Eni sono stati trainati dalla robusta performance della E&P che ha realizzato un EBIT di €9,3 miliardi, pari a sei volte quello del 2020, con una produzione di 1,68 milioni di boe/g in linea con i piani.

L'esplorazione per Eni si conferma driver di crescita e di creazione di valore. Nel 2021 abbiamo scoperto 700 milioni di boe di nuove risorse al costo competitivo di \$1,3/boe. Il principale successo dell'anno è stato quello della scoperta del giant Baleine nell'offshore profondo della Costa d'Avorio, con un potenziale minerario di oltre 2 miliardi di barili di olio in posto e circa 2,4 trilioni di piedi cubi (TCF) di gas associato che sarà sviluppato in modalità "fast-track" e per fasi e sarà il primo progetto del continente africano realizzato con zero emissioni nette (scope 1 e 2). L'importanza della scoperta apre eventuali opportunità di monetizzazione anticipata attraverso l'applicazione del dual-exploration model. L'esplorazione in aree prossime a infrastrutture in produzione (ILX – Infrastructure Led Exploration) ha continuato a generare ritorni eccellenti in particolare in Angola nel Blocco 15/06 con una sequenza di scoperte satelliti, nel 2021 quelle di Cabaca N e Cuica, in grado di mantenere il plateau della FPSO N'Goma che opera l'area, allungandone la vita utile e i cash flow. Altre importanti scoperte di prossimità sono state quelle di Sayulita nel Blocco 10 offshore del Messico, che incrementa le prospettive di commercialità dell'area, di Eban nel blocco CTP 4 offshore del Ghana in prossimità dell'hub produttivo Sankofa e l'appraisal di Maha nell'offshore indonesiano.

La nostra fase di sviluppo genera valore grazie all'integrazione con la fase esplorativa per massimizzare le sinergie con gli asset esistenti, la parallelizzazione delle attività e l'approccio fast-track che prevede l'avvio in early production e il successivo ramp-up per ridurre l'esposizione finanziaria. Con questo modello svilupperemo in modalità "fast track", il Baleine con avvio atteso nel 2023, mentre nel 2021 abbiamo conseguito gli start-up delle scoperte Cabaca N/Cuica in Angola, di Merakes in Indonesia, Berkine in Algeria e di Mahani in EAU.

I rilevanti progressi di Eni nella riduzione del time-to-market delle riserve sono testimoniati dall'avanzamento del nostro progetto "flagship" Coral South, approvato nel 2017 a soli trentasei mesi dalla finalizzazione della campagna esplorativa e prossimo ormai al completamento con il varo dell'unità FLNG (Floating Liquefied Natural Gas), il primo impianto GNL galleggiante, la cui costruzione avviata nel 2018 ha rispettato i budget tempi/costi, nonostante la pandemia. La FLNG ha raggiunto il bacino di Rovuma, al largo del Mozambico, dove sarà allacciata ai pozzi produttivi sottomarini nella seconda metà del 2022 per il first gas. Il progetto genererà introiti significativi per il Paese, e creerà più di 800 nuovi posti di lavoro durante il periodo operativo.

Intendiamo estrarre valore dal nostro portafoglio upstream attraverso la costituzione con partner selezionati di veicoli societari autonomi, aventi valenza strategica in grado di crescere e generare ritorni per gli azionisti. Vår Energi la JV costituita nel 2018 tra Eni e il fondo PE HitecVision, la più grande compagnia indipendente del settore E&P della Norvegia, testimonia la validità e la robustezza del nostro modello. La JV è cresciuta di circa il 30% dal 2018 a oggi, producendo attualmente 245 mila barili equivalenti e distribuendo un flusso stabile di dividendi agli azionisti. Con la quotazione presso la borsa di Oslo nel febbraio 2022 abbiamo monetizzato una parte di tale valore inespresso . Sul modello Vår Energi, stiamo lavorando con BP per combinare i rispettivi portafogli upstream in Angola, creando un top player nel Paese.

Anche il settore Global Gas/LNG portfolio "GGP" ha registrato un anno record con un EBIT di quasi €600 milioni, sullo sfondo di uno scenario molto complesso caratterizzato da un'offerta corta di gas a livello globale che ha innescato aumenti senza precedenti delle quotazioni spot agli hub continentali, ma con dinamiche avverse come evidenzia il rovesciamento degli spread tra il prezzo del gas Italia rispetto ai prezzi europei. In un contesto di estrema volatilità, il settore ha fatto leva sulle flessibilità del portafoglio e le rinegoziazioni contrattuali che hanno sostenuto l'eccellente performance del 2021. L'operazione per la creazione di una JV con un partner strategico come Snam per la gestione delle dorsali di approvvigionamento dall'Algeria si inquadra nella nostra strategia volta a estrarre valore dal portafoglio di asset liberando risorse per la transizione energetica.

R&M ha affrontato uno dei più sfidanti scenari di raffinazione della storia con margini negativi per tutto l'anno a causa del ritardo nella ripresa post-COVID di segmenti chiave quali il jet fuel e del significativo aumento degli oneri per CO2. La buona performance del marketing e le azioni di ottimizzazione dell'assetto impiantistico hanno consentito di assorbire quasi completamente lo scenario negativo. Grazie all'acquisizione dell'operatore italiano FRI-EL siamo entrati nel settore delle bioenergie e prevediamo attraverso la riconversione degli asset acquisiti la produzione di biometano.

La Chimica, con Versalis, ha ottenuto una solida performance con un EBIT di circa €200 milioni, rispetto a una perdita di pari ammontare nel 2020, grazie all'incremento del tasso di utilizzo degli impianti che ha garantito maggiori disponibilità di prodotto in una fase di forte ripresa del ciclo petrolchimico con periodi di tensione sul lato dell'offerta e margini delle commodity molto sostenuti. Abbiamo continuato nella strategia di riposizionamento del mix produttivo per ridurre il peso della petrolchimica oil-linked, aumentando l'esposizione ai segmenti delle specialties e della chimica verde. In tale ambito abbiamo acquisito il controllo di Finproject, che consolida la nostra posizione nel settore delle applicazioni di polimeri formulati a elevate prestazioni e del compounding, meno soggetti alle oscillazioni delle commodity, e abbiamo rilevato la tecnologia e gli impianti di Ecoplastic, società specializzata nella filiera del recupero delle plastiche usate, con l'obiettivo di accelerare la crescita del riciclo meccanico avanzato e di ampliare la gamma di polimeri da riciclo Versalis Revive®. Nel 2022 sarà avviata la ristrutturazione del sito di Porto Marghera, che prevede la riconversione in hub per la produzione di plastiche ottenute totalmente da materia prima da riciclo. Le tecnologie proprietarie svolgeranno un ruolo fondamentale nell'accelerare la riconversione "green" di Versalis riducendo la dipendenza dal feedstock petrolifero; tra queste puntiamo sul riciclo chimico delle plastiche non riutilizzabili (tecnologia HOOP), sulla valorizzazione delle biomasse forestali per la produzione di bioetanolo e biogas (tecnologia PROESA) in collaborazione con partner qualificati come Saipem e BTS Biogas.

Il segmento Retail&Renewable gestito da Plenitude ha conseguito risultati molto solidi con un Ebitda di €0,6 miliardi (+25% vs 2020), una base clienti superiore a 10 milioni di PdF (+4% vs 31.12.2020) e una capacità di generazione rinnovabile installata/in costruzione di oltre 2 GW, ampiamente superiore alle previsioni iniziali per il 2021, grazie a una serie di mirate acquisizioni di impianti eolici/FV in esercizio/costruzione in Spagna, Francia e Italia, sinergici alla presenza commerciale, all'espansione negli USA e per linee interne. Il portafoglio di progetti acquisiti e la partecipazione a tutte e tre le fasi A/B/C del progetto eolico offshore Dogger Bank nel Mare del Nord ci consentono di rivedere al rialzo i nostri target di capacità installata al 2025. L'offerta di Plenitude è stata arricchita con l'ingresso nel segmento dei punti di ricarica per veicoli elettrici rilevando l'operatore BeCharge che svilupperà una rete di circa 30 mila punti di ricarica al 2025. La partnership tra Eni, BeCharge ed Enel X per l'interoperabilità delle rispettive reti di ricarica, renderà ancora più solida la nostra strategia di mobilità sostenibile, dando a tutti i clienti la possibilità di accedere al servizio in modo semplice ed economico, ivi compresi i clienti delle stazioni di rifornimento "eni Live Stations", presso le quali installeremo entro il 2050 circa 1.000 punti di ricarica in modalità veloce/ultraveloce per renderli sempre più dei "mobility point".

Strategia e piano operativo 2022-2025

Nel prossimo quadriennio prevediamo un prezzo del Brent sostenuto dalle dinamiche correnti di mercato, con una domanda in ripresa che dovrebbe recuperare i livelli pre-pandemia entro il 2022 e un'offerta limitata dalle problematiche produttive e dalla disciplina finanziaria delle compagnie petrolifere internazionali. La previsione è di 80 \$/bbl nel 2022, 75 \$ nel 2023 per poi stabilizzarsi a 70 \$/barile. Nel lungo termine, la quotazione del greggio è prevista crescere in linea con l'inflazione fino al 2035, per poi declinare in relazione alla progressione della transizione energetica. Tale scenario è oggetto di continuo monitoraggio alla luce dell'imprevedibile evoluzione della crisi tra Russia e Ucraina.

Per il prossimo quadriennio abbiamo varato una manovra di investimenti da €28 miliardi (in media circa €7 miliardi/anno) che sarà attuata secondo i nostri parametri di disciplina finanziaria e operativa, e cioè nel rispetto di soglie minime di redditività, garantendo la coerenza dei profili emissivi con gli obiettivi di decarbonizzazione di lungo termine e la copertura integrale mediante il flusso di cassa operativo. Il free cash flow organico e i proventi del piano di dismissioni, in particolare le operazioni di collocamento in borsa di Plenitude e di Vår Energi, ci consentiranno di mantenere una solida struttura patrimoniale e di garantire competitivi ritorni ai nostri azionisti.

I nostri processi di capital allocation fanno un ulteriore passo in avanti nella direzione degli obiettivi di Parigi con una quota del 25% della manovra capex, rispetto al 20% del piano precedente, diretta al potenziamento della capacità di generazione rinnovabile, alla crescita dell'economia circolare dei biocarburanti e della chimica verde, allo "scaling up" di nuove soluzioni energetiche e servizi e agli interventi di efficienza energetica e decarbonizzazione degli asset legacy.

Confermiamo il ruolo delle nostre due Direzioni Generali nell'attuare percorsi distinti ma sinergici di esecuzione della strategia Eni di net zero emission al 2050: Natural Resources impegnata a massimizzare il valore e decarbonizzare gli asset O&G; Energy Evolution volta a sviluppare i nuovi business di rinnovabili ed economia circolare, e ad attuare la trasformazione industriale degli asset legacy.

Prevediamo di anticipare il raggiungimento dei target emissivi di Gruppo definendo entro il 2030 la riduzione del 35% delle emissioni Scope 1+2+3, rispetto al 25% del precedente piano strategico, e dell'80% al 2040 (rispetto al 65%).

Il raggiungimento del target Net Zero emission Scope 1 e 2 di Gruppo è stato anticipato di 5 anni al 2035 (rispetto al precedente 2040) prevedendo il target intermedio di riduzione del 40% vs. 2018 al 2025.

Nell'ambito di tali linee guida, Il settore E&P sarà gestito per massimizzare il flusso di cassa operativo nel rispetto della disciplina finanziaria, per generare le risorse necessarie a finanziare la crescita dei business della transizione e a remunerare gli azionisti, sviluppando al contempo progetti di cattura e stoccaggio della CO2 e iniziative in ambito Natural Climate Solutions per accelerare il conseguimento dell'obiettivo net zero per gli ambiti emissivi 1 e 2 del business.

L'esplorazione è un driver strategico del percorso di decarbonizzazione di Eni, nel duplice ruolo di garanzia del rimpiazzo delle riserve prodotte per assicurare gli approvvigionamenti energetici di cui la società ha bisogno durante la transizione e di allineamento del nostro portafoglio di risorse agli obiettivi di mix produttivo e di profili emissivi di medio-lungo termine coerenti con il nostro target di net zero al 2050. Le iniziative saranno molto selettive per rispettare i vincoli di capital discipline con uno spending medio annuo di circa €0,4 miliardi destinati per il 90% a iniziative near field a rapidi ritorni economici, il restante 10% a selezionati temi high risk/high reward con elevata quota di operatorship da monetizzare in caso di successi significativi attraverso il nostro dual exploration model.

Alle attività di sviluppo saranno allocati circa €4 mld/anno. È inoltre previsto l'aumento delle produzioni del 3% l'anno nel piano fino a 1,89 milioni di boe/g al 2025 grazie al contributo degli avvii e dei ramp-up del quadriennio, che insieme all'esplorazione di prossimità assicureranno circa 800 mila boe/d di nuove produzioni, e grazie agli interventi di ottimizzazione per allungare la vita utile dei campi e contrastare il declino naturale. Nel 2022 è previsto il rilevante start-up di Coral South LNG in Mozambico, nel 2023 quello di Baleine in Costa d'Avorio e del progetto LNG in Congo. Continua il piano di decarbonizzazione dell'upstream che raggiungerà entro il 2025 il 65% del target di zero emissioni nette (Scope 1 e 2) calcolate sulle produzioni equity, fissato per il 2030, confermando il target di riduzione dell'intensità emissiva della produzione operata del 43% rispetto al 2014 grazie agli interventi programmati di efficienza energetica, l'azzeramento del gas flaring di routine al 2025 e le ottimizzazioni delle operations. L'altra linea d'azione è l'offset delle emissioni mediante iniziative in ambito Natural Climate Solutions, i cui crediti di carbonio sono certificati da primarie società di audit. In base alle previsioni di contrattualizzazione delle iniziative in corso, stimiamo una progressiva crescita della generazione di crediti emissivi con una disponibilità di circa 11 milioni di tonnellate al 2025.

I progetti di cattura della CO2 vedranno l'avvio nel 2025 del cluster HyNet nella baia di Liverpool in UK, la realizzazione della fase dimostrativa dell'hub di Ravenna nel 2023 e le valutazioni/studi di fattibilità di altri hub di stoccaggio.

In sinergia con la nostra bioraffinazione, svilupperemo su scala industriale l'agribusiness in paesi africani nostri partner per la produzione di raccolti da utilizzare come feedstock per l'HVO nel rispetto dei più elevati standard di sostenibilità. Kenya e Congo sono i paesi in fase di start up con l'avvio dei progetti pilota a inizio 2022 e successive estensioni delle coltivazioni fino a una produzione nel 2025 di oltre 170 mila tonnellate.

GGP, la cui asset base sarà semplificata grazie al parziale disinvestimento dalle società che gestiscono le dorsali di approvvigionamento dall'Algeria, farà leva su un portafoglio derischiato rispetto all'esposizione allo spread TTF vs PSV (mercati nord Europa vs Italia) grazie alle rinegoziazioni del 2021 e alle competenze di trading, generando Ebit stabili e sostenuti e un robusto cash flow. L'altro driver di creazione di valore sarà l'espansione nel mercato GNL che farà leva sulle maggiori disponibilità equity (in Indonesia con il progetto Merakes e in Nigeria con l'avvio di nuova capacità a Bonny) e sulla massimizzazione del tasso di utilizzo dell'impianto equity di Damietta, con l'obiettivo di più di 15 MTPA di volumi di GNL contrattualizzati.

Plenitude, in virtù della propria autonomia finanziaria ed operativa, sarà uno dei driver del percorso di decarbonizzazione del Gruppo, raggiungendo già al 2040 il target net zero per le emissioni associate ai clienti grazie alla fornitura di gas e power provenienti al 100% da fonti rinnovabili, bio o carbon neutral (idrogeno) e ricorrendo all'offset delle emissioni residue con certificati verdi. Il piano prevede entro il 2025 oltre 11 milioni di punti di fornitura rispetto ai 10 milioni correnti, un incremento di 3 volte la capacità installata a oltre 6 GW rispetto al 2022 e l'espansione della rete di punti di ricarica di EV a circa 30.000 unità al 2025. Volano di questo sviluppo sarà l'integrazione tra la produzione di energia elettrica rinnovabile e i clienti retail, in particolare nei paesi di copresenza, che consentirà di massimizzare le sinergie con un'offerta sempre competitiva e progressivamente più "green".

Il settore R&M ha tracciato un piano di forte sviluppo della bioraffinazione, di efficientamento/ottimizzazione degli asset tradizionali e di evoluzione della rete verso il modello di mobilità sostenibile. È previsto che la capacità di bioraffinazione raggiunga 2 milioni di tonnellate al 2025 grazie alla conversione con altri partner di una raffineria tradizionale extra-Europa e il potenziamento di Venezia. Altro driver di valore sarà il piano di conversione degli impianti acquisiti di produzione di energia elettrica da bioenergia in biometano con l'obiettivo di immettere in rete 200 milioni di metri cubi al 2025.

Il progetto di mobilità sostenibile ridisegnerà le nostre stazioni di servizio trasformandole in hub di mobilità, affiancando ai carburanti tradizionali l'offerta per i veicoli a zero emissioni: colonnine di ricarica, carburanti innovativi idrogeno, gnl bio, HVO 100% e servizi di sostituzione delle batterie delle city car elettriche. La stazione di servizio diventerà un centro multiservice in grado di rispondere alle esigenze dei clienti facendo leva sulle partnership con qualificati operatori (e-commerce, food&beverage, parking, rent-a-car, merchandise, carte).

Versalis proseguirà nella strategia di trasformazione per diventare un'azienda chimica leader, differenziata e sostenibile, utilizzando le tecnologie proprietarie quali leve di riconversione e di crescita. La base impiantistica tradizionale sarà ottimizzata e resa più efficiente; l'hub di Porto Marghera sarà riqualificato in un polo di produzione di plastiche da riciclo meccanico grazie anche all'integrazione di Ecoplastic, nonché in un incubatore di nuovi business con la realizzazione dell'impianto IPA a idrogeno. La specializzazione del portafoglio ci consentirà di beneficiare della forte crescita attesa nei segmenti funzionali alla transizione energetica (elastomeri premium per gli EV, gradi di polietilene per il fotovoltaico) e sarà potenziata dal solido posizionamento nel compounding, grazie all'integrazione di Finproject che abbiamo completamente acquisito lo scorso anno.

Le tecnologie Eni svolgeranno un ruolo fondamentale a sostegno del percorso di decarbonizzazione e della crescita dei business contribuendo a creare nuovi mercati aggredibili. Una delle principali linee d'azione sarà quella dello sviluppo della tecnologia della fusione a confinamento magnetico dopo gli ottimi risultati del 2021, con l'obiettivo al 2025 di mettere in esercizio SPARC, il primo impianto al mondo per la fusione che dimostrerà la produzione netta di energia, in grado di aprire la strada alla successiva fase commerciale prevista agli inizi degli anni 30. Le altre linee d'azione riguardano l'economia circolare con l'avvio dell'impianto HOOP per il riciclo chimico delle plastiche altrimenti non riutilizzabili, la conversione della frazione umida dei rifiuti urbani in prodotti energetici (waste-to-fuels/chemicals/hydrogen), l'applicazione della tecnologia proprietaria PROESA per la valorizzazione delle biomasse forestali attraverso la conversione in bioetanolo o biogas e le nuove tecnologie rinnovabili, quali lo sfruttamento del moto ondoso delle maree (ISWEC), la cattura della CO2 tramite biofissazione algale (mineralizzazione) e i potenziali sviluppi nella produzione di energia termoelettrica con cattura intrinseca della CO2. Il piano R&D prevede un impegno di spesa di circa €1 mld nel quadriennio.

Nel complesso, il piano d'azione 2022-2025 proietta un Gruppo con fondamentali robusti e una redditività in crescita, grazie alla strategia di trasformazione adottata in risposta al downturn che, da un lato, ha aumentato la resilienza dei business tradizionali e la loro capacità di generare cassa, e, dall'altro, ha posto le basi per una fase di forte sviluppo dei business della transizione che fa perno sull'integrazione di tecnologie, su nuovi modelli di business e sulla stretta collaborazione con i nostri stakeholders.

La platea dei nostri stakeholder beneficerà dell'azione industriale sempre più sostenibile di Eni grazie alla progressiva riduzione delle emissioni, all'attenzione al local content, al rispetto dei diritti umani nella catena di fornitura, alla qualità dei nostri prodotti/servizi e ai continui programmi di sviluppo delle nostre persone fondati sulla valorizzazione del contributo di ciascuno e sulla motivazione.

I risultati attesi nel prossimo quadriennio renderanno ancora più solida la nostra strategia di carbon neutrality al 2050 grazie alla crescente visibilità dei target intermedi e delle tappe di avvicinamento. La disciplina finanziaria e la selettività nello spending, il controllo dei costi e le iniziative di espansione dei margini ci consentiranno di contenere ulteriormente la cash neutrality e di produrre importanti avanzi di cassa operativa alle nostre conservative assunzioni di scenario Brent, che saranno utilizzati per accelerare la crescita dei business green, mantenere solidi indici patrimoniali e garantire competitivi ritorni agli azionisti.

In considerazione della portata e della complessità degli eventi relativi alla crisi tra Russia e Ucraina, nell'immediato il tema della sicurezza energetica e della stabilità degli approvvigionamenti rappresenta un fattore cruciale nella definizione delle strategie e dei piani operativi nel prossimo futuro.

A conclusione di un biennio caratterizzato, prima, da una crisi globale, poi, da una forte ripresa macroeconomica, in un contesto sempre sfidante e incerto, Eni emerge più forte e resistente, in grado di giocare un ruolo di leader nel processo di transizione dell'economia, e di tutto questo rendiamo merito alle donne e agli uomini di Eni che, mai come in questo periodo, hanno dimostrato spirito di gruppo, flessibilità, tenacia e capacità di interpretare al meglio la nostra missione. A tutti loro va il nostro più sentito ringraziamento.

Roma, 17 marzo 2022

Per il Consiglio di Amministrazione

Lucia Calvosa La Presidente

Claudio Descalzi L'Amministratore Delegato

15

"Nel corso del 2021 abbiamo raggiunto risultati eccellenti e accelerato la nostra strategia di trasformazione che fa leva sull'integrazione di tecnologie, nuovi modelli di business e stretta collaborazione con i nostri stakeholders. La rigorosa disciplina finanziaria e la riduzione dei costi messe in campo in seguito alla crisi pandemica ci hanno consentito di cogliere al meglio la forte ripresa economica del 2021. L'Upstream continua da un lato a fornirci le risorse per alimentare la nostra strategia di decarbonizzazione, mentre i business legati alla transizione, come quelli raccolti nella nuova società Plenitude, offrono dall'altro lato il loro importante contributo. In questo modo abbiamo consolidato un EBIT di €9,7 mld e un utile netto adjusted di €4,3 mld. La forte generazione di cassa, che ha beneficiato anche della selettività nelle scelte di spesa, ha reso disponibili €7,6 mld di free cash flow organico, in grado di accelerare la crescita dei business green e di coprire dividendi e buyback già ritornati a livelli pre-pandemia, e ridurre il rapporto d'indebitamento al 20%, rispetto al 31% dello scorso anno. Continua inoltre la trasformazione del portafoglio per estrarre valore dai nostri business, ottimizzare il costo del capitale e massimizzare la crescita […]"

Claudio Descalzi CEO Eni

Eni in sintesi

Nel 2021 Eni ha conseguito una delle migliori performance economico-finanziarie dell'ultimo decennio e accelerato l'implementazione della strategia di trasformazione verso un'offerta di prodotti e servizi decarbonizzati. Superata l'emergenza, la ripartenza macroeconomica del 2021, progressivamente allargatasi dall'Asia ai Paesi occidentali, ha trainato la domanda oil&gas globale che dopo il declino del picco pandemico è rimbalzata in modo sincrono in tutte le geografie, creando tensioni dal lato di un'offerta poco reattiva a causa dei tagli degli investimenti nel settore upstream, riproponendo in tutta la sua criticità il tema della sicurezza energetica.

Eccellenti risultati: Grazie alla selettività nello spending, alla riduzione dei costi e alle ottimizzazioni del portafoglio, Eni è stata in grado di cogliere il rafforzamento dello scenario, riportando un eccellente set di risultati operativi e finanziari con un utile operativo adjusted di €9,7 mld (con un incremento di €7,8 mld vs. 2020, +400%). Il flusso di cassa da attività operativa di €12,7 mld ha finanziato capex netti di €5,8 mld. Il free cash flow organico di €7,6 mld ha consentito di coprire il pagamento dei dividendi e il buy-back (in totale €2,8 mld) e la manovra di portafoglio a sostegno dei business della transizione (€2,1 mld). La struttura patrimoniale si conferma solida e robusta raggiungendo livelli pre-crisi con una riduzione del debito netto a €9 mld e il rapporto di leva a 0,20 vs. 0,31 a fine 2020.

Valorizzazione del portafoglio: Eni ha implementato iniziative volte ad estrarre valore dalla ristrutturazione del portafoglio creando veicoli indipendenti e focalizzati in grado di attrarre capitali, creare valore e accelerare la crescita. Nell'ambito di tale strategia, è stato avviato l'iter di quotazione di Plenitude, la controllata Eni che integra le attività retail Gas & Power, rinnovabili e mobilità elettrica con l'obiettivo di decarbonizzare il portafoglio clienti Eni. Lo scorso 16 febbraio è stata collocata presso il mercato norvegese una quota di circa l'11,2% di Vår Energi, nell'ambito della più grande IPO del settore O&G europeo da oltre una decade, consentendo ad Eni di valorizzare gli investimenti fatti fin ora e garantendo che la società possa crescere anche grazie a nuovi possibili capitali. L'11 marzo 2022, in Angola è stato firmato l'accordo per la costituzione con BP di Azule Energy, una nuova business combination a controllo congiunto che permetterà di accelerare lo sviluppo degli asset nel Paese.

Trasformazione di business: nel 2021 è stato accelerato il processo di trasformazione del nostro modello di business. Il target "net zero scope 1+2+3 al 2050" consentirà ai clienti Eni di orientarsi verso un'offerta di prodotti decarbonizzati. Installato un livello di capacità di Gruppo da fonti rinnovabili pari a circa 1,2 GW, più che triplicata nel 2021, superando il target di oltre 2 GW di capacità installata inclusi gli asset in costruzione. Nella bioraffinazione e nella produzione dei relativi bio-feestock diversificati sono stati fatti importanti passi in avanti, riducendo l'incidenza dell'olio di palma nella produzione di bio-diesel. In Africa in collaborazione con i governi di Kenya, Angola, Congo, Benin, Costa d'Avorio, Mozambico e Ruanda fatti passi avanti nei progetti di biofuel attraverso la creazione di filiere integrate di agro-biofeedstock non in competizione con la catena alimentare per approvvigionare le bio-raffinerie Eni e decarbonizzare il mix energetico locale. Le competenze maturate negli anni hanno consentito ad Eni di raggiungere solidi risultati e di attuare la trasformazione, perseverando al contempo nell'assicurare performance eccellenti in materia di HSE, di salute e sicurezza delle persone e di asset integrity.

Prezzo medio del greggio Brent dated PSV

10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00

600 400

0

Utile operativo reported (€mld) 200

0,00

2019

2021

2019

2020

2021

0,00

2012

2019

2020

2018

2021

2019

2020

2021

Utile operativo reported (€mld)

Remunerazione degli azionisti (€mld)

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5

-5,0 0,0 5,0 10,0 15,0

3

2

1

Remunerazione degli azionisti (€mld) 2020

TTF

Free cash flow organico (€mld)

393

0,20 leverage

-2% vs. 2020 Net Carbon Intensity dei prodotti energetici venduti

0,34 TRIR (infortuni registrabili/ore lavorate)

11mln ton CO2 eq. Net Carbon Footprint upstream

800 1000 1200 Sviluppo delle rinnovabili

-2,0 0,0 2,0 4,0 6,0 8,0

Sviluppo delle rinnovabili

1.000

1.500

1.166 GWh produzione energia da fonti rinnovabili 2019 2020 2021 351

1.166

1.188

Produzioni energia da fonti rinnovabili di Gruppo (GWh)

Capacità installata di fonti rinnovabili di Gruppo (MW)

2 GW capacità installata inclusi gli asset in costruzione

585mila ton produzione di biocarburanti

18

PRINCIPALI DATI ECONOMICI E FINANZIARI		2021	2020	2019
Ricavi della gestione caratteristica	(€ milioni)	76.575	43.987	69.881
Utile (perdita) operativo		12.341	(3.275)	6.432
Utile (perdita) operativo adjusted(a)		9.664	1.898	8.597
Exploration & Production		9.293	1.547	8.640
Global Gas & LNG Portfolio		580	326	193
Refining & Marketing e Chimica		152	6	21
Plenitude & Power		476	465	370
Utile (perdita) netto adjusted(a)(b)		4.330	(758)	2.876
Utile (perdita) netto(b)		5.821	(8.635)	148
Flusso di cassa netto da attività operativa		12.861	4.822	12.392
Investimenti tecnici(c)		5.313	4.644	8.376
di cui: ricerca esplorativa		391	283	586
sviluppo riserve di idrocarburi		3.443	3.077	5.931
Dividendi per esercizio di competenza(d)		3.022	1.286	3.078
Dividendi pagati nell'esercizio		2.358	1.965	3.018
Totale attività a fine periodo		137.765	109.648	123.440
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi		44.519	37.493	47.900
Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16		8.987	11.568	11.477
Indebitamento finanziario netto post IFRS 16		14.324	16.586	17.125
Capitale investito netto		58.843	54.079	65.025
di cui: Exploration & Production		48.014	45.252	53.358	(a) Misure di risultato Non-GAAP.
Global Gas & LNG Portfolio		(823)	796	1.327	(b) Di competenza azionisti Eni.
Refining & Marketing e Chimica		9.815	8.786	10.215	(c) Include operazioni di reverse factoring nel 2021.
Plenitude & Power		5.474	2.284	1.787	(d) L'importo 2021 (relativamente
Prezzo delle azioni a fine periodo	(€)	12,2	8,6	13,9	al saldo del dividendo) è stimato.
Numero medio ponderato di azioni in circolazione	(milioni)	3.566,0	3.572,5	3.592,2	(e) Prodotto del numero delle azioni
Capitalizzazione di borsa(e)	(€ miliardi)	44	31	50	in circolazione per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo.

PRINCIPALI INDICATORI REDDITUALI E FINANZIARI ^{2021 2020 2019} Utile (perdita) netto - per azione(a) (€) 1,60 (2,42) 0,04 - per ADR(a)(b) (\$) 3,78 (5,53) 0,09 Utile (perdita) netto adjusted - per azione(a) (€) 1,19 (0,21) 0,80 - per ADR(a)(b) (\$) 2,81 (0,48) 1,79 Cash flow - per azione(a) (€) 3,61 1,35 3,45 - per ADR(a)(b) (\$) 8,54 3,08 7,72 Return on average capital employed (ROACE) adjusted (%) 8,4 (0,6) 5,3 Leverage ante IFRS 16 20 31 24 Leverage post IFRS 16 32 44 36 Gearing 24 31 26 Coverage 15,7 (3,1) 7,3 Current ratio 1,3 1,4 1,2 Debt coverage 89,8 29,1 72,4 Net Debt/EBITDA adjusted 83,7 174,1 100,7 Dividendo di competenza (€ per azione) 0,86 0,36 0,86 Total Shareholders Return (TSR) (%) 52,4 (34,1) 6,7 Dividend yield(c) 7,1 4,2 6,3

DIPENDENTI ²⁰²¹ 2020 2019 Exploration & Production (numero) 9.409 9.815 10.272 Global Gas & LNG Portfolio 847 700 711 Refining & Marketing e Chimica 13.072 11.471 11.626 Plenitude & Power 2.464 2.092 2.056 Corporate e altre attività 6.897 7.417 7.388 Gruppo 32.689 31.495 32.053

(a) Interamente diluito. Calcolato come rapporto tra l'utile netto/ cash flow e il numero medio di azioni in circolazione nell'esercizio. L'ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla Reuters (WMR). (b) Un ADR rappresenta due azioni. (c) Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre.

Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda

di idrocarburi operata (upstream)

Spesa in R&S	(€ milioni)	177	157	194
Domande di primo deposito brevettuale	(numero)	30	25	34
SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE(a)		2021	2020	2019
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,34	0,36	0,34
dipendenti		0,40	0,37	0,21
contrattisti		0,32	0,35	0,39
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)	(milioni di tonnellate di CO2 eq.)	40,1	37,8	41,2
Emissioni indirette di GHG (Scope 2)		0,81	0,73	0,69
Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti(b)		176	185	204
Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)(c)		456	439	501
Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3)(c)	(grammi di CO2 eq./MJ)	67	68	68
Net carbon footprint upstream (Scope 1+2)(c)	(milioni di tonnellate di CO2 eq.)	11,0	11,4	14,8

INNOVAZIONE ^{2021 2020 2019}

Net carbon footprint Eni (Scope 1+2)(c) 33,6 33,0 37,6

Indice di efficienza operativa Gruppo 32,0 31,6 31,4

Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine (miliardi di Sm³) 1,2 1,0 1,2 Volumi totali oil spill (>1 barile) (barili) 4.406 6.824 7.265 di cui: da atti di sabotaggio 3.051 5.866 6.232 operativi 1.355 958 1.033 Prelievi idrici di acqua dolce (milioni di metri cubi) 125 113 128 Acqua di produzione reiniettata (%) 58 53 58

Emissioni fuggitive di metano (upstream) (migliaia di tonnellate di CH4

(tonnellate di CO²

eq./migliaia

di boe) 20,2 20,0 19,6

) 9,2 11,2 21,9

(a) Ove non diversamente indicato, i KPI fanno riferimento a dati 100% degli asset operati. (b) Categoria 11 del GHG Protocol – Corporate Value Chain (Scope 3) Standard. Stimate sulla base della produzione upstream in quota Eni in linea con le metodologie IPIECA. (c) KPI calcolati su base equity.

DATI OPERATIVI		2021	2020	2019
EXPLORATION & PRODUCTION
Produzione di idrocarburi	(migliaia di boe/giorno)	1.682	1.733	1.871
Riserve certe di idrocarburi	(milioni di boe)	6.628	6.905	7.268
Vita utile residua delle riserve certe	(anni)	10,8	10,9	10,6
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve	(%)	55	43	92
Profit per boe(a)(c)	(\$/boe)	4,8	3,8	7,7
Opex per boe(b)		7,5	6,5	6,4
Finding & Development cost per boe(c)		20,4	17,6	15,5
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
Vendite gas naturale	(miliardi di metri cubi)	70,45	64,99	72,85
di cui: in Italia		36,88	37,30	37,98
internazionali		33,57	27,69	34,87
Vendite GNL		10,9	9,5	10,1
REFINING & MARKETING E CHIMICA
Capacità di bioraffinazione	(milioni di tonnellate/anno)	1,1	1,1	1,1
Produzioni vendute di biocarburanti certificati	(migliaia di tonnellate)	585	622	256
Tasso di utilizzo medio bioraffinerie	(%)	65	63	44
Quota di mercato rete in Italia		22,3	23,2	23,6
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa	(milioni di tonnellate)	7,23	6,61	8,25
Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo	(numero)	5.314	5.369	5.411
Erogato medio per stazione di servizio rete Europa	(migliaia di litri)	1.521	1.390	1.766
Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale	(%)	76	69	88
Produzioni di prodotti petrolchimici	(migliaia di tonnellate)	8.476	8.073	8.068
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici	(%)	66	65	67
PLENITUDE & POWER
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo	(megawatt)	1.137	335	174
Produzione di energia da fonti rinnovabili	(gigawattora)	986	340	61
Vendite gas retail e business	(miliardi di metri cubi)	7,85	7,68	8,62
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali	(terawattora)	16,49	12,49	10,92
Produzione termoelettrica		22,36	20,95	21,66
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi		28,54	25,33	28,28

(a) Relativo alle società consolidate. (b) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto. (c) Media triennale.

Sottoscrizione del nuovo accordo per lo smart working in Italia con nuove misure di Welfare aziendale. Accordo per l'integrazione nel GFA - della Convenzione ILO n.°190 e della Raccomandazione ILO

Sottoscritto con le Organizzazioni Sindacali il contratto di espansione per favorire il ricambio genera-

Partecipazione del Top Management alle conferenze tematiche organizzate delle banche.

Consultazioni con le comunità nei Paesi in cui sono stati condotti Human Rights Impact

Due Diligence sui diritti umani: applicazione del modello risk-based sul rispetto dei diritti umani

Programma "Basket Bond - Energia Sostenibile", strumento di finanza innovativa rivolto ai fornitori qualificati Eni e alla filiera dell'energia, ideato per consentire alle aziende impegnate nella transizione energetica l'attuazione di progetti ed investimenti finalizzati allo sviluppo sostenibile.

Incontri territoriali con le AdC regionali del Consiglio Nazionale dei Consumatori e degli Utenti.

Rappresentazione del posizionamento Eni su transizione energetica e decarbonizzazione nei

Ingaggio e dialogo istituzionale nel contesto di partnership e membership con think tank e organismi associativi nazionali, europei e internazionali e con organismi internazionali e/o promossi

Costituzione con CNR di 4 centri di ricerca nel Mezzogiorno per uno sviluppo ambientale ed eco-

Con il PoliMI: attivate collaborazioni per lo sviluppo di modelli di valutazione di impatto (Local Content e SDG) e per nuove edizioni del Master Energy Innovation; aderito alla Piattaforma di Ricerca Congiunta sull'Idrogeno "Hydrogen-JRP"; costituito un Centro Congiunto per "l'Accelerazione della Transizione Energetica nell'ambito delle Tecnologie per l'Ambiente e l'Energia".

Incontri con Associazioni Imprenditoriali Territoriali inerenti il sistema Eni della Supply Chain So-

Presidenza dell'Action Council "Sustainability & Global Emergencies" nell'ambito del B20 Italy

Sottoscrizione di: a) un accordo di collaborazione avente a oggetto il Concorso Best Performer dell'Economia Circolare di Confindustria; b) "Manifesto Lavoro ed Energia per una transizione

Accordi con istituzioni italiane ed europee, banche di sviluppo, settore privato, enti e agenzie di cooperazione, faith based organizations e organizzazioni della società civile: Cassa Depositi e Prestiti - CDP, Standard Bank, Agenzia Italiana per la Cooperazione allo Sviluppo - AICS, USAID, Ajuda de Desenvolvimento de Povo para Povo - ADPP, AVSI, CUAMM, VIS, Fondazione E4Impact, Banco Alimentare, Istituto

Sponsorizzazione iniziative AdC sui temi di sostenibilità ed economia circolare.

da istituzioni europee sulla transizione energetica e tematiche geopolitiche.

principali consessi multilaterali internazionali (es. G20, B20, COP26).

stenibile e le tematiche energetiche di evidenza aziendale.

sostenibile" tra Confindustria Energia e Organizzazioni Sindacali.

n.°206 sull'eliminazione della violenza e delle molestie nel mondo del lavoro.

zionale e iniziative per l'aggiornamento delle competenze.

Partecipazione alle conferenze tematiche in ambito ESG.

Gestione di richieste e grievance espressi dalle comunità locali.

Conference call sui risultati trimestrali.

lungo il processo di procurement.

nomico sostenibile in Italia e nel mondo.

2021 organizzato da Confindustria.

Don Bosco di Maputo.

Assessment.

Attività di stakeholder engagement

Operando in 69 Paesi con contesti socio-economici differenti la comprensione delle aspettative degli stakeholder e la condivisione con questi delle scelte sono per Eni elementi fondamentali per la creazione di valore di lungo periodo, costruendo rapporti improntati alla reciproca fiducia, trasparenza e integrità. La comprensione dei contesti locali e la gestione delle aspettative degli stakeholder sui temi di sostenibilità sono supportate dal 2018 dall'utilizzo dell'applicativo aziendale "Stakeholder Management System" (SMS) che "mappa" gli stakeholder secondo la loro rilevanza e il loro interesse verso le attività dell'azienda, nei Paesi e nei territori di presenza. Inoltre, SMS traccia i rapporti con gli stakeholder incluse richieste, grievance (lamentele) e azioni di risposta intraprese e supporta la tracciabilità prevista dagli strumenti normativi anti-corruzione interni in materia di rapporti con soggetti rilevanti. In tal modo, il sistema consente di comprendere i principali temi rilevanti per gli stakeholder e i potenziali impatti sui Diritti Umani, identificando anche l'eventuale presenza di gruppi vulnerabili e di aree censite dall'UNESCO come siti di particolare interesse culturale e/o naturalistico (World Heritage Sites, WHS).Il sistema è in uso in relazione ad attività e nuovi progetti di tutte le linee di business Eni e consente il monitoraggio della relazione con circa 4.800 stakeholder (+20% rispetto al 2020).

CATEGORIE DI STAKEHOLDER	PRINCIPALI ATTIVITÀ DI STAKEHOLDER ENGAGEMENT NELL'ANNO
PERSONE DI ENI E SINDACATI NAZIONALI E INTERNAZIONALI	 Percorsi professionali e formativi sulle competenze emergenti legate alle strategie di business e amplia mento della mappatura delle competenze.  Iniziative formative a supporto dell'inclusione e del riconoscimento del valore di ogni tipo di diversità e iniziative internazionali a supporto del team building e dell'innovazione.
COMUNITÀ FINANZIARIA	 Capital Markets Day (piano strategico 2021-24 e di lungo termine al 2050) e Road-Show virtuale nelle principali piazze finanziarie e Capital Markets Day per presentazione Plenitude.  Road-Shows con investitori e proxy advisors sulla remunerazione degli executives 2021.
COMUNITÀ LOCALI E COMMUNITY BASED ORGANIZATION	 Mappatura di oltre 770 comunità locali (incluse quelle indigene) nei Paesi di presenza e definizione delle iniziative di engagement locale.  Consultazioni delle autorità e comunità locali per le nuove attività esplorative e/o per lo sviluppo di nuovi progetti, nonché per la pianificazione e gestione di progetti di sviluppo locale.
CONTRATTISTI, FORNITORI E PARTNER COMMERCIALI	 Coinvolgimento dei fornitori nel percorso di transizione energetica tramite 15 workshop tematici e par tecipazione a conferenze ed eventi.  Sviluppo e lancio di Open-es, la piattaforma aperta a tutti per lo sviluppo sostenibile delle imprese median te iniziative formative e di engagement (misurazione della CO2 e redazione del bilancio di sostenibilità).
CLIENTI E CONSUMATORI	 Incontri e workshop con Presidenti, Segretari Generali e Responsabili Energia delle Associazione dei Con sumatori (AdC) nazionali e locali su temi quali sostenibilità, economia circolare, bonifiche, risanamento ambientale, transizione energetica, risparmio energetico, servizio clienti e nuove iniziative commerciali.
ISTITUZIONI NAZIONALI, EUROPEE ED INTERNAZIONALI	 Incontri e tavoli di lavoro con rappresentanti politici e istituzionali e organizzazioni locali, nazionali, eu ropee e internazionali sui temi energia, clima, transizione energetica, ambiente, sviluppo sostenibile, ricerca e innovazione, digitalizzazione ed economia circolare.  Partecipazione a confronti su tematiche energetiche e ambientali promossi dal Governo e dal Parlamen to italiano, dalle istituzioni europee, dagli organismi internazionali e dalle istituzioni nazionali estere.
UNIVERSITÀ E CENTRI DI RICERCA	 Incontri con università, centri ed enti pubblici di Ricerca, consorzi e società terze con cui Eni collabora per lo sviluppo di tecnologie innovative.  Accordi e collaborazioni con Politecnico di Milano e Torino, Università di Bologna, Napoli (Federico II), Pavia, Padova, Milano Bicocca, MIT, CNR, INSTM, ENEA, RSE e INGV(a).  Collaborazioni con a) Università della Basilicata per supporto al Master Geoscience for Energy Transi tions b) Università Enna Kore per contributi didattici aziendali per corsi accademici.
ORGANIZZAZIONI VOLONTARIE DI ADVOCACY E DI CATEGORIA ASSOCIAZIONI CONFINDUSTRIALI	 Adesione e partecipazione a OGCI, IPIECA, WBCSD, UN GLOBAL COMPACT, EITI(b); collaborazione con IHRB(c) e altre istituzioni internazionali sui diritti umani.  Convegni, dibattiti, eventi e iniziative di formazione su temi di sostenibilità (energia, economia circolare, bonifiche, responsabilità sociale); realizzazione di linee guida e condivisione di best practice.  Incontri con organismi associativi e partecipazione a tavoli di lavoro su tematiche strategiche, monitorando eventuali evoluzioni legislative.
ORGANIZZAZIONI PER LA COOPERAZIONE E LO SVILUPPO	 Consolidamento, attraverso accordi di collaborazione/partenariato, delle attività di sviluppo condotte in sieme ad organizzazioni internazionali. Sviluppati accordi con United Nations Development Programme - UNDP, United Nations Industrial Development Organization – UNIDO, World Bank.
	(a) Massachusetts Institute of Technology; Consiglio Nazionale delle Ricerche; Consorzio Interuniversitario Nazionale per la Scien za e Tecnologia dei Materiali; Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l'energia e lo sviluppo economico sostenibile; Ricerca sul Sistema Energetico; Istituto nazionale di geofisica e vulcanologia.

PERSONE DI ENI E SINDACATI NAZIONALI E INTERNAZIONALI

COMUNITÀ FINANZIARIA

COMUNITÀ LOCALI E COMMUNITY BASED ORGANIZATION

CONTRATTISTI, FORNITORI E PARTNER COMMERCIALI

CLIENTI E CONSUMATORI

ISTITUZIONI NAZIONALI,

ED INTERNAZIONALI

UNIVERSITÀ E CENTRI

ORGANIZZAZIONI VOLONTARIE DI ADVOCACY E DI CATEGORIA ASSOCIAZIONI CONFINDUSTRIALI

ORGANIZZAZIONI PER LA COOPERAZIONE E LO SVILUPPO

EUROPEE

DI RICERCA

Percorsi professionali e formativi sulle competenze emergenti legate alle strategie di business e amplia-

Iniziative formative a supporto dell'inclusione e del riconoscimento del valore di ogni tipo di diversità e

Capital Markets Day (piano strategico 2021-24 e di lungo termine al 2050) e Road-Show virtuale

Mappatura di oltre 770 comunità locali (incluse quelle indigene) nei Paesi di presenza e definizione delle

Consultazioni delle autorità e comunità locali per le nuove attività esplorative e/o per lo sviluppo di nuovi

Coinvolgimento dei fornitori nel percorso di transizione energetica tramite 15 workshop tematici e par-

Sviluppo e lancio di Open-es, la piattaforma aperta a tutti per lo sviluppo sostenibile delle imprese median-

Incontri e workshop con Presidenti, Segretari Generali e Responsabili Energia delle Associazione dei Consumatori (AdC) nazionali e locali su temi quali sostenibilità, economia circolare, bonifiche, risanamento ambientale, transizione energetica, risparmio energetico, servizio clienti e nuove iniziative commerciali.

Incontri e tavoli di lavoro con rappresentanti politici e istituzionali e organizzazioni locali, nazionali, europee e internazionali sui temi energia, clima, transizione energetica, ambiente, sviluppo sostenibile,

Partecipazione a confronti su tematiche energetiche e ambientali promossi dal Governo e dal Parlamento italiano, dalle istituzioni europee, dagli organismi internazionali e dalle istituzioni nazionali estere.

Incontri con università, centri ed enti pubblici di Ricerca, consorzi e società terze con cui Eni collabora

Accordi e collaborazioni con Politecnico di Milano e Torino, Università di Bologna, Napoli (Federico II),

Collaborazioni con a) Università della Basilicata per supporto al Master Geoscience for Energy Transi-

Adesione e partecipazione a OGCI, IPIECA, WBCSD, UN GLOBAL COMPACT, EITI(b); collaborazione con

Convegni, dibattiti, eventi e iniziative di formazione su temi di sostenibilità (energia, economia circolare, bonifiche, responsabilità sociale); realizzazione di linee guida e condivisione di best practice. Incontri con organismi associativi e partecipazione a tavoli di lavoro su tematiche strategiche,

Consolidamento, attraverso accordi di collaborazione/partenariato, delle attività di sviluppo condotte insieme ad organizzazioni internazionali. Sviluppati accordi con United Nations Development Programme

e redazione del bilancio di sostenibilità).

nelle principali piazze finanziarie e Capital Markets Day per presentazione Plenitude. Road-Shows con investitori e proxy advisors sulla remunerazione degli executives 2021.

mento della mappatura delle competenze.

iniziative di engagement locale.

tecipazione a conferenze ed eventi.

per lo sviluppo di tecnologie innovative.

iniziative internazionali a supporto del team building e dell'innovazione.

progetti, nonché per la pianificazione e gestione di progetti di sviluppo locale.

te iniziative formative e di engagement (misurazione della CO2

ricerca e innovazione, digitalizzazione ed economia circolare.

IHRB(c) e altre istituzioni internazionali sui diritti umani.

monitorando eventuali evoluzioni legislative.

Pavia, Padova, Milano Bicocca, MIT, CNR, INSTM, ENEA, RSE e INGV(a).

tions b) Università Enna Kore per contributi didattici aziendali per corsi accademici.

• UNDP, United Nations Industrial Development Organization – UNIDO, World Bank.

Salute e sicurezza sul luogo di lavoro Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale Contrasto al cambiamento climatico/riduzione delle emissioni GHG Riduzione degli impatti ambientali Sviluppo locale Tutela dei diritti umani Biodiversità Persone e Sviluppo del capitale umano
Innovazione Digitalizzazione e Cyber Security Relazione con i clienti e consumatori Gestione responsabile della catena di fornitura Diversità, inclusione e work-life balance Local Content Accesso all'energia Economia circolare
				TEMI PRINCIPALI AFFRONTATI
 Sottoscrizione del nuovo accordo per lo smart working in Italia con nuove misure di Welfare aziendale.  Accordo per l'integrazione nel GFA - della Convenzione ILO n.°190 e della Raccomandazione ILO n.°206 sull'eliminazione della violenza e delle molestie nel mondo del lavoro.  Sottoscritto con le Organizzazioni Sindacali il contratto di espansione per favorire il ricambio genera zionale e iniziative per l'aggiornamento delle competenze.
 Conference call sui risultati trimestrali.  Partecipazione del Top Management alle conferenze tematiche organizzate delle banche.  Partecipazione alle conferenze tematiche in ambito ESG.
 Gestione di richieste e grievance espressi dalle comunità locali.  Consultazioni con le comunità nei Paesi in cui sono stati condotti Human Rights Impact Assessment.
 Due Diligence sui diritti umani: applicazione del modello risk-based sul rispetto dei diritti umani lungo il processo di procurement.  Programma "Basket Bond - Energia Sostenibile", strumento di finanza innovativa rivolto ai for nitori qualificati Eni e alla filiera dell'energia, ideato per consentire alle aziende impegnate nella transizione energetica l'attuazione di progetti ed investimenti finalizzati allo sviluppo sostenibile.
 Sponsorizzazione iniziative AdC sui temi di sostenibilità ed economia circolare.  Incontri territoriali con le AdC regionali del Consiglio Nazionale dei Consumatori e degli Utenti.
 Rappresentazione del posizionamento Eni su transizione energetica e decarbonizzazione nei principali consessi multilaterali internazionali (es. G20, B20, COP26).  Ingaggio e dialogo istituzionale nel contesto di partnership e membership con think tank e orga nismi associativi nazionali, europei e internazionali e con organismi internazionali e/o promossi da istituzioni europee sulla transizione energetica e tematiche geopolitiche.
 Costituzione con CNR di 4 centri di ricerca nel Mezzogiorno per uno sviluppo ambientale ed eco nomico sostenibile in Italia e nel mondo.  Con il PoliMI: attivate collaborazioni per lo sviluppo di modelli di valutazione di impatto (Local Content e SDG) e per nuove edizioni del Master Energy Innovation; aderito alla Piattaforma di Ricerca Congiunta sull'Idrogeno "Hydrogen-JRP"; costituito un Centro Congiunto per "l'Accelera zione della Transizione Energetica nell'ambito delle Tecnologie per l'Ambiente e l'Energia".
 Incontri con Associazioni Imprenditoriali Territoriali inerenti il sistema Eni della Supply Chain So stenibile e le tematiche energetiche di evidenza aziendale.  Presidenza dell'Action Council "Sustainability & Global Emergencies" nell'ambito del B20 Italy 2021 organizzato da Confindustria.  Sottoscrizione di: a) un accordo di collaborazione avente a oggetto il Concorso Best Performer dell'Economia Circolare di Confindustria; b) "Manifesto Lavoro ed Energia per una transizione sostenibile" tra Confindustria Energia e Organizzazioni Sindacali.
 Accordi con istituzioni italiane ed europee, banche di sviluppo, settore privato, enti e agenzie di coope razione, faith based organizations e organizzazioni della società civile: Cassa Depositi e Prestiti - CDP, Standard Bank, Agenzia Italiana per la Cooperazione allo Sviluppo - AICS, USAID, Ajuda de Desenvolvi mento de Povo para Povo - ADPP, AVSI, CUAMM, VIS, Fondazione E4Impact, Banco Alimentare, Istituto Don Bosco di Maputo.

(b) Oil and Gas Climate Initiative; International Petroleum Industry Environmental Conservation Association; World Business Council for Sustainable Development; Comitato Interministeriale dei Diritti Umani; Extractive Industries Trasparency Initiative. (c) Institute for Human Rights and Business.

Strategia

La guerra in Ucraina ci sta costringendo a vedere il mondo in modo diverso da come lo conoscevamo. Si tratta di una tragedia umanitaria, che ha generato nuove minacce alla sicurezza energetica e alla quale dobbiamo fare fronte senza abbandonare le nostre ambizioni per una transizione energetica equa. La nostra strategia ci ha consentito di essere pronti ad affrontare questa sfida. La nostra risposta immediata alla crisi attuale è stata quella di ricorrere alle nostre alleanze consolidate con i Paesi produttori per reperire fonti sostitutive di energia da destinare alle necessità europee. Siamo in grado di rendere disponibili sul mercato oltre 14 TCF (trillion cubic feet) di risorse addizionali di gas nel breve e medio termine. Queste azioni affiancano il nostro impegno nello sviluppo di nuovi prodotti e servizi decarbonizzati, che ci consentono di garantire la sicurezza energetica e la riduzione delle emissioni, proponendo ai nostri clienti un'ampia offerta di prodotti e servizi energetici decarbonizzati. Il risultato di questo approccio strategico supporta la decisione di accelerare il nostro percorso verso le zero emissioni nette, con un taglio del 35% delle emissioni Scope 1, 2 e 3 entro il 2030, e dell'80% entro il 2040 rispetto al 2018. […]

Claudio Descalzi CEO Eni

Accelerazione nella riduzione delle emissioni

• Zero Emissioni Nette al 2050, cui si aggiungono i nuovi obiettivi di riduzione emissioni assolute nette (Scope 1, 2 e 3) rispetto al 2018: -35% al 2030 –– -80% entro il 2040
• Net carbon Footprint al 2035 (Scope 1 e 2): 40% al 2025 –– Net zero entro il 2035
• Emissioni Scope 1 e 2 Upstream: -65% al 2025 (vs. 2018) –– Net zero emission entro il 2030

Nuove Energy Solution

• Plenitude: elettricità green a 15 mln di clienti con oltre 15 GW di capacità rinnovabile entro il 2030
• Bioraffinazione: capacità in aumento fino a 6 mln di tonn/anno nei prossimi 10 anni
• Idrogeno: prevista una contribuzione al piano per circa 4 mln di tonn/anno entro il 2050
• Fusione magnetica: previsto il primo impianto commerciale nei prossimi 10 anni
• Prevista in crescita la quota di investimenti dedicati alle nuove soluzioni energetiche: ad almeno il 30% entro il 2025, al 60% entro il 2030 e fino all'80% al 2040

Disciplina finanziaria

• CAPEX medio annuo: circa €7 mld; capex 2022 circa €7,7 mld
• IRR progetti upstream in esecuzione: 21% allo scenario Eni
• IRR nuovi progetti rinnovabili: +200 punti base vs WACC di Plenitude
• Flusso di cassa operativo: €55 mld nel quadriennio allo scenario Eni
• Strumenti di finanza sostenibile: oltre €13 mld nel 2025

Creazione di valore per gli shareholder

• Dividendo annuale: €0,88 per azione con Brent tra 80 e 90 \$/bbl
• Pagamento dividendo: quattro rate trimestrali paritarie: settembre e novembre 2022, marzo e maggio 2023
• Programma di buy-back pari a €1,1 mld nel 2022 in ragione del prezzo di riferimento Brent
• A luglio e ottobre, con Brent > 90 \$/bbl, buy-back in aumento del 30% del free cash flow incrementale

*Include bond, prestiti, linee di credito bancarie e derivati

CREAZIONE DI VALORE PER GLI AZIONISTI

DISTRIBUZIONE 2022 UPSIDE RESILIENZA

€0,88 dividendo per azione €1,1 mld buyback

Prezzo brent di riferimento @ 80 \$/bbl

Buyback addizionale 30% del FCF incrementale per livelli di brent > 90 \$/bbl

(Valutazione aggiornata a luglio e ottobre)

Semplificata scala di variazione del dividendo per azione

vs. policy precedente

PAGAMENTO DIVIDENDO SU BASE TRIMESTRALE A PARTIRE DAL TERZO TRIMESTRE 2022

Piano strategico 2022-2025

La strategia Eni è definita in uno scenario per il prossimo quadriennio caratterizzato da un prezzo del Brent sostenuto dalle dinamiche correnti di mercato, con una domanda in ripresa che dovrebbe recuperare i livelli pre-pandemia entro il 2022 e un'offerta limitata dalle problematiche produttive e dalla disciplina finanziaria delle compagnie petrolifere internazionali. Nel lungo termine, la quotazione del greggio è prevista crescere in linea con l'inflazione fino al 2035, per poi declinare in relazione alla progressione della transizione energetica. Tale scenario è oggetto di continuo monitoraggio alla luce dell'imprevedibile evoluzione della crisi tra Russia e Ucraina.

La disciplina finanziaria e la selettività nello spending, il controllo dei costi e le iniziative di espansione dei margini consentiranno a Eni di contenere ulteriormente la cash neutrality e di produrre importanti avanzi di cassa operativa alle nostre conservative assunzioni di scenario Brent, che saranno utilizzati per accelerare la crescita dei business green e mantenere solidi indici patrimoniali.

Nel quadriennio il management Eni prevede una manovra di investimenti di €28 miliardi (in media circa €7 miliardi/anno) che sarà attuata secondo i parametri di disciplina finanziaria e operativa del Gruppo, nel rispetto di soglie minime di redditività, garantendo la coerenza dei profili emissivi con gli obiettivi di decarbonizzazione di lungo termine e la copertura integrale mediante il flusso di cassa operativo. Il free cash flow organico e i proventi del piano di dismissioni, in particolare le operazioni di collocamento in borsa di Plenitude e di Vår Energi, consentiranno di mantenere una solida struttura patrimoniale e di garantire competitivi ritorni agli azionisti.

I processi di capital allocation prevedono un ulteriore passo in avanti nella direzione degli obiettivi di Parigi con una quota del 25% della manovra capex, rispetto al 20% del piano precedente, diretta al potenziamento della capacità di generazione rinnovabile, alla crescita dell'economia circolare dei biocarburanti e della chimica verde, allo "scaling up" di nuove soluzioni energetiche e servizi (CCS) e agli interventi di efficienza energetica e decarbonizzazione degli asset legacy.

Tali obiettivi saranno raggiungibili grazie al ruolo delle due Direzioni Generali nell'attuare percorsi distinti ma sinergici di esecuzione della strategia Eni di net zero emission al 2050: Natural Resources impegnata a massimizzare il valore e decarbonizzare gli asset O&G; Energy Evolution volta a sviluppare i nuovi business di rinnovabili ed economia circolare, e ad attuare la trasformazione industriale degli asset legacy.

Nel complesso, il piano 2022-2025 proietta un Gruppo con fondamentali robusti e una redditività in crescita, grazie alla strategia di trasformazione adottata in risposta al downturn che, da un lato, ha aumentato la resilienza dei business tradizionali e la loro capacità di generare cassa, e, dall'altro, ha posto le basi per una fase di forte sviluppo dei business della transizione che fa perno sull'integrazione di tecnologie, su nuovi modelli di business e sulla stretta collaborazione con gli stakeholders. I risultati attesi nel prossimo quadriennio renderanno ancora più solida la strategia Eni di carbon neutrality al 2050 grazie alla crescente visibilità dei target intermedi e delle tappe di avvicinamento.

EXPLORATION & PRODUCTION

La strategia Eni nell'upstream prevede, nel rispetto dell'obiettivo di riduzione dell'impronta carbonica, la massimizzazione dei ritorni e della generazione di cassa facendo leva sulla valorizzazione di un portafoglio ottimizzato di asset, esclusivamente convenzionali, caratterizzati da modularità dei progetti, accelerato time-to-market e limitata esposizione oltre il medio termine.

L'evoluzione del mix produttivo prevede la componente gas al 60% nel 2030 e ad oltre il 90% dopo il 2040. Le emissioni nette Scope 1 e 2 delle attività upstream calcolate in base alla produzione equity sono previste azzerarsi nel 2030 facendo leva, oltre che sull'efficienza energetica, sui progetti in ambito Natural Climate Solutions che assicureranno la compensazione delle emissioni residue. Altro driver per il conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione di Gruppo sono i progetti per la cattura e lo stoccaggio geologico della CO2 con un target di circa 10 milioni di tonnellate annue al 2030 in quota Eni.

Il Piano 2022-25 prevede la crescita della generazione di cassa e la riduzione progressiva della cash neutrality fino a livelli di Brent di circa 25 \$/barile attraverso:

• la crescita delle produzioni nel periodo 2021-2025 a un tasso medio annuo del 3% grazie al contributo dei progetti già avviati o in avvio nel quadriennio;
• la capital discipline con una spesa media di circa €4,5 miliardi per anno nel quadriennio 2022- 2025 caratterizzata da elevata flessibilità (>45% capex uncommitted nel periodo 2024-2025);
• l'ulteriore sviluppo delle iniziative integrate con il settore Global Gas & LNG Portfolio per la valorizzazione del gas equity;
• la massimizzazione dell'efficienza e della continuità operativa;
• la valorizzazione e razionalizzazione del portafoglio esplorativo, con l'obiettivo di scoprire 2,2 miliardi di boe di risorse al costo unitario inferiore a 1,5 \$/barile; l'esplorazione sarà focalizzata (circa 90%) in aree limitrofe a campi in produzione near-field e a infrastrutture esistenti o di prossima entrata in esercizio e sarà un driver strategico nel percorso di decarbonizzazione allineando il portafoglio di risorse agli obiettivi di mix produttivo e di profili emissivi di medio-lungo termine.

La generazione di cassa sarà, inoltre, sostenuta dalla trasformazione del portfolio con l'uscita da asset marginali e/o ad elevato break even e la focalizzazione su asset ad elevata generazione di cassa e la creazione della business combination in Angola e la quotazione di Vår Energi, allo scopo di ridurre l'esposizione finanziaria e consentire una crescita più accelerata degli asset.

Le suddette linee d'azione consentiranno di realizzare un free cash flow organico cumulato 2022-2025 pari a circa €29 miliardi.

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO

Nell'orizzonte di Piano, GGP proseguirà nella strategia di massimizzare i ritorni facendo leva sulle flessibilità del portafoglio gas attraverso azioni di ottimizzazione e rinegoziazione. Nella attuale situazione, GGP farà inoltre leva su portafoglio, capacità e relazioni commerciali per rafforzare e diversificare l'approvvigionamento nazionale. L'altro driver di crescita e di creazione di valore è l'espansione nel business LNG attraverso lo sviluppo in nuovi mercati a premio ed in crescita in Middle East/Far East e la sempre maggiore integrazione con il business upstream per la valorizzazione del gas equity in Congo, Angola, Egitto, Indonesia, Nigeria e Mozambico grazie al terminale strategico di Damietta. Il portafoglio di volumi LNG contrattualizzati attesi sarà superiore a 15 mln ton/a nel 2025. Alla creazione di valore contribuirà anche la valorizzazione delle partecipazioni dei gasdotti.

Le suddette linee d'azione consentiranno di realizzare un free cash flow cumulato 2022- 2025 pari a circa €2,7 miliardi.

REFINING & MARKETING

La strategia del settore Refining & Marketing è focalizzata sullo sviluppo della capacità di bioraffinazione, prevista quasi raddoppiare a 2 milioni di tonnellate/anno nel 2025 e crescere ulteriormente fino a raggiungere la capacità di 6 milioni di tonnellate per anno nel prossimo decennio; le bioraffinerie saranno alimentate esclusivamente con cariche palm oil free di II e III generazione entro il 2023. Nel marketing retail è prevista l'evoluzione graduale del mix di prodotti venduti, raggiungendo al 2050 il 100% della vendita di prodotti decarbonizzati.

Il Piano 2022-25 prevede:

• la diversificazione dell'offerta green attraverso (i) il potenziamento della raffinazione "bio" con l'aumento della capacità di lavorazione fino a 2 milioni di tonnellate nel 2025, palm oil free dal 2023 a beneficio di olii di seconda generazione non in competizione con la catena alimentare e altre cariche innovative (rifiuti/residui) che copriranno circa il 90% della carica al 2025; (ii) lo sviluppo del business del biometano; (iii) l'ampliamento della capacità di produzione di SAF (Sustainable Aviation Fuel);
• la crescita del marketing in Europa privilegiando segmenti ad alta marginalità, il potenziamento dell'offerta di carburanti alternativi, l'ulteriore sviluppo dei servizi non-oil nel retail e, più in generale, la promozione della mobilità sostenibile attraverso un soggetto dedicato.

CHIMICA

La strategia di lungo termine di Eni punta a ridurre in maniera significativa l'esposizione del business chimico alla volatilità del ciclo e del costo della carica petrolifera attraverso la specializzazione del portafoglio prodotti e lo sviluppo e integrazione della chimica da fonti rinnovabili e da riciclo chimico/meccanico.

Il Piano 2022-25 prevede:

• la progressiva specializzazione del portafoglio polimeri verso prodotti a maggiore valore aggiunto ed estensione della filiera a valle verso il "compounding" per ridurre la volatilità dei margini;
• lo sviluppo della chimica da rinnovabili e l'espansione di iniziative di economica circolare, in particolare riciclo meccanico e chimico anche attraverso il ricorso a partnership;
• la progressiva riduzione delle emissioni di gas serra, aumentando l'efficienza energetica.

PLENITUDE

Le principali linee strategiche di medio/lungo termine prevedono lo sviluppo sinergico della capacità installata per la produzione di energia da fonti rinnovabili con target di 15 GW al 2030 e di 45 GW al 2050 e del portafoglio di clienti retail fino a superare 20 milioni di contratti di fornitura al 2050 attraverso la selezione delle aree di espansione delle rinnovabili legata alla presenza dei nostri clienti oltre allo sviluppo delle attività nelle aree in cui Eni già opera. Nel 2040 è prevista la fornitura ai clienti retail di prodotti decarbonizzati provenienti dal portafoglio Eni (energia da rinnovabili e biometano) e di servizi di nuova generazione.

Il Piano 2022-25 prevede:

• l'IPO di Plenitude e la creazione di un modello di business unico che combina la produzione da rinnovabili, la vendita di energia e servizi energetici a clienti retail e una rete capillare di punti di ricarica per veicoli elettrici; l'operazione rappresenta uno dei passaggi strategici verso l'azzeramento delle emissioni GHG Scope 3 associate ai nostri clienti retail;
• la realizzazione di oltre 6 GW di capacità installata al 2025;
• crescita del portafoglio clienti con l'obiettivo di superare 11 milioni di punti di fornitura nel 2025 facendo leva sullo sviluppo internazionale e sulla crescita del portafoglio clienti power;
• il focus su business legati all'efficienza energetica e alla generazione distribuita fotovoltaica e lo sviluppo del mercato E-Mobility con l'obiettivo di raggiungere circa 30 mila colonnine al 2025.

POWER

Il Piano 2022-25 prevede:

• la massimizzazione dei risultati power grazie alla flessibilità ed efficienza degli impianti di generazione e il ricorso ad investimenti mirati;
• l'individuazione e sviluppo di nuove soluzioni tecnologiche a basso impatto carbonico.

PIANO INVESTIMENTI

Il Piano di investimenti quadriennale, focalizzato su progetti ad alto valore e rapido ritorno, prevede investimenti complessivi per circa €28 miliardi ed è caratterizzato da un elevato livello di flessibilità con più del 55% di investimenti nel biennio 2024-25 non ancora contrattualizzati. In coerenza con gli obiettivi di medio e lungo termine e per alimentare il processo di decarbonizzazione della società, Eni pianifica investimenti in fonti rinnovabili, di efficienza energetica, economia circolare e abbattimento del flaring di oltre €7 miliardi.

L'esecuzione della strategia combinata con una rigorosa disciplina finanziaria e l'ottimizzazione del portafoglio di attività consentirà di rafforzare ulteriormente la struttura finanziaria a supporto dell'accelerazione della crescita dei business green e della remunerazione dei nostri azionisti al top dell'industria.

POLITICA DI REMUNERAZIONE

Eni intende garantire agli azionisti ritorni competitivi attraverso una politica di remunerazione progressiva, con distribuzioni crescenti in funzione dello scenario. Il dividendo è articolato in una componente floor di €0,36 per azione con un prezzo minimo del Brent di 43 \$/ bbl e in una variabile che aumenta secondo una scala per fasce di prezzo, semplificata e migliorata rispetto al 2021, fino a 80 \$/bbl. Per il 2022 in considerazione dei progressi strategici, della solidità finanziaria e dell'andamento dello scenario, Eni prevede un dividendo di €0,88 per azione al prezzo di riferimento 2022 di 80 \$/bbl e l'attivazione di un programma di buy-back da €1,1 miliardi.

Per prezzi superiori a 90 \$/bbl, privilegiamo lo strumento del buy-back dell'azione quale modalità di redistribuzione del surplus di cassa, attribuendo fino al 30% del free cash flow incrementale derivante da eventuali revisioni da parte del management, a luglio e ottobre, del prezzo di riferimento 2022.

Eni ha sviluppato e adottato un Modello di Risk Management Integrato (di seguito Modello RMI) finalizzato ad assicurare che il management assuma decisioni consapevoli (risk–informed), attraverso la valutazione e l'analisi dei rischi, di breve, medio e lungo termine, attuata con una visione integrata, complessiva e prospettica. Il Modello RMI si avvale di un sistema metodologico e di competenze che fa leva sul principio di terzietà delle valutazioni (qualità del dato, oggettività della rilevazione e quantificazione delle mitigazioni) per migliorare l'efficacia delle analisi, assicurare un adeguato supporto ai principali processi decisionali (quali la definizione del Piano Strategico e degli obiettivi di medio e lungo termine) e garantire l'informativa agli organi di amministrazione e controllo.

Risk Management Integrato

Il Modello di Risk Management Integrato

Il Modello RMI è caratterizzato da un approccio strutturato, ispirato alle best practice internazionali e definito sulla base degli indirizzi del Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi (v. pag. 42), che prevede una governance declinata su tre livelli di controllo. La Risk Governance attribuisce un ruolo centrale al Consiglio di Amministrazione (CdA), il quale definisce la natura e il livello di rischio compatibile con gli obiettivi strategici, includendo nelle proprie valutazioni tutti gli elementi che possono assumere rilievo nell'ottica del successo sostenibile della società. Previo parere del Comitato Controllo e Rischi, il CdA definisce, inoltre, le linee guida per la gestione dei rischi, affinché i principali rischi di Eni siano correttamente identificati, valutati, gestiti e monitorati, determinando il grado di compatibilità con una gestione dell'impresa coerente con gli obiettivi strategici.

L'Amministratore Delegato (AD) di Eni dà esecuzione agli indirizzi del CdA; in particolare, avvalendosi del processo RMI, assicura l'identificazione, la valutazione, la gestione e il monitoraggio dei principali rischi, che sottopone trimestralmente all'esame del CdA, tenendo in considerazione l'operatività e i profili di rischio specifici di ciascuna linea di business e dei singoli processi, per una politica di governo dei rischi integrata. L'AD assicura, inoltre, che il processo RMI si evolva in coerenza con le dinamiche di business e di contesto normativo. Infine, il Comitato Rischi, presieduto dall'AD, svolge funzioni consultive nei suoi confronti in merito ai principali rischi: a tal fine, esamina ed esprime pareri, su richiesta dell'AD, in relazione alle principali risultanze del processo RMI.

(a) Amministratore incaricato dell'istituzione e mantenimento del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi. (b) Inclusi gli obiettivi di attendibilità dell'informativa finanziaria.

(c) Il Responsabile della funzione Internal Audit dipende gerarchicamente dal Consiglio e, per esso, dalla Presidente, fatto salvo quanto previsto in relazione alla nomina, revoca, remunerazione e risorse e la dipendenza funzionale dello stesso dal Comitato Controllo e Rischi e dall'Amministratore Delegato quale amministratore incaricato dell'istituzione e mantenimento del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi.

Il processo di Risk Management Integrato

Il processo RMI assicura la rilevazione, il consolidamento e l'analisi di tutti i rischi Eni e supporta il CdA nella verifica di compatibilità del profilo di rischio con gli obiettivi strategici, anche in ottica di medio e lungo termine. RMI supporta il management nel processo decisionale rafforzando la consapevolezza del profilo di rischio e delle relative mitigazioni. Il processo, regolato dalla "Management System Guideline (MSG) Risk Management Integrato" è continuo e dinamico e prevede i seguenti sottoprocessi: (i) Risk Governance, metodologie e strumenti (ii) Risk Strategy, (iii) Integrated Risk Management, (iv) Risk Knowledge, formazione e comunicazione.

Il processo RMI parte dal contributo alla definizione dei piani di medio e lungo termine e del Piano Strategico di Eni (risk strategy) attraverso la definizione di proposte di obiettivi di de-risking e azioni strategiche di trattamento, l'analisi del profilo di rischio sotteso alla proposta di Piano e l'individuazione delle principali azioni con efficacia de-risking dei top risk dell'azienda. Le risultanze delle attività sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a gennaio 2021.

Il sottoprocesso "Integrated Risk Management" prevede: cicli periodici di risk assessment e monitoraggio (Integrated Risk Assessment) per la comprensione dei rischi assunti sulla base degli obiettivi strategici e di medio-lungo termine e delle azioni definite per raggiungerli; analisi e gestione dei rischi contrattuali (Contract Risk Mgmt) finalizzata alla migliore allocazione delle responsabilità contrattuali con il fornitore e alla loro adeguata gestione nella fase operativa; analisi integrata dei rischi esistenti nei Paesi di presenza o di potenziale interesse (ICR) che costituisce un riferimento per le attività di risk strategy, risk assessment e analisi dei rischi di progetto; supporto al processo decisionale per l'autorizzazione dei progetti d'investimento e operazioni di maggior rilievo (Integrated Project Risk Mgmt e M&A).

I rischi sono valutati con strumenti quantitativi e qualitativi considerando sia la probabilità di accadimento sia gli impatti che si verrebbero a determinare in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio.

La valutazione è espressa sia a livello inerente sia a livello residuo (tenendo conto dell'efficacia delle azioni di mitigazione) e permette di misurare l'impatto rispetto al raggiungimento degli obiettivi del Piano Strategico e a vita intera per quanto riguarda i progetti di business. I rischi sono rappresentati in base alla probabilità di accadimento e all'impatto su matrici che ne consentono il confronto e la classificazione per rilevanza.

I rischi con impatto economico/finanziario sono analizzati anche in ottica integrata sulla base di modelli quantitativi che consentono di definire su basi statistiche la distribuzione dei flussi a rischio oppure di simulare l'impatto aggregato dei rischi a fronte di ipotetici scenari futuri (what if analysis o stress test). Nel corso del 2021 sono stati effettuati due cicli di assessment: nel primo semestre è stato svolto l'Annual Risk Profile Assessment, che ha coinvolto 125 società controllate presenti in 43 Paesi, mentre nel secondo semestre è stato svolto l'Interim Top Risk Assessment, che ha riguardato l'aggiornamento delle valutazioni e il trattamento dei top risk di Eni e dei principali rischi a livello di business.

Le risultanze relative ai due cicli di assessment sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a luglio e dicembre 2021. Sono stati effettuati tre cicli di monitoraggio sui top risk di Eni. Il monitoraggio dei rischi e dei relativi piani di trattamento consente di analizzare l'andamento dei rischi (attraverso l'aggiornamento di opportuni indicatori) e lo stato di attuazione delle azioni di trattamento attuate dal management. Le risultanze relative al monitoraggio dei top risk sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a marzo, luglio e ottobre 2021.

(a) Amministratore incaricato dell'istituzione e mantenimento del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi.

(c) Il Responsabile della funzione Internal Audit dipende gerarchicamente dal Consiglio e, per esso, dalla Presidente, fatto salvo quanto previsto in relazione alla nomina, revoca, remunerazione e risorse e la dipendenza funzionale dello stesso dal Comitato Controllo e Rischi e dall'Amministratore Delegato quale amministratore incaricato dell'istituzione e mantenimento del Sistema

Funzioni dedicate/ non dedicate in via esclusiva (ove esistente) Risk specialist Pianificazione e controllo

DI CONTROLLO

INTERNAL AUDIT(C)

(b) Inclusi gli obiettivi di attendibilità dell'informativa finanziaria.

Obiettivi di Compliance(b) Obiettivi Stategici, Operativi e di Reporting

Compliance Integrata Risk Management Integrato

CDA PRESIDENTE

SECONDO LIVELLO DI CONTROLLO TERZO LIVELLO

Process Owner processi di core business e di supporto al business

CEO(a)

OdV COLLEGIO SINDACALE COMITATO CONTROLLO E RISCHI

COMITATO DI COMPLIANCE

COMITATO RISCHI

Funzioni identificate dai modelli di Compliance/ Governance Dirigente preposto

Process Owner Compliance/ Governance

PRIMO LIVELLO DI CONTROLLO

RISK OWNER

di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi.

} Risk Governance, metodologie e strumenti

} Risk Strategy

} Integrated Risk Management

} Risk Knowledge, formazione e comunicazione

Il sottoprocesso risk knowledge, formazione e comunicazione è volto ad accrescere la diffusione della cultura del rischio, a rafforzare un linguaggio comune tra le risorse che operano in ambito risk management, trasversalmente ai diversi business di Eni, nonché la condivisione delle informazioni e delle esperienze anche attraverso lo sviluppo di una Comunità di Pratica.

Il portafoglio dei top risk Eni è composto di 20 rischi classificati in: (i) rischi di natura esterna, (ii) rischi di natura strategica e, infine, (iii) rischi di natura operativa (v. Obiettivi, principali rischi e azioni di trattamento).

Obiettivi, principali rischi e azioni di trattamento

		RISCHIO STRATEGICO
SCENARIO	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Scenario Prezzi commodity, visione d'insieme del rischio di fluttuazioni sfavorevoli dei prezzi del Brent e delle altre commodity rispetto alle previsioni di piano.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Interventi volti a migliorare la resilienza (riduzione della cash neutrality), la flessibilità (in termini di decisioni di investimento) e l'efficienza (capital discipline e azione sui costi di struttura) dell'azienda;  accrescimento del valore attraverso l'incremento delle produzioni, azioni di M&A e business combination;  sviluppo di iniziative integrate per la valorizzazione del gas equity (pipe ed LNG) facendo leva sulle competenze commerciali, sull'accesso ai mercati di sbocco e di trading;  strategie mirate di hedging del prezzo del gas equity e copertura delle esposizioni commerciali con limiti di Value at Risk approvati dai vertici aziendali;  massimizzare le attività di ottimizzazione/copertura del portafoglio cogliendo appieno il valore legato alla accresciuta volatilità dei mercati gas e flessibilizzazione prelievi fisici;  massimizzazione sinergie tra capacità di generazione elettrica da rinnovabili in sviluppo e portafoglio clienti power (energy management integrato ed hedging con portafoglio clienti);  ottimizzazione assetti produttivi tradizionali e sviluppo business green, bio e da riciclo.
CLIMATE CHANGE	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Climate change, riferito alla possibilità che si verifichino modifiche di scenario/condizioni climatiche che possano generare rischi fisici e rischi legati alla transizione energetica (normativi, di mercato, tecnologici e reputazionali) sui business di Eni nel breve, medio e lungo periodo.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Governance strutturata con ruolo centrale del CdA nella gestione dei principali aspetti legati al climate change e presenza di specifici comitati a supporto;  piano di medio e lungo termine al 2050, che coniuga linee guida di sviluppo dei business per la progressiva trasformazione industriale con obiettivi ambiziosi di riduzione delle emissioni GHG associate ai prodotti energetici venduti da Eni nonché compensazione delle emissioni; piano quadriennale con previsione per ciascun business di azioni operative a sostegno e per l'attuazione della trasformazione industriale indicata nel piano di medio e lungo termine;  verifica della resilienza del portafoglio attraverso stress test basati su scenari low carbon;  flessibilità della strategia e degli investimenti;  diversificazione con sviluppo di nuovi business/prodotti;  piani di incentivazione del management di breve termine e lungo termine che includono obiettivi legati alla "climate strategy" coerenti con gli indirizzi definiti nel Piano Strategico;  leadership nella disclosure e adesione a iniziative internazionali;  ruolo chiave della ricerca low carbon e dello sviluppo tecnologico.
ESPOSIZIONE SU CONTRATTI A LUNGO TERMINE	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Contratti long term supply gas, riferito al possibile disallineamento del costo di fornitura e dei vincoli minimi di prelievo previsti dai contratti rispetto alle attuali condizioni di mercato.
(CONTRATTI LONG TERM SUPPLY GAS)	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Utilizzo di un portafoglio supply diversificato anche attraverso la rinegoziazione di prezzi-volumi;  bilanciamento del portafoglio attraverso vendita agli Hub, sia in Italia sia nel Nord Europa, dei volumi non destinati ai normali canali commerciali;  presidio continuo nella gestione degli arbitrati e negoziati da parte di strutture organizzative dedicate.

RISCHIO STRATEGICO

CONTRAZIONE DOMANDA/ CONTESTO COMPETITIVO PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO

Contrazione domanda/contesto competitivo, riferito al possibile verificarsi di uno sbilancio domanda e offerta di mercato o di un incremento della competitività tale da: i) ridurre volumi di vendita, ii) aumentare le difficoltà nel difendere customer base/sviluppare iniziative di crescita, iii) generare dinamiche avverse sui prezzi dei prodotti finiti, iv) comportare revisioni contrattuali non pianificate.

Ottimizzazione gestione portfolio dei volumi equity, anche in relazione alle diverse dinamiche dei mercati finali;

• allineamento del portafoglio supply ai prezzi di mercato;
• massimizzazione dei volumi in export degli impianti LNG in portafoglio;
• strategia di copertura delle esposizioni differenziata per mercato commodity e monitorata giornalmente;
• integrazione attività midstream e upstream e gestione in ottica di portafoglio dei volumi gas equity, per favorire la massimizzazione del relativo valore; individuazione progetti a basso break even e veloce time-to-market;
• consolidamento quota mercato rete Italia con riqualificazione rete Italia di proprietà su livelli premium;
• evoluzione verso la stazione dei Servizi alla Mobilità con offerta integrata di vettori e servizi;
• specializzazione portafoglio chimica verso prodotti a maggiore valore aggiunto ed estensione filiera a valle verso compounding;
• sviluppo piattaforme chimica da rinnovabili e riciclo;
• crescita organica portafoglio clienti all'estero e ribilanciamento gas/power customer base in Italia con azioni Anti-Churn;
• fidelizzazione della customer base retail, anche attraverso la massimizzazione del contributo dei business legati alla fornitura di servizi per l'efficienza energetica e alla generazione distribuita e della E-mobility;
• consolidamento della posizione di mercato nel settore delle rinnovabili in particolare nei Paesi di presenza retail attraverso lo sviluppo della pipeline di progetti acquisiti;
• aumento della flessibilità delle centrali elettriche tramite investimenti mirati, specializzazione sul mercato della capacità e sviluppo nuovi servizi, assicurando la migliore integrazione con le altre linee di business.

		RISCHIO ESTERNO
BIOLOGICO	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Biologico-diffusione di pandemie ed epidemie, riferito alla diffusione di pandemie ed epidemie e al deterioramento delle infrastrutture sanitarie e della capacità di risposta sanitaria.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Costante indirizzo e monitoraggio da parte dell'Unità di crisi Eni per allineamento, coordinamento e identificazione azioni di risposta;  predisposizione e implementazione, per tutte le consociate e linee datoriali di Eni, di un piano per la preparazione e risposta delle emergenze sanitarie (Medical Emergency Response Plan - MERP) finalizzato anche alla definizione di un business continuity plan;  misure restrittive e di prevenzione (anche attraverso modalità alternative di lavoro) con smart working per la popolazione Eni in Italia e all'estero articolato in base alla situazione epidemiologica;  coordinamento e centralizzazione dell'approvvigionamento dei dispostivi di protezione e dei dispostivi medici;  gestione centralizzata dei servizi di emergenza sanitaria internazionale.
GEOPOLITICO	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Geopolitico, riferito all'impatto di tematiche geopolitiche sulle scelte strategiche e operative del business.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Attività istituzionali con interlocutori nazionali e internazionali di riferimento per il superamento delle situazioni di crisi;  monitoraggio del contesto, con focus su situazioni politico-istituzionali critiche e su aspetti normativi con potenziali impatti sul business;  valorizzazione presenza Eni con attenzione a tematiche economiche e sociali dei Paesi.

		RISCHIO ESTERNO
PAESE	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Instabilità politica e sociale, riferito sia all'instabilità politica e sociale, sia a eventi criminali/ bunkering all'interno del Paese verso Eni e consociate, con potenziali ricadute in termini di minori produzioni, ritardi nei progetti, potenziali danni a persone e asset. Global security risk, riferito ad azioni o eventi dolosi che possono arrecare danni alle persone e agli asset materiali e immateriali. Credit & Financing Risk, relativo a difficoltà finanziarie dei partner, ritardo nell'incasso dei crediti.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Diversificazione geografica del portafoglio con uscita da asset marginali nonché acquisizioni mirate e sinergiche di nuovi asset;  relazioni istituzionali e negoziazioni con Ministeri/Autorità locali;  presenza di un sistema di gestione dei rischi di security con analisi di misure preventive specifiche per Paese e per sito e implementazione di piani di emergenza finalizzati alla massima sicurezza delle persone e della gestione di attività ed asset;  stipula di piani di rientro specifici per Paese con utilizzo di strumenti già collaudati di tipo contrattuale e/o finanziario;  richiesta di garanzie sovrane e lettere di credito a tutela delle posizioni creditorie.
NORMATIVO SETTORE ENERGY	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Normativo Settore Energy, riferito agli impatti su operatività e competitività dei business legati all'evoluzione della normativa del settore energy.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Monitoraggio continuo delle dinamiche legislative e regolatorie; dialogo con le istituzioni e relazioni esterne per rappresentare la posizione Eni;  definizione azioni strategiche e operative in linea con l'evoluzione normativa: aumento capacità delle bioraffinerie e diversificazione feedstock e prodotti (phase out olio di palma, agro biofeedstock, produzione Biojet a Livorno e a Gela, sviluppo biometano); sviluppo chimica da fonti rinnovabili e sviluppo prodotti da riciclo meccanico avanzato; fornitura ai clienti retail di servizi di efficienza energetica, sviluppo generazione distribuita e sinergie con il business rinnovabili.
RAPPORTI CON GLI STAKEHOLDER	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Rapporti con gli stakeholder locali.
LOCALI	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Integrazione degli obiettivi e dei progetti di sostenibilità (es. Community Investment) all'interno del Piano quadriennale e dei piani di incentivazione del management;  gestione degli stakeholder tramite approccio sostenibile all'attività e progetti di sviluppo sociale e territoriale;  valorizzazione del local content, accordi di collaborazione con enti internazionali (FAO, UNDP, UNESCO, UNIDO…);  continuo dialogo con le istituzioni locali e il territorio;  rispetto e promozione Diritti Umani attraverso operatività del Modello di gestione dei Diritti Umani, analisi di impatto sui Diritti Umani nei processi di business.
PERMITTING	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Permitting, riferito al verificarsi di possibili ritardi o mancato rilascio di autorizzazioni, rinnovi o permessi da parte della Pubblica Amministrazione con impatti su tempi e costi di progetto nonché ricadute in termini sociali, ambientali e di immagine e reputazione.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Dialogo costante con le Istituzioni anche a fini di proposta normativa;  audizioni presso le commissioni parlamentari;  coinvolgimento continuo fin dalle prime fasi delle autorità e degli stakeholder su obiettivi e progress di progetto;  trasferimento e condivisione del know-how con gli enti coinvolti, anche attraverso un maggior coinvolgimento degli organi tecnici;  presidio e monitoraggio degli iter autorizzativi settoriali con gli Enti locali competenti;  visite/sopralluoghi dei rappresentanti delle istituzioni nei siti interessati;  acquisizioni di impianti di energia rinnovabile mediante partnership strategiche e operazioni di M&A di progetti già autorizzati;  avviamento piattaforma centrale Eni funzionale alla gestione del processo di Permitting e Compliance Ambientale dei siti operativi.

RISCHIO OPERATIVO

INCIDENTI	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Rischi di blowout e altri incidenti agli asset upstream, alle raffinerie e agli stabilimenti petrolchimici, nonché nel trasporto degli idrocarburi e prodotti derivati via mare e via terra (es. incendi, esplosioni, ecc.), con danni alle persone e agli asset ed impatti sulla redditività e sulla reputazione aziendale.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Coperture assicurative;  real time monitoring per i pozzi;  monitoraggio proattivo degli eventi incidentali con identificazione dei weak signals in ambito Process Safety e completamento delle azioni scaturite da Audit e Risk Assessment relativi a tematiche di Process Safety;  improvement tecnologici e operativi e continuo miglioramento nella implementazione del sistema di gestione Asset Integrity Management a prevenzione di incidenti insieme all'incremento dell'affidabilità impianti;  specifiche contrattuali standard (EniVoy per viaggi spot ed EniTime per viaggi charter); sub-noleggi di navi Time Charter a controparti qualificate e sulla base di standard contrattuali internazionali;  vetting: gestione e coordinamento delle attività rilevanti per la valutazione, l'ispezione la selezione tecnica navi e rating operatori e assegnazione di un rating agli operatori;  Contract Risk Management (Pre/Post award);  formazione continua.
CYBER SECURITY	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Cyber Security & Spionaggio industriale, riferito al verificarsi di attacchi informatici capaci di compromettere i sistemi informativi gestionali (ICT) e i sistemi industriali (ICS), nonché di favorire la sottrazione di informazioni sensibili per Eni.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Modello di governance centralizzato della Cyber Security, con unità dedicate alla cyber intelligence e alla prevenzione, monitoraggio e gestione dei cyber attack;  potenziamento delle infrastrutture e dei servizi di Cyber Security Operations con un nuovo modello di gestione, l'estensione dei servizi all'ambito cloud e il rafforzamento delle tecnologie dedicate alla detection & reaction degli attacchi;  Cyber Threat Intelligence: analisi ed investigazioni atte ad individuare in modo proattivo anomalie, minacce e violazioni cyber aventi come oggetto account, assets o informazioni societarie;  costante aggiornamento e adeguamento dei presidi normativi dedicati alla gestione della sicurezza informatica e alla tutela delle informazioni;  potenziamento delle infrastrutture critiche in Italia attraverso l'esecuzione di specifici programmi di Protezione Cyber e di Enforcement tecnologico e di monitoraggio per le consociate estere volti a indirizzare e implementare misure e soluzioni tecnologiche in ambito Cyber Security;  rafforzamento della cultura aziendale in ambito Cyber Security con particolare attenzione ai comportamenti chiave da adottare (es. smart working sicuro).
INDAGINI E CONTENZIOSI	PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO	Contenziosi in materia ambientale e salute e sicurezza, con impatti sulla redditività aziendale (costi per le attività di bonifica e/o adeguamento degli impianti), sull'operatività e sulla corporate reputation. Coinvolgimento in indagini e contenziosi in materia di corruzione.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	 Assistenza specialistica in favore di Eni SpA e delle Società Controllate non quotate italiane ed estere;  monitoraggio continuo dell'evoluzione normativa e costante valutazione dell'adeguatezza dei modelli di presidio e controllo esistenti;  rafforzamento del processo di assegnazione e gestione degli incarichi a professionisti esterni mediante nuove modalità volte a garantire trasparenza e tracciabilità;  attività di formazione interna a tutti i livelli sulle tematiche di interesse;  presidio dei rapporti con la Pubblica Amministrazione e definizione di percorsi per la gestione di problematiche rilevanti e per lo sviluppo del territorio;  costante confronto con il Ministero dell'Ambiente sugli iter autorizzativi nell'ambito delle attività di bonifica;  continuo monitoraggio dell'efficacia e dell'efficienza delle attività di bonifica;  iniziative di comunicazione mirate;  attività di audit sulla compliance alle normative anticorruzione e 231;  collaborazione con gli stakeholder e con la Pubblica Amministrazione (es. ministeri, Istituto Superiore di Sanità, università, etc.).

Governance

Integrità e trasparenza sono i principi che ispirano Eni nel delineare il proprio sistema di Corporate Governance1 , elemento fondante del modello di business della Società. Il sistema di governance, affiancando la strategia d'impresa, è volto a sostenere il rapporto di fiducia fra Eni e i propri stakeholder e a contribuire al raggiungimento dei risultati di business, creando valore sostenibile nel lungo periodo. Eni è impegnata a realizzare un sistema di Corporate Governance ispirato a criteri di eccellenza nel confronto aperto con il mercato e con tutti gli stakeholder. A partire dal 1° gennaio 2021 Eni applica le raccomandazioni del Codice di Corporate Governance 2020, cui il Consiglio di Amministrazione di Eni ha aderito il 23 dicembre 2020. Il Codice di Corporate Governance individua nel "successo sostenibile" l'obiettivo che deve guidare l'azione dell'organo di amministrazione e che si sostanzia nella creazione di valore nel lungo termine a beneficio degli azionisti, tenendo conto degli interessi degli altri stakeholder rilevanti per la società. Eni, peraltro, ha considerato fin dal 2006 l'interesse degli stakeholder diversi dagli azionisti come uno dei riferimenti necessari che gli Amministratori devono valutare nel prendere decisioni consapevoli.

Eni è impegnata a realizzare un sistema di Corporate Governance ispirato a criteri di eccellenza nel confronto aperto con il mercato e con tutti gli stakeholder. In tale ottica, una comunicazione continua e trasparente con gli stakeholder è essenziale per comprendere meglio le loro esigenze ed è parte dell'impegno per assicurare l'effettivo esercizio dei diritti degli azionisti. Nel corso del 2021 è proseguito il dialogo con il mercato sulle tematiche di governance, per cogliere le opportunità derivanti da studi ed esperienze maturate nel contesto internazionale, pur in presenza di un contesto emergenziale che ha reso meno immediato il contatto, da ultimo anche in sede assembleare. Agli azionisti sono stati comunque garantiti tutti i diritti di legge e ulteriori strumenti informativi al fine di consentire il maggior coinvolgimento possibile.

Inoltre, in linea con i principi definiti dal Consiglio di Amministrazione, Eni si impegna a realizzare un sistema di Corporate Governance ispirato a criteri di eccellenza, partecipando ad iniziative per migliorare il proprio sistema. Tra le varie iniziative, nel corso del 2021, si segnala, in particolare, la partecipazione a gruppi di lavoro per l'approfondimento di temi legati all'applicazione del nuovo Codice, tra cui quella all'Osservatorio sulle politiche di dialogo con gli azionisti, istituito da Assonime (l'Associazione delle società italiane per azioni) per offrire una sede di confronto permanente tra le società quotate chiamate a definire una politica di dialogo con gli azionisti, come previsto dal Codice di Corporate Governance. Il percorso di approfondimento della tematica, anche attraverso l'analisi delle politiche di engagement adottate dagli investitori istituzionali e dai gestori di attivi nonché dalle associazioni di categoria rappresentative, hanno condotto all'elaborazione di una politica per il dialogo con gli azionisti, approvata l'8 marzo 2022 dal Consiglio di Amministrazione di Eni, su proposta della Presidente, d'intesa con l'Amministratore Delegato.

La Corporate Governance di Eni

Modello di governance Eni

La Corporate Governance di Eni è articolata secondo il modello tradizionale, che − fermi i compiti dell'Assemblea degli azionisti – attribuisce la responsabilità della gestione al Consiglio di Amministrazione, le funzioni di vigilanza al Collegio Sindacale e quelle di revisione legale dei conti alla Società di revisione.

Nomina e composizione degli organi sociali

Il Consiglio di Amministrazione e il Collegio Sindacale di Eni, così come i rispettivi Presidenti, sono nominati dall'Assemblea degli azionisti. Per consentire la presenza di consiglieri e sindaci designati dagli azionisti di minoranza, la nomina degli Amministratori avviene attraverso il meccanismo del voto di lista. Il Consiglio di Amministrazione e il Collegio Sindacale in carica2 , nominati nel maggio 2020 fino all'assemblea di approvazione del bilancio 2022, sono composti rispettivamente da 9 e 5 componenti. Tre Consiglieri e due Sindaci effettivi, fra cui il Presidente del Collegio, sono stati nominati da azionisti diversi da quello di controllo, così garantendo alle minoranze un numero di rappresentanti

⁽¹⁾ Per maggiori approfondimenti sul sistema di Corporate Governance di Eni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari di Eni, redatta ai sensi dell'articolo 123-bis del D.Lgs. 58/1998 e pubblicata sul sito internet della Società, nella sezione Governance.

⁽²⁾ Si segnala che, a seguito delle dimissioni rassegnate il 1° settembre 2020 di uno dei Sindaci effettivi e al subentro di uno dei Sindaci supplenti, l'Assemblea del 12 maggio 2021 ha provveduto all'integrazione del Collegio Sindacale attraverso la nomina di un Sindaco effettivo e di un Sindaco supplente per la durata del mandato del Collegio Sindacale in carica.

superiore rispetto a quello previsto dalla legge. Per la composizione del Consiglio, l'Assemblea degli azionisti ha potuto tener conto degli orientamenti espressi al mercato dal precedente organo in termini di diversity, professionalità, esperienze e competenze, anche avuto riguardo alle strategie della Società, alla sua trasformazione e al percorso di transizione energetica. Ne è risultato, quindi, un Consiglio bilanciato e diversificato. Anche il Collegio Sindacale ha espresso agli azionisti il proprio orientamento fornendo indicazioni sulla composizione dell'organo in relazione ai compiti che è chiamato a svolgere. La composizione del Consiglio e del Collegio Sindacale è diversificata anche in relazione al genere, conformemente alle previsioni di legge in materia e dello Statuto, che è stato modificato nel mese di febbraio 2020 perché fosse prontamente adeguato in vista del rinnovo degli organi sociali. In particolare, per 6 mandati consecutivi, gli organi di amministrazione e di controllo devono essere composti da almeno 2/5 del genere meno rappresentato. Inoltre, sulla base delle ultime valutazioni effettuate il 17 febbraio 2022, il numero di Amministratori indipendenti presenti in Consiglio (73 dei 9 Amministratori in carica, di cui 8 non esecutivi e tra i quali figura la Presidente) si conferma superiore alle previsioni statutarie e di autodisciplina.

COMPOSIZIONE CDA

(a) Ci si riferisce all'indipendenza ai sensi di legge e di autodisciplina. (b) Dati al 31 dicembre 2021.

La struttura del Consiglio

Il Consiglio di Amministrazione ha nominato il 14 maggio 2020 un Amministratore Delegato e ha costituito al proprio interno quattro comitati, con funzioni consultive e propositive: il Comitato Controllo e Rischi4 , il Comitato Remunerazione5 , il Comitato per le Nomine e il Comitato Sostenibilità e Scenari, i quali riferiscono, tramite i rispettivi Presidenti, in ciascuna riunione del Consiglio sui temi più rilevanti trattati. Il Consiglio ha, inoltre, confermato l'attribuzione alla Presidente di un ruolo rilevante nei controlli interni, in particolare con riferimento alla funzione Internal Audit, del cui Responsabile propone al Consiglio di

(4) Con riferimento alla composizione del Comitato Controllo e Rischi, Eni prevede che almeno due componenti possiedano un'adeguata esperienza in materia contabile, finanziario o di gestione dei rischi, rafforzando la Raccomandazione del Codice di Autodisciplina 2018, in vigore al momento della nomina, confermata dal nuovo Codice di Corporate Governance che ne raccomanda uno soltanto. A tal proposito, il 14 maggio 2020 il Consiglio di Amministrazione di Eni ha valutato che 2 dei 4 componenti del Comitato, fra cui il Presidente, possedevano l'esperienza sopra indicata.

(5) Il Regolamento del Comitato Remunerazione prevede, in linea con la Raccomandazione del Codice di Autodisciplina 2018, in vigore al momento della nomina, confermata dal nuovo Codice di Corporate Governance, che almeno un componente possieda un'adeguata conoscenza ed esperienza in materia finanziaria o di politiche retributive, valutate dal Consiglio al momento della nomina. A tal proposito, il 14 maggio 2020 il Consiglio di Amministrazione di Eni ha valutato che tutti e 3 i componenti del Comitato possiedono la conoscenza ed esperienza sopra indicate. La composizione del Comitato in termini di conoscenza ed esperienza risulta quindi migliorativa rispetto alle previsioni del Codice di Corporate Governance e del proprio Regolamento.

⁽³⁾ Ci si riferisce all'indipendenza ai sensi di legge, cui lo Statuto di Eni rinvia e ai sensi del Codice di Corporate Governance.

Amministrazione, d'intesa con l'Amministratore Delegato, nomina, revoca, remunerazione e risorse – fermo il supporto al Consiglio del Comitato Controllo e Rischi e del Comitato per le Nomine, per quanto di competenza, e sentito il Collegio Sindacale – gestendone direttamente il rapporto per conto del Consiglio (fatta salva la dipendenza funzionale dal Comitato Controllo e Rischi e dall'Amministratore Delegato, quale amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi); la Presidente è inoltre coinvolta nei processi di nomina degli altri principali soggetti di Eni incaricati dei controlli interni e gestione dei rischi, quali il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari, i componenti dell'Organismo di Vigilanza, il Responsabile Risk Management Integrato e il Responsabile Compliance Integrata. Il Consiglio, infine, su proposta della Presidente, nomina il Segretario del Consiglio, con compiti di assistenza e consulenza nei confronti della Presidente, dei singoli consiglieri e del Consiglio6 . In ragione di questo ruolo, il Segretario – che dipende gerarchicamente e funzionalmente dal Consiglio stesso e, per esso, dalla Presidente – deve essere in possesso di requisiti di professionalità, come previsto dal Codice di Corporate Governance, e la Presidente vigila sulla sua indipendenza.

Si fornisce, di seguito, una rappresentazione grafica di sintesi della struttura di Corporate Governance della Società riferita al 31 dicembre 2021:

(6) Lo Statuto del Segretario del Consiglio e Board Counsel, allegato al Regolamento del Consiglio di Amministrazione è disponibile sul sito internet di Eni, nella sezione Governance.

• (a) Componente eletto dalla lista di maggioranza.
• (b) Componente eletta dalla lista di maggioranza, non esecutiva e indipendente ai sensi di legge e, dal 1° aprile 2021, di autodisciplina. (c) Componente eletto dalla lista
• di minoranza e indipendente ai sensi di legge e di autodisciplina.
• (d) Componente eletto dalla lista di maggioranza e indipendente ai sensi di legge e di autodisciplina.
• (e) Componente eletto dalla lista di maggioranza, non
• esecutivo. (f) Componente eletto dalla lista di maggioranza, indipendente ai sensi di legge e, dal 17 febbraio 2022, di autodisciplina.
• (g) Componente eletto dalla lista di minoranza e indipendente ai sensi di legge e di autodisciplina. Dal 29 aprile 2021 è lead independent director.
• (h) Componente esterno. (i) Presidente del Collegio Sindacale.
• (l) Director Internal Audit. (m) Componente eletta il 12 maggio 2021 su proposta del Ministero dell'Economia e delle Finanze, indipendente ai sensi di legge e di autodisciplina.
• * Sindaci supplenti: Roberto Maglio - componente eletto il 12 maggio 2021 su proposta del Ministero dell'Economia e delle Finanze; Claudia Mezzabotta - componente eletta dalla lista di minoranza.
• ** Dal 1° aprile 2021. *** Anche Director Compliance Integrata.
• **** Dal 7 febbraio 2022 il Direttore Generale Natural Resources è Guido Brusco.

Di seguito una rappresentazione grafica della macrostruttura organizzativa di Eni SpA riferita al 31 dicembre 2021:

(a) ll Segretario del Consiglio di Amministrazione e Board Counsel dipende gerarchicamente e funzionalmente dal Consiglio e, per esso, dal Presidente.

(b) Il Responsabile della funzione Internal Audit dipende gerarchicamente dal Consiglio e, per esso, dal Presidente, fatta salva la dipendenza funzionale dello stesso dal Comitato Controllo e Rischi e dall'Amministratore Delegato quale amministratore incaricato dell'istituzione e mantenimento al sistema di controllo interno e di gestione dei rischi. Gianfranco Cariola è Director Internal Audit dal 1° aprile 2021; fino al 31 marzo 2021 il Director Internal Audit è stato Marco Petracchini. (c) Dal 7 febbraio 2022 il Direttore Generale

I processi decisionali

Il Consiglio ha affidato la gestione della Società all'Amministratore Delegato, riservandosi in via esclusiva le attribuzioni strategiche, operative e organizzative più rilevanti, in particolare in materia di governance, sostenibilità7, controllo interno e gestione dei rischi.

Assetti organizzativi

Particolare attenzione, nel corso degli ultimi anni, è stata dedicata dal Consiglio agli assetti organizzativi della Società, inclusi alcuni importanti interventi in materia di sistema di controllo interno e gestione dei rischi e di compliance. In particolare, il Consiglio ha deciso di porre la funzione di Risk Management Integrato alle dirette dipendenze dell'Amministratore Delegato e di costituire, parimenti alle dirette dipendenze di quest'ultimo, anche una funzione competente in materia di Compliance Integrata, separata dalla funzione Legale. Inoltre, a giugno 2020, il Consiglio ha ridefinito la struttura organizzativa della Società con la costituzione di due Direzioni Generali (Energy Evolution e Natural Resources), varando un nuovo assetto coerente con la mission aziendale e funzionale al raggiungimento degli obiettivi strategici.

Fra i compiti più rilevanti del Consiglio vi è la nomina dei ruoli chiave della gestione e del controllo aziendale, quali il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari e il Responsabile Internal Audit, nonché la nomina dell'Organismo di Vigilanza. A tal fine, il Consiglio è supportato dal Comitato per le Nomine.

(7) Per approfondimenti in tema di informazioni non finanziarie si rinvia alla sezione della presente Relazione relativa alla Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario ai sensi del D.Lgs. n. 254/2016.

Natural Resources è Guido Brusco. (d) Fino al 4 marzo 2022.

Flussi informativi

Affinché il Consiglio possa svolgere in modo efficace il proprio compito è necessario che gli Amministratori siano in grado di valutare le scelte che sono chiamati a compiere, disponendo di adeguate competenze e informazioni. L'attuale composizione del Consiglio, diversificata in termini di competenze ed esperienze, anche internazionali, consente un esame approfondito delle diverse tematiche da più punti di vista. I consiglieri sono inoltre informati tempestivamente e compiutamente sui temi all'ordine del giorno del Consiglio. A tal fine, le riunioni del Consiglio sono oggetto di specifiche procedure che stabiliscono i tempi minimi per la messa a disposizione della documentazione e la Presidente assicura che ciascun Amministratore possa contribuire proficuamente alla discussione collegiale. La stessa documentazione è messa a disposizione dei Sindaci. Questi ultimi, inoltre, oltre a riunirsi per l'espletamento dei compiti attribuiti dalla normativa italiana al Collegio Sindacale, anche quale "Comitato per il controllo interno e la revisione contabile", e dalla normativa statunitense, quale "Audit Committee", partecipano anche alle riunioni del Consiglio di Amministrazione e, anche tramite singoli componenti, alle riunioni del Comitato Controllo e Rischi, assicurando con quest'ultimo uno scambio tempestivo di informazioni rilevanti per l'espletamento dei rispettivi compiti. L'adeguatezza e tempestività dei flussi informativi verso il Consiglio di Amministrazione è oggetto di periodica valutazione da parte del Consiglio nell'ambito del processo annuale di autovalutazione (cfr. paragrafo successivo).

Formazione e autovalutazione

Annualmente il Consiglio, supportato da un consulente esterno, effettua la propria autovalutazione ("Board Review")8, di cui costituiscono elementi essenziali il confronto con le best practice nazionali e internazionali e una riflessione sulle dinamiche consiliari, anche al fine di proporre agli azionisti orientamenti sui profili per la composizione ottimale del futuro Consiglio. A seguito della Board Review, il Consiglio, se necessario, condivide un action plan per migliorare il funzionamento dell'organo e dei suoi comitati.

Con riferimento all'esercizio 2020, l'autovalutazione – del cui svolgimento si è dato atto nella Relazione dello scorso anno – si è conclusa nella riunione del 27 maggio 2021, con la presentazione, da parte del consulente, degli esiti del processo di autovalutazione, che ha rilevato, tramite utilizzo di questionari e interviste individuali, le caratteristiche di ruolo, responsabilità, dimensione, composizione e funzionamento del Consiglio e dei suoi Comitati. In tale riunione, sulla base degli esiti dell'autovalutazione, è stato approvato un action plan con alcune valutazioni e proposte di miglioramento dell'attività del Consiglio.

Con riferimento all'esercizio 2021, l'autovalutazione si è svolta in continuità rispetto al precedente esercizio, prendendo spunto dai risultati della Board Review 2020, nonché dalle valutazioni e proposte di miglioramento dell'attività del Consiglio costituenti l'action plan degli esiti dell'autovalutazione. Per l'esercizio 2021 si è stabilito di non procedere con la peer review. Il processo di autovalutazione si è svolto attraverso questionari ed interviste che hanno riguardato in particolare: (i) la dimensione, il funzionamento e la composizione del Consiglio e dei Comitati, tenendo anche conto di elementi quali le caratteristiche professionali, di esperienza, anche manageriale, e di diversità, anche di genere, dei suoi componenti, nonché della loro anzianità di carica; (ii) ruolo strategico e di monitoraggio del Piano, incluse le tematiche ESG e il sistema di controllo interno e la gestione dei rischi. L'attività di autovalutazione svolta per il 2021 si è conclusa nella riunione del 17 febbraio 2022, con la presentazione, da parte del consulente, degli esiti del processo, che hanno sia confermato gli elementi di positività, emersi già dalla precedente board review 2020, e il conseguimento delle iniziative di miglioramento espresse nell'action plan, sia evidenziato una ulteriore, molto positiva evoluzione di tutti i temi oggetto di analisi e valutazione. Inoltre, il Consiglio Eni, nel definire le modalità di svolgimento della Board Review valuta anche se effettuare una "Peer Review" dei consi-

(8) Per maggiori approfondimenti sul processo di Board Review si rinvia al paragrafo alla stessa dedicato nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021.

glieri, consistente nel giudizio di ciascun consigliere sul contributo fornito singolarmente dagli altri consiglieri ai lavori del Consiglio. La Peer Review, completata per cinque volte negli ultimi 9 anni e da ultimo completata contestualmente alla Board Review 2020, rappresenta una best practice fra le società quotate italiane; Eni è stata una delle prime società italiane a effettuarla sin dal 2012. La peer review 2020 ha evidenziato le principali dinamiche che influenzano il funzionamento del team, identificandone anche i numerosi punti di forza insieme alle aree di miglioramento. Inoltre, il Collegio Sindacale anche nel 2021 ha svolto la propria autovalutazione.

A supporto del Consiglio e del Collegio Sindacale, Eni predispone da diversi anni un programma di Induction, basato sulle presentazioni delle attività e dell'organizzazione di Eni da parte del top management. A seguito della nomina del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale, si sono tenute numerose sessioni di induction aperte a Consiglieri e Sindaci, nell'ambito di riunioni sia del Consiglio e del Collegio Sindacale sia dei Comitati consiliari, su tematiche di competenza dei Comitati stessi. Nel corso del 2020 e del 2021 l'attività di formazione è proseguita attraverso attività di on going training e induction. In particolare, tra i temi affrontati si segnalano quelli relativi alla struttura aziendale e al suo modello di business, alla mission e al percorso di decarbonizzazione di Eni, alla sostenibilità, alla governance, alla compliance, al sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, a tematiche contabili e fiscali, alla politica di remunerazione e al capitale umano, nonché in tema di normativa interna sulle operazioni con parti correlate, di cybersecurity e sulle strategie di business perseguite dalla Società nei settori di maggiore rilevanza.

La governance della sostenibilità

La struttura della governance di Eni rispecchia la volontà della Società di integrare la sostenibilità, intesa anche nell'accezione di "successo sostenibile" indicato dal Codice di Corporate Governance, all'interno del proprio modello di business. Al Consiglio di Amministrazione è riservato un ruolo centrale nella definizione, su proposta dell'Amministratore Delegato, delle politiche e delle strategie di sostenibilità, nell'identificazione di obiettivi annuali, quadriennali e di lungo termine condivisi fra funzioni e società controllate e nella verifica dei relativi risultati, che vengono anche presentati all'Assemblea degli azionisti. In particolare, un tema centrale su cui il CdA riveste un ruolo chiave è la sfida legata al processo di transizione energetica verso un futuro low carbon9.

Al riguardo si segnala che il processo di autovalutazione relativo al 2021, svolto con il supporto di un consulente esterno indipendente e completato a febbraio 202210 ha fornito giudizi estremamente positivi. Peraltro, si segnala che anche nel processo di autovalutazione relativo al 2020, conclusosi il 27 maggio 2021, le tematiche ESG avevano rappresentato un punto specifico di attenzione, e, in particolare, vi è stato un giudizio positivo del Consiglio sulla comprensione e attenzione a tali temi, che verranno continuativamente approfonditi e dettagliati.

Inoltre, nell'ottica del perseguimento del successo sostenibile il Consiglio di Amministrazione di Eni, in linea con il Codice di Corporate Governance 2020 promuove il dialogo con gli azionisti e gli altri stakeholders rilevanti per la Società. In particolare, come già indicato, il Consiglio, su proposta della Presidente, formulata d'intesa con l'Amministratore Delegato, ha adottato la politica per la gestione del dialogo con la generalità degli azionisti , anche al fine di assicurare una comunicazione ordinata e coerente. Altro tema centrale che il CdA presidia è il rispetto dei Diritti

⁽⁹⁾ Per approfondimenti sul ruolo del CdA nel processo di transizione energetica e nel perseguimento del successo sostenibile si rinvia alla sezione della presente Relazione relativa alla Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario ai sensi del D.Lgs. n. 254/2016. (10) Sulla scorta degli esiti del processo di autovalutazione relativo all'ultimo anno di mandato del precedente Consiglio, relativi anche alla tematica del cambiamento climatico e del ruolo del Consiglio rispetto a questa sfida futura, il Consiglio uscente aveva espresso agli azionisti il proprio orientamento sulla composizione del futuro Consiglio che aveva evidenziato l'opportunità della presenza nel Consiglio da nominare, tra l'altro, di professionalità in possesso di competenze ed esperienze adeguate per una piena condivisione del percorso di decarbonizzazione nonché, con specifico riferimento al tema della transizione energetica e alla sua centralità nel piano strategico di Eni, l'importanza di professionalità con esperienza in contesti di cambiamento strategico di analoga complessità su scala globale, e "soft skills" quali la capacità di integrare le tematiche di sostenibilità nella visione del business, ha fornito agli Amministratori l'occasione di riflettere in maniera specifica sulle tematiche ESG ed al loro recepimento nelle policy interne, nonché sul Piano e sulla strategia di transizione energetica, sul cambiamento climatico, e sulla sostenibilità in generale, tematiche nei confronti delle quali il Consiglio.

Umani: nel 2021 Eni ha proseguito il percorso intrapreso che aveva portato all'approvazione della Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani da parte del CdA di Eni a dicembre 2018, tra l'altro implementando il modello di gestione finalizzato a garantire lo svolgimento del processo di due diligence secondo gli United Nations Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGP). Inoltre, proseguendo nel percorso di trasformazione, nel mese di settembre 2019 il CdA di Eni ha approvato una nuova Mission aziendale, che prende ispirazione dai 17 Obiettivi di sviluppo sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite e mette in luce i valori di Eni relativi al clima, all'ambiente, all'accesso all'energia, alla cooperazione e alle partnership per lo sviluppo, al rispetto delle persone e dei diritti umani. La mission evidenzia i principi che sono alla base del modello di business dell'azienda volto all'integrazione della sostenibilità in tutte le attività dell'azienda e che ha riguardo, oltre che per clima e ambiente, anche per la crescita, la valorizzazione e la formazione delle risorse umane, considerando la diversità come opportunità.

I PRINCIPALI TEMI DI SOSTENIBILITÀ AFFRONTATI DAL CONSIGLIO NEL 2021

• Strategia finanziaria di sostenibilità e reportistica di sostenibilità 2021
• Rendicontazione di sostenibilità 2020: "Eni for"
• Aggiornamento dichiarazione ai sensi dello UK "Modern Slavery Act" e dell'Australian "Modern Slavery Act"
• Relazione Finanziaria 2020, inclusa la Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF)
• Relazione sulla remunerazione, che include obiettivi di sostenibilità nella definizione dei piani di performance
• Risultati HSE 2020
• Piano quadriennale e di lungo termine (che include obiettivi sui temi non finanziari)

Grazie al crescente impegno nella trasparenza ed al modello di business costruito da Eni negli ultimi anni per creare valore sostenibile nel lungo termine, il titolo Eni ha conseguito le prime posizioni nei più diffusi rating ESG e confermato la propria presenza nei principali indici ESG11. In particolare, si segnala che nel 2021 Eni è stata inserita nell'indice MIB® ESG di Borsa Italiana, il nuovo indice di Borsa Italiana dedicato alle blue chip che eccellono nella performance ESG.

Il Comitato Sostenibilità e Scenari

Nello svolgimento dei propri compiti in materia di sostenibilità, il Consiglio è supportato dal Comitato Sostenibilità e Scenari, istituito per la prima volta nel 2014 dal Consiglio stesso, con funzioni propositive e consultive in materia di scenari e sostenibilità. Il Comitato rappresenta un importante presidio delle tematiche di sostenibilità integrate nel modello di business della Società12.

(11) Si rimanda al paragrafo "Rapporti con gli azionisti e il mercato" della Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021 ed alla pagina Investitori del sito per gli aggiornamenti puntuali su indici e rating ESG di rilevanza per i mercati finanziari. (12) Per maggiori approfondimenti sulle attività svolte dal Comitato nel corso del 2021 si rinvia al paragrafo allo stesso dedicato nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021.

La Politica di Remunerazione

La Politica sulla Remunerazione degli Amministratori e del top management di Eni contribuisce alla strategia aziendale, attraverso la definizione di sistemi di incentivazione connessi al raggiungimento di obiettivi economico-finanziari, di sostenibilità ambientale e/o sociale e di transizione energetica, definiti in un'ottica di perseguimento dei risultati nel lungo periodo, tenendo conto delle prospettive di interesse dei diversi stakeholder.

La Politica sulla Remunerazione Eni risulta inoltre coerente con il modello di governo societario adottato dalla Società e con le raccomandazioni del Codice di Corporate Governance, prevedendo in particolare che la remunerazione degli Amministratori, dei componenti del Collegio Sindacale e dei Direttori Generali e Dirigenti con responsabilità strategica sia funzionale al perseguimento del successo sostenibile della Società e tenga conto della necessità di disporre, trattenere e motivare persone dotate della competenza e della professionalità richieste dal ruolo ricoperto nella società (Principio XV del Codice di Corporate Governance).

A tal fine, la remunerazione del top management di Eni è definita in relazione ai ruoli e alle responsabilità attribuite, considerando i riferimenti di mercato applicabili per cariche analoghe o per ruoli di analogo livello di responsabilità e complessità, nell'ambito di panel di aziende nazionali e internazionali comparabili con Eni, anche in relazione al settore di riferimento e alle dimensioni aziendali, attraverso specifici confronti retributivi effettuati con il supporto di fornitori internazionali. Nell'ambito della Politica di Remunerazione Eni assume particolare rilevanza la componente variabile, anche a base azionaria, attraverso sistemi di incentivazione connessi al raggiungimento di obiettivi predeterminati, misurabili e tra loro complementari, che rappresentano compiutamente le priorità essenziali della Società, in coerenza con il Piano Strategico e con le aspettative degli azionisti e degli altri stakeholder, allo scopo di promuovere un forte orientamento ai risultati e di coniugare la solidità operativa, economica e finanziaria con la sostenibilità sociale e ambientale, in coerenza con la natura a lungo termine del business esercitato e con i connessi profili di rischio. La Politica definita per il mandato 2020-2023 prevede pertanto il mantenimento, nel Piano di Incentivazione di Breve Termine con differimento, di un obiettivo di sostenibilità ambientale e capitale umano (peso 25%), focalizzato sui temi di sicurezza e di riduzione dell'intensità delle emissioni GHG (Scope 1+2), nonché, a partire dal 2021, uno specifico indicatore relativo all'incremento della capacità installata nell'ambito delle fonti rinnovabili (peso 12,5%).

Il Piano di Incentivazione di Lungo Termine di tipo azionario 2020-2022, prevede inoltre un obiettivo relativo ai temi di sostenibilità ambientale e transizione energetica (peso complessivo 35%), articolato su una serie di traguardi connessi ai processi di decarbonizzazione e transizione energetica e all'economia circolare.

La Politica sulla Remunerazione è descritta nella prima sezione della "Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti", disponibile sul sito internet della Società (www. eni.com) ed è sottoposta, al voto vincolante degli azionisti in Assemblea, con la cadenza richiesta dalla sua durata, e comunque almeno ogni tre anni o in occasione di modifiche alla stessa13.

Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi14

Eni adotta un sistema di controllo interno e di gestione dei rischi integrato e diffuso a vari livelli dell'assetto organizzativo e societario, costituito dall'insieme delle regole, procedure e strutture organizzative finalizzate ad una effettiva ed efficace identificazione, misurazione, gestione e monitoraggio dei principali rischi, al fine di contribuire al successo sostenibile della società.

Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi trova fondamenta anche nel Codice Etico di Eni, che prescrive i canoni di condotta per una gestione corretta del business, al cui rispetto sono tenuti i componenti del Consiglio, così come i componenti degli altri organi sociali e qualunque terza parte che collabori o lavori in nome o per conto o nell'interesse di Eni.

La Società ha adottato uno strumento normativo per la disciplina integrata del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, le cui linee di indirizzo sono state approvate dal Consiglio di Amministrazione. Inoltre, aderendo al nuovo Codice di Corporate Governance, il Consiglio di Amministrazione Eni, ha stabilito diverse azioni di adeguamento e modalità applicative e migliorative relative alle raccomandazioni in materia di sistema di controllo interno e gestione dei rischi (SCIGR), già riconosciuto in linea con le migliori pratiche di governo societario15.

Tra queste, per rafforzare l'integrazione tra pianificazione strategica e controlli interni e gestione dei rischi, il Consiglio di Amministrazione ha previsto che siano definite, su proposta dell'Amministratore Delegato, e con il supporto del Comitato Controllo e Rischi, nell'ambito del Piano strategico, in coerenza con le strategie della società, delle linee di indirizzo "operative" del SCIGR, ulteriori rispetto al modello SCIGR contenuto nella relativa normativa interna.

È stato previsto, inoltre, che l'attuazione delle linee di indirizzo operative del SCIGR sia sottoposta a un monitoraggio periodico sulla base di una relazione dell'Amministratore Delegato. Eni si è inoltre dotata di un modello di riferimento del processo di Compliance Integrata, che insieme al Modello 231 e al Codice Etico, è finalizzato ad assicurare che tutte le persone che

contribuiscono al raggiungimento degli obiettivi di business operino nel pieno rispetto delle regole di integrità, delle leggi e delle normative applicabili in un quadro regolamentare nazionale e internazionale sempre più complesso definendo un processo articolato, sviluppato con un approccio risk-based, per la gestione delle attività di prevenzione delle non-conformità.

In quest'ottica sono state elaborate metodologie di valutazione dei rischi finalizzate a modulare i controlli, a calibrare le attività di monitoraggio e a pianificare le attività di formazione e comunicazione in funzione del rischio di compliance sottostante le diverse fattispecie, per massimizzarne l'efficacia e l'efficienza. Il processo di Compliance Integrata è stato disegnato in modo da stimolare l'integrazione tra chi opera nelle attività di business e le funzioni aziendali poste a presidio dei vari rischi di compliance, siano esse interne o esterne alla funzione Compliance Integrata.

Inoltre, il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato, su proposta dell'Amministratore Delegato, con parere favorevole del Comitato Controllo e Rischi, la normativa interna in materia di Abuso delle Informazioni di Mercato (Emittenti) che, aggiornando per gli aspetti relativi agli "emittenti" la precedente normativa Eni, recepisce le modifiche introdotte dal Regolamento n. 596/2014/UE del 16 aprile 2014 e dai relativi Regolamenti di attuazione, nonché dalle norme nazionali, tenendo conto degli orientamenti istituzionali italiani ed esteri in materia. La normativa disciplina i principi di comportamento per la tutela della riservatezza delle informazioni aziendali in generale, per promuoverne il massimo rispetto, come richiesto anche dal Codice Etico di Eni e dalle misure di sicurezza aziendali. Eni riconosce, infatti, che le informazioni sono un asset strategico, che deve essere gestito in modo da assicurare la tutela degli interessi dell'impresa, degli azionisti e del mercato. Per assicurare la salvaguardia del patrimonio aziendale, la tutela degli interessi degli azionisti e

⁽¹⁴⁾ Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021.

⁽¹⁵⁾ Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021.

del mercato, così come la trasparenza e l'integrità dei comportamenti, Eni si è dotata – attuando le previsioni regolamentari di Consob – di una normativa in materia di operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate che, il Consiglio di Amministrazione di Eni, ha da ultimo aggiornato, previo parere favorevole e unanime del Comitato Controllo e Rischi, nel corso del 2021. Oltre alle modifiche di adeguamento normativo, si è tenuto conto dell'esperienza applicativa maturata, nonché delle indicazioni dei Comitati consiliari e degli organi di controllo.

Parte integrante del sistema di controllo interno di Eni è il sistema di controllo interno sull'informativa finanziaria, che ha l'obiettivo di fornire la ragionevole certezza sull'attendibilità dell'informativa finanziaria stessa e sulla capacità del processo di redazione del bilancio di produrre tale informativa in accordo con i principi contabili internazionali di generale accettazione.

La responsabilità di progettare, istituire e mantenere nel tempo il sistema di controllo interno sull'informativa finanziaria è affidata all'Amministratore Delegato e al Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari che si avvale della struttura del Chief Financial Officer. Un ruolo centrale nell'ambito del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi della Società è svolto dal Collegio Sindacale che, oltre alle funzioni di vigilanza e controllo previste dal Testo Unico della Finanza, vigila sul processo di informativa finanziaria e sull'efficacia dei sistemi di controllo interno e di gestione del rischio, in coerenza con quanto previsto dal Codice di Corporate Governance, anche nella veste di "Comitato per il controllo interno e la revisione contabile", ai sensi della normativa italiana, e di "Audit Committee" ai fini della normativa statunitense.

Natural Resources

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Exploration & Production

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE	2021	2020	2019
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a)	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,25	0,28	0,33
di cui: dipendenti		0,09	0,18	0,18
contrattisti		0,30	0,31	0,37
Profit per boe(b)(c)	(\$/boe)	4,8	3,8	7,7
Opex per boe(d)		7,5	6,5	6,4
Cash flow per boe		20,6	9,8	18,6
Finding & Development cost per boe(c)(d)		20,4	17,6	15,5
Prezzi medi di realizzo degli idocarburi		51,49	28,92	43,54
Produzione di idrocarburi(d)	(migliaia di boe/giorno)	1.682	1.733	1.871
Riserve certe di idrocarburi	(milioni di boe)	6.628	6.905	7.268
Vita utile residua delle riserve certe	(anni)	10,8	10,9	10,6
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve	(%)	55	43	92
Dipendenti in servizio a fine periodo	(numero)	9.409	9.815	10.272
di cui all'estero		6.045	6.123	6.781
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a)	(milioni di tonnellate di CO2 eq.)	22,3	21,1	22,8
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata(a)(e)	(tonnellate di CO2 eq./migliaia di boe)	20,2	20,0	19,6
Emissioni fuggitive di metano(a)	(migliaia di tonnellate di CH4 )	9,2	11,2	21,9
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine(a)	(miliardi di Sm³)	1,2	1,0	1,2
Net carbon footprint upstream (Scope 1 + 2)(f)	(milioni di tonnellate di CO2 eq.)	11,0	11,4	14,8
Oil spill operativi (>1 barile)(a)	(barili)	436	882	988
Acqua di produzione reiniettata(a)	(%)	58	53	58

(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.

(b) Relativo alle società consolidate.

(c) Media triennale.

(d) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.

(e) Produzione lorda di idrocarburi da giacimenti interamente operati da Eni (100%) pari a: 1.041 mln di boe, 1.009 mln di boe e 1.114 mln di boe, rispettivamente nel 2021, 2020 e 2019.

(f) Calcolato su base equity ed include i carbon sink.

Performance dell'anno

• L'indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è stato pari allo 0,25, in miglioramento del 9%, confermando l'impegno Eni nelle diverse attività operative per la riduzione degli infortuni.
• Emissioni dirette di GHG (Scope 1) da asset operati in aumento del 6% rispetto al 2020, principalmente per la ripresa delle attività.
• Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata pari a 20,2 tonnellate di CO² eq./ migliaia di boe, sostanzialmente stabile rispetto al 2020.
• Emissioni fuggitive di metano da asset operati in riduzione del 18% rispetto al 2020 in relazione al costante monitoraggio periodico in sito e delle relative attività di manutenzione.
• Net carbon footprint upstream (emissioni nette di GHG Scope 1 + Scope 2 contabilizzate su base equity al netto dei carbon sink) in lieve miglioramento rispetto al 2020.
• Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine in asset operati in aumento del 12% rispetto al 2020, principalmente a causa della ripresa delle attività presso gli impianti di Abu-Attifel ed El Feel in Libia, rimasti fermi per quasi tutto il 2020.
• Oil spill operativi più che dimezzati rispetto al 2020, grazie alla prosecuzione dell'azione di misure tecniche nelle attività operative.
• Acqua di produzione reiniettata in aumento rispetto al 2020 grazie alla completa ripresa delle attività di reiniezione in Congo e in Libia.
• Produzioni di idrocarburi pari a 1,7 milioni di boe/giorno a parità di prezzo. La crescita è stata sostenuta dal ramp-up delle produzioni gas dei giant Zohr in Egitto e Merakes in Indonesia, quest'ultimo avviato in aprile. La performance è stata condizionata dalla maggiore attività di manutenzione in Norvegia, Italia e Regno Unito, dalla minore attività in Nigeria e dal declino dei campi maturi.
• Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2021 ammontano a 6,6 miliardi di boe, determinate sulla base del prezzo del marker Brent di 69 \$/barile. Il tasso di rimpiazzo all sources è pari al 55%. Media triennale del tasso di rimpiazzo all sources pari al 73%. La vita utile residua delle riserve è di 10,8 anni (10,9 anni nel 2020).

Iniziative di decarbonizzazione

• I progetti per la cattura di CO² e lo stoccaggio in giacimenti operati offshore in via di esaurimento, ovvero il riutilizzo in altri cicli produttivi, rappresentano un elemento fondamentale nell'ambito della strategia di transizione energetica di Eni. In particolare, il progetto integrato HyNet nel Regno Unito, in cui Eni è operatore al 100% per il trasporto e stoccaggio della CO² in giacimenti gas esauriti nella baia di Liverpool, ad ottobre 2021, è stato selezionato dalle autorità britanniche tra i 2 prioritari che, per primi, riceveranno finanziamenti erogati dal fondo governativo britannico Carbon Capture Storage Infrastracture Fund (CCSIF) gestito da BEIS (il dipartimento per Business, Energy & Industrial Strategy) per supportare con 1 miliardo di sterline la realizzazione nel Regno Unito di almeno 4 hub di CCS entro il 2030. Il progetto fornirà un importante supporto al processo di decarbonizzazione del Paese contribuendo con 10 milioni di tonnellate per anno a regime rispetto alla recente ambizione espressa nella Strategia Net Zero (ottobre 2021) di 20-30 milioni di tonnellate all'anno di capacità di stoccaggio di CO² e per l'80% ai 5 GW di idrogeno a basse emissioni di carbonio, obiettivo fissato dal governo britannico per il 2030. Altra iniziativa in corso riguarda la realizzazione di un hub per la cattura e lo stoccaggio della CO² nei giacimenti esausti nell'offshore di Ravenna con un potenziale di 500 milioni di tonnellate di stoccaggio. Facendo leva sullo sviluppo di progetti CCS, il target è di raggiungere una capacità di stoccaggio in quota pari a 7 milioni di tonnellate/anno nel 2030.
• Proseguono le iniziative Eni nell'ambito di Natural Climate Solutions, tra cui i progetti mirati alla protezione, conservazione e gestione sostenibile delle foreste, principalmente nei Paesi in via di sviluppo e inquadrati nello schema REDD+ delle Nazioni Unite. In particolare, nel corso del 2021, oltre il Luangwa Community Forest, si sono aggiunti ulteriori progetti nella Repubblica dello Zambia e in Tanzania. Eni continua a valutare ulteriori iniziative in diversi Paesi attraverso l'avvio di altre collaborazioni con governi e sviluppatori internazionali in Africa, America Latina ed Asia. Le iniziative identificate e pianificate consentiranno di assicurare la compensazione delle emissioni residue nell'ambito della strategia di decarbonizzazione Eni.
• In Africa firmati accordi di collaborazione con i governi di Kenya, Angola, Congo, Costa d'Avorio, Benin, Mozambico e Ruanda per progetti di biofuel attraverso la creazione di filiere integrate di agro-biofeedstock non in competizione con la catena alimentare per approvvigionare le bioraffinerie Eni e decarbonizzare il mix energetico locale. In particolare, i progetti finalizzati alla produzione di tali feedstock assicurano sicurezza e continuità di approvvigionamento di cariche sostenibili (Low ILUC) e de-risking rispetto agli acquisti da mercato. Il modello di sviluppo di tali iniziative inoltre valorizza aspetti ambientali, in quanto contribuisce alla decarbonizzazione dei prodotti commercializzati e permette il recupero di terreni degradati e di combattere la deforestazione, nonché sociali con ricadute sul territorio in termini di occupazione, creazione di reddito rurale e accesso al mercato per gli agricoltori. Il modello massimizza le tutele dei diritti umani nonché promuove la salute, la sicurezza alimentare e il diritto di accesso alla terra delle popolazioni rurali.
• Finalizzato l'accordo con il Gruppo Bonifiche Ferraresi per la costituzione di una joint venture paritetica per lo sviluppo di progetti di ricerca e sperimentazione agricola di sementi di piante oleaginose da utilizzare come feedstock nelle bioraffinerie Eni. L'accordo prevede inoltre l'acquisto da parte di Eni di una partecipazione di minoranza nella controllata di BF Bonifiche Ferraresi e nella stessa BF SpA.
• Raggiunta da Solenova, joint-venture tra Eni e Sonangol, la Decisione Finale di Investimento (FID) e la firma del contratto di ingegneria, approvvigionamento e costruzione (EPC) della prima fase del progetto fotovoltaico di Caraculo, situato nella provincia di Namibe in Angola, il cui avvio è previsto nel quarto trimestre del 2022. L'impianto avrà una capacità totale di 50 MW e la sua realizzazione avverrà in fasi, la prima delle quali prevederà il raggiungimento della capacità di 25 MW.
• Firmato Memorandum of Understanding con la compagnia australiana Santos per identificare potenziali opportunità di collaborazione nell'ambito di progetti di cattura, stoccaggio e riutilizzo della CO² ed estendere la cooperazione nello sviluppo di idrocarburi nel nord dell'Australia. Altri accordi sono stati finalizzati in Egitto e Norvegia.

Esplorazione

L'attività esplorativa ottiene nel 2021 risultati eccellenti con la scoperta di oltre 700 milioni di boe di nuove risorse al costo competitivo di 1,3 \$/barile. L'esplorazione si conferma ancora elemento distintivo del modello upstream e i risultati raggiunti hanno consentito a Eni di ottenere il titolo di "explorer of the Year 2021" da parte della World Energy Capital Assembly.

• L'esplorazione conferma il proprio track-record con la scoperta di Baleine nel blocco CI-101 operato, nell'offshore della Costa d'Avorio, che ha identificato un accumulo stimato di circa 2 miliardi di barili di olio in posto e 2,4 trilioni di piedi cubi (TCF) di gas associato. La FID per la Fase 1 del progetto di sviluppo è stata raggiunta solo dopo cinque mesi dalla scoperta. In particolare, è stato definito con le autorità del Paese il piano di sviluppo della scoperta di Baleine in modalità fast-track e per fasi con avvio in early production nel primo semestre 2023 e successivo ramp-up. Il progetto sarà il primo sviluppo a net-zero emission (Scope 1 e 2) del continente africano. La carbon neutrality sarà raggiunta utilizzando una combinazione di leve di compensazione delle emissioni tramite progetti di distribuzione di Improved Cookstoves (Sviluppo Sostenibile) e di conservazione delle foreste (REDD+). La scoperta di Baleine conferma l'impegno Eni di generare valore riducendo al contempo l'impronta di carbonio e l'attenzione a migliorare il time-to-market delle scoperte esplorative.
• Importanti risultati sono stati raggiunti con scoperte near-field in Angola, dove la scoperta a olio di Cuica-1 consentirà di allungare la vita utile della FPSO che opera il blocco, in Ghana, con la scoperta a olio di Eban nel blocco operato CTP 4 in prossimità dell'hub produttivo Sankofa, e in Messico, con la scoperta a olio nel prospetto esplorativo Sayulita che fa seguito a quella di Saasken nel 2020. Altri successi esplorativi sono stati conseguiti in Egitto, Indonesia, Norvegia e Regno Unito.
• Il portafoglio esplorativo è stato rinnovato con circa 15.800 chilometri quadrati di nuovi permessi in Angola, Costa d'Avorio, Egitto, Emirati Arabi Uniti, Norvegia, Regno Unito e Vietnam.
• I costi di ricerca esplorativa sostenuti nel 2021 sono pari a €558 milioni (€510 milioni nel 2020) ed includono le radiazioni di pozzi di insuccesso pari a €364 milioni (€314 milioni nel 2020) relativi anche alla radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo. In particolare nell'ambito dell'attività esplorativa e di appraisal sono state rilevate radiazioni per €331 milioni riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell'esercizio sono risultati d'insuccesso, relativi in particolare a iniziative in Gabon, Montenegro, Myanmar, Bahrain, Egitto e Angola. Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €35 milioni sono riferite a titoli minerari esplorativi principalmente per abbandono delle iniziative sottostanti per fattori geopolitici e ambientali. A fine esercizio risultano 100 pozzi in progress (52,4 in quota Eni).

Sviluppo

• Conseguito lo start-up produttivo dei progetti:
  • in Indonesia, nel blocco operato East Sepinggan (Eni 65%), nelle acque profonde del Kalimantan Orientale, con l'avvio del progetto gas di Merakes;
  • in Angola, con "tie-in" delle scoperte satelliti Cuica e Cabaca North nel Blocco offshore 15/06 operato, in sinergia con le FPSO presenti nell'area;
  • nell'onshore dell'Emirato di Sharjah, con il progetto a gas e condensati di Mahani nella Concessione Area B (Eni 50%). Lo start-up è stato raggiunto in meno di 2 anni dalla firma del contratto petrolifero ed entro un anno dalla dichiarazione di scoperta.
• In Angola firmato l'accordo con BP per la costituzione della joint venture paritetica Azule Energy una business combination dei rispettivi portafogli upstream che permetterà di accelerare lo sviluppo degli asset nel Paese.
• Eni e il fondo di private equity HitecVision, azionisti di Vår Energi, hanno completato l'iter di quotazione della venture presso la borsa norvegese con il collocamento di un interest di circa l'11,2%.
• Gli investimenti di sviluppo sono pari a €3,4 miliardi, realizzati prevalentemente all'estero in particolare in Egitto, Angola, Stati Uniti, Messico, Emirati Arabi Uniti, Indonesia ed Iraq.
• Eni prosegue il suo impegno in iniziative e programmi per la promozione dello sviluppo locale attraverso un approccio distintivo che si basa inoltre su collaborazioni con altri attori riconosciuti a livello internazionale anche con partnership pubblico-private. In particolare, nel gennaio 2022 è stato firmato un accordo con l'Organizzazione delle Nazioni Unite per l'Educazione, la Scienza e la Cultura (UNESCO) in Messico per identificare iniziative congiunte che contribuiscano allo sviluppo sostenibile dell'economia locale; in più nel febbraio 2022 in collaborazione con l'Unione Europea e l'UNICEF, ha avviato un

progetto in partnership con il Governatorato di Bassora in Iraq, volto a migliorare la qualità dell'acqua. Inoltre, continuano le iniziative in Angola con Halo Trust, per lo sminamento dei terreni nella provincia di Benguela, e il programma con la FAO per promuovere l'accesso dell'acqua in Nigeria.

Nel 2021 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo è stata di €65 milioni (€59 milioni nel 2020); depositate 6 domande di brevetto.

RISERVE

GENERALITÀ

I criteri adottati per la valutazione e la classificazione delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, sono in linea con quanto previsto dalla "Regulation S-X Rule 4-10" emessa dalla Security and Exchange Commission (SEC). In particolare, sono definite "riserve certe" le quantità stimate di liquidi (compresi i condensati e i liquidi di gas naturale) e di gas naturale che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria, potranno con ragionevole certezza essere recuperate alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della valutazione. I prezzi utilizzati per la valutazione degli idrocarburi derivano dalle quotazioni ufficiali pubblicate da Platt's Marketwire, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall'applicazione di formule contrattuali in essere. I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell'esercizio; eventuali successive variazioni sono considerate solo se previste da contratti in essere. I metodi alla base delle valutazioni delle riserve hanno un margine intrinseco di incertezza. Nonostante l'esistenza di autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici da utilizzare per la valutazione delle riserve, la loro accuratezza dipende dalla qualità delle informazioni disponibili e dalla loro interpretazione. Conseguentemente le quantità stimate di riserve sono nel tempo soggette a revisioni, in aumento o in diminuzione, in funzione dell'acquisizione di nuovi elementi conoscitivi. Le riserve certe relative ai contratti di concessione sono determinate applicando la quota di spettanza al totale delle riserve certe rientranti nell'area coperta dal contratto e producibili entro la loro scadenza. Le riserve certe relative ai contratti di PSA sono stimate in funzione degli investimenti da recuperare (Cost oil) e della remunerazione fissata contrattualmente (Profit oil). Un meccanismo di attribuzione analogo caratterizza i contratti di service.

GOVERNANCE DELLE RISERVE

Eni ha sempre esercitato un controllo centralizzato sul processo di valutazione delle riserve certe. Il Dipartimento Riserve ha il compito di: (i) assicurare il processo di certificazione periodica delle riserve certe; (ii) mantenere costantemente aggiornate le direttive per la loro valutazione e classificazione e le procedure interne di controllo; e (iii) provvedere alle necessarie attività di formazione del personale coinvolto nel processo di stima delle riserve. Le direttive sono state verificate da DeGolyer and MacNaughton (D&M), società di ingegneri petroliferi indipendenti, che ne ha attestato la conformità alla normativa SEC in vigore1; D&M ha attestato inoltre che le direttive, laddove le norme SEC sono meno specifiche, ne forniscono un'interpretazione ragionevole e in linea con le pratiche diffuse nel mercato. Eni effettua la stima delle riserve di spettanza sulla base delle citate direttive anche quando partecipa ad attività di estrazione e produzione operate da altri soggetti. Il processo di valutazione delle riserve, come descritto nella procedura interna di controllo, coinvolge: (i) i responsabili delle unità operative (unità geografiche) e i Local Reserves Evaluators (LRE) che effettuano la valutazione e la classificazione delle riserve tecniche (profili di produzione, costi di investimento, costi operativi e di smantellamento e di ripristino siti); (ii) l'unità di Ingegneria del Petrolio e l'unità Operations di sede che verificano rispettivamente i profili di produzione relativi a campi che hanno subito variazioni significative ed i costi operativi; (iii) i responsabili di area geografica che validano le condizioni commerciali e lo stato dei progetti; (iv) il Dipartimento di Pianificazione e Controllo che effettua la valutazione economica delle riserve; e (v) il Dipartimento Riserve che, avvalendosi

(1) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all'indirizzo www.eni.com nella sezione Documentazione/Relazione Finanziaria Annuale 2016.

degli Head Quarter Reserves Evaluators (HRE), controlla in maniera indipendente rispetto alle suddette unità la congruità e la correttezza della classificazione delle riserve e ne consolida i volumi. Il responsabile del Dipartimento Riserve ha frequentato il Politecnico di Torino conseguendo la Laurea in Ingegneria per l'Ambiente e il Territorio, indirizzo Georisorse, nel 2000 e possiede un'esperienza di oltre 20 anni nel settore petrolifero e nella valutazione delle riserve. Il personale coinvolto nel processo di valutazione possiede requisiti di professionalità adeguati alla complessità del compito ed esprime il proprio giudizio nel rispetto dell'indipendenza e della deontologia professionale. In particolare la qualifica professionale dei Reserves Evaluators è conforme agli standard internazionali definiti dalla Society of Petroleum Engineers.

VALUTAZIONE INDIPENDENTE DELLE RISERVE

Eni attribuisce a società di ingegneri indipendenti tra i più qualificati sul mercato il compito di effettuare una valutazione2 indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi ed altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l'analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri. Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future ed ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze dell'attività indipendente condotta nel 2021³ da Ryder Scott Company, DeGolyer and MacNaughton e Societé Generale de Surveillance hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne. In particolare, nel 2021 sono state oggetto di valutazione indipendente riserve certe per circa il 27% delle riserve Eni al 31 dicembre 20214. Nel triennio 2019-2021 le valutazioni indipendenti hanno riguardato il 93%5 del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2021 i principali giacimenti non sottoposti a valutazione indipendente nell'ultimo triennio sono Belayim in Egitto e i campi dell'Area 1 in Messico.

EVOLUZIONE

Le riserve certe a fine periodo includono la quota Eni delle riserve di società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. L'evoluzione delle riserve certe nell'esercizio è stata la seguente:

	(milioni di boe)	Società consolidate	Società in joint venture e collegate			Totale
Riserve certe al 31 dicembre 2020		5.984		921		6.905
Nuove scoperte ed estensioni, revisioni di precedenti stime e miglioramenti da recupero assistito (escluso l'effetto prezzo)		68	76		144
Effetto prezzo		48	148		196
Promozioni nette		116		224		340
Portfolio		(3)				(3)
Produzione		(526)		(88)		(614)
Riserve certe al 31 dicembre 2021		5.571		1.057		6.628
Tasso di rimpiazzo all sources	(%)					55

(2) Dal 1991 al 2002 la società DeGolyer and MacNaughton a cui è stata affiancata, a partire dal 2003, anche la società Ryder Scott. Nel 2018 e 2021 ha fornito una certificazione indipendente anche la Societé Generale de Surveillance.

(5) La percentuale sale al 94% considerando le riserve del progetto A-LNG (Eni 13,6%) certificate nel 2020 da Gaffney Cline per conto degli shareholders del consorzio che opera il progetto.

⁽³⁾ I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all'indirizzo www.eni.com nella sezione Documentazione/Relazione Finanziaria Annuale 2021.

⁽⁴⁾ Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.

RISERVE CERTE DI PETROLIO E GAS NATURALE

	(milioni di barili) e condensati Petrolio	Gas naturale di metri cubi) (milioni	(milioni di boe) Idrocarburi	(milioni di barili) e condensati Petrolio	Gas naturale di metri cubi) (milioni	(milioni di boe) Idrocarburi	(milioni di barili) e condensati Petrolio	Gas naturale di metri cubi) (milioni	(milioni di boe) Idrocarburi
Società consolidate		2021			2020			2019
Italia	197	25.994	369	178	9.862	243	194	21.298	333
Sviluppate	146	20.635	283	146	7.934	199	137	18.592	258
Non sviluppate	51	5.359	86	32	1.928	44	57	2.706	75
Resto d'Europa	34	7.005	81	34	5.882	73	41	7.398	89
Sviluppate	34	6.849	80	31	5.489	68	37	6.840	82
Non sviluppate		156	1	3	393	5	4	558	7
Africa Settentrionale	393	64.357	820	383	62.336	798	468	77.532	974
Sviluppate	225	22.119	373	243	28.707	434	301	38.927	553
Non sviluppate	168	42.238	447	140	33.629	364	167	38.605	421
Egitto	210	117.547	992	227	132.859	1.110	264	146.993	1.225
Sviluppate	164	103.519	852	172	127.730	1.022	149	135.274	1033
Non sviluppate	46	14.028	140	55	5.129	88	115	11.719	192
Africa Sub-Sahariana	589	83.628	1.145	624	109.397	1.352	694	116.195	1.453
Sviluppate	435	49.801	766	469	49.581	799	519	52.609	863
Non sviluppate	154	33.827	379	155	59.816	553	175	63.586	590
Kazakhstan	710	48.296	1.032	805	56.725	1.182	746	55.747	1.108
Sviluppate	641	48.287	963	716	56.725	1093	682	55.743	1046
Non sviluppate	69	9	69	89		89	64	4	62
Resto dell'Asia	476	43.101	762	579	44.992	879	491	38.203	742
Sviluppate	262	27.501	445	297	19.094	424	245	19.403	372
Non sviluppate	214	15.600	317	282	25.898	455	246	18.800	370
America	237	7.753	288	224	4.961	256	225	6.785	268
Sviluppate	164	5.936	203	143	3.075	162	148	5.282	182
Non sviluppate	73	1.817	85	81	1.886	94	77	1.503	86
Australia e Oceania	1	12.103	82	1	13.420	91	1	14.350	95
Sviluppate	1	7.525	51	1	8.927	60	1	9.118	61
Non sviluppate		4.578	31		4.493	31		5.232	34
Totale società consolidate	2.847	409.784	5.571	3.055	440.434	5.984	3.124	484.501	6.287
Sviluppate	2.072	292.172	4.016	2.218	307.262	4.261	2.219	341.788	4.450
Non sviluppate	775	117.612	1.555	837	133.172	1.723	905	142.713	1.837
Società in joint venture e collegate
Resto d'Europa	378	18.533	502	400	14.448	496	424	21.869	567
Sviluppate	175	12.959	261	176	11.756	254	219	16.914	330
Non sviluppate	203	5.574	241	224	2.692	242	205	4.955	237
Africa Settentrionale	9	271	10	12	379	14	12	388	16
Sviluppate	9	271	10	12	379	14	12	388	16
Non sviluppate
Africa Sub-Sahariana	21	36.374	263	18	10.331	87	10	8.155	63
Sviluppate	9	4.678	39	15	4.830	47	7	2.520	23
Non sviluppate	12	31.696	224	3	5.501	40	3	5.635	40
America	6	41.348	282	30	44.149	324	31	46.661	335
Sviluppate	6	41.348	282	30	44.149	324	31	46.661	335
Non sviluppate
Totale società in joint venture e collegate	414	96.526	1.057	460	69.307	921	477	77.073	981
Sviluppate	199	59.256	592	233	61.114	639	269	66.483	704
Non sviluppate	215	37.270	465	227	8.193	282	208	10.590	277
Totale riserve certe	3.261	506.310	6.628	3.515	509.741	6.905	3.601	561.574	7.268
Sviluppate	2.271	351.428	4.608	2.451	368.376	4.900	2.488	408.271	5.154
Non sviluppate	990	154.882	2.020	1.064	141.365	2.005	1.113	153.303	2.114

Le riserve certe al 31 dicembre 2021 sono pari a 6.628 milioni di boe, di cui 5.571 milioni di boe relative alle società consolidate. Le promozioni nette di 340 milioni di boe sono riferite a: (i) revisioni di precedenti stime per 258 milioni di boe riferite principalmente ai campi E Structure in Libia, Val d'Agri in Italia, Karachaganak in Kazakhstan e Zubair in Iraq. Le revisioni di precedente stime includono l'effetto prezzo positivo di 196 milioni di boe, principalmente dovuto alla variazione del marker Brent di riferimento, passato da 41 \$/barile nel 2020 a 69 \$/barile nel 2021 con conseguente recupero delle riserve non economiche allo scenario 2020 i cui effetti sono stati parzialmente compensati da entitlements complessivamente negativi nei contratti di PSA; (ii) nuove scoperte ed estensioni per 70 milioni di boe a seguito principalmente alla decisione finale di investimento nel progetto New Gas Consortium e nei progetti Cuica e Ndungu del Blocco operato 15/06 in Angola; nel progetto Tommeliten Alpha Development nella PL044 e altri asset minori in Norvegia; nonché nei progetti BKNEP, Zas e Ret nel Berkine Nord in Algeria; e (iii) miglioramenti da recupero assistito di 12 milioni di boe riferiti essenzialmente al progetto Oooguruk negli Stati Uniti.

Le operazioni di portafoglio si riferiscono alla cessione del blocco OML 17 in Nigeria e alle acquisizioni nei campi Lucius negli Stati Uniti e Conwy nel Regno Unito.

Il tasso di rimpiazzo organico⁶ e all sources delle riserve certe si attesta al 55%. La vita utile residua delle riserve è pari a 10,8 anni (10,9 anni nel 2020).

Per ulteriori informazioni si rimanda alle Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas previste dalla SEC nelle note al bilancio consolidato.

RISERVE CERTE NON SVILUPPATE

Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2021 ammontano a 2.020 milioni di boe, di cui 990 milioni di barili di liquidi localizzati principalmente in Africa e Asia e 155 miliardi di metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa. Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per 775 milioni di barili di liquidi e 118 miliardi di metri cubi di gas naturale. L'evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell'esercizio è rappresentata dalla seguente tabella:

(milioni di boe) Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2020 2.005 Promozioni (232) Nuove scoperte ed estensioni 62 Revisioni di precedenti stime 174 Miglioramenti da recupero assistito 11 Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2021 2.020

Nel 2021 la conversione a riserve certe sviluppate (-232 milioni di boe) si riferisce principalmente all'avanzamento delle attività di sviluppo, agli start-up di giacimenti e alla revisione di progetti relativi in particolare ai giacimenti di Merakes in Indonesia, di Mitzon in Messico nonché al progetto GNL in Nigeria. Per ulteriori informazioni si rimanda alle Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas previste dalla

SEC nelle note al bilancio consolidato.

Gli investimenti di sviluppo sostenuti nel corso dell'anno per la promozione delle riserve non sviluppate sono pari a circa €4,8 miliardi.

La maggior parte delle riserve certe non sviluppate vengono riclassificate a riserve certe sviluppate generalmente in un arco temporale che non supera i 5 anni. Le riserve certe non sviluppate relative a taluni progetti possono rimanere tali per 5 o più anni a seguito di diverse motivazioni, tra cui le difficili condizioni operative in aree remote, limitazioni nella disponibilità di infrastrutture e nella capacità degli impianti o

⁽⁶⁾ Il tasso di rimpiazzo organico delle riserve è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (al netto delle cessioni e acquisizioni dell'anno) e la produzione dell'anno. Il tasso di rimpiazzo all sources è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di portafoglio) e la produzione dell'anno. Un valore superiore al 100% indica che nell'anno le promozioni a riserve certe sono state superiori ai volumi di riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve non può essere considerato un indicatore delle performance produttive future perché l'evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosità e incertezza in relazione ad una molteplicità di fattori, tra cui: il successo nello sviluppo di nuovi giacimenti, il completamento delle infrastrutture, l'impatto delle regolamentazioni dell'industria degli idrocarburi, rischi geopolitici, rischi geologici, rischi ambientali, l'evoluzione dei prezzi del petrolio e del gas naturale.

l'esistenza di vincoli contrattuali, altri fattori che possono condizionare i tempi di avvio e i livelli di produzione. I volumi di riserve certe non sviluppate rimasti tali per 5 o più anni sono pari a 0,45 miliardi di boe, in riduzione rispetto al 2020. Tali riserve sono concentrate principalmente: (i) in Iraq (0,10 miliardi di boe) nel giacimento di Zubair dove lo sviluppo delle residue riserve sta proseguendo con la perforazione e messa in produzione di nuovi pozzi attraverso le strutture esistenti già dimensionate in funzione del plateau produttivo atteso di 700 mila boe/giorno; (ii) in alcuni giacimenti a gas in Libia (0,30 miliardi di boe) dove lo sviluppo delle riserve e gli avvii in produzione sono programmati in funzione dell'adempimento degli obblighi di consegna derivanti da contratti di fornitura di gas di lungo termine; e (iii) in alcuni giacimenti in Italia (0,05 miliardi di boe) dove lo sviluppo è tuttora in corso.

IMPEGNI CONTRATTUALI DI FORNITURA

Eni, tramite le società consolidate, in joint venture e collegate, vende le produzioni di petrolio e gas naturale sulla base di differenti schemi contrattuali. Alcuni di questi contratti, per lo più inerenti alle vendite di gas, stabiliscono termini di fornitura di quantità fisse e determinabili. Eni, sulla base dei contratti o degli accordi esistenti, ha l'obbligo contrattuale di consegnare, nell'arco dei prossimi tre anni, una quantità di idrocarburi pari a circa 623 milioni di boe, principalmente gas naturale a controparti terze prodotto dai propri campi localizzati principalmente in Algeria, Australia, Egitto, Ghana, Indonesia, Kazakhstan, Libia, Nigeria, Norvegia e Venezuela. I contratti di vendita prevedono varie formule di prezzo fisse e variabili legate generalmente ai prezzi di mercato del petrolio, del gas naturale o di altri prodotti petroliferi. Il management ritiene di poter soddisfare gli impegni contrattuali di fornitura in essere principalmente tramite la produzione delle proprie riserve certe sviluppate e in alcune circostanze integrando le proprie disponibilità con acquisti di prodotto da terzi. La produzione prevede di coprire circa il 93% degli impegni di fornitura. Eni ha rispettato tutti gli impegni contrattuali di consegna ad oggi in essere.

PRODUZIONE

La produzione di idrocarburi nel 2021 è stata di 1,682 milioni di boe/giorno, in riduzione del 2,2% a parità di prezzo rispetto al 2020 a seguito delle maggiori manutenzioni in Norvegia, Italia e Regno Unito, la minore attività in Nigeria e il declino dei giacimenti maturi. Tali fattori negativi sono stati parzialmente compensati dalla robusta performance in Egitto e Indonesia grazie ai ramp-up dei flagship project rispettivamente di Zohr e Merakes in un contesto di forte domanda globale per il gas e il GNL e grazie anche al riavvio del terminale di liquefazione di Damietta, nonché per il progressivo allentamento delle quote produttive OPEC+ con il ripristino delle produzioni oggetto di cap, in particolare negli Emirati Arabi Uniti e in Kazakhstan.

La produzione di petrolio è stata di 813 mila barili/giorno in riduzione del 4% rispetto al 2020. L'effetto prezzo, la riduzione in Nigeria e il declino di giacimenti maturi sono stati in parte compensati dalla crescita produttiva registrata in Egitto e dal progressivo allentamento delle quote produttive OPEC+ con il ripristino delle produzioni. La produzione di gas naturale è stata di 131 milioni di metri, in riduzione del 2% rispetto al 2020. Il declino dei giacimenti maturi e la minore attività in Nigeria sono stati in parte compensati dal ramp-up delle produzioni di Zohr (Egitto) e Merakes (Indonesia) sostenuto dalla forte domanda a livello globale.

La produzione venduta di idrocarburi è stata di 567 milioni di boe. La differenza di 47 milioni di boe rispetto alla produzione di 614 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di idrocarburi destinati all'autoconsumo (42 milioni di boe), alla variazione delle rimanenze e altri fattori. La produzione venduta di petrolio e condensati (295 milioni di barili) è stata destinata per circa il 63% al business Refining & Marketing. La produzione venduta di gas naturale (41 miliardi di metri cubi) è stata destinata per circa il 16% al settore Global Gas & LNG Portfolio.

PRODUZIONE ANNUALE DI IDROCARBURI(a)(b)

	(milioni di barili) e condensati Petrolio	Gas naturale di metri cubi) (miliardi	(milioni di boe) Idrocarburi	(milioni di barili) e condensati Petrolio	Gas naturale di metri cubi) (miliardi	(milioni di boe) Idrocarburi	(milioni di barili) e condensati Petrolio	Gas naturale di metri cubi) (miliardi	(milioni di boe) Idrocarburi
Società consolidate		2021			2020			2019
Italia	13	2,6	30	17	3,3	39	19	3,9	45
Resto d'Europa	7	1,2	15	8	1,6	19	8	1,8	20
Regno Unito	7	1,2	15	8	1,6	19	8	1,8	20
Africa Settentrionale	45	7,5	95	41	7,9	93	61	11,9	138
Algeria	20	1,7	31	19	1,6	30	23	1,2	30
Libia	24	5,6	62	21	6,2	61	37	10,6	106
Tunisia	1	0,2	2	1	0,1	2	1	0,1	2
Egitto	30	15,2	131	24	12,5	106	27	15,6	129
Africa Sub-Sahariana	73	5,0	106	80	7,1	127	91	6,4	133
Angola	33	0,5	37	33	0,6	37	37	0,7	42
Congo	16	1,4	25	18	1,4	27	22	1,5	32
Ghana	8	0,9	13	9	0,9	15	9	1,0	15
Nigeria	16	2,2	31	20	4,2	48	23	3,2	44
Kazakhstan	37	2,4	53	40	2,9	60	36	2,8	55
Resto dell'Asia	29	5,3	65	32	4,8	64	32	5,2	66
Cina							1		1
Emirati Arabi Uniti	17	0,2	18	17	0,1	18	18	0,1	19
Indonesia		3,3	23		2,6	17		3,2	21
Iraq	9	0,7	14	11	0,8	17	10	0,8	15
Pakistan		0,6	4		0,8	5		1,1	7
Timor Leste	1	0,4	3	1	0,5	4
Turkmenistan	2	0,1	3	3		3	3		3
America	19	0,8	25	21	1,0	28	20	0,7	24
Ecuador							2		2
Messico	4	0,2	6	4	0,1	5	1		1
Stati Uniti	15	0,6	19	17	0,9	23	17	0,7	21
Australia e Oceania	0	0,9	6	0	0,9	6	1	1,4	10
Australia		0,9	6		0,9	6	1	1,4	10
	253	40,9	526	263	42,0	542	295	49,7	620
Società in joint venture e collegate
Angola	1	0,9	7	1	1,0	8	2	1,0	8
Norvegia	41	3,4	63	42	3,8	68	27	1,9	40
Tunisia	1		1	1		1	1		1
Venezuela	1	2,5	17	1	2,2	15	1	2,0	14
	44	6,8	88	45	7,0	92	31	4,9	63
Totale	297	47,7	614	308	49,0	634	326	54,6	683

(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.

(b) Comprende la quota di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (42, 45 e 45 milioni di boe, rispettivamente nel 2021, 2020 e 2019).

PRODUZIONE GIORNALIERA DI IDROCARBURI(a)(b)

	(migliaia di barili/g) e condensati Petrolio	(milioni di metri cubi/g) Gas naturale	(migliaia di boe/g) Idrocarburi	(migliaia di barili/g) e condensati Petrolio	(milioni di metri cubi/g) Gas naturale	(migliaia di boe/g) Idrocarburi	(migliaia di barili/g) e condensati Petrolio	(milioni di metri cubi/g) Gas naturale	(migliaia di boe/g) Idrocarburi
Società consolidate		2021			2020			2019
Italia	36	7,1	83	47	9,0	107	53	10,7	123
Resto d'Europa	19	3,4	41	23	4,5	52	23	4,9	55
Regno Unito	19	3,4	41	23	4,5	52	23	4,9	55
Africa Settentrionale	124	20,4	259	112	21,4	255	166	32,5	379
Algeria	54	4,7	85	53	4,3	81	62	3,2	83
Libia	67	15,3	168	56	16,8	168	101	29,0	291
Tunisia	3	0,4	6	3	0,3	6	3	0,3	5
Egitto	82	41,8	360	64	34,1	291	75	42,7	354
Africa Sub-Sahariana	198	13,9	291	218	19,2	345	249	17,6	363
Angola	91	1,6	101	89	1,6	100	102	1,9	113
Congo	44	3,8	70	49	3,7	73	59	4,2	87
Ghana	20	2,4	36	24	2,5	41	24	2,8	42
Nigeria	43	6,1	84	56	11,4	131	64	8,7	121
Kazakhstan	102	6,6	146	110	8,0	163	100	7,7	150
Resto dell'Asia	80	14,6	177	88	13,2	176	86	14,2	179
Cina	1		1	1		1	1		1
Emirati Arabi Uniti	47	0,4	51	46	0,3	48	49	0,2	51
Indonesia	1	9,1	61	1	7,0	48	2	8,7	59
Iraq	24	2,0	37	31	2,2	45	27	2,2	41
Pakistan		1,7	11		2,2	15		2,9	19
Timor Leste	1	1,2	9	2	1,3	10
Turkmenistan	6	0,2	7	7	0,2	9	7	0,2	8
America	53	2,0	67	57	2,7	75	55	1,9	68
Ecuador							6		6
Messico	11	0,4	14	12	0,3	14	4	0,1	4
Stati Uniti	42	1,6	53	45	2,4	61	45	1,8	58
Australia e Oceania		2,4	16		2,6	17	2	4,0	28
Australia		2,4	16		2,6	17	2	4,0	28
	694	112,2	1.440	719	114,7	1.481	809	136,2	1.699
Società in joint venture e collegate
Angola	3	2,4	19	4	2,8	23	4	2,8	23
Norvegia	111	9,1	172	116	10,3	185	74	5,2	108
Tunisia	3	0,1	3	2	0,1	2	3	0,1	3
Venezuela	2	6,8	48	2	6,0	42	3	5,4	38
	119	18,4	242	124	19,2	252	84	13,5	172
Totale	813	130,6	1.682	843	133,9	1.733	893	149,7	1.871

(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. (b) Comprende la quota di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (116, 124 e 124 mila boe/giorno, rispettivamente nel 2021, 2020 e 2019).

POZZI PRODUTTIVI

Nel 2021 i pozzi dedicati alla produzione di idrocarburi sono 8.100 (2.788,6 in quota Eni). In particolare, i pozzi produttivi di petrolio sono pari a 6.649 (2.157,8 in quota Eni); i pozzi in produzione di gas naturale sono pari a 1.451 (630,8 in quota Eni). Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi produttivi, come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932).

POZZI PRODUTTIVI(a)

		2021
		Petrolio	Gas naturale
(numero)	totali	in quota Eni	totali	in quota Eni
Italia	201,0	155,2	331,0	293,4
Resto d'Europa	655,0	115,2	184,0	48,4
Africa Settentrionale	620,0	262,2	132,0	71,2
Egitto	1.263,0	539,8	134,0	43,5
Africa Sub-Sahariana	2.401,0	506,5	199,0	26,3
Kazakhstan	208,0	56,9	1,0	0,3
Resto dell'Asia	1043,0	388,6	183,0	63,7
America	258,0	133,4	285,0	82,0
Australia e Oceania			2,0	2,0
	6.649,0	2.157,8	1.451,0	630,8

(a) Include 1.198 (315,1 in quota Eni) pozzi dove insistono più completamenti sullo stesso foro (pozzi a completamento multiplo). L'attività perforativa a completamento multiplo consente di produrre temporaneamente da diverse formazioni di idrocarburi mineralizzate a petrolio e gas attraverso un unico pozzo.

ATTIVITÀ DI DRILLING

ESPLORAZIONE

Nel 2021 sono stati ultimati 31 nuovi pozzi esplorativi (17,4 in quota Eni), a fronte dei 28 nuovi pozzi esplorativi (13,8 in quota Eni) del 2020 e dei 31 nuovi pozzi esplorativi (16,3 in quota Eni) del 2019.

Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi esplorativi classificati di successo commerciale, sterili e in progress come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). Il coefficiente di successo commerciale per l'intero portafoglio pozzi è stato del 54% (49% in quota Eni), a fronte del 28% (30% in quota Eni) del 2020 e del 36% (47% in quota Eni) del 2019.

PERFORAZIONE ESPLORATIVA

			Pozzi completati(a)		Pozzi in progress(b)
	2021		2020		2019		2021
(numero)	successo commerciale	sterili(c)	successo commerciale	sterili(c)	successo commerciale	sterili(c)	totale	in quota Eni
Italia						0,5
Resto d'Europa	0,1	0,3	0,8	0,4	0,3	1,4	23,0	5,7
Africa Settentrionale			0,5	1,5	0,5		11,0	8,5
Egitto	5,0	5,0	0,7	1,5	4,5	1,5	14,0	10,5
Africa Sub-Sahariana	1,1	0,4	0,1	0,9	0,5	0,9	33,0	19,0
Kazakhstan				1,1
Resto dell'Asia	0,7	1,0	0,8	0,9		1,7	15,0	6,5
America		0,7		0,6			3,0	1,9
Australia e Oceania						0,5	1,0	0,3
	7,0	7,4	2,9	6,9	5,8	6,5	100,0	52,4

(a) Numero di pozzi in quota Eni.

(b) Includono i pozzi temporaneamente sospesi e in attesa di valutazione.

(c) Un pozzo sterile è un pozzo esplorativo o di sviluppo dal quale non è possibile produrre una quantità sufficiente di petrolio o gas naturale tale da giustificarne il completamento.

SVILUPPO

Nel 2021 sono stati ultimati 154 nuovi pozzi di sviluppo (47,7 in quota Eni) a fronte dei 182 nuovi pozzi di sviluppo (57,4 in quota Eni) del 2020 e dei 241 (85,4 in quota Eni) del 2019. È attualmente in corso la perforazione di 80 pozzi di sviluppo (25,3 in quota Eni).

Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi di sviluppo classificati come produttivi, sterili e in progress, come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932).

			Pozzi in progress
	2021		2020	Pozzi completati(a) 2019			2021
(numero)	produttivi	sterili(b)	produttivi	sterili(b)	produttivi	sterili(b)	totale	in quota Eni
Italia					3,0
Resto d'Europa	4,8		2,8		3,3		28,0	5,5
Africa Settentrionale	2,5		4,3		5,0	1,1	1,0	0,5
Egitto	17,0	0,8	23,2		33,5		9,0	3,8
Africa Sub-Sahariana	3,8		1,2		7,0		6,0	1,2
Kazakhstan			0,3		0,9		1,0	0,3
Resto dell'Asia	14,9		23,2	0,4	27,3	2,2	31,0	10,0
America	3,9		2,0		2,1		4,0	4,0
Australia e Oceania
	46,9	0,8	57,0	0,4	82,1	3,3	80,0	25,3

PERFORAZIONE DI SVILUPPO

(a) Numero di pozzi in quota Eni.

(b) Un pozzo sterile è un pozzo esplorativo o di sviluppo dal quale non è possibile produrre una quantità sufficiente di petrolio o gas naturale tale da giustificarne il completamento.

SUPERFICI

Nel 2021 Eni ha condotto operazioni in 42 Paesi dei cinque continenti. Al 31 dicembre 2021 il portafoglio minerario di Eni consiste in 771 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l'esplorazione e lo sviluppo con una superficie totale di 335.501 chilometri quadrati in quota Eni (336.449 chilometri quadrati in quota Eni al 31 dicembre 2020), di cui 577 chilometri quadrati relativi ad attività CCUS in Regno Unito. La superficie sviluppata è di 27.697 chilometri quadrati e la superficie non sviluppata è di 307.804 chilometri quadrati in quota Eni.

Nel 2021 le principali variazioni derivano: (i) dall'acquisto di nuovi titoli principalmente in Vietnam, Angola, Norvegia, Costa d'Avorio, Regno Unito, Emirati Arabi Uniti ed Egitto per una superficie di circa 17.100 chilometri quadrati; (ii) dal rilascio di licenze principalmente in Myanmar, Costa d'Avorio, Pakistan, Egitto, Norvegia, Stati Uniti, Italia e Regno Unito per circa 11.500 chilometri quadrati; (iii) dall'incremento di superficie netta, anche per variazioni di quota, in Angola, Timor Leste, Italia e Stati Uniti per complessivi 700 chilometri quadrati; e (iv) dalla riduzione di superficie netta principalmente in Marocco, Kenya, Italia, Emirati Arabi Uniti e Mozambico per complessivi 7.250 chilometri quadrati.

Nel corso dei prossimi tre anni sono previste superfici in scadenza relative a titoli o permessi esplorativi nelle seguenti aree: (i) Resto d'Europa, in particolare a Cipro; (ii) Resto dell'Asia, in particolare in Oman, Vietnam, Russia, Emirati Arabi Uniti, Myanmar; (iii) Africa Settentrionale, in particolare in Marocco e Libia; (iv) Africa Sub-Sahariana, in particolare in Kenya, Mozambico e Sud Africa; (v) America, in particolare in Messico. Nella gran parte dei casi esistono opzioni contrattuali di estensione o rinnovo che potranno essere esercitate o meno in funzione dei risultati degli studi e delle attività previste. Si ritiene quindi che una considerevole parte di superficie verrà mantenuta a seguito di estensione dei permessi.

PRINCIPALI AREE SVILUPPATE E NON SVILUPPATE

	31 dicembre 2020				31 dicembre 2021
	Sup. netta(a) Totale	Numero titoli	sviluppata(a)(b) Sup. lorda	non sviluppata(a) Sup. lorda	Sup. lorda(a) Totale	sviluppata(a)(b) Sup. netta	non sviluppata(a) Sup. netta	Sup. netta(a) Totale
EUROPA	39.841	308	14.224	65.679	79.903	8.246	31.612	39.858
Italia	13.632	123	8.087	6.810	14.897	6.786	5.332	12.118
Resto d'Europa	26.209	185	6.137	58.869	65.006	1.460	26.280	27.740
Albania	587	1		587	587		587	587
Cipro	13.988	7		25.474	25.474		13.988	13.988
Groenlandia	1.909	2		4.890	4.890		1.909	1.909
Montenegro	614	1		1.228	1.228		614	614
Norvegia	6.253	138	5.218	22.709	27.927	836	6.436	7.272
Regno Unito	975	34	919	1.280	2.199	624	863	1.487
Altri Paesi	1.883	2		2.701	2.701		1.883	1.883
AFRICA	129.167	277	48.879	233.042	281.921	12.896	115.290	128.186
Africa Settentrionale	31.033	75	12.068	48.201	60.269	5.292	22.483	27.775
Algeria	4.732	51	6.809	3.982	10.791	2.851	1.914	4.765
Libia	13.294	11	1.963	24.673	26.636	958	12.336	13.294
Marocco	10.755	1		16.730	16.730		7.529	7.529
Tunisia	2.252	12	3.296	2.816	6.112	1.483	704	2.187
Egitto	7.384	56	4.983	13.729	18.712	1.782	4.994	6.776
Africa Sub-Sahariana	90.750	146	31.828	171.112	202.940	5.822	87.813	93.635
Angola	5.639	66	10.680	22.749	33.429	2.010	8.800	10.810
Congo	1.306	21	1.164	1.320	2.484	678	628	1.306
Costa d'Avorio	3.372	5		3.840	3.840		3.385	3.385
Gabon	2.931	3		2.931	2.931		2.931	2.931
Ghana	495	3	226	930	1.156	100	395	495
Kenya	43.948	6		50.677	50.677		41.892	41.892
Mozambico	4.349	10		24.782	24.782		4.171	4.171
Nigeria	6.439	31	19.758	8.206	27.964	3.034	3.340	6.374
Sud Africa	22.271	1		55.677	55.677		22.271	22.271
ASIA	154.845	70	15.943	267.694	283.637	4.964	150.518	155.482
Kazakhstan	1.947	7	2.391	3.853	6.244	442	1.505	1.947
Resto dell'Asia	152.898	63	13.552	263.841	277.393	4.522	149.013	153.535
Bahrain	2.858	1		2.858	2.858		2.858	2.858
Cina	11	3	62		62	10		10
Emirati Arabi Uniti	18.680	12	3.017	29.603	32.620	251	18.520	18.771
Indonesia	14.184	13	4.778	16.499	21.277	2.441	11.743	14.184
Iraq	446	1	1.074		1.074	446		446
Libano	1.461	2		3.653	3.653		1.461	1.461
Myanmar	10.015	2		7.192	7.192		4.113	4.113
Oman	58.955	3		102.016	102.016		58.955	58.955
Pakistan	2.313	13	4.009		4.009	1.072		1.072
Russia	17.975	2		53.930	53.930		17.975	17.975
Timor Leste	1.620	4	412	2.200	2.612	122	1.806	1.928
Turkmenistan	180	1	200		200	180		180
Vietnam	20.956	5		31.290	31.290		28.338	28.338
Altri Paesi	3.244	1		14.600	14.600		3.244	3.244
AMERICA	9.719	112	2.217	14.813	17.030	1.003	8.267	9.270
Messico	3.106	10	14	5.455	5.469	14	3.092	3.106
Stati Uniti	1.198	90	942	520	1.462	492	259	751
Venezuela	1.066	6	1.261	1.543	2.804	497	569	1.066
Altri Paesi	4.349	6		7.295	7.295		4.347	4.347
AUSTRALIA E OCEANIA	2.877	4	728	2.608	3.336	588	2.117	2.705
Australia	2.877	4	728	2.608	3.336	588	2.117	2.705
Totale	336.449	771	81.991	583.836	665.827	27.697	307.804	335.501

(a) Chilometri quadrati.

(b) La superficie sviluppata si riferisce a quei titoli per i quali almeno una porzione dell'area è in produzione o contiene riserve certe sviluppate.

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PRINCIPALI ASSET PRODUTTIVI (% IN QUOTA ENI) E ANNO DI AVVIO DELLE OPERAZIONI

ITALIA		(1926) Operati	Mare Adriatico e Ionio	Barbara (100%), Annamaria (100%), Clara NW (51%), Hera Lacinia (100%) e Bonaccia (100%)
			Basilicata	Val d'Agri (61%)
			Sicilia	Gela (100%), Tresauro (45%), Giaurone (100%), Fiumetto (100%), Prezioso (100%) e Bronte (100%)
RESTO	(1965) Operati		Goliat (45,40%), Marulk (13,97%), Balder & Ringhorne (62,87%) e Ringhorne East (48,88%)
D'EUROPA		Non operati	Satellites Sygna (14,67%), Grane (19,78%)	Åsgard (15,41% ), Mikkel (33,79%), Great Ekofisk Area (8,65%), Snorre (12,96%), Ormen Lange (4,43%), Statfjord Unit (14,92%), Statfjord Satellites East (10,16%), Statfjord Satellites North (17,46%), Statfjord
	Regno Unito	(1964) Operati	Liverpool Bay (100%) e Hewett Area (89,3%)
		Non operati		Elgin/Franklin (21,87%), Glenelg (8%), J Block (33%), Jasmine (33%) e Jade (7%)
AFRICA SETTENTRIONALE	Algeria(b)	(1981) Operati		Sif Fatima II (49%), Zemlet El Arbi (49%), Ourhoud II (49%), Blocchi 403a/d (da 65% a 100%), Blocco ROM Nord (35%), Blocchi 401a/402a (55%), Blocco 403 (50%) e Blocco 405b (75%)
		Non operati	Blocco 404 (12,25%) e Blocco 208 (12,25%)
	Libia(b)	(1959) Non operati	Aree contrattuali onshore	Area A (ex concessione 82 - 50%), Area B (ex concessione 100/ Bu-Attifel e Blocco NC 125 - 50%), Area E (El-Feel - 33,3%) ed Area D (Blocco NC 169 - 50%)
			Aree contrattuali offshore	Area C (Bouri - 50%) ed Area D (Block NC 41 - 50%)
	Tunisia	(1961) Operati	ed El Borma (50%)	Maamoura (49%), Baraka (49%), Adam (25%), Oued Zar (50%), Djebel Grouz (50%), MLD (50%)
EGITTO(b)(c)		(1954) Operati		Shorouk (Zohr - 50%), Nile Delta (Abu Madi West/Nidoco - 75%), Sinai (Belayim Land, Belayim Mari ne e Abu Rudeis - 100%), Meleiha (76%), North Port Said (Port Fouad - 100%), Temsah (Tuna, Temsah e Denise - 50%), Southwest Meleiha (100%), Baltim (50%), Ras Qattara (El Faras e Zarif - 75%), West Abu Gharadig (Raml - 45%) e West Razzak (100%)
		Non operati		Ras el Barr (Ha'py e Seth - 50%) e South Ghara (25%)
AFRICA	Angola	(1980) Operati	Blocco 15/06 (36,84%)
SUB-SAHARIANA		Non operati	e le Development Area del Blocco 15 (18%)	Blocco 0 (9,8%), le Development Area nel Blocco 3 e 3/05-A (12%), le Development Area nel Blocco 14 (Eni 20%), la Development Area Lianzi nel Blocco 14K/A IMI (10%)
	Congo	(1968) Operati	M'Boundi (83%) e Kouakouala (75%)	Néné-Banga Marine e Litchendjili (Blocco Marine XII, 65%), Zatchi (55,25%), Loango (42,5%), Ikalou (85%), Djambala (50%), Foukanda (58%), Mwafi (58%), Kitina (52%), Awa Paloukou (90%),
		Non operati	Yanga Sendji (29,75%) e Likouala (35%)
	Ghana	(2009) Operati	Offshore Cape Three Points (44,44%)
	Nigeria	(1962) Operati	OML 60, 61, 62 e 63 (20%) e OML 125 (100%)
		Non operati(d)	OML 118 (12,5%)
KAZAKHSTAN(b)		(1992) Operati(e)	Karachaganak (29,25%)
		Non operati	Kashagan (16,81%)
RESTO DELL'ASIA	Emirati Arabi Uniti	(2018) Non operati		Lower Zakum (5%), Umm Shaif e Nasr (10%) e Area B - Sharjah (50%)
	Indonesia	(2001) Operati	Jangkrik (55%) e Merakes (65%)
	Iraq	(2009) Non operati(f)	Zubair (41,56%)
	Pakistan	(2000) Operati	Bhit/Bhadra (40%) e Kadanwari (18,42%)
		Non operati	Latif (33,3%), Zamzama (17,75%) e Sawan (23,7%)
	Turkmenistan	(2008) Operati	Burun (90%)
AMERICA	Messico	(2019) Operati	Area 1 (100%)
	Stati Uniti	(1968) Operati	Golfo del Messico	Allegheny (100%), Appaloosa (100%), Pegasus (85%), Longhorn (75%), Devils Towers (75%) e Triton (75%)
			Alaska	Nikaitchuq (100%) e Oooguruk (100%)
		Non operati	Golfo del Messico	Europa (32%), Medusa (25%), Lucius (11,1%), K2 (13,4%), Frontrunner (37,5%) e Heidelberg (12,5%)
			Texas	Alliance area (27,5%)
	Venezuela	(1998) Non operati	Perla (50%), Corocoro (26%) e Junín 5 (40%)
				(a) Asset detenuti tramite Vår Energi, joint venture valutata all'equity (quota Eni 69,85%). Al completamento dell'iter di quotazione della venture avvenuto il 16 febbraio 2022, la quota Eni

nella società è pari a 64,255%. (b) In alcune rilevanti iniziative minerarie, Eni e lo Stato detentore delle riserve concordano di affidare lo svolgimento delle operazioni estrattive a un operatore dotato di veste giuridica propria (cosiddette operating company), non soggetto al controllo Eni.

(c) Sono riportate, in quanto significative, le percentuali di working interest (e non di partecipating interest) che includono la quota di costi sostenuti per conto della first party secondo i termini del PSA in vigore nel Paese.

(d) Attraverso la SPDC JV, Eni partecipa con una quota del 5% in 16 blocchi onshore e in 1 blocco nell'offshore convenzionale, nonché con una quota del 12,86% in 2 blocchi nell'offshore convenzionale.

(e) Eni e Shell sono co-operatori.

(f) Eni è capofila di un consorzio costituito da compagnie internazionali con la compagnia di Stato Missan Oil, parte di un Technical Service Contract in qualità di contractor.

PRINCIPALI INIZIATIVE DI ESPLORAZIONE E DI SVILUPPO

Le attività di esplorazione e produzione sono condotte in diversi Paesi e pertanto soggette al rispetto di legislazioni, normative e regolamenti che riguardano tutti gli aspetti delle attività upstream quali: l'acquisizione di licenze, i volumi di petrolio e gas che saranno effettivamente estratti, le royalties, i prezzi, la tutela ambientale, l'esportazione, la fiscalità e i tassi di cambio applicabili.

Le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l'accesso di Eni alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. Le tipologie contrattuali in cui Eni opera rientrano normalmente nel regime di concessione o Production Sharing Agreement (PSA).

Contratti di concessione. Eni opera in regime di concessione principalmente nei Paesi occidentali. In forza dell'assegnazione della concessione mineraria, la Società ha un diritto esclusivo sulle attività di esplorazione, sviluppo e produzione, sostiene i rischi e i costi connessi all'attività e ha diritto alle produzioni realizzate. A fronte delle concessioni minerarie ricevute, la Società corrisponde delle royalties (pagamenti, anche in natura, corrispondenti ai diritti di estrazione degli idrocarburi, tipicamente determinati come una percentuale stabilita del fatturato o della produzione al netto delle deduzioni applicabili) e, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, è tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della concessione. La durata o la possibilità di rinnovo dei contratti di concessione variano a seconda dell'area o del Paese, ad eccezione di quanto stabilito negli Stati Uniti dove tali contratti rimangono in vigore fino alla cessazione della produzione. Le riserve certe relative ai contratti di concessione sono determinate applicando la quota di spettanza al totale delle riserve certe rientranti nell'area coperta dal contratto e producibili entro la loro scadenza.

Production Sharing Agreement (PSA). Eni opera tramite PSA in diversi Paesi esteri, principalmente in Africa, Medio ed Estremo Oriente. Il diritto minerario è in capo alla società nazionale dello Stato concedente, alla quale viene di norma conferita l'esclusiva dell'attività di ricerca e produzione idrocarburi, con facoltà di istituire rapporti contrattuali con altre società estere o locali. Con il contratto, il Committente (la società nazionale) affida al Contrattista (la società terza) il compito di eseguire i lavori di esplorazione e produzione con l'apporto di tecnologie e mezzi finanziari. Sotto il profilo economico il contratto prevede che il rischio esplorativo sia a carico del Contrattista e che la produzione venga suddivisa in due parti: una (Cost Oil) destinata al recupero dei costi del Contrattista; l'altra (Profit Oil) suddivisa a titolo di profitto tra il Committente e il Contrattista secondo schemi di ripartizione variabili. Sulla base di questa configurazione di principio, la contrattualistica specifica può assumere caratteristiche diverse a seconda dei Paesi. In base a tali contratti, Eni ha diritto a una parte delle riserve di un giacimento, la cui vendita è destinata a coprire le spese sostenute per sviluppare e gestire il campo. Le quote di produzioni e di riserve di spettanza tengono conto delle quote di idrocarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi contrattuali prevedano che l'onere tributario a carico della Società sia assolto dall'ente nazionale in nome e per conto della Società a valere sulla quota di Profit Oil.

La durata o la possibilità di rinnovo dei contratti di PSA variano a seconda dell'area o del Paese. Un meccanismo di attribuzione analogo caratterizza i contratti di service.

ITALIA

In linea con la strategia di decarbonizzazione Eni, è stato avviato un programma per la realizzazione di un hub per la cattura e lo stoccaggio della CO2 (Carbon Capture and Storage - CCS) nei giacimenti esausti nell'offshore di Ravenna con un potenziale di 500 milioni di tonnellate di stoccaggio. Il programma prevede la realizzazione di un progetto pilota, con avvio delle attività previste entro il 2023, a seguito di tutte le autorizzazioni necessarie. Lo sviluppo su scala industriale è previsto in una successiva fase. Le attività in programma, oltre ad avere un impatto positivo sul piano tecnologico e delle competenze, prevedono costi di sviluppo ridotti facendo leva sul riutilizzo delle facility offshore dei giacimenti esausti.

Negli asset a gas dell'offshore Adriatico le attività hanno riguardato: (i) la manutenzione e l'ottimizzazione della produzione principalmente nei campi Annalisa (Eni 100%) e Calipso (Eni 51%); e (ii) la razionalizzazione impiantistica degli asset. Nell'ambito del programma di decommissioning delle facility offshore dei giacimenti esauriti, le attività sono proseguite nel rispetto del Decreto Ministeriale del 15 febbraio 2019 "Linee guida nazionali per la dismissione mineraria delle piattaforme per la coltivazione in mare e delle infrastrutture connesse". La dismissione di 6 piattaforme è in corso di autorizzazione ministeriale. Relativamente alle iniziative di economia circolare è stato avviato un progetto in collaborazione con enti di ricerca nazionali per la riqualificazione degli asset in fase di dismissione. Il progetto ha individuato una piattaforma offshore per l'avvio delle attività di riconversione per realizzare un parco scientifico marino.

Nel 2021 è stato siglato il IX Accordo di collaborazione con il Comune di Ravenna, che prevede iniziative nell'ambito: (i) ambientale, attraverso studi e programmi di monitoraggio e di salvaguardia dell'area costiera e tutela del territorio; (ii) interventi di efficientamento energetico; (iii) formazione professionale, sostegno all'economia locale e valorizzazione delle attività del territorio; e (iv) in collaborazione con diversi stakeholder locali, progetti socio-culturali e programmi di educazione ambientale e sviluppo sostenibile.

Nel corso del 2021 è avvenuta la fermata generale dell'impianto produttivo della concessione Val d'Agri per eseguire le attività di manutenzione obbligatoria decennale, con il coinvolgimento di tutti gli stakeholder locali e nel pieno rispetto delle normative e delle tematiche di salute, sicurezza e tutela ambientale. Le attività hanno riguardato ispezioni e manutenzioni nonché interventi relativi al miglioramento e all'upgrading degli impianti produttivi. Sono proseguite le attività del progetto Energy Valley nelle aree adiacenti il Centro Olio di Val d'Agri, che prevede diverse iniziative in ambito della sostenibilità ambientale, innovazione, progetti di riqualificazione e valorizzazione del territorio attraverso il coinvolgimento degli stakeholder locali. In particolare: (i) nell'ambito delle iniziative di riqualificazione agricola, con il progetto "Centro Agricolo di Sperimentazione e Formazione" sono state avviati programmi di agricoltura sostenibile e la realizzazione di infrastrutture in ambito agritech; e (ii) l'avvio di programmi di biomonitoraggio attraverso l'applicazione di tecniche innovative.

Nell'ambito delle partnership strategiche con gli stakeholder, Eni, Shell e la Regione Basilicata hanno siglato un Accordo Preliminare al Nuovo Protocollo d'Intenti Concessione Val d'Agri, in corso di negoziazione, volto a definire i termini principali di un programma di misure di compensazione legate al programma lavori della Concessione a supporto dello sviluppo regionale, anche attraverso linee di azione legate ad attività non-oil ispirate a principi di sostenibilità.

In Sicilia, nell'ambito del Protocollo d'Intesa per l'area di Gela, firmato nel novembre 2014 presso il Ministero dello Sviluppo Economico, sono stati avviati i lavori di costruzione dell'impianto di trattamento del gas che sarà estratto dai giacimenti di Argo e Cassiopea (Eni 60%), che avranno una durata di quasi 3 anni con investimenti per oltre €700 milioni. L'avvio della produzione di gas è previsto nella prima metà del 2024. Il progetto, attraverso una significativa minimizzazione dell'impatto ambientale, prevede di raggiungere la carbon neutrality. Nell'ambito delle iniziative a supporto delle comunità locali, è stato ratificato l'accordo quadro definitivo con la Fondazione Banco Alimentare Onlus, Banco Alimentare della Sicilia Onlus e il Comune di Gela per creare un centro di stoccaggio e distribuzione di derrate alimentari destinate alle comunità disagiate.

RESTO D'EUROPA

Norvegia Eni e il fondo di private equity HitecVision, azionisti di Vår Energi, hanno completato l'iter di quotazione della venture presso la borsa norvegese con il collocamento di un interest di circa l'11,2%.

Nel settembre 2021 è stato firmato un Cooperation Agreement con altri operatori oil & gas dell'area per valutare la fattibilità del Barents Blu-Ammonia Project. Il progetto prevede la valorizzazione del gas del campo di Goliat attraverso la produzione e commercializzazione di ammoniaca blu. La CO² catturata nel processo di produzione sarà trasportata e stoccata in un giacimento offshore in via di esaurimento.

L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte a olio di: (i) Isflak nella licenza PL 532 (Eni 21%) nel Mare di Barents. La nuova scoperta sarà collegata all'hub di produzione di Johan Castberg (Eni 20,96%), in corso di sviluppo; (ii) Blasto nella licenza PL 090/090I (Eni 17%), situata nella parte settentrionale del Mare del Nord, in prossimità delle facility produttive del progetto Fram (Eni 17,46%); (iii) Garantiana West nella licenza PL554 (Eni 21%) nel Mare del Nord. Le attività prevedono lo sviluppo congiunto con il campo di Garantiana attraverso un collegamento alle vicine infrastrutture del campo di Snorre (Eni 12,99%); (iv) King and Prince in PL027 (Eni 62,86%) adiacente al campo Balder (Eni 62,87%); (v) Tyrihans North Ile in PL073 (Eni 8,4%) nel Mare del Nord; e (vi) a olio e gas di Rodhette in PL901 (Eni 34,9%) nel Mare di Barents, a nord del campo di Goliat (Eni 45,4%).

Le recenti scoperte esplorative confermano il successo della strategia esplorativa "ILX" ("Infrastucture Led Exploration") mirata alla commercializzazione di riserve addizionali ad elevato valore e con rapido time-to-market.

Il portafoglio titoli è stato rinnovato attraverso l'acquisizione: (i) nel corso del 2021 di 13 licenze esplorative, di cui 8 operate, principalmente nel Mare del Nord e Mare di Barents; (ii) nel gennaio 2022 di 5 licenze esplorative come operatore e di 5 licenze in qualità di partner. Le licenze sono distribuite su tutti e tre i principali bacini minerari della piattaforma continentale norvegese.

Le nuove licenze acquisite si trovano sia in prossimità di aree già in produzione o in corso di sviluppo sia in aree ad alto potenziale esplorativo.

Le principali attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto sanzionato di Johan Castberg con start-up previsto nel 2024; (ii) il progetto sanzionato di Balder X (Eni 62,87%, operatore) nella licenza PL 001, nel Mare del Nord. Il progetto include la perforazione di pozzi addizionali avviati in produzione attraverso la ricollocazione di una FPSO. L'avvio produttivo è atteso nel 2023; (iii) il progetto sanzionato Breidablikk con start-up produttivo nel 2024. Le attività prevedono la perforazione di pozzi produttivi che saranno collegati alle facility di trattamento esistenti nell'area. Lo sviluppo del progetto farà leva sulle tecnologie ad elevata efficienza energetica ed operativa in grado di ridurre le emissioni dirette del progetto; e (iv) il raggiungimento della decisione finale d'investimento del progetto a gas e condensati Tommeliten Alpha Development nella PL044 (Eni 6,38%), nel Mare del Nord norvegese.

Regno Unito Nel gennaio 2021 è stato acquisito l'operatorship con una quota del 100% della licenza esplorativa P2511 nel Mare del Nord. Successivamente è stata finalizzata un'operazione di farm-out del 50%.

Nel luglio 2021 Eni ha acquisito il campo in produzione di Conwy (Eni 100%) nell'area di Liverpool Bay, in prossimità di facility esistenti. L'operazione oltre ad incrementare il livello produttivo nel Paese facendo leva sulle sinergie operative, rientrerà nel prossimo futuro negli asset destinati durante la fase di abbandono a possibili transizioni verso progetti di stoccaggio di CO² .

L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con i pozzi Talbot Appraisal (Eni 33%) e Jade South (Eni 7%). Lo sviluppo delle scoperte farà leva sulle facility produttive presenti nell'area.

Nell'ambito del progetto integrato HyNet North West, dove Eni è impegnata in un consorzio con industrie locali per la cattura, il trasporto e lo stoccaggio della CO² emessa dalle stesse e da un futuro impianto di produzione di idrogeno a basse emissioni di carbonio: (i) nel marzo 2021, il progetto ha ricevuto un finanziamento di £33 milioni erogati dall'Ente nazionale inglese UK Research and Innovation (UKRI) attraverso il fondo Industrial Decarbonisation Challenge (IDC), di cui £21 milioni per coprire il 50% degli studi di ingegneria per la fase di trasporto e stoccaggio; (ii) nel maggio 2021, Eni e Progressive Energy Limited hanno siglato un accordo quadro per accelerare ulteriormente lo sviluppo del progetto. In base all'accordo, Eni svilupperà e gestirà il trasporto e lo stoccaggio di CO² sia onshore che offshore nei propri giacimenti di gas esausti della baia di Liverpool, mentre Progressive Energy guiderà e coordinerà gli aspetti di cattura e produzione di idrogeno del progetto per conto di HyNet North West, collegando così le fonti di emissioni di CO² alle infrastrutture di trasporto e stoccaggio di Eni; (iii) nell'ottobre 2021 il progetto, è stato selezionato dalle autorità britanniche tra i due progetti prioritari CCS nel Paese che per primi potranno ricevere supporto governativo; (iv) sono stati firmati 19 Memorandum of Understading con le industrie locali ("Emitters") per assicurare il profilo di stoccaggio di CO² del progetto.

Lo start-up del progetto HyNet North West è previsto a fine 2025 con una fase iniziale di stoccaggio pari a 4,5 milioni di tonnellate/anno che in una fase successiva a partire dal 2030 sarà incrementata fino a raggiungere 10 milioni di tonnellate/anno.

Il progetto HyNet North West contribuirà a raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione definiti dal governo del Regno Unito al 2030; nonché parteciperà anche alla produzione dell'80% del target di 5 GW di idrogeno low carbon annunciato dal Paese sempre al 2030 per un'ulteriore decarbonizzazione dei trasporti, dell'industria e delle utenze anche domestiche dell'intera area.

Inoltre, nel novembre 2021, Eni ha presentato all'Autorità inglese per le attività petrolifere nel Paese (Oil & Gas Authority - OGA) una richiesta per l'ottenimento di una nuova licenza per la possibile realizzazione di un progetto di stoccaggio di CO2 nei giacimenti offshore esausti di Eni nella licenza di Hewett, dove la produzione è terminata nel 2020, per lo sviluppo futuro dell'area di Bacton come hub per la produzione di idrogeno.

In linea con una razionalizzazione del portafoglio progetti di CCS nel Regno Unito e con l'obiettivo di valorizzare asset upstream operati, nel 2021 Eni ha annunciato l'uscita dai progetti Net Zero Teesside (Eni 20%) e North Endurance Partnership (Eni 16,7%) in corso di sviluppo con altri partner del settore Oil & Gas.

Le altre attività di sviluppo dell'anno hanno riguardato: (i) programma di ottimizzazione della produzione, attività manutentive e di asset integrity nel campo operato di Liverpool Bay (Eni 100%); (ii) la perforazione di pozzi di infilling e attività manutentive nei campi di Elgin/Franklin (Eni 21,87%) e J-Area (Eni 33%); e (iii) le attività di abbandono a progetto nella Hewett Area.

AFRICA SETTENTRIONALE

Algeria Nel marzo 2022 l'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta ad olio e gas associato di HDLE nella concessione Zemlet el Arbi (Eni 49%), nell'area del Berkine Nord.

Nel corso del 2021 Eni e Sonatrach hanno firmato diversi accordi negli ambiti dell'esplorazione e produzione, ricerca e sviluppo e decarbonizzazione. In particolare: (i) rilancio delle attività di esplorazione e sviluppo nella regione del bacino del Berkine, anche attraverso la realizzazione di un hub di sviluppo del gas e del petrolio in sinergia con le installazioni esistenti di MLE-CAFC. Inoltre nel dicembre 2021 è stato firmato un nuovo contratto petrolifero di PSA relativo alla parte meridionale dell'area del Berkine (Eni 75%), in prossimità di asset produttivi operati; (ii) è stato firmato un Memorandum d'Intesa per lo sviluppo di iniziative congiunte nel settore delle nuove tecnologie, delle energie rinnovabili, dell'idrogeno, della cattura, utilizzo e stoccaggio della CO2 , della bioraffinazione, e di molteplici altre iniziative in linea con l'impegno di Eni verso il raggiungimento della neutralità carbonica entro il 2050.

Le attività dell'anno hanno riguardato: (i) il programma di sviluppo dell'area del Berkine Nord (Eni 49%) con la perforazione e l'allacciamento di un pozzo produttore a gas e di tre pozzi produttori a olio, nonché un programma di workover; (ii) interventi di ottimizzazione della produzione dei campi di Zea nel Blocco 403 a/d (Eni dal 65% al 100%, operatore) e di BRN/BRW nel Blocco 403 (Eni 50%, operatore) nonché nel Blocco 405b (Eni 75%, operatore) e nel Blocco 404 (Eni 12,25%); e (iii) attività manutentive nel Blocco 208 (Eni 12,5%).

EGITTO

Nel gennaio 2022, Eni si è aggiudicata cinque nuove licenze esplorative, quattro delle quali operate, nell'offshore e onshore egiziano, a seguito della positiva partecipazione al bando Egypt International Bid Round for Petroleum Exploration and Exploitation 2021. Le licenze sono distribuite nei bacini di maggior interesse per Eni: Mediterraneo Orientale, Deserto Occidentale e Golfo di Suez, per una superficie totale di circa 8.410 chilometri quadrati.

Nel giugno 2021, è stato firmato con l'Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) e Lukoil un accordo per l'unione e l'estensione al 2036, con la possibilità di ulteriore prolungamento al 2041, delle concessioni delle aree contrattuali di Meleiha e Meleiha Deep. L'accordo permetterà di valorizzare, attraverso condizioni contrattuali migliorative, le considerevoli risorse dell'area, aggiungendo nuovo potenziale esplorativo. Inoltre, la costruzione di un nuovo impianto di trattamento del gas, che sarà connesso alle facility produttive esistenti, offrirà la possibilità di sviluppare ulteriormente le riserve dell'area.

Nel luglio 2021 è stato firmato un accordo con le società di Stato dell'energia, dell'elettricità e del gas per valutare la fattibilità tecnica ed economica della produzione di idrogeno verde e di idrogeno blu in sinergia con lo stoccaggio di CO2 in giacimenti esausti di gas naturale.

L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte near-field: (i) nella concessione in produzione del Sinai (Eni 100%, operatore), con il pozzo esplorativo mineralizzato a olio di BLSE 1 e conseguente start-up attraverso il collegamento alle facility produttive esistenti; e (ii) nelle concessioni in produzioni del Deserto Occidentale con 8 pozzi esplorativi di successo mineralizzati a olio e gas naturale e già avviati in produzione. Le nuove scoperte confermano il positivo track-record dell'esplorazione di Eni nel Paese grazie al continuo progresso tecnologico raggiunto nelle attività esplorative, consentendo inoltre di valorizzare il potenziale minerario anche in aree produttive mature.

Nel corso del 2021 le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il completamento di attività di drilling di sviluppo e conseguente start-up produttivo nelle aree in produzione del Sinai e del Deserto Occidentale nonché programmi di ottimizzazione della produzione attraverso attività di work-over; (ii) un programma di Asset Integrity nella concessione del Sinai con diverse iniziative per migliorare la sicurezza impiantistica e il mantenimento degli standard ambientali; (iii) l'avvio delle attività di studio per la messa in opera di un campo fotovoltaico da 15 MW nell'area del giacimento di Abu Rudeis (Eni 100%, operatore) al fine di abbattere contemporaneamente i costi di energia elettrica dalla rete nazionale e le relative emissioni di CO² . Lo start-up è previsto entro la fine del 2022; (iv) un programma di drilling di sviluppo nella concessione di Baltim (Eni 50%, operatore); e (v) il progetto Meleiha Phase 2, con il proseguimento delle attività necessarie nell'ambito della fase di pre-FID.

Le attività relative allo sviluppo della produzione del progetto Zohr hanno riguardato: (i) attività di EPCI (engineering, procurement, construction & installation) per la realizzazione di nuove facility sottomarine e di due nuove unità di trattamento della capacità di 6.000 barili/giorno per la gestione e il recupero dell'acqua di produzione. È allo studio la realizzazione di ulteriori tre unità della capacità di 9.000 barili/giorno; e (ii) il proseguimento delle attività di drilling di sviluppo con il completamento di due pozzi produttori che saranno avviati in produzione nel corso del 2022.

Al 31 dicembre 2021 i costi di sviluppo capitalizzati nell'attivo patrimoniale relativi al progetto Zohr ammontano a \$5,6 miliardi pari a €5 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2021. I costi di sviluppo sostenuti nell'anno sono stati pari a €93 milioni. Al 31 dicembre 2021 le riserve certe del giacimento Zohr di competenza Eni sono pari a 706 milioni di boe.

Nell'ambito delle iniziative di social responsibility proseguono i programmi definiti dal Memorandum of Understanding firmato nel 2017. L'accordo, che affianca le attività di sviluppo del progetto Zohr, definisce due diversi programmi di intervento da realizzarsi entro il 2024. Il primo, già completato, include la ristrutturazione della clinica di El Garabaa, nei pressi delle facility produttive onshore di Zohr, e la fornitura di tutte le necessarie attrezzature medico-sanitarie. Il secondo programma, per un valore complessivo di \$20 milioni, include iniziative di supporto socio-economico, sanitario e formazione, a favore delle comunità locali. In particolare: (i) a seguito del completamento del centro di assistenza sanitaria nell'area di Port Said, nel corso del 2021 è stata avviata la fase 2 del programma. Le attività previste includono l'equipaggiamento dell'ospedale, la formazione del personale sanitario e campagne di sensibilizzazione sanitaria; (ii) con la realizzazione di un centro giovanile completato nel 2020, sono state avviate le iniziative di formazione che saranno realizzate da Eni. In particolare, è stata avviata la Zohr Applied Technology School in partenariato con El Sewedy Electric Foundation ed in coordinamento con le autorità locali. Sono stati avviati i lavori civili di ristrutturazione delle infrastrutture che sono stati completati nel corso dei primi mesi del 2022; e (iii) alla fine del 2021 si sono concluse le attività d'identificazione di un programma di educazione tecnica. L'avvio delle attività formative è previsto nel corso del 2022.

AFRICA SUB-SAHARIANA

Angola Nel marzo 2022, firmato l'accordo con BP per la costituzione di Azule Energy, una nuova business combination a controllo congiunto dei rispettivi portafogli upstream nel Paese, che segue il memorandum d'intesa (MoU) non vincolante di maggio 2021. In particolare, la nuova società potrà generare significative sinergie operative, perseguire un ambizioso piano di investimenti e aumentare il tasso di crescita nell'area. L'operazione evidenzia l'impegno di entrambe le società a continuare a sviluppare il potenziale del settore upstream del Paese e nel contempo supportare il processo di transizione energetica attraverso lo sviluppo di progetti a gas e nell'ambito delle energie rinnovabili. Il closing dell'operazione è soggetta a determinate condizioni sospensive, tra cui l'approvazione da parte delle autorità locali preposte.

Nell'ottobre 2021 Eni ha firmato un protocollo d'intesa con ANPG e Sonangol per lo sviluppo congiunto di progetti di economia circolare e di decarbonizzazione, relativi in particolare a colture su scala industriale non in competizione con la filiera agroalimentare per fornire feedstock al sistema di bioraffinazione Eni.

Nel dicembre 2021 è stata conseguita l'estensione ventennale del Blocco 0 (Eni 9,8%) nell'offshore della provincia di Cabinda nel nord del Paese, con termine della scadenza al 2050.

Nel dicembre 2021, è stata conseguita la FID dei campi di Quiluma & Maboqueiro nell'ambito del primo sviluppo del New Gas Consortium (Eni 25,6%). Il progetto prevede due piattaforme offshore, un impianto onshore di trattamento gas e il collegamento all'impianto A-LNG per la commercializzazione del gas, attraverso carichi di GNL, e condensati.

L'attività esplorativa ha avuto esito positivo nel Blocco operato 15/06 (Eni 36,84%): (i) nel 2021 con la scoperta a olio di Cuica-1 nell'area di sviluppo di Cabaça, che consentirà di allungare la vita utile della FPSO che opera il blocco; e (ii) nel marzo 2022 con il pozzo di delineazione Ndungu-2 che consente di incrementare la stima delle risorse del giacimento fino a 800-1.000 milioni di boe in posto.

Nel 2021 è stata avviata la produzione del campo di Cuica, a soli 4 mesi dalla scoperta, e di Cabaça North attraverso la FPSO Armada Olombendo con l'obiettivo di incrementare e sostenere il plateau produttivo nell'ambito dello sviluppo del Blocco operato 15/06.

Nel febbraio 2022 è stato avviato il progetto di Ndungu Early Production nel Blocco operato 15/06 attraverso

il collegamento alla FPSO Ngoma, progettata per avere una capacità di trattamento di circa 100 mila barili/ giorno e caratterizzata da una filosofia operativa zero process flaring e zero water discharge anche grazie agli upgrade di impianto effettuati nel 2021 per minimizzare le emissioni, in linea con la strategia di decarbonizzazione di Eni per l'azzeramento delle emissioni.

Gli start-up produttivi raggiunti confermano il successo della campagna di esplorazione ILX (Infrastucture Led Exploration) condotta nel Paese, che attraverso l'applicazione di uno sviluppo modulare e semplificato consente un rapido time-to-market delle scoperte effettuate.

Le altre attività del Blocco 15/06 hanno riguardato il progetto di sviluppo Agogo Early Production Phase 2, con l'avvio delle attività per la realizzazione delle facility sottomarine necessarie. Il futuro programma di sviluppo di Agogo prevede anche una fase di full field development che include la realizzazione di una ulteriore FPSO. In particolare, sono stati completati gli studi di concept definition, le attività di FEED e sono state avviate le procedure per l'assegnazione dei contratti principali.

Nelle aree non operate, sono proseguite le attività di sviluppo nel Blocco 0. In particolare: (i) il progetto Sanha Lean Gas Connection and Booster Gas Compressor con l'obiettivo di incrementare la produzione del gas associato del Blocco 0 da destinare all'impianto di liquefazione A-LNG (Eni 13,6%); (ii) lo sviluppo del giacimento di Lifua-A, con la realizzazione di facility offshore. Lo start-up è previsto nel 2022; e (iii) le attività di FEED dei progetti South Ndola e Sanha-Mafumeira connector che prevedono la realizzazione delle facility di trasporto per la messa in produzione delle riserve residuali dell'area.

Le altre attività di sviluppo hanno riguardato: (i) l'avvio delle attività di FEED del progetto Punja nel Blocco 3/05-A (Eni 12%); e (ii) il raggiungimento della FID e la firma del contratto di ingegneria, approvvigionamento e costruzione (EPC) per la prima fase del progetto fotovoltaico di Caraculo, situato nella provincia di Namibe. Il progetto segue la firma del protocollo d'intenti con la compagnia di stato Sonangol nel 2019 che includeva la costituzione della società a controllo paritetico Solenova per lo sviluppo di progetti di energia rinnovabile. L'avvio dell'impianto è previsto nel quarto trimestre 2022 con una capacità di 25 MW, incrementabili in una ulteriore fase fino a raggiungere una capacità totale di 50 MW. Il progetto consentirà di limitare il consumo di gasolio per la generazione di elettricità, riducendo di conseguenza le emissioni di gas serra (GHG) e contribuendo al processo di transizione energetica del Paese. Le attività in programma prevedono anche diverse iniziative nell'ambito dell'accesso all'energia e all'acqua, salute e istruzione.

I programmi e le iniziative di sviluppo locale sono proseguiti nell'anno, in particolare: (i) il progetto integrato South West nelle province di Huila e Namibe a supporto delle comunità locali colpite dalla siccità; (ii) nell'ambito dell'accesso all'energia, con interventi di elettrificazione di centri di salute con l'installazione di pannelli solari; (iii) un programma di sviluppo agricolo nell'area di Cabinda in collaborazione con le istituzioni locali; (iv) continuo supporto all'iniziativa di Halo Trust per lo sminamento dei terreni nella provincia di Benguela; e (v) diverse iniziative nell'ambito della salute nelle aree di Luanda, Cabinda e Zaire che prevedono programmi di formazione del personale sanitario nonché la fornitura di attrezzature e materiale medico.

Congo Nell'ottobre 2021 Eni ha firmato un Memorandum d'Intesa con le autorità del Paese per lo sviluppo congiunto di progetti di economia circolare e di decarbonizzazione, relativi in particolare a colture di ricino su scala industriale non in competizione con la filiera agroalimentare per fornire feedstock alle bioraffinerie Eni. Inoltre, nel corso del 2021: (i) in linea con a strategia Eni di razionalizzazione del portafoglio produttivo, sono stati rilasciati gli asset operati di Loango II (Eni 42,5%) e Zatchi II (Eni 55,25%), con effetto 1 gennaio 2022; (ii) nell'ambito di possibili sviluppi di progetti GNL, il PSA del permesso produttivo Marine XII (Eni 65%, operatore) è stato emendato per includere un nuovo regime fiscale ad essi dedicato. In particolare, sono in corso gli studi per sviluppo fast-track del progetto di valorizzazione del gas associato e non associato sia per la produzione di energia elettrica per il mercato domestico sia per l'esportazione di GNL, anche con l'obiettivo di supportare il target dello zero routine flaring. Il progetto per l'esportazione del GNL prevede lo sviluppo modulare e per fasi con un ridotto time-to-market. La capacità produttiva di liquefazione sarà di circa 2 milioni di tonnellate/anno a plateau. Lo start-up è atteso nel 2023. Le attività dell'anno hanno riguardato: (i) l'ulteriore fase di sviluppo del giacimento in produzione Nené-Banga nel blocco Marine XII, con la costruzione della nuova piattaforma produttiva. Lo start-up è previsto nella seconda metà del 2022; (ii) nell'ambito dei programmi culturali a sostegno delle comunità locali, si è proseguito nella realizzazione del Centro di ricerca a Oyo, che si prevede di inaugurare e rendere operativo già nel 2022; e (iii) sono proseguite le attività della seconda fase del Progetto Integrato Hinda con iniziative a supporto dello sviluppo economico, agricolo, accesso all'acqua, programmi di istruzione e progetti per lo sviluppo dei servizi sanitari; e (iv) il programma CATREP a sostegno dell'economia agricola locale, attraverso iniziative nell'applicazione di tecniche agronomiche innovative con l'obiettivo di integrare i produttori locali all'interno della filiera a supporto del Memorandum d'Intesa di agri-biofeedstock firmato nel 2021.

Mozambico Nel febbraio 2022, Eni e il Ministero dell'Agricoltura e dello Sviluppo Rurale della Repubblica del Mozambico hanno firmato un accordo per la cooperazione e lo sviluppo di progetti agricoli nel Paese, finalizzati alla produzione di semi oleaginosi e oli vegetali da utilizzare come agro-biofeedstock per la produzione di biocarburanti. Le attività di sviluppo di Area 4 (Eni 25%) nell'offshore riguardano il progetto a gas di Coral South, e le scoperte a gas del Mamba Complex dove Eni è operatore della fase upstream ed ExxonMobil della fase midstream (liquefazione). Le attività relative al progetto sanzionato di Coral South prevedono la realizzazione di un impianto galleggiante per il trattamento, la liquefazione, lo stoccaggio e l'export del gas con una capacità di circa 3,4 milioni di tonnellate all'anno di GNL, alimentato da 6 pozzi sottomarini. Il gas liquefatto sarà venduto dai concessionari di Area 4 alla BP sulla base di un contratto long term della durata di venti anni con opzione di estensione di ulteriore dieci anni. Le attività di sviluppo del progetto sono in via di completamento. Lo start-up è previsto entro la fine del 2022.

Per le scoperte del Mamba Complex, il progetto Rovuma LNG prevede lo sviluppo di una parte delle riserve a cavallo con Area 1 (riserve straddled) attraverso un piano indipendente ma coordinato con l'operatore dell'Area 1 (TotalEnergies), a cui si aggiungono parte delle riserve non straddled. Il progetto iniziale prevede la realizzazione di due treni di liquefazione onshore, alimentati da 24 pozzi sottomarini, per il trattamento, la liquefazione del gas, lo stoccaggio e l'export del GNL della capacità di circa 7,6 milioni di tonnellate all'anno ciascuno. Il piano di sviluppo è stato approvato, nel 2019, dalle competenti autorità del Paese. Gli operatori di Area 4 continuano le attività di revisione del progetto, anche attraverso la massimizzazione delle sinergie con Area 1, per ottimizzare i costi di sviluppo.

Nell'anno sono proseguite le iniziative Eni a sostegno della popolazione locale del Paese, tra cui: (i) programmi a supporto della scolarità primaria e infantile. In particolare, nella città di Pemba, sono stati completati i progetti infrastrutturali previsti e avviate le iniziative di formazione anche con l'erogazione di borse di studio; (ii) avviata la seconda fase del programma di accesso all'energia anche attraverso progetti di clean cooking; (iii) supporto alle popolazioni disagiate in particolare nella provincia di Cabo Delgado e nell'area di Maputo, anche attraverso aiuti alimentari; e (iv) nell'ambito del progetto di sviluppo Coral South, sono state avviate diverse iniziative, anche attraverso il coinvolgimento dei fornitori, con l'obiettivo di ampliare la forza lavoro e delle piccole e medie imprese locali.

Nigeria Nel gennaio 2021, Eni e gli altri partner dell'area hanno completato la cessione del blocco onshore in produzione OML 17 (Eni 5%).

L'attività esplorativa ha avuto esito positivo nel blocco OML 61 (Eni 20%, operatore) con il pozzo esplorativo Obiafu 42 mineralizzato a gas naturale e condensati.

Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) attività di ottimizzazione della produzione anche attraverso interventi di work-over nei blocchi OML 60, 61, 62 e 63, nel campo a gas Kolo Creek nel blocco OML 28 (Eni 5%), nel campo a olio di Forkados Yokri nel blocco OML 43 (Eni 5%) e nel blocco OML 118 (Eni 12,5%); e (ii) la perforazione di 4 pozzi a olio nei Blocchi OML 79, 35 e 36 (Eni 5%) e 6 pozzi a gas nei blocchi OML 21 e 22 (Eni 5%) nei campi di Assa North ed Enhwe.

Nel 2021 è proseguita la collaborazione con la FAO (Food and Agriculture Organization) per promuovere l'accesso all'acqua pulita e sicura a favore delle comunità colpite da crisi umanitaria nelle aree del nord-est della Nigeria. In particolare, nel corso dell'anno sono stati realizzati interventi di manutenzione per garantire un uso sostenibile delle infrastrutture realizzate. Dal 2018, anno di avvio del programma, sono stati realizzati 22 pozzi alimentati da sistemi fotovoltaici, per uso domestico e per irrigazione, a beneficio di circa 67.000 persone. Nel marzo 2022, Eni e FAO, in collaborazione con NNPC, hanno completato e consegnato 11 impianti idrici alimentati da sistemi fotovoltaici negli Stati di Borno e Yobo, nel nord-est della Nigeria. Inoltre, sono proseguite le iniziative relative a: (i) progetti infrastrutturali, come la realizzazione di strade, scuole, centri di salute, opere di elettrificazione ed idriche; (ii) programmi formativi, anche attraverso l'erogazione di borse di studio; (iii) programmi di accesso all'energia; e (iv) il Green River Project a sostegno dei produttori locali.

Eni partecipa con il 10,4% nella società Nigeria LNG Ltd che gestisce l'impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del Delta del Niger. L'impianto ha una capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/ anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Le forniture di gas all'impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement dalle produzioni di tre joint venture SPDC JV (Eni 5%), TEPNG JV e della NAOC JV (Eni 20%). I volumi trattati dall'impianto nel corso del 2021 sono stati pari a circa 27 miliardi di metri cubi. La produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sui mercati statunitense, asiatico ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Ltd ed attraverso metaniere di terzi con vendita FOB.

KAZAKHSTAN

Kashagan Le attività di sviluppo del giacimento Kashagan sono focalizzate sul programma di espansione per fasi della capacità produttiva. La prima fase di sviluppo prevede un progressivo aumento fino a raggiungere i 450 mila barili di olio al giorno. Le attività in corso, sanzionate nel 2020, prevedono l'incremento della capacità di trattamento del gas associato attraverso: (i) la reiniezione in giacimento con l'upgrading delle facility esistenti; e (ii) per la restante parte dei volumi di gas associato, la consegna a una nuova unità di trattamento onshore gestita da terze parti, in via di realizzazione.

Inoltre, nel corso dell'anno è stata completata l'attività di riqualificazione con efficientamento energetico di una scuola nella regione del Turkestan, realizzata in partenariato con UNDP (United Nations Development Programme).

Al 31 dicembre 2021 i costi capitalizzati nell'attivo patrimoniale relativi al progetto di Kashagan ammontano a \$10 miliardi, pari a €8,9 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2021, formato dagli investimenti di sviluppo sostenuti a tutto il 2021 (\$7,4 miliardi), dagli oneri finanziari capitalizzati e dall'esborso per l'acquisizione di quote in occasione dell'uscita di altri partner in esercizi precedenti (\$2,6 miliardi). I costi di sviluppo sostenuti nell'anno sono stati pari a €66 milioni. Al 31 dicembre 2021 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 633 milioni di boe, in riduzione rispetto al 2020 per effetto prezzo.

Karachaganak Nell'ambito dei progetti di ampliamento della capacità di trattamento gas degli impianti del giacimento di Karachaganak: (i) è stato completato il progetto Karachaganak Debottlenecking mentre è in corso di finalizzazione la realizzazione di una quarta unità di reiniezione gas; e (ii) prosegue il Karachaganak Expansion Project (KEP) per l'incremento in fasi della capacità di reiniezione di gas. Le prime attività del programma di sviluppo, sanzionate alla fine del 2020, includono la realizzazione di una sesta linea di iniezione, la perforazione di tre nuovi pozzi iniettori e una nuova unità di compressione gas. L'avvio è previsto nel 2024. Inoltre, il progetto prevede un'ulteriore fase con l'installazione di una nuova unità di trattamento e di un'ulteriore unità di compressione.

Prosegue l'impegno di Eni a sostegno delle comunità presso l'area del giacimento di Karachaganak. In particolare, continuano gli interventi in ambito di: (i) formazione professionale; (ii) realizzazione di asili e scuole, manutenzione di strade, costruzione di centri sportivi; (iii) supporto medico-sanitario anche attraverso la distribuzione di medicinali, a seguito dell'emergenza sanitaria conseguente alla pandemia COVID-19.

Al 31 dicembre 2021 i costi capitalizzati nell'attivo patrimoniale relativi al progetto di Karachaganak ammontano a \$4,4 miliardi, pari a €3,9 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2021. I costi di sviluppo sostenuti nell'anno sono stati pari a €123 milioni. Al 31 dicembre 2021 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 399 milioni di boe, in riduzione rispetto al 2020, dovuta principalmente ad effetto prezzo.

RESTO DELL'ASIA

Emirati Arabi Uniti Nel 2022 l'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo XF-002 nel Blocco 2 (Eni 70%, operatore), offshore Abu Dhabi. Le operazioni di perforazione sono in corso e al completamento previsto nel secondo trimestre del 2022 saranno valutate le dimensioni della scoperta.

Nell'aprile 2021 è stato acquisito con il ruolo di operatore il Blocco esplorativo 7 (Eni 90%), nell'onshore di Ras Al Khaimah. La presenza di infrastrutture di trattamento gas nell'area con capacità disponibile permetterà una rapida messa in produzione delle eventuali scoperte.

Nel 2021 è stata avviata la produzione del campo di di Mahani, situato nella Concessione onshore Area B (Eni 50%) dell'Emirato di Sharjah. Lo start-up è avvenuto entro un anno dalla scoperta esplorativa con il pozzo Mahani 1, e in meno di 2 anni dalla firma del contratto petrolifero. Le attività di sviluppo per le quali è stata presa la decisione finale d'investimento prevedono il progressivo ramp-up della produzione attraverso il collegamento di ulteriori due pozzi produttori.

Nel corso dell'anno sono stati sanzionati due progetti: il Dalma Gas Development nella concessione offshore di Gasha (Eni 25%) e il Umm Shaif Long Term Development Ph.1 nella concessione Umm Shaif (Eni 10%).

Indonesia Nel giugno 2021 Eni ha firmato un Memorandum of Understanding con l'agenzia governativa SKK Migas per la collaborazione nell'ambito della ricerca degli idrocarburi nel Paese. L'accordo prevede l'utilizzo di tecnologie proprietarie Eni, in particolare attraverso le tecniche di calcolo ed elaborazione del Green Data Center, per una valutazione di diversi prospetti esplorativi.

L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di delineazione Maha 2, nel Blocco offshore di West Ganal (Eni 40%, operatore), in prossimità del giacimento in produzione di Jangkrik.

Nel 2021 è stata avviata la produzione del progetto a gas di Merakes, nel blocco operato East Sepinggan (Eni 65%), nelle acque profonde del Kalimantan Orientale. La produzione, ottenuta con il completamento di cinque pozzi sottomarini, viene trattata dall'unità galleggiante di produzione (Floating Production Unit - FPU) del giacimento in produzione di Jangkrik (Eni 55%, operatore). Il gas prodotto, dopo essere stato trattato dalla FPU, è spedito tramite pipeline all'impianto onshore connesso al sistema di trasporto di East Kalimantan per poi raggiungere l'impianto di liquefazione di Bontang oppure venduto nel mercato domestico.

Le attività dell'anno hanno riguardato: (i) i programmi di sviluppo dei progetti Merakes East e Maha, con la finalizzazione delle attività di concept selection e l'avvio delle attività di concept definition; (ii) le attività ed iniziative sui temi di accesso all'acqua ed energia rinnovabile a supporto dello sviluppo locale nelle aree operative di Samboja, Kutai Kartanegara e Kalimantan orientale.

Iraq Le attività riguardano l'esecuzione di un'ulteriore fase di sviluppo dell'ERP (Enhanced Redevelopment Plan) per il progetto di Zubair (Eni 41,56%), che consentirà di raggiungere il livello produttivo di plateau pari a 700 mila barili/giorno. La capacità produttiva e le principali facility per raggiungere il target produttivo sono state già installate. Le riserve presenti nel giacimento saranno messe progressivamente in produzione attraverso la perforazione di pozzi produttivi addizionali nei prossimi anni.

Nel febbraio 2022, in coerenza con gli obiettivi di sviluppo sostenibile, Eni in collaborazione con l'Unione Europea e l'UNICEF, ha avviato un progetto in partnership con il Governatorato di Bassora, volto a migliorare la qualità dell'acqua per 850.000 persone nella città di Bassora, compresi oltre 160.000 bambini come beneficiari diretti.

Continua l'impegno di Eni con progetti in ambito scolastico, sanitario, ambientale e di accesso all'acqua. In particolare: (i) è stato avviato un programma integrato di formazione nel distretto di Zubair, che prevede iniziative di training specifico al personale scolastico e la realizzazione di una piattaforma educativa online a seguito dell'impatto della pandemia COVID-19; (ii) prosegue il programma di costruzione di un nuovo edificio scolastico nell'area di Zubair, con completamento atteso nel 2023, nonché le iniziative relative ad interventi di ristrutturazione e fornitura di materiali; (iii) progetto di formazione di medici in ambito pediatrico, la ristrutturazione e ampliamento del Basra Cancer Children Hospital nonché la fornitura di apparecchiature mediche specifiche in ambito oncologico; e (iv) attività di upgrading dell'impianto di fornitura di acqua potabile di Al Barjazia nell'area di Zubair nonché la costruzione di un nuovo impianto nell'area di Bassora.

AMERICA

Messico Nel gennaio 2022 è stato firmato con l'Organizzazione delle Nazioni Unite per l'Educazione, la Scienza e la Cultura (UNESCO) un memorandum d'intesa (MoU) quadriennale per identificare potenziali iniziative progettuali congiunte che contribuiscano allo sviluppo sostenibile dell'economia locale attraverso la diversificazione economica, la protezione del patrimonio naturale e culturale, l'accesso ai servizi di base e per rispettare e promuovere i diritti umani e l'inclusione.

L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte a olio di: (i) Sayulita, nell'offshore del Paese nel Blocco 10 operato (Eni 65%) che fa seguito a quella di Saasken nel 2020; individuati 150-200 milioni di barili di olio in posto che aumentano le prospettive di commercialità dell'area; (ii) Yoti West nel Blocco OBO AC12 (Eni 40%) con risorse stimate in circa 170 milioni di barili di olio in posto.

Le attività di sviluppo dell'anno hanno riguardato il programma di sviluppo full field della licenza operata Area 1 (Eni 100%) già in produzione. In particolare: (i) è stata completata la riconversione e upgrading della FPSO destinata al programma di sviluppo della licenza nonché le facility di collegamento; (ii) installata la prima piattaforma produttiva nel campo di Amoca; e (iii) le attività di drilling di sviluppo proseguono sul giacimento in produzione di Mizton, mentre sono state avviate le attività sul campo di Amoca. L'avvio della FPSO è avvenuto il 23 febbraio 2022, con conseguente ramp-up produttivo.

L'ulteriore fase del progetto prevede la costruzione ed installazione di due piattaforme produttive addizionali, nel campo di Amoca e Tecoalli.

Nell'ambito degli accordi di collaborazione con le Autorità locali nel campo della salute, dell'educazione, dell'ambiente nonché della diversificazione economica a supporto della disoccupazione, nel corso dell'anno le attività hanno riguardato: (i) ristrutturazione di edifici scolastici e realizzazione di strade; (ii) attività di training e formazione a supporto dei programmi scolastici; (iii) iniziative volte al miglioramento delle condizioni socio-economiche delle comunità con programmi di sviluppo dell'attività ittica; (iv) completato l'Human Right Action Plan, che individua il piano di azione nell'ambito dei diritti umani; e (v) campagne di sensibilizzazione nell'ambito dell'accesso all'energia.

INIZIATIVE DI FORESTRY

Le soluzioni basate sulla natura (Natural Climate Solutions - NCS) rappresentano una delle leve per l'abbattimento delle emissioni residue nell'ambito del processo di decarbonizzazione di Eni. Tra queste, nel 2019 Eni ha avviato iniziative focalizzate sulla protezione, conservazione e gestione sostenibile delle foreste, principalmente nei Paesi in via di sviluppo, considerate tra le più rilevanti a livello internazionale, nell'ambito delle strategie di mitigazione dei cambiamenti climatici.

Tali iniziative si inquadrano nel cosiddetto schema REDD+ (Reducing Emissions from Deforestation and forest Degradation). Lo schema REDD+, definito e promosso dalle Nazioni Unite (in particolare nell'ambito dell'UNFCCC – United Nations Framework Convention on Climate Change, Convenzione sui cambiamenti climatici), prevede attività di conservazione delle foreste con gli obiettivi di ridurre le emissioni e migliorare la capacità di stoccaggio naturale della CO2. I progetti favoriscono al contempo, un modello alternativo di sviluppo delle comunità locali attraverso la promozione di attività socio-economiche in linea con la gestione sostenibile, la valorizzazione delle foreste e la conservazione della biodiversità. All'interno di tale schema si inseriscono le attività di Eni che affianca i Governi, le comunità locali e le Agenzie delle Nazioni Unite dedicate, in coerenza con gli NDC (Nationally Determined Contributions), i Piani di Sviluppo Nazionali e con gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDGs) delle Nazioni Unite.

Eni ha costruito nel tempo solide partnership con sviluppatori internazionali riconosciuti di progetti REDD+ quali BioCarbon Partners, Terra Global, Peace Parks Foundation, First Climate, Carbonsink e Carbon Credits Consulting. La collaborazione con tali sviluppatori consente a Eni di sovrintendere ogni fase dell'attività, dalla progettazione, allo sviluppo e all'implementazione fino alla verifica della riduzione delle emissioni, con un ruolo attivo nella Governance del progetto.

La partecipazione diretta nei progetti permette non solo di garantire l'aderenza allo schema REDD+, ma anche di ottenere standard più elevati, riconosciuti a livello internazionale, per la certificazione della riduzione delle emissioni di carbonio (Verified Carbon Standard – VCS) e delle ricadute sociali e ambientali (Climate Community & Biodiversity Standards – CCB).

L'avvio delle iniziative forestry è stato sancito con l'accordo nel 2019 con BioCarbon Partners, attraverso il quale Eni ha acquisito il ruolo di membro attivo nella governance del Luangwa Community Forests Project (LCFP) in Zambia. Il progetto LCFP copre un'area di circa 1 milione di ettari, coinvolge circa 200.000 beneficiari anche con iniziative di diversificazione economica, ed è, al momento, uno dei più grandi progetti REDD+ in Africa ad aver ottenuto da parte di VERRA, organizzazione no-profit leader nella certificazione dei crediti di carbonio generati, la validazione CCB 'Triple Gold' standard per il suo eccezionale impatto sociale e ambientale. Eni si è impegnata ad acquistare i crediti di carbonio generati dal progetto fino al 2038. Nel corso dell'anno sono stati finalizzati gli accordi a sostegno dello sviluppo dei progetti Ntakata Mountains in Tanzania e Lower Zambezi in Zambia, ed inoltre è stato avviato il progetto Amigos de Lakmul in Messico. Nel 2021 i crediti generati da tali progetti sono stati pari a oltre 2 milioni di tonnellate di CO2.

Eni sta continuando a valutare ulteriori iniziative in diversi Paesi attraverso l'avvio di altre collaborazioni con governi e sviluppatori internazionali in Africa, America latina ed Asia. L'obiettivo nel medio-lungo termine è una progressiva crescita di tali iniziative fino a disporre di un portafoglio annuale di crediti di carbonio in grado di compensare oltre 20 milioni di tonnellate nel 2030.

INIZIATIVE AGRO-FEEDSTOCK

Nel corso dell'anno Eni ha finalizzato accordi con le autorità del Kenya, Congo, Angola, Ruanda e Costa d'Avorio, nonché nel 2022 del Mozambico e del Benin con l'obiettivo di decarbonizzare il mix energetico locale attraverso la catena del valore dei biocarburanti promuovendo iniziative agricole di coltivazione di piante oleaginose da utilizzare come feedstock (cariche Low ILUC – Indirect Land Use Change) per le bioraffinerie Eni, valorizzando aree marginali non destinabili alla catena alimentare. Il piano di sviluppo delle attività individuate si basa sull'integrazione verticale e comprende accordi con agricoltori e cooperative locali ai quali viene demandata la produzione di semi oleaginosi e la realizzazione da parte di Eni di centri di raccolta ed estrazione dell'olio (Agri Hubs). I sottoprodotti della filiera produttiva saranno destinati ai mercati locali ed eventualmente all'export. Le iniziative inoltre promuoveranno lo sviluppo rurale, il ripristino dei terreni attraverso l'agricoltura sostenibile e rigenerativa, con conseguenti effetti positivi sullo sviluppo socio-economico con ricadute occupazionali, opportunità di accesso al mercato nonché tutela dei diritti umani, salute e sicurezza alimentare. La definizione di ulteriori programmi, in analogia al modello adottato, è in corso di valutazione in altri Paesi.

In particolare, l'avvio della produzione a livello industriale è previsto in una prima fase in: (i) Kenya, dove il programma di sviluppo prevede la realizzazione di 20 agri hub con avvio previsto nel 2022. Inoltre, l'accordo definito prevede anche attività di ingegneria finalizzate alla trasformazione dell'attuale raffineria di Mombasa in una bioraffineria per la produzione di HVO e Biojet; nonché la raccolta dell'UCO (Used Cooking Oil) ai fini dell'utilizzo come feedstock; (ii) Congo, dove l'avvio delle attività definite è previsto nel 2023.

La capacità a regime prevede una produzione di 350 mila tonnellate a partire dal 2026 e un coinvolgimento di circa 300 mila agricoltori. La produzione complessiva è prevista successivamente raggiungere un volume di agro-feedstock di oltre 800 mila tonnellate al 2030, grazie al contributo delle iniziative addizionali negli altri Paesi. Nell'ambito di tale modello di sviluppo, nel novembre 2021 Eni ha finalizzato una partnership strategica con il Gruppo Bonifiche Ferraresi attraverso la costituzione di una joint venture paritetica. L'accordo prevede inoltre l'acquisto da parte di Eni di una partecipazione di minoranza nella controllata di BF Bonifiche Ferraresi. In particolare, le attività incluse nell'accordo prevedono: (i) ricerca e sperimentazione agricola di sementi di piante oleaginose da utilizzare come carica nelle bioraffinerie; (ii) supporto allo sviluppo dei progetti Eni nei Paesi di interesse attraverso il trasferimento di know-how, fornitura di sementi e prodotti per l'agricoltura.

Global Gas & LNG Portfolio

(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,00 1,15 0,56 di cui: dipendenti 0,00 0,99 0,96 contrattisti 0,00 1,37 0,00 (miliardi di metri cubi) 70,45 64,99 72,85 36,88 37,30 37,98 28,01 23,00 26,72 di cui: Importatori in Italia 2,89 3,67 4,37 Mercati europei 25,12 19,33 22,35 5,56 4,69 8,15	PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE	2021	2020	2019
	TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a)
	Vendite gas naturale(b)
	Italia
	Resto d'Europa
	Resto del mondo
	Vendite di GNL(c)	10,9	9,5	10,1
(numero) 847 700 711	Dipendenti in servizio a fine periodo
di cui all'estero 571 410 418
(milioni di tonnellate di CO2 eq.) 1,01 0,36 0,25	Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a)

(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.

(b) Include vendite intercompany.

(c) Si riferiscono alle vendite di GNL delle società consolidate e collegate del settore GGP (già incluse nelle vendite gas mondo).

Performance dell'anno

• Conseguito il target di zero infortuni di dipendenti e contrattisti.
• Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) pari a 1,01 milioni di tonnellate di CO2 eq. evidenziano un trend in aumento dell'incremento di volumi di gas trasportati dai gasdotti TTPC e TMPC e del consolidamento dell'impianto di liquefazione di Damietta.
• Le vendite di gas naturale di 70,45 miliardi di metri cubi sono in aumento dell'8% rispetto al 2020 (+5,46 miliardi di metri cubi).
• Le vendite di GNL di 10,9 miliardi di metri cubi sono in aumento del 14,7% rispetto al 2020.

Sviluppi di business

Firmato un accordo con CPC Corporation, utility taiwanese, per la fornitura presso il terminale di ricezione di Yung An (Taiwan) di un carico di GNL certificato carbon neutral secondo lo standard riconosciuto a livello internazionale PAS2060, proveniente dall'impianto di liquefazione di Bontang in Indonesia alimentato con il gas del giacimento Eni di Jangkrik. Le emissioni GHG associate all'intera catena del valore del carico, includendo la produzione di gas, la trasmissione, la liquefazione, il trasporto, la rigassificazione, la distribuzione e l'utilizzo finale, sono state compensate dai crediti emissivi derivanti da progetti di conservazione delle foreste. In particolare, i crediti sono stati acquisiti da due progetti REDD+: Luangwa Community Forest in Zambia e Kulera Landscape in Malawi.

Nell'ambito della strategia Eni di ottimizzazione del portafoglio, finalizzata alla crescita nei settori relativi alla transizione energetica, firmato un accordo per la cessione a Snam del 49,9% delle partecipazioni detenute (direttamente e indirettamente) da Eni nelle società che gestiscono i gasdotti onshore, che si estendono dal confine tra Algeria e Tunisia fino alla costa tunisina (TTPC) e i gasdotti offshore che collegano la costa tunisina all'Italia (TMPC). L'operazione prevede il conferimento di tali partecipazioni in una jv della quale sarà ceduto a Snam il 49,9% per il corrispettivo di circa €385 milioni (Eni manterrà la quota residua del 50,1%). Tale transazione consente inoltre di valorizzare in maniera sinergica le rispettive competenze su una rotta strategica per la sicurezza degli approvvigionamenti di gas naturale in Italia, favorendo potenziali iniziative di sviluppo nella catena del valore dell'idrogeno dal Nord Africa.

È stata annunciata da parte del management la cessione della quota del 50% del gasdotto Blue Stream che trasporta gas di provenienza russa attraverso il Mar Nero, commercializzato congiuntamente da Eni e Gazprom alla società di Stato della Turchia Botas.

Nel marzo 2021 è stata completata la ristrutturazione di Unión Fenosa Gas tramite la finalizzazione 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 JV Unión Fenosa Gas con i partner egiziani. L'accordo ha previsto la rilevazione della quota del 50% nell'impianto di Damietta e della relativa capacità di liquefazione, nonché delle attività di commercializzazione del gas in Spagna detenute da UFG ed il conseguente riavvio dell'impianto di liquefazione di Damietta.

GAS NATURALE

APPROVVIGIONAMENTI

I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 70,98 miliardi di metri cubi, in aumento di 8,82 miliardi di metri cubi, pari al 14,2% rispetto al 2020. I volumi di gas approvvigionati all'estero (67,39 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari a circa il 95% del totale, sono aumentati rispetto al 2020 (+12,70 miliardi di metri cubi; +23%) principalmente per effetto dei maggiori volumi approvvigionati in Russia (+7,72 miliardi di metri cubi), in Algeria (+4,90 miliardi di metri cubi), nel Regno Unito (+1,03 miliardi di metri cubi) e in Indonesia (+0,66 miliardi di metri cubi), parzialmente compensati dai minori acquisti effettuati in Libia (-1,26 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (3,59 miliardi di metri cubi) registrano una riduzione del 51,9% rispetto al periodo di confronto.

APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE

(miliardi di metri cubi)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
ITALIA	3,59	7,47	5,57	(3,88)	(51,9)
Russia	30,21	22,49	24,36	7,72	34,3
Algeria (incluso il GNL)	10,12	5,22	6,66	4,90	93,9
Libia	3,18	4,44	5,86	(1,26)	(28,4)
Paesi Bassi	1,41	1,11	4,12	0,30	27,0
Norvegia	7,52	7,19	6,43	0,33	4,6
Regno Unito	2,65	1,62	1,75	1,03	63,6
Indonesia (GNL)	1,81	1,15	1,58	0,66	57,4
Qatar (GNL)	2,30	2,47	2,79	(0,17)	(6,9)
Altri acquisti di gas naturale	2,39	5,24	7,90	(2,85)	(54,4)
Altri acquisti di GNL	5,80	3,76	3,40	2,04	54,3
ESTERO	67,39	54,69	64,85	12,70	23,2
TOTALE APPROVVIGIONAMENTI DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE	70,98	62,16	70,42	8,82	14,2
Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio	(0,86)	0,52	0,08	(1,38)	(265,4)
Perdite di rete, differenze di misura ed altre variazioni	(0,04)	(0,03)	(0,22)	(0,01)	(33,3)
DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE	70,08	62,65	70,28	7,43	11,9
Disponibilità per la vendita delle società collegate	0,37	2,34	2,57	(1,97)	(84,2)
TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA	70,45	64,99	72,85	5,46	8,4

Nel 2021, i principali flussi approvvigionati di gas equity derivano principalmente dalle produzioni: (i) delle aree nel Mare del Nord britannico e norvegese (2,6 miliardi di metri cubi); (ii) dei giacimenti nazionali (2,2 miliardi di metri cubi); (iii) dell'Indonesia (0,9 miliardi di metri cubi); (iv) dei giacimenti libici (0,7 miliardi di metri cubi). I volumi di gas equity sono stati di 6,4 miliardi di metri cubi e hanno coperto circa il 9% del totale delle disponibilità per la vendita. Le disponibilità per la vendita delle società collegate sono pari a 0,37 miliardi di metri cubi (-84,2% rispetto al 2020) e riguardano principalmente volumi approvvigionati in Spagna ed Oman.

VENDITE

VENDITE DI GAS PER ENTITÀ

Il mercato europeo del gas è stato caratterizzato da condizioni estreme a causa dell'offerta "corta" e delle incertezze sui flussi di approvvigionamento dalla Russia. In tale scenario, la ripresa della domanda ha evidenziato incrementi di circa +7% e +6% nei consumi nazionali e nell'UE rispetto al 2020. Le vendite di gas naturale di 70,45 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi e la quota Eni delle vendite delle società collegate valutate a equity) riportano una crescita di 5,46 miliardi di metri cubi vs. 2020, pari all'8,4% principalmente per maggiori vendite in Turchia e maggiori volumi commercializzati di GNL.

(miliardi di metri cubi) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. % Vendite delle società consolidate 69,99 62,58 70,17 7,41 11,8 Italia (inclusi autoconsumi) 36,88 37,30 37,98 (0,42) (1,1) Resto d'Europa 27,69 21,54 25,21 6,15 28,6 Extra Europa 5,42 3,74 6,98 1,68 44,9 Vendite delle società collegate (quota Eni) 0,46 2,41 2,68 (1,95) (80,9) Resto d'Europa 0,32 1,46 1,51 (1,14) (78,1) Extra Europa 0,14 0,95 1,17 (0,81) (85,3) TOTALE VENDITE GAS MONDO 70,45 64,99 72,85 5,46 8,4

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Le vendite in Italia pari a 36,88 miliardi di metri cubi sono in riduzione dell'1,1%, principalmente per effetto dei minori volumi commercializzati all'Hub e presso il settore termoelettrico ed industriale, in parte compensati dalle maggiori vendite al segmento grossisti. In diminuzione i ritiri degli importatori in Italia (2,89 miliardi di metri cubi; -21,3% rispetto al 2020) a seguito della ridotta disponibilità di gas libico.

Le vendite sui mercati europei di 25,12 miliardi di metri cubi sono in aumento del 30% (+5,79 miliardi di metri cubi) rispetto al 2020.

Le vendite nei mercati extra europei pari a 5,56 miliardi di metri cubi hanno registrato un aumento del 18,6% rispetto allo scorso esercizio (+0,87 miliardi di metri cubi) a seguito dei maggiori volumi commercializzati nei mercati asiatici.

VENDITE DI GAS PER MERCATO

(miliardi di metri cubi)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
ITALIA	36,88	37,30	37,98	(0,42)	(1,1)
Grossisti	13,37	12,89	13,08	0,48	3,7
PSV e borsa	12,13	12,73	12,13	(0,60)	(4,7)
Industriali	4,07	4,21	4,62	(0,14)	(3,3)
Termoelettrici	0,94	1,34	1,90	(0,40)	(29,9)
Autoconsumi	6,37	6,13	6,25	0,24	3,9
VENDITE INTERNAZIONALI	33,57	27,69	34,87	5,88	21,2
Resto d'Europa	28,01	23,00	26,72	5,01	21,8
Importatori in Italia	2,89	3,67	4,37	(0,78)	(21,3)
Mercati europei:	25,12	19,33	22,35	5,79	30,0
Penisola Iberica	3,75	3,94	4,22	(0,19)	(4,8)
Germania/Austria	0,69	0,35	2,19	0,34	97,1
Benelux	3,47	3,58	3,78	(0,11)	(3,1)
Regno Unito	2,65	1,62	1,75	1,03	63,6
Turchia	8,50	4,59	5,56	3,91	85,2
Francia	5,80	5,01	4,47	0,79	15,8
Altro	0,26	0,24	0,38	0,02	8,3
Mercati extra europei	5,56	4,69	8,15	0,87	18,6
TOTALE VENDITE GAS MONDO	70,45	64,99	72,85	5,46	8,4

GNL

VENDITE DI GNL

(miliardi di metri cubi)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Europa	5,4	4,8	5,5	0,6	12,5
Extra Europa	5,5	4,7	4,6	0,8	17,0
TOTALE VENDITE GNL	10,9	9,5	10,1	1,4	14,7

Le vendite di GNL (10,9 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) aumentano del 14,7% rispetto al 2020 e hanno riguardato principalmente il GNL proveniente dall'Egitto, Qatar, Indonesia e Nigeria e commercializzato in Europa e Asia.

TRASPORTO INTERNAZIONALE

Eni, in qualità di shipper, dispone dei diritti di trasporto su di un sistema di gasdotti europei e nord africani funzionale all'importazione e alla commercializzazione in Italia e in Europa del gas naturale proveniente dalle aree di produzione di Russia, Algeria, Mare del Nord, inclusi Paesi Bassi, Norvegia e Libia.

Eni partecipa, inoltre, al capitale di società che operano i gasdotti o ne gestiscono i diritti di trasporto.

I principali gasdotti attualmente partecipati o operati da Eni sono: (i) il gasdotto TTPC, per l'importazione di gas algerino dello sviluppo complessivo di 740 chilometri; (ii) il gasdotto TMPC, per l'importazione di gas algerino (775 chilometri); (iii) il gasdotto GreenStream, per l'importazione del gas libico composto da una linea di 520 chilometri; infine (iv) Eni partecipa al gasdotto sottomarino Blue Stream che collega la Russia alla Turchia attraverso il Mar Nero.

Energy Evolution

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Refining & Marketing e Chimica

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE		2021	2020	2019
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a)	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,80	0,80	0,27
di cui: dipendenti		1,13	1,17	0,24
contrattisti		0,49	0,48	0,29
Lavorazioni bio	(migliaia di tonnellate)	665	710	311
Capacità di bioraffinazione	(milioni di tonnellate/anno)	1,1	1,1	1,1
Tasso di utilizzo medio delle bioraffinerie	(%)	65	63	44
Grado di conversione del sistema di raffinazione tradizionale		49	54	54
Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale		76	69	88
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa	(milioni di tonnellate)	7,23	6,61	8,25
Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo	(numero)	5.314	5.369	5.411
Erogato medio per stazioni di servizio rete Europa	(migliaia di litri)	1.521	1.390	1.766
Grado di efficienza della rete	(%)	1,19	1,22	1,23
Produzione di prodotti petrolchimici	(migliaia di tonnellate)	8.476	8.073	8.068
Vendite di prodotti petrolchimici		4.451	4.339	4.295
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici	(%)	66	65	67
Dipendenti in servizio a fine periodo	(numero)	13.072	11.471	11.626
di cui all'estero		4.044	2.556	2.591
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a)	(milioni di tonnellate di CO2 eq.)	6,72	6,65	7,97
Emissioni di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) dalle raffinerie	(tonnellate di CO2 eq./migliaia di tonnellate)	228	248	248

(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.

Performance dell'anno

• L'indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro (0,80) evidenzia una sostanziale tenuta rispetto al 2020.
• Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) hanno registrato un lieve aumento (+1%) rispetto al 2020, a seguito della ripresa delle attività in particolare nel settore della chimica.
• Le emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) delle raffinerie risultano in riduzione dell'8% rispetto al 2020, nonostante i maggiori volumi lavorati presso i siti di Sannazzaro e Livorno.
• Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio (esclusi i volumi lavorati presso ADNOC Refining) nel 2021 sono state di 18,78 milioni di tonnellate, in aumento del 10,5% rispetto al periodo di confronto, beneficiando della ripresa economica del 2021 sostenuta dal riavvio delle attività che nel 2020 erano impattate dal parziale lockdown dell'economia.
• In riduzione i volumi di lavorazione di oli vegetali in un contesto di scenario particolarmente depresso (665 milioni di tonnellate, -6% rispetto al 2020).
• Vendite sulla rete in Italia (5,12 milioni di tonnellate) in aumento rispetto al 2020 (+12%) per la progressiva riapertura dell'economia e maggiore mobilità delle persone. Quota di mercato pari a 22,3% (23,2% nel 2020).
• Le vendite di prodotti petrolchimici di 4,45 milioni di tonnellate sono aumentate del 3% grazie alla crescita macroeconomica, al rimbalzo della domanda in settori trainanti, quali il packaging e alla ripresa del settore automotive.

Sviluppi di business e operazioni di portafoglio

Al fine di ampliare il portafoglio della gamma dei polimeri da riciclo Versalis Revive® e di consolidare la leadership europea nei polimeri stirenici, Versalis ha acquisito la tecnologia e gli impianti di Ecoplastic, società specializzata nella filiera del recupero, riciclo e trasformazione dei polimeri stirenici. Si tratta del primo step del progetto di trasformazione del sito di Porto Marghera, che prevede per il prossimo anno l'installazione degli impianti acquisiti per la produzione di polimeri stirenici ottenuti totalmente da materia prima da riciclo. La capacità complessiva di questa prima fase sarà di circa 20 mila tonnellate/anno.

Finalizzata, nel mese di settembre, l'acquisizione del controllo di Finproject da parte di Versalis esercitando l'opzione di acquisto sulla rimanente quota del 60% del capitale sociale, dopo l'investimento iniziale del 40% fatto nel 2020. La società acquisita complementa il portafoglio di specialties di Versalis, consolidando la posizione di leader nel settore italiano delle applicazioni di polimeri formulati a elevate prestazioni e del compounding, meno soggetti alle oscillazioni delle commodity. Nel mese di gennaio 2022 la società Finproject ha ottenuto la certificazione ISCC Plus per le produzioni di compound e di prodotti da materie prime sostenibili.

Economia circolare e chimica green

Finalizzata l'acquisizione della società FRI-EL Biogas Holding, leader italiano nel settore della produzione di biogas. La società, rinominata EniBioCh4in, possiede e gestisce impianti per la generazione di energia elettrica da biogas e un impianto per il trattamento della FORSU, la frazione organica dei rifiuti solidi urbani. Eni intende convertire tali impianti alla produzione di biometano da commercializzare nelle stazioni di servizio Eni.

Versalis, nella più ampia strategia di decarbonizzazione Eni, ha avviato un piano di trasformazione che punta a rendere le proprie attività e prodotti sempre più diversificati e sostenibili nel rispetto dei principi dell'economia circolare.

Nel corso del 2021, è stata ampliata l'offerta di prodotti "circolari" realizzati con materie prime da riciclo da Versalis. Alla linea di prodotti Versalis Revive® si aggiunge infatti un nuovo prodotto denominato Versalis Revive® PS Air F – Series Forever e destinato all'imballaggio alimentare e realizzato per il 75% con polistirene riciclato ricavato dalla raccolta differenziata domestica. Il nuovo prodotto sviluppato da Versalis e Forever Plast SpA, è frutto della collaborazione con vari operatori della filiera dell'industria del polistirene: Corepla, Pro Food e Unionplast.

È stato inoltre confermato l'impegno rivolto allo sviluppo di tecnologie innovative sostenibili, attraverso l'accordo firmato con BTS Biogas, società italiana attiva nel settore della progettazione e realizzazione di impianti di produzione di biogas, per lo sviluppo e la commercializzazione di una tecnologia per la produzione di biogas e biometano da biomasse residuali lignocellulosiche che farà leva sull'integrazione della tecnologia proprietaria Versalis per il pretrattamento termomeccanico delle biomasse, con quella di BTS Biogas per la produzione di biogas e biometano per via fermentativa.

Infine, sottoscritto un accordo tra Matrìca (joint venture Versalis/Novamont) e Lanxess leader nel settore delle specialità chimiche per la produzione di biocidi da materie prime rinnovabili. Da gennaio 2022 è stata avviata la fornitura di materie prime da fonti rinnovabili dell'impianto di Porto Torres ottenute da oli vegetali che Lanxess utilizzerà per produrre additivi industriali con azione biocida destinata al settore dei beni di consumo.

Mobilità sostenibile

Nell'ambito della strategia Eni di crescita della mobilità sostenibile, è stato firmato un accordo per offrire presso le stazioni di servizio Eni il servizio di sostituzione delle batterie (battery swapping) delle city car del produttore automobilistico XEV. L'accordo prevede che dal 2022 le city car XEV YOYO a zero emissioni entreranno a far parte della flotta Enjoy.

Inoltre, al fine di promuovere iniziative di decarbonizzazione del settore aereo e accelerare il processo di transizione ecologica degli aeroporti è stato siglato un accordo con SEA, società di gestione degli aeroporti di Milano Malpensa e Milano Linate, per l'introduzione di combustibili sostenibili destinati all'aviazione (SAF – Sustainable Aviation Fuel) e alla movimentazione a terra (HVO – Hydrotreated Vegetable Oil). L'accordo è in linea con il percorso già intrapreso con Aeroporti di Roma, che nel gennaio 2022 ha dato il via alle prime forniture di biocarburante idrogenato HVO puro, prodotto nella bioraffineria Eni di Porto Marghera, per alimentare i mezzi stradali per la movimentazione dei passeggeri a ridotta mobilità in ambito aeroportuale.

La produzione del SAF è stata avviata nel mese di ottobre impiegando esclusivamente scarti e residui, in linea con la decisione strategica di non utilizzare olio di palma dal 2023.

Nell'ambito del percorso verso la decarbonizzazione, firmata una lettera d'intenti con Air Liquide per lo sviluppo della mobilità a idrogeno in Italia. In particolare, la collaborazione prevederà uno studio di fattibilità e sostenibilità per lo sviluppo della filiera dell'idrogeno low carbon e rinnovabile a supporto del mercato dei veicoli a celle a combustibile per la mobilità pesante e leggera.

Infine è stato sottoscritto un accordo strategico con BASF relativo a una nuova tecnologia per la produzione di bio-propanolo da glicerina ottenuta dalla produzione del biodiesel FAME (Fatty Acid Methil Esters), destinato all'utilizzo come componente bio nella formulazione di carburanti.

Tecnologie proprietarie

Le tecnologie proprietarie svolgeranno un ruolo fondamentale nell'accelerare la riconversione "green" di Versalis riducendo la dipendenza dal feedstock petrolifero; tra queste Eni punta sul riciclo chimico delle plastiche non riutilizzabili (tecnologia HOOP), sulla valorizzazione delle biomasse forestali per la produzione di bioetanolo e biogas (tecnologia PROESA) in collaborazione con partner qualificati come Saipem e BTS Biogas. Al fine di valorizzare le tecnologie proprietarie e rafforzare la presenza Eni nel continente asiatico, Versalis ha concesso in licenza a Supreme Petrochem Ltd., leader nel mercato indiano del polistirene compatto ed espandibile, la tecnologia a massa continua per la realizzazione di un impianto nello Stato di Maharashtra (India), tale tecnologia permette di produrre polimeri stirenici a ridotto impatto ambientale, grazie alle bassissime emissioni e ai ridotti consumi energetici.

REFINING & MARKETING

APPROVVIGIONAMENTO E COMMERCIALIZZAZIONE

Nel 2021 sono state acquistate 18,85 milioni di tonnellate di petrolio (17,37 milioni di tonnellate nel 2020) di cui 3,85 milioni di tonnellate dal settore Exploration & Production, 10,79 milioni di tonnellate sul mercato spot e 4,21 milioni di tonnellate dai Paesi produttori con contratti a termine. La ripartizione degli acquisti per area geografica è la seguente: 20% dal Medio Oriente, 18% dalla Russia, 15% dall'Asia Centrale, 15% dall'Africa Settentrionale, 11% dall'Italia, 11% dall'Africa Occidentale, 2% dal Mare del Nord e 8% da altre aree.

ACQUISTI

(milioni di tonnellate)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Greggi equity	3,85	3,55	4,24	0,30	8,5
Altri greggi	15,00	13,82	19,19	1,18	8,5
Totale acquisti di greggi	18,85	17,37	23,43	1,48	8,5
Acquisti di semilavorati	0,26	0,11	0,26	0,15	136,4
Acquisti di prodotti	10,66	10,31	11,45	0,35	3,4
TOTALE ACQUISTI	29,77	27,79	35,14	1,98	7,1
Consumi per produzione di energia elettrica	(0,31)	(0,35)	(0,35)	0,04	11,4
Altre variazioni(a)	(0,89)	(0,69)	(2,08)	(0,20)	(29,0)
TOTALE DISPONIBILITÀ	28,57	26,75	32,71	1,82	6,8

(a) Include le variazioni delle scorte, i cali di trasporto, i consumi e le perdite.

RAFFINAZIONE

Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel 2021 ammontano a 18,78 milioni di tonnellate, in aumento rispetto al 2020 (+10,5%) per effetto delle maggiori lavorazioni presso le raffinerie in Italia, a seguito del minore impatto COVID-19 rispetto al periodo di confronto caratterizzato dal parziale lockdown dell'economia, in parte compensato da uno scenario sfavorevole.

In Italia i volumi processati pari a 16,51 milioni di tonnellate sono in aumento rispetto al 2020 (+11,4%), principalmente grazie ai maggiori volumi lavorati presso la raffineria di Sannazzaro.

All'estero le lavorazioni in conto proprio di 2,27 milioni di tonnellate sono aumentate di circa 90 mila tonnellate (+4,1%) a seguito delle minori fermate rispetto al periodo di confronto, parzialmente compensate dallo scenario sfavorevole. Le lavorazioni complessive sulle raffinerie di proprietà sono state di 14,01 milioni di tonnellate, in aumento del 10,1% (pari a 1,29 milioni di tonnellate).

Il tasso di utilizzo degli impianti, rapporto tra le lavorazioni e la capacità bilanciata, è pari al 76%. Il 21% del petrolio lavorato è di produzione Eni, in leggero calo rispetto al 2020 (21,2%).

BIORAFFINAZIONE

I volumi di bio-feedstock processati sono pari a 665 mila tonnellate in diminuzione del 6% rispetto al 2020 (40 mila tonnellate), a seguito delle maggiori fermate presso la bioraffineria di Venezia in un contesto di scenario depresso.

Inoltre l'incidenza dell'olio di palma nella produzione di biodiesel è stata ridotta di circa 34 punti percentuali rispetto al 2020 grazie all'avvio della linea BTU, Biomass Treatment Unit, presso Gela che a regime consentirà di utilizzare fino al 100% biomasse non in competizione con la filiera alimentare. Confermato l'obiettivo di totale eliminazione dell'olio di palma dal 2023 nei processi di raffinazione.

Nel 2021 sono state esitate produzioni di biocarburanti (HVO) per circa 585 mila tonnellate secondo le certificazioni in uso (Direttive Europee RED e correlate), in riduzione del 6%.

(milioni di tonnellate)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
ITALIA
Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà	14,01	12,72	17,26	1,29	10,1
Lavorazioni in conto terzi	(1,71)	(1,75)	(1,25)	0,04	2,3
Lavorazioni sulle raffinerie di terzi	4,21	3,85	4,69	0,36	9,4
Lavorazioni in conto proprio	16,51	14,82	20,70	1,69	11,4
Consumi e perdite	(1,11)	(0,97)	(1,38)	(0,14)	(14,8)
Prodotti disponibili da lavorazioni	15,40	13,85	19,32	1,55	11,2
Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte	7,38	7,18	7,27	0,20	2,8
Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero	(0,67)	(0,66)	(0,68)	(0,01)	(1,5)
Consumi per produzione di energia elettrica	(0,31)	(0,35)	(0,35)	0,04	11,4
Prodotti venduti	21,80	20,02	25,56	1,78	8,9
Totale lavorazioni bio	0,67	0,71	0,31	(0,04)	(5,6)
ESTERO
Lavorazioni in conto proprio	2,27	2,18	2,04	0,09	4,1
Consumi e perdite	(0,18)	(0,17)	(0,18)	(0,01)	(5,9)
Prodotti disponibili da lavorazioni	2,09	2,01	1,86	0,08	4,0
Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte	3,41	3,39	4,17	0,02	0,6
Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia	0,67	0,66	0,68	0,01	1,5
Prodotti venduti	6,17	6,06	6,71	0,11	1,8
Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero	18,78	17,00	22,74	1,78	10,5
di cui: lavorazioni in conto proprio di greggi equity	3,86	3,55	4,24	0,31	8,7
Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero	27,97	26,08	32,27	1,89	7,2
Vendite di greggi	0,60	0,67	0,44	(0,07)	(10,4)
TOTALE VENDITE	28,57	26,75	32,71	1,82	6,8

DISPONIBILITÀ DI PRODOTTI PETROLIFERI

DISTRIBUZIONE DI PRODOTTI PETROLIFERI

Le vendite di prodotti petroliferi (27,97 milioni di tonnellate) sono aumentate di 1,89 milioni di tonnellate rispetto al 2020, pari al 7,2%, per effetto del minor impatto delle misure limitative alla mobilità nel 2021.

VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO

(milioni di tonnellate)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Rete	5,12	4,56	5,81	0,56	12,3
Extrarete	6,02	5,75	7,68	0,27	4,7
Petrolchimica	0,52	0,61	0,83	(0,09)	(14,8)
Altre vendite	10,14	9,10	11,24	1,04	11,4
Vendite in Italia	21,80	20,02	25,56	1,78	8,9
Rete resto d'Europa	2,11	2,05	2,44	0,06	2,9
Extrarete resto d'Europa	2,19	2,40	2,63	(0,21)	(8,8)
Extrarete mercati extra europei	0,52	0,48	0,48	0,04	8,3
Altre vendite	1,35	1,13	1,16	0,22	19,5
Vendite all'estero	6,17	6,06	6,71	0,11	1,8
VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO	27,97	26,08	32,27	1,89	7,2

Vendite rete Italia

Le vendite sulla rete in Italia (5,12 milioni di tonnellate) sono in aumento rispetto al 2020 (0,56 milioni di tonnellate, +12,3%) come risultante della progressiva riapertura dell'economia e maggiore mobilità delle persone. L'erogato medio (1.362 mila litri) è aumentato di 156 mila litri rispetto al 2020 (1.206 mila litri). La quota di mercato media del 2021 è del 22,3% in diminuzione rispetto al 2020 (23,2%).

Al 31 dicembre 2021 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.078 stazioni di servizio con una riduzione di 56 unità rispetto al 31 dicembre 2020 (4.134 stazioni di servizio) per effetto del saldo negativo tra aperture e risoluzioni di contratti di convenzionamento (65 unità), della riduzione delle concessioni autostradali (4 unità) in parte bilanciato dal saldo positivo tra aperture e chiusure sulla rete di proprietà (13 unità).

	(milioni di tonnellate)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Italia		11,14	10,31	13,49	0,83	8,1
Vendite rete		5,12	4,56	5,81	0,56	12,3
Benzina		1,38	1,16	1,44	0,22	19,0
Gasolio		3,38	3,10	3,95	0,28	9,0
GPL		0,31	0,27	0,38	0,04	14,8
Altri prodotti		0,05	0,03	0,04	0,02	66,7
Vendite extrarete		6,02	5,75	7,68	0,27	4,7
Gasolio		3,11	3,11	3,41	0,00	0,0
Oli combustibili		0,03	0,02	0,06	0,01	50,0
GPL		0,17	0,18	0,18	(0,01)	(5,6)
Benzina		0,34	0,30	0,47	0,04	13,3
Lubrificanti		0,08	0,08	0,08	0,00	0,0
Bunker		0,59	0,63	0,77	(0,04)	(6,3)
Jet fuel		0,92	0,70	1,92	0,22	31,4
Altri prodotti		0,78	0,73	0,79	0,05	6,8
Estero (rete + extrarete)		4,82	4,93	5,55	(0,11)	(2,2)
Benzina		1,06	1,13	1,31	(0,07)	(6,2)
Gasolio		2,78	2,73	3,02	0,05	1,8
Jet fuel		0,07	0,09	0,29	(0,02)	(22,2)
Oli combustibili		0,08	0,13	0,09	(0,05)	(38,5)
Lubrificanti		0,11	0,09	0,09	0,02	22,2
GPL		0,53	0,50	0,50	0,03	6,0
Altri prodotti		0,19	0,26	0,25	(0,07)	(26,9)
TOTALE VENDITE RETE ED EXTRARETE		15,96	15,24	19,04	0,72	4,7

VENDITE PER PRODOTTO/CANALE

Vendite rete Resto d'Europa

Le vendite rete nel Resto d'Europa pari a 2,11 milioni di tonnellate hanno registrato un incremento del 2,9% rispetto al 2020, a seguito dei maggiori volumi venduti in Austria, Francia e Spagna beneficiando della ripresa dell'economia e della mobilità delle persone.

Al 31 dicembre 2021 la rete di distribuzione nel Resto d'Europa è costituita da 1.236 stazioni di servizio, (+1 unità rispetto al 31 dicembre 2020) principalmente grazie alle aperture in Spagna bilanciate dalle riduzioni dei distributori in Svizzera e Francia. L'erogato medio (2.025 mila litri) è aumentato di 45 mila litri rispetto al 2020 (1.980 mila litri).

Vendite sul mercato extrarete e altre vendite

Le vendite extrarete in Italia pari a 6,02 milioni di tonnellate sono aumentate del 4,7% rispetto al 2020, per effetto del minor impatto delle misure restrittive e per la ripresa del trasporto aereo.

Le vendite extrarete nel Resto d'Europa, pari a 2,19 milioni di tonnellate, sono diminuite dell'8,8% rispetto al 2020, in particolare in Germania, Svizzera ed Austria.

Le vendite al settore Petrolchimica (0,52 milioni di tonnellate) sono in diminuzione del 14,8%. Le altre vendite in Italia e all'estero (11,49 milioni di tonnellate) sono in crescita di 1,26 milioni di tonnellate, +12,3% per effetto delle maggiori vendite ad altre società petrolifere.

CHIMICA

DISPONIBILITÀ E VENDITE DI PRODOTTI

(migliaia di tonnellate)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Intermedi	6.284	5.861	5.818	423	7,2
Polimeri	2.184	2.211	2.250	(27)	(1,2)
Biochem	8	1		7
Produzioni di prodotti petrolchimici	8.476	8.073	8.068	403	5,0
Moulding & Compounding	20			20
Totale produzioni	8.496	8.073	8.068	423	5,2
Consumi e perdite	(4.590)	(4.366)	(4.307)	(224)	(5,1)
Acquisti e variazioni rimanenze	565	632	534	(67)	(10,6)
Totale disponibilità	4.471	4.339	4.295	132	3,0
Intermedi	2.648	2.539	2.519	109	4,3
Polimeri	1.771	1.790	1.766	(19)	(1,1)
Oilfield chemicals	24	9	10	15
Biochem	8	1		7
Vendite di prodotti petrolchimici	4.451	4.339	4.295	112	2,6
Moulding & Compounding	20			20
Totale Vendite	4.471	4.339	4.295	132	3,0

Le vendite di prodotti petrolchimici di 4.451 mila tonnellate sono in leggero aumento rispetto al 2020 (+112 mila tonnellate, pari al 2,6%), grazie alla crescita macroeconomica e al rimbalzo della domanda in settori trainanti quali il packaging e il settore dei beni durevoli ed una ripresa del settore automotive. Tale performance riflette inoltre la capacità di catturare volumi di vendite addizionali grazie alla maggiore disponibilità degli impianti ottenuta anche riprogrammando le fermate poliennali, per sfruttare i benefici derivanti della ripresa della domanda e dalla riduzione delle importazioni da paesi produttori (USA e Medio Oriente) anche per effetto di shortage temporanei di prodotto.

I prezzi medi unitari nel business intermedio sono aumentati complessivamente del 56,3% rispetto al 2020, con gli aromatici e le olefine in crescita rispettivamente dell'84,7% e del 52,9%. Si registra un incremento del 66,6% rispetto al 2020 nel business polimeri.

Le produzioni di prodotti petrolchimici di 8.476 mila tonnellate (+403 mila tonnellate rispetto al 2020) risentono delle maggiori produzioni di intermedi (+423 mila tonnellate) in particolare olefine, in parte compensate dai minori volumi di stirenici rispetto al 2020 (-78 mila tonnellate).

I principali incrementi produttivi si sono registrati presso i siti di Priolo (+527 mila tonnellate) e di Dunkerque (+221 mila tonnellate), compensati dalle minori lavorazioni presso Brindisi (-201 mila tonnellate) e Porto Marghera (-140 mila tonnellate).

La capacità produttiva nominale è sostanzialmente in linea rispetto al 2020. Il tasso di utilizzo medio degli impianti, calcolato sulla capacità nominale, è risultato pari al 66% (65% nel 2020).

ANDAMENTO PER BUSINESS

Intermedi

I ricavi degli intermedi (€2.166 milioni) sono aumentati del 63% (+€837 milioni rispetto al 2020), per effetto sia dell'incremento delle quotazioni sia delle maggiori disponibilità di prodotto. Le vendite sono aumentate in particolare per le olefine (+7,6%). I prezzi medi unitari di vendita, in aumento complessivamente del 56,3%, riflettono in particolare i prezzi degli aromatici (+84,7%), delle olefine (+52,9%) e dei derivati (+50,1%). Le produzioni di intermedi (6.284 migliaia di tonnellate) sono aumentate del 7,2% rispetto al 2020, con incrementi più significativi negli aromatici (+14,2%) e nelle olefine (+7,2%). In riduzione i derivati (-7,3%).

Polimeri

I ricavi dei polimeri (€3.114 milioni) sono aumentati del 64,9% (+€1.226 milioni vs 2020) per effetto dell'incremento dei prezzi medi unitari (+66,6%). Il business degli stirenici ha beneficiato dei più elevati prezzi di vendita (+68,9%), nonostante il calo dei volumi venduti (-7,9%) per minore disponibilità di prodotto a causa della fermata manutentiva a Mantova.

La riduzione dei volumi è attribuibile principalmente a GPPS (-23%), ABS (-16,6%) e polistirolo compatto (-3,3%), compensati da maggiori vendite di stirene (+13,4%).

L'incremento dei volumi venduti di elastomeri (11,4%) è attribuibile ai maggiori volumi di lattici (+23,6%), di EPR (+40,5%) e di gomme NBR (+14,8%). Complessivamente in leggera riduzione i volumi venduti del business polietilene (-1,4%) con minori vendite di HDPE (-10,3%) e di LDPE (-3,4%), compensate da maggiori vendite di EVA (+6,4%); si rileva inoltre un aumento dei prezzi medi di vendita (73,9%). Le produzioni di polimeri (2.184 migliaia di tonnellate) sono diminuite rispetto al 2020 principalmente negli stirenici (-7,9%), parzialmente compensate dalle maggiori produzioni di elastomeri (+13,4%).

Oilfield Chemicals, Biochem e Moulding&Compounding

I ricavi degli Oilfiled Chemicals (€65 milioni) sono aumentati del 16,1% (+€9 milioni rispetto al 2020) per effetto dell'aumento dei volumi di vendita (15 mila tonnellate) derivanti da nuovi contratti sottoscritti.

I ricavi del business Biochem (€60 milioni) sono aumentati di €54 milioni rispetto al 2020 e si riferiscono principalmente alle vendite di disinfettante prodotto presso lo stabilimento di Crescentino. L'ammontare include inoltre la quota di ricavo da vendite di energia prodotta presso la centrale elettrica a biomasse dell'hub di Crescentino.

I ricavi derivanti dal business del Moulding & Compounding (€70 milioni) a fronte di 20 mila tonnellate di prodotti venduti, sono relativi al consolidamento del gruppo Finproject avvenuto il 1° ottobre 2021 e si riferiscono alle attività di compounding per €21 milioni, moulding per €24 milioni e per le attività Padanaplast per €25 milioni.

Plenitude & Power

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE		2021	2020	2019
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a)	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,29	0,32	0,62
di cui: dipendenti		0,49	0,00	0,30
contrattisti		0,00	0,73	0,95
Plenitude
Vendite retail e business gas	(miliardi di metri cubi)	7,85	7,68	8,62
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali	(terawattora)	16,49	12,49	10,92
Clienti retail e business	(milioni di PDR)	10,04	9,70	9,55
Produzione di energia da fonti rinnovabili	(gigawattora)	986	340	61
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo	(megawatt)	1.137	335	174
Power
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi	(terawattora)	28,54	25,33	28,28
Produzione termoelettrica		22,36	20,95	21,66
Dipendenti in servizio a fine periodo	(numero)	2.464	2.092	2.056
di cui: all'estero		600	413	358
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a)	(milioni di tonnellate di CO2 eq.)	10,03	9,63	10,22
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente prodotta (Eni Power)(a)	(gCO2 eq./kWh eq.)	380	391	394

(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.

Performance dell'anno

• L'indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è migliorato del 9,3% rispetto al 2020, grazie all'ottima performance ottenuta dai contrattisti.
• Le emissioni di GHG (Scope 1) aumentano del 4% rispetto al 2020 come conseguenza dell'incremento dei livelli produttivi delle centrali Power.
• L'indice relativo alle emissioni di GHG (Scope 1) per unità di energia elettrica prodotta registra un trend in riduzione rispetto al 2020 (-3%) beneficiando del minore impiego di syngas nel processo produttivo della centrale di Ferrera Erbognone.
• La produzione di energia da fonti rinnovabili è stata pari a 986 GWh, quasi triplicata rispetto al periodo di confronto (340 GWh nel 2020), principalmente per il contributo delle acquisizioni di asset in esercizio in Italia, negli Stati Uniti, in Francia e in Spagna.
• Al 31 dicembre 2021 la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 1.137 MW, di cui il 51% riferita a impianti eolici e il 48% a impianti fotovoltaici (potenza installata di storage pari a 1%).
• Le vendite retail e business di gas sono pari a 7,85 miliardi di metri cubi, in crescita del 2% rispetto al 2020, per effetto del minore impatto del COVID-19 rispetto al 2020 e dell'acquisizione di Aldro Energía.
• Le vendite retail e business di energia elettrica a clienti finali pari a 16,49 TWh sono in aumento del 32%, beneficiando dell'acquisizione di Aldro Energía, nonché dello sviluppo delle attività in Italia e all'estero.
• Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi sono state di 28,54 TWh, in aumento del 13% a seguito dei maggiori volumi commercializzati presso la borsa elettrica.

Valorizzazione del portafoglio

Nell'ambito delle iniziative volte ad estrarre valore dalla ristrutturazione del portafoglio creando veicoli indipendenti e focalizzati in grado di attrarre capitali, creare valore e accelerare la crescita, è stato avviato l'iter di quotazione di Plenitude, la controllata Eni che integra le attività retail Gas & Power, rinnovabili e mobilità elettrica con l'obiettivo di decarbonizzare il portafoglio clienti Eni, contribuendo al target di abbattimento delle nostre emissioni GHG Scope 3. La costituzione della nuova entità Plenitude si inquadra nella strategia e nell'impegno di lungo termine Eni a essere una compagnia energetica decarbonizzata e incentrata sulla sostenibilità. La decisione è in linea con uno scenario industriale favorevole, con la crescita della domanda di energie rinnovabili e di prodotti energetici verdi per clienti retail.

Il 14 marzo 2022 Eni ha firmato un accordo con la società di investimento Sixth Street per la cessione della quota del 49% in EniPower che detiene 6 centrali a gas. Tale accordo, soggetto ad alcune condizioni sospensive e alle autorizzazioni delle competenti Autorità, si inquadra nella strategia Eni di valorizzazione dei propri asset e liberare risorse per la transizione energetica. Eni manterrà il controllo di EniPower in termini operativi nonché il consolidamento della società.

Sviluppi di portafoglio

• In linea con la strategia Eni di transizione energetica e decarbonizzazione di prodotti e processi, finalizzata l'acquisizione del 100% di Be Power, società che tramite la controllata Be Charge è il secondo operatore italiano di colonnine di ricarica per auto elettriche con oltre 6 mila punti. Be Power gestisce le proprie colonnine e quelle di altri operatori tramite una piattaforma tecnologica proprietaria e fornisce servizi ai conducenti di veicoli elettrici su propri punti di ricarica o di terzi tramite un'app dedicata.
• Evolvere, società controllata da Plenitude, ha acquisito il 100% di PV Family, una start-up innovativa che gestisce My Solar Family, la più grande community digitale di prosumer (consumatori/produttori di energia) in Italia con oltre 80 mila iscritti. L'acquisizione del capitale ha l'obiettivo di combinare l'offerta di Evolvere e i servizi di community digitale, in un contesto di mercato che vede affermarsi la diffusione di un nuovo modello energetico, in cui il consumatore diventa anche un produttore di energia. Con questa acquisizione Evolvere conferma la leadership nella generazione distribuita da fonti rinnovabili in Italia e promuove la diffusione di un nuovo modello energetico, decentralizzato e sostenibile per l'ambiente, che contribuisce alla transizione energetica in corso.
• Ingresso nella Penisola Iberica attraverso l'acquisizione del 100% della società Aldro Energía attiva nel mercato della vendita di energia elettrica, gas e servizi nel settore retail con un portafoglio di oltre 300 mila clienti al 31 dicembre 2021.
• Costituita GreenIT, joint venture con CDP Equity, per lo sviluppo, la costruzione e la gestione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia. La JV ha l'obiettivo di raggiungere una capacità installata di circa 1 GW.

Sviluppi di business

Crescita del portafoglio clienti retail/business a 10 milioni di punti di fornitura in aumento di oltre 300 mila punti di fornitura rispetto a fine 2020 (+4%) grazie alla crescita in Grecia e all'acquisizione della società Aldro Energía attiva nel mercato retail in Spagna e Portogallo. Nel 2021 è proseguita l'espansione nel mercato nazionale ed internazionale delle energie rinnovabili, con una forte accelerazione nel build-up della capacità di generazione grazie a mirate acquisizioni "tuck in" in grado di essere rapidamente integrate nel portafoglio Eni:

• In Italia perfezionata l'acquisizione da Glennmont Partners e PGGM Infrastructure Fund di un portafoglio di tredici campi eolici onshore in esercizio, della capacità complessiva di 315 MW;
• In Spagna perfezionata in ottobre l'acquisizione da Azora Capital di un portafoglio di nove progetti di energia rinnovabile composto da tre impianti eolici in esercizio e uno in costruzione per un totale di 234 MW e da cinque progetti fotovoltaici in avanzato stadio di sviluppo per circa 0,9 GW;
• In Francia e Spagna finalizzata in ottobre l'acquisizione di Dhamma Energy Group, proprietaria di una piattaforma per lo sviluppo di impianti fotovoltaici, con una pipeline di progetti di circa 3 GW, nonché di impianti in esercizio o in costruzione della capacità di circa 120 MW;
• In Grecia, acquisita nel gennaio 2022 la società Solar Konzept Greece "SKGR" titolare di una piattaforma per lo sviluppo di impianti fotovoltaici in Grecia e una pipeline di progetti di circa 800 MW, che consentiranno l'ulteriore sviluppo del portafoglio di rinnovabili nel Paese;
• Nel mercato eolico offshore del Regno Unito acquisita una quota del 20% da Equinor e SSE Renewables del progetto Dogger Bank C da 1,2 GW, terzo cluster del più grande parco eolico offshore al mondo (3,6 GW) attualmente in costruzione nel Mare del Nord britannico. La produzione sarà avviata per fasi tra il 2023 e il 2025.

Nel febbraio 2022 è stato ampliato il portafoglio di capacità rinnovabile negli Stati Uniti con l'acquisizione da BayWa r.e. di una capacità complessiva di 466 MW in Texas riferita all'impianto fotovoltaico Corazon I (circa 266 MW), in esercizio da agosto 2021 che produrrà circa 500 GWh all'anno, consentendo una riduzione delle emissioni di CO2 in atmosfera equivalente a circa 250.000 ton/anno, nonché al progetto di stoccaggio Guajillo, in fase di sviluppo avanzato, da circa 200 MW/400 MWh. Nel 2021, sono stati sottoscritti accordi di collaborazione per lo sviluppo di impianti rinnovabili con: Equinor (tramite Vårgrønn) per il possibile sviluppo di impianti eolici offshore nell'area di Utsira Nord, con Red Rock Power, per presentare un'offerta congiunta ad una gara competitiva per l'assegnazione di capacità di generazione eolica in Scozia, e con Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), nell'ambito della gara per l'assegnazione di concessioni marine, per lo sviluppo di impianti eolici offshore in Polonia e per la successiva partecipazione ai meccanismi di incentivazione (contract-for-difference) che saranno offerti in asta tra il 2025 e 2027.

E-mobility

Nell'ambito delle iniziative per lo sviluppo del settore della mobilità elettrica in Italia è stato siglato un accordo con Hyundai con l'obiettivo di ampliare la gamma delle soluzioni per la ricarica delle auto elettriche e per incentivare l'efficienza energetica. Grazie a questo accordo i concessionari Hyundai potranno offrire ai propri clienti l'acquisto e l'installazione di colonnine di ricarica della gamma E-Start di Plenitude. Hyundai potrà anche installare presso le proprie concessionarie colonnine di ricarica elettrica, pannelli fotovoltaici e adottare le soluzioni di efficientamento energetico di Plenitude. Gli accordi firmati a dicembre con Enel X e Be Charge consentiranno l'interoperabilità tra le reti permettendo l'accesso alla più ampia rete di ricarica sul territorio nazionale di circa 20 mila punti di ricarica elettrica. Tale sinergia si inquadra nell'ambito della più ampia strategia di Eni per la mobilità sostenibile, della quale fa parte l'evoluzione delle attuali stazioni di servizio, "mobility point" nei quali saranno offerte ricariche fast e ultra-fast per la mobilità elettrica.

PLENITUDE

RETAIL GAS & POWER

DOMANDA GAS

Eni opera in un mercato dell'energia liberalizzato, nel quale i consumatori possono scegliere liberamente il fornitore di gas, valutare la qualità dei servizi e selezionare le offerte più adatte alle proprie esigenze di consumo. Eni rifornisce 10 milioni di clienti retail (gas e luce) in Italia ed in Europa, in particolare, sul territorio nazionale i clienti sono 7,8 milioni.

VENDITE DI GAS PER MERCATO

(miliardi di metri cubi)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
ITALIA	5,14	5,17	5,49	(0,03)	(0,6)
Rivenditori	0,24	0,23	0,33	0,01	4,3
Industriali	0,30	0,28	0,30	0,02	7,1
PMI e terziario	0,72	0,70	0,87	0,02	2,9
Residenziali	3,88	3,96	3,99	(0,08)	(2,0)
VENDITE INTERNAZIONALI	2,71	2,51	3,13	0,20	8,0
Mercati europei:
Francia	2,17	2,08	2,69	0,09	4,3
Grecia	0,39	0,34	0,35	0,05	14,7
Altro	0,15	0,09	0,09	0,06	66,7
TOTALE VENDITE RETAIL E BUSINESS GAS	7,85	7,68	8,62	0,17	2,2

VENDITE RETAIL E BUSINESS GAS

Nel 2021, le vendite di gas retail e business in Italia e nel resto d'Europa sono state di 7,85 miliardi di metri cubi ed hanno evidenziato una crescita di 0,17 miliardi di metri cubi rispetto al 2020, pari al +2%. Le vendite in Italia pari a 5,14 miliardi di metri cubi sono sostanzialmente in linea rispetto al 2020, l'effetto delle minori vendite al segmento residenziale è stato quasi completamente assorbito dai maggiori volumi commercializzati ai settori industriale, piccole e medie imprese e rivenditori. Le vendite sui mercati europei di 2,71 miliardi di metri cubi sono in aumento dell'8% (+0,20 miliardi di metri cubi) rispetto al 2020. Maggiori vendite sono state registrate in Francia, Grecia e Spagna beneficiando del minore impatto del COVID-19 rispetto al periodo di confronto nonché dell'acquisizione di Aldro Energía.

VENDITE RETAIL E BUSINESS DI ENERGIA ELETTRICA A CLIENTI FINALI

Le vendite retail e business di energia elettrica a clienti finali di 16,49 TWh effettuate tramite Plenitude e le società controllate in Francia, Grecia e Spagna registrano una performance positiva con un incremento pari al 32% rispetto al 2020, grazie alla crescita del portafoglio clienti (+4% vs. 2020) grazie alla citata acquisizione di Aldro Energía e allo sviluppo delle attività in Italia e all'estero.

RENEWABLES

Eni è presente nel settore delle energie rinnovabili (solare ed eolico) ed è impegnata nello sviluppo, realizzazione e gestione degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili. Gli obiettivi di Eni in tale ambito saranno conseguiti attraverso lo sviluppo organico di un portafoglio di asset diversificato e bilanciato, integrato da operazioni selettive di acquisizione di asset e progetti e da partnership strategiche a livello internazionale.

PRODUZIONE DI ENERGIA DA FONTI RINNOVABILI

		2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Produzione di energia da fonti rinnovabili	(gigawattora)	986	340	61	646
di cui: fotovoltaico		398	223	61	175
eolico		588	116		472
di cui: Italia		400	112	53	288
estero		586	227	7	359
di cui: autoconsumo(*)		8%	23%	60%

(*) Energia elettrica destinata al consumo di siti produttivi Eni.

La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 986 GWh riferita per 398 GWh all'ambito fotovoltaico e per 588 GWh all'eolico, con un aumento di 646 GWh rispetto al 2020. L'incremento della produzione rispetto all'anno precedente ha beneficiato dell'entrata in esercizio di nuova capacità, principalmente per il contributo delle acquisizioni di asset in esercizio in Italia, Francia, Spagna e Stati Uniti.

Di seguito è dettagliata la capacità installata con breakdown per Paese e tecnologia:

CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (DATI IN QUOTA ENI)

		2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo	(megawatt)	1.137	335	174	802	239,4
di cui: fotovoltaico		48%	77%	76%
eolico		51%	20%	20%
potenza installata di storage		1%	3%	4%
	(tecnologia)		(megawatt)	2021	2020	2019
Italia	fotovoltaico			116	112	82
Estero				436	160	58
Algeria(*)	fotovoltaico				5	5
Australia	fotovoltaico			64	64	39
Francia	fotovoltaico			108
Pakistan	fotovoltaico			10	10	10
Tunisia(*)	fotovoltaico				9	4
Stati Uniti	fotovoltaico			254	72
TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA FOTOVOLTAICO				552	272	140
Italia	eolico		350
Estero				235	63	34
Kazakhstan	eolico		91	48	34
Spagna	eolico			129
Stati Uniti	eolico			15	15
TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA EOLICO				585	63	34
TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (INCLUSA POTENZA INSTALLATA DI STORAGE)				1.137	335	174

di cui potenza installata di storage 7 8 7

(*) Asset trasferiti ad altri settori nel quarto trimestre 2021.

A fine 2021, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 1.137 MW, +802 MW rispetto al 2020 grazie in particolare al contributo delle acquisizioni in Italia (+315 MW, eolico onshore), Spagna (+129 MW, eolico onshore) e Francia (+108 MW, fotovoltaico), effettuate nel corso del secondo semestre 2021, nonché alle acquisizioni negli Stati Uniti (+182 MW fotovoltaico), e al completamento di tre impianti in Puglia (+35 MW, eolico onshore).

E-MOBILITY

In un contesto di mercato della mobilità che prevede un costante incremento del numero di veicoli elettrici in circolazione in Italia e in Europa, Plenitude, grazie all'acquisizione di Be Charge, dispone di uno dei maggiori e più capillari network di infrastrutture di ricarica pubblica per veicoli elettrici.

Al 31 dicembre 2021 sono oltre 6.200 i punti di ricarica distribuiti in maniera capillare su tutto il territorio nazionale: le stazioni sono smart e user-friendly, monitorate 24 ore su 24 da un help desk e accessibili tramite l'applicazione per dispositivi mobili. Nell'ambito della filiera di settore, Be Charge riveste sia il ruolo di gestore e proprietario della rete di infrastruttura di ricarica (CPO – Charge Point Operator), sia quello di fornitore di servizi di ricarica e mobilità elettrica che si interfaccia con gli utilizzatori di veicoli elettrici (EMSP – Electric Mobility Service Provider). Le stazioni di ricarica Be Charge sono di tipo Quick (fino a 22 kW) in corrente alternata, Fast (fino a 150 kW) o HyperCharge (superiori a 150 kW) in corrente continua.

POWER

DISPONIBILITÀ DI ENERGIA ELETTRICA

Eni produce energia elettrica presso i siti di Brindisi, Ferrera Erbognone, Ravenna, Mantova, Ferrara e Bolgiano. Al 31 dicembre 2021, la potenza installata in esercizio è di 4,5 gigawatt. Nel 2021, la produzione di energia elettrica è stata di 22,36 TWh, in crescita di 1,41 TWh rispetto al 2020. A completamento della produzione, Eni ha acquistato 22,79 TWh di energia elettrica (+33% rispetto al 2020) perseguendo l'ottimizzazione del portafoglio fonti/impieghi.

VENDITE DI ENERGIA ELETTRICA BORSA/CLIENTI LIBERI

Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 28,54 TWh registrano una crescita pari al 13%, a seguito dei maggiori volumi commercializzati presso la borsa elettrica.

		2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Acquisti di gas naturale	(milioni di metri cubi)	4.670	4.346	4.410	324	7,5
Acquisti di altri combustibili	(migliaia di tep)	93	160	276	(67)	(41,9)
Produzione di energia elettrica	(terawattora)	22,36	20,95	21,66	1,41	6,7
Produzione di vapore	(migliaia di tonnellate)	7.362	7.591	7.646	(229)	(3,0)

DISPONIBILITÀ DI ENERGIA ELETTRICA

(terawattora)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Produzione di energia elettrica	22,36	20,95	21,66	1,41	6,7
Acquisti di energia elettrica(a)	22,79	17,09	17,83	5,70	33,4
Disponibilità	45,15	38,04	39,49	7,11	18,7
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi	28,54	25,33	28,28	3,21	12,7

(a) Include gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata).

.

Attività ambientali

L'attività ambientale 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, rifiuti), rendendole disponibili per nuove opportunità di sviluppo.

Attività di bonifica

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

In tale ambito, nel corso del 2021 sono state identificate aree idonee per l'installazione di impianti fotovoltaici ed eolici.

Eni Rewind, proprietaria dell'area Ponticelle a Ravenna, un'area industriale dismessa esterna allo stabilimento petrolchimico di Ravenna, nel 2021 ha ottenuto la certificazione per le attività di messa in sicurezza permanente (MISP) con la realizzazione di un capping e ha dato avvio ad un piano di riqualificazione produttiva che prevede l'applicazione di tecnologie innovative, sostenibili e di recupero, oltre a delle opere di urbanizzazione dell'area. Prevista la realizzazione di un impianto fotovoltaico nell'area oggetto di MISP, una piattaforma di biorecupero dei terreni per il successivo reimpiego delle terre e di gestione di rifiuti industriali. In particolare, quest'ultima verrà gestita da HEA SpA, una società paritetica tra Eni Rewind ed Herambiente Servizi Industriali costituita nel marzo 2021.

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. Attualmente sono operativi e gestiti 42 impianti di trattamento acque in Italia, con oltre 36 milioni di metri cubi di acqua trattata nel 2021. Sono proseguite le attività di automazione e digitalizzazione degli impianti di trattamento acque di falda ed implementazione del controllo da remoto.

Continua l'attività di recupero e riutilizzo dell'acqua trattata per la produzione di acqua demineralizzata per uso industriale e nell'ambito dei piani operativi di bonifica dei siti contaminati. Nel corso del 2021 sono stati riutilizzati circa 9 milioni di metri cubi di acque dopo trattamento, con un incremento di oltre 3 milioni di metri cubi rispetto al 2020.

Nel corso del 2021 è stata completata l'installazione di 44 dispositivi che impiegano la tecnologia proprietaria E-Hyrec® per la rimozione selettiva di idrocarburi dalle acque sotterranee, consentendo di migliorare l'efficacia e l'efficienza della bonifica della falda, con importanti riduzioni dei tempi di estrazione ed evitando lo smaltimento di oltre 1.000 tonnellate di rifiuto equivalente.

Proseguono inoltre le attività relative all'applicazione della tecnologia Blue Water, finalizzata al trattamento e al recupero delle acque di produzione derivanti dalle attività di estrazione del greggio. È in corso l'istruttoria per l'ottenimento delle autorizzazioni da parte degli Enti Locali per realizzare il primo impianto su scala industriale nel Centro Olio Val d'Agri di Viggiano, in Basilicata.

Eni Rewind opera inoltre come centro di competenza Eni per la gestione dei rifiuti provenienti dalle

attività di risanamento ambientale e dalle attività produttive di Eni in Italia, grazie al suo modello di gestione che, adottando le migliori soluzioni tecnologiche disponibili sul mercato, permette di minimizzare i costi e gli impatti ambientali. Nel corso del 2021 Eni Rewind ha gestito complessivamente circa 1,9 milioni di tonnellate1 di rifiuti avviando gli stessi a recupero o smaltimento presso impianti esterni. In particolare l'indice di recupero (rapporto rifiuti recuperati/recuperabili) del 2021 è stato del 73%: la lieve diminuzione rispetto al 2020 (78%) è dovuta alle caratteristiche qualitative e granulometriche dei rifiuti da bonifica, rilevate in sede di caratterizzazione, che ne hanno impedito e/o limitato il recupero rispetto all'anno precedente, oltre che a una riduzione di disponibilità dagli impianti esterni, al fine del recupero, in specifiche regioni d'Italia.

Nell'ambito della gestione rifiuti in coerenza con i principi dell'economia circolare, della valorizzazione delle risorse e della sinergia con il territorio, prosegue l'impegno della società nello sviluppo della tecnologia proprietaria Eni `Waste to Fuel' che tratta la frazione organica dei rifiuti urbani per produrre bio-olio e biometano, oltre a recuperare l'acqua che costituisce la componente principale del rifiuto c.d. "umido", per nuovi usi industriali e irrigui.

Certificazioni

Nel 2021 Eni Rewind ha ottenuto l'Attestazione SOA - certificazione obbligatoria per la partecipazione a gare per l'esecuzione di appalti pubblici di lavoro, con importo a base d'asta superiore a € 150.000 sulle proprie attività core, nella categoria generale OG 12 – Opere ed impianti di bonifica e protezione ambientale e nelle categorie specialistiche OS 22 – Impianti di potabilizzazione e depurazione e OS 14 – Impianti smaltimento e recupero rifiuti.

Iniziative no captive

Dal 2020 Eni Rewind ha ampliato il perimetro delle proprie attività al di fuori del gruppo. Nel corso del 2021 sono proseguite le attività relative alla stipula di contratti con: Edison, per la bonifica del sito di Mantova e Altomonte, a Cosenza e Acciaierie d'Italia, per la progettazione degli interventi di bonifica dell'area ex Ilva a Taranto.

Sono stati inoltre completati i processi di qualifica come fornitore per importanti operatori nazionali ed esteri (Arcadis, MOL Group, Edison, Tamoil, TOTAL, Q8, ADNOC).

Avviata la partecipazione a diversi tender di gara con primari operatori di livello nazionale, risultando aggiudicataria dell'appalto con ANAS, per servizi di indagine e caratterizzazione nel lotto adriatico (Emilia Romagna, Marche, Abruzzo, Molise, Puglia), dove Eni Rewind, attraverso i propri laboratori ambientali, fornirà servizi di analisi chimiche.

Sottoscritti accordi di collaborazione con le principali società italiane che gestiscono la raccolta e il trattamento dei rifiuti urbani e con attori chiave della filiera (CONAI). Tali accordi sono finalizzati alla valutazione dell'opportunità di realizzare nuovi impianti di trattamento e recupero dei rifiuti sui terreni bonificati o che si renderanno disponibili a seguito della progressiva riconversione dei siti Eni di raffinazione e della chimica.

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 tematiche ambientali e in particolare per le attività di gestione e valorizzazione della risorsa idrica, della matrice suolo, oltre che di training e knowledge sharing.

Nel gennaio 2021 è stato sottoscritto un Memorandum of Understanding (MoU) tra l'Autorità Nazionale per il petrolio e il gas del Regno del Bahrain (NOGA) ed Eni Rewind con l'obiettivo di individuare e promuovere iniziative congiunte per la gestione, il recupero e il riutilizzo delle risorse acqua e suolo e dei rifiuti nel Paese. Nel mese di ottobre è stato effettuato un assessment presso gli impianti petrolchimici e di raffinazione del Regno del Bahrain che ha individuato tre possibili aree di attività per Eni Rewind relative alla modellazione della falda, al waste management e all'esecuzione di test in campo della tecnologia proprietaria E-Hyrec®.

È stata ottenuta la qualifica come fornitore della Abu Dhabi Oil Company (ADNOC) per le attività di demolizione e bonifica.

Sono stati completati gli studi di fattibilità relativi alla ottimizzazione della gestione delle waste water e delle acque di processo mediante il loro riutilizzo per impianti situati in Algeria e Libia ed estesi alle consociate estere i servizi di progettazione per le attività ambientali e di decommissioning dei punti vendita attivi e dismessi.

Commento ai risultati economico-finanziari

Possibili conseguenze del conflitto tra Russia e Ucraina

La crisi Russia-Ucraina, sfociata nel mese di febbraio nell'invasione da parte della Russia e in un conflitto aperto, rappresenta un fattore di rischio per Eni. Il possibile prolungarsi del conflitto e l'escalation nell'azione militare, il rischio di allargamento della crisi geopolitica, nonché le sanzioni economiche nei confronti della Russia possono incidere sull'attività produttiva mondiale, sulla catena del supply e sulla fiducia dei consumatori frenando la ripresa economica o nel peggiore degli scenari determinando una nuova recessione. Questo comporterebbe una riduzione della domanda d'idrocarburi e conseguentemente dei prezzi con ricadute negative sulla performance finanziaria e le prospettive del Gruppo.

Immediatamente dopo l'avvio delle ostilità con l'invasione dell'Ucraina da parte della Russia, Unione Europea, Regno Unito e Stati Uniti hanno adottato nuove sanzioni economiche e finanziarie, particolarmente severe, nei confronti del Paese, che si aggiungono a quelle già in vigore a partire dal 2014.

Le nuove restrizioni sono volte a colpire, principalmente, il settore finanziario russo e la possibilità di accesso al credito statunitense ed europeo di alcune importanti società russe attive nel settore oil&gas. Ad oggi le sanzioni non colpiscono direttamente l'acquisto di gas, greggio e prodotti petroliferi di origine russa o la possibilità di mantenere relazioni di business con controparti russe, ma non possono escludersi prossimi inasprimenti. La situazione è stata resa più complessa del previsto dalle azioni degli operatori occidentali nel settore energetico, trader, società petrolifere e altri intermediari, che nei giorni successivi all'invasione hanno iniziato gradualmente a ridurre gli acquisti di prodotti energetici dalla Russia, in particolare di petrolio dando vita a un sistema spontaneo auto-sanzionatorio. Da ultimo, un Executive Order del Presidente degli USA ha vietato le importazioni nel paese di prodotti energetici russi.

La crisi, ha innescato una fase di volatilità estrema nei mercati energetici e finanziari, determinando una fase rialzista superiore a ogni aspettativa sia per il prezzo internazionale del greggio con il riferimento Brent che ha toccato 130 \$/barile, sia per le quotazioni spot del gas in Europa dove il riferimento spot dei mercati europei continentali TTF si è riportato sui valori massimi storici (circa 200 €/MWh). Tale volatilità comporta un aumento dei rischi finanziari di controparte e marginazione (si veda sezione "Fattori di rischio e di incertezza").

L'attuale presenza di Eni in Russia è poco significativa. I progetti esplorativi nell'upstream russo si trovano in stato di sospensione, anche a seguito dell'applicazione delle sanzioni già vigenti prima della recente crisi, e i relativi costi sono stati interamente svalutati in precedenti reporting period. La partecipazione nel gasdotto Blue Stream che trasporta gas di provenienza russa attraverso il Mar Nero commercializzato congiuntamente da Eni e Gazprom alla società di Stato della Turchia Botas, rappresenta un valore non significativo nel bilancio Eni. Il management sta valutando varie opzioni per una possibile cessione della partecipazione.

Le transazioni più significative tra Eni e le controparti russe riguardano l'acquisto di gas naturale dalla società di Stato russa Gazprom sulla base di contratti take-or-pay di lungo termine (nel 2021 circa 22 miliardi destinati al mercato Italia). Le disponibilità Eni di gas di portafoglio da altre geografie, l'accesso alle capacità di trasporto, la flessibilità dei contratti e la presenza nel segmento LNG (in particolare tramite il terminale di Damietta) nonché le relazioni di lungo termine con i paesi produttori (in primis Algeria e Libia) sono tutte opzioni che la Società può attivare nel caso di imprevedibili scenari di sanzioni di ampia portata della comunità internazionale nei confronti del petrolio e del gas russi o di interruzioni nelle forniture.

Per quanto riguarda gli approvvigionamenti di greggio, nonostante il sistema di raffinazione Eni ha sempre utilizzato greggio Ural, la flessibilità degli impianti e le competenze di trading nel supply ci consentono eventualmente di rimpiazzare tale greggio nei nostri slate di lavorazione.

Infine, in alcuni progetti upstream in varie regioni del mondo sono presenti controparti russe. Ogni eventuale decisione relativa a tale presenza è di competenza delle società di Stato dei paesi dove sono localizzati tali iniziative.

Eni ha adottato le misure necessarie per garantire che le sue attività siano svolte in conformità con le norme applicabili, assicurando un monitoraggio continuo dell'evoluzione del quadro sanzionatorio, per adattare su base continuativa le proprie attività alle restrizioni di volta in volta applicabili.

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Effetti della pandemia COVID-19

Nel corso del 2021, l'attività economica globale ha progressivamente recuperato slancio grazie all'attenuazione degli effetti della pandemia legata al COVID-19 in virtù dell'efficacia della campagna vaccinale in particolare nei paesi OCSE e delle altre misure di contenimento del virus che hanno consentito la graduale riapertura dell'economia e l'aumento della mobilità delle persone. Le politiche monetarie espansive adottate dalle banche centrali e le imponenti misure di stimolo fiscale varate dagli Stati hanno sostenuto i consumi e gli investimenti. In tale ambito, la domanda d'idrocarburi e i prezzi delle materie prime che sono il principale driver dei risultati finanziari di Gruppo hanno registrato un recupero significativo. La domanda energetica globale si è dapprima stabilizzata per poi accelerare in maniera inaspettata nell'ultimo trimestre dell'anno trainata dal consolidamento della ripresa economica, determinando il rimbalzo del prezzo del petrolio aumentato del 70% vs 2020 a circa 71 \$/barile in media annua, mentre i prezzi del gas hanno registrato aumenti esponenziali per via di un mercato particolarmente corto. Questi andamenti sono alla base del forte recupero di redditività nei settori E&P e GGP e delle solide performance della chimica, trainata dalla ripresa della domanda di commodity, e dei business di Plenitude. Gli effetti della pandemia hanno continuato a pesare sul business R&M a causa della lenta ripresa del traffico aereo internazionale e della conseguente debole domanda di jet fuel che ha penalizzato la redditività della raffinazione tradizionale, su cui hanno pesato anche i maggiori costi delle utility indicizzate al gas e i maggiori oneri per acquisto di certificati emissivi, più che raddoppiati a causa della ripresa e dell'aumento del consumo di carbone in sostituzione del gas. Nel complesso, il 2021 ha visto il significativo rimbalzo dei risultati consolidati che chiudono con un utile di €5,82 miliardi rispetto alla perdita di €8,64 miliardi nel 2020 e un flusso di cassa operativo di €12,86 miliardi cresciuto di circa €8 miliardi rispetto al 2020. Guardando al futuro, i principali rischi per la performance finanziaria di Gruppo sono legati alla possibilità della diffusione di nuove varianti del virus resistenti ai vaccini, nonché alla ripresa dell'inflazione guidata dall'aumento dei costi delle materie prime quale effetto ultimo delle politiche monetarie/fiscali adottate per risollevare le economie colpite dalla pandemia.

CONTO ECONOMICO

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Ricavi della gestione caratteristica		76.575	43.987	69.881	32.588	74,1
Altri ricavi e proventi		1.196	960	1.160	236	24,6
Costi operativi		(58.716)	(36.640)	(54.302)	(22.076)	(60,3)
Altri proventi e oneri operativi		903	(766)	287	1.669
Ammortamenti		(7.063)	(7.304)	(8.106)	241	3,3
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing		(167)	(3.183)	(2.188)	3.016	94,8
Radiazioni		(387)	(329)	(300)	(58)	(17,6)
Utile (perdita) operativo		12.341	(3.275)	6.432	15.616
Proventi (oneri) finanziari		(788)	(1.045)	(879)	257	24,6
Proventi (oneri) netti su partecipazioni		(868)	(1.658)	193	790	47,6
Utile (perdita) prima delle imposte		10.685	(5.978)	5.746	16.663
Imposte sul reddito		(4.845)	(2.650)	(5.591)	(2.195)	(82,8)
Tax rate (%)		45,3		97,3
Utile (perdita) netto		5.840	(8.628)	155	14.468
di competenza:
- azionisti Eni		5.821	(8.635)	148	14.456
- interessenze di terzi		19	7	7	12

I risultati Eni del 2021 sono stati influenzati in maniera molto significativa dalla ripresa dello scenario dei prezzi delle commodity energetiche. In media nell'anno 2021 il prezzo di riferimento del marker Brent si attesta a 71 \$/barile, +70% rispetto al 2020. Il mercato europeo del gas è stato caratterizzato da condizioni estreme a causa dell'offerta "corta" e delle incertezze sui flussi di approvvigionamento dalla Russia: prezzo spot all'hub continentale "TTF" che ha raggiunto una media di 46 €/MWh, con una crescita di oltre il 300%; valori allineati per il prezzo spot Italia "PSV". Condizioni analoghe sono state registrate nel mercato wholesale dell'energia elettrica con il prezzo "PUN" Italia al valore medio di 125 €/MWh, +86% rispetto al 2020, con un picco di 440 €/MWh nel quarto trimestre dell'anno. Il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) ha continuato la fase di declino che dura da circa un anno con la media del periodo scesa su valori negativi a -0,9 \$/ barile (positivo a +1,7 \$/barile nel 2020). Il trend già debole in corso d'anno ha registrato un'ulteriore accelerazione ribassista nell'ultimo trimestre dell'anno, particolarmente accentuata nell'ultimo mese, a causa delle eccezionali quotazioni del gas che incidono sia sul costo delle lavorazioni sia sulle utility di raffineria, in aggiunta ai fattori preesistenti di ripresa del costo della carica petrolifera sostenuta dal production management dell'OPEC+ e di debolezza di alcuni mercati di sbocco che hanno depresso gli spread dei prodotti, in particolare il jet fuel e il gasolio, a causa dell'eccesso d'offerta. Inoltre l'anno sconta i maggiori oneri per l'acquisto di certificati emissivi. Il margine del cracker, indicatore di riferimento per il business della chimica, si è ridotto dell'11%; ancora sostenuti gli spread di elastomeri, stirenici e polietilene.

	2021	2020	2019	Var. %.
Prezzo medio del greggio Brent dated(a)	70,73	41,67	64,30	69,7
Cambio medio EUR/USD(b)	1,183	1,142	1,119	3,6
Prezzo medio in euro del greggio Brent dated	59,80	36,49	57,44	63,9
Standard Eni Refining Margin (SERM)(c)	(0,9)	1,7	4,3	(152,9)
PSV(d)	487	112	171	334,8
TTF(d)	486	100	142	386,0

(a) In USD per barile. Fonte: Platt's Oilgram. (b) Fonte: BCE.

(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie. (d) In Euro per migliaia di metri cubi.

Risultati adjusted e composizione degli special item

L'utile netto di competenza degli azionisti Eni è stato di €5.821 milioni nel 2021 rispetto alla perdita netta di €8.635 milioni del 2020. Gli eccellenti risultati raggiunti, in un contesto economico più favorevole e in uno scenario energetico con fondamentali migliorati, sono stati sostenuti dalla rigorosa disciplina finanziaria e dalla riduzione dei costi messe in campo in seguito alla crisi pandemica che hanno consentito di cogliere al meglio la forte ripresa economica. Il risultato netto ottenuto, ritornato sui livelli pre-COVID, ha beneficiato della crescita di proporzioni rilevanti dell'utile operativo a €12.341 milioni rispetto alla perdita operativa di €3.275 milioni del 2020, impattato dalle misure di lockdown per contenere la diffusione della pandemia COVID-19. Infine, il risultato netto ha beneficiato di un tax rate tornato su valori in linea con le medie storiche del Gruppo.

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

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %.
Exploration & Production		10.066	(610)	7.417	10.676
Global Gas & LNG Portfolio		899	(332)	431	1.231
Refining & Marketing e Chimica		45	(2.463)	(682)	2.508
Plenitude & Power		2.355	660	74	1.695
Corporate e altre attività		(816)	(563)	(688)	(253)	(44,9)
Effetto eliminazione utili interni		(208)	33	(120)	(241)
Utile (perdita) operativo		12.341	(3.275)	6.432	15.616

Per una migliore comprensione dei trend di business fondamentali, il management elabora i risultati adjusted che escludono gli oneri e proventi straordinari o non correlati alla gestione industriale.

RISULTATI ADJUSTED E COMPOSIZIONE DEGLI SPECIAL ITEM

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Utile (perdita) operativo		12.341	(3.275)	6.432	15.616
Eliminazione (utile) perdita di magazzino		(1.491)	1.318	(223)
Esclusione special item		(1.186)	3.855	2.388
Utile (perdita) operativo adjusted		9.664	1.898	8.597	7.766	409,2
Dettaglio per settore di attività:
Exploration & Production		9.293	1.547	8.640	7.746
Global Gas & LNG Portfolio		580	326	193	254	77,9
Refining & Marketing e Chimica		152	6	21	146
Plenitude & Power		476	465	370	11	2,4
Corporate e altre attività		(593)	(507)	(602)	(86)	(17,0)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato		(244)	61	(25)	(305)
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni		5.821	(8.635)	148	14.456
Eliminazione (utile) perdita di magazzino		(1.060)	937	(157)
Esclusione special item		(431)	6.940	2.885
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni		4.330	(758)	2.876	5.088

Nel 2021 l'utile operativo adjusted di €9.664 milioni evidenzia una ripresa di proporzioni rilevanti (+€7,8 miliardi; oltre il 400% rispetto al 2020). Tale performance è stata conseguita grazie alla disciplina finanziaria e al contenimento dei costi in risposta alla crisi del COVID-19, elementi che hanno consentito di sfruttare a pieno l'eccezionale recupero dello scenario energetico, passato da condizioni di oversupply nel 2020 a causa della pandemia, a una situazione di forte ripresa della domanda in maniera sincrona in tutte le geografie con un'offerta meno reattiva a causa del taglio degli investimenti delle oil companies in risposta alla crisi del COVID-19 e condizioni di mercato corto nel gas (media Brent del 2021 pari a 70,73 \$/barile, +70%; media prezzo spot del gas al PSV Italia a 487 €/migliaia di metri cubi, +335%).

Il commento dell'utile operativo adjusted per settore è riportato nel paragrafo "Risultati per settore di attività".

Il Gruppo ha conseguito nell'esercizio 2021 l'utile netto adjusted di €4.330 milioni per effetto della performance operativa e beneficiando anche del miglioramento del tax rate (50% nel 2021 rispetto al 175% del 2020).

Dettaglio degli special item

L'utile netto adjusted comprende special item costituiti da proventi netti di €431 milioni, relativi principalmente alle seguenti poste valutative:

(i) l'effetto contabile della componente valutativa dei derivati su commodity con finalità di copertura privi dei requisiti per l'hedge accounting o vendite a termine di gas di portafoglio per le quali non è formalmente applicabile la own use exemption a seguito del forte incremento dei prezzi del gas (proventi di €2.139 milioni);

• (ii) le riprese di valore nette di proprietà oil&gas in produzione/sviluppo (€1.244 milioni) relative in particolare a giacimenti gas in Italia e altri asset in Congo, Libia, Stati Uniti e Algeria che hanno come driver la ripresa del prezzo degli idrocarburi;
• (iii) le svalutazioni di impianti di raffinazione per circa €900 milioni relative al valore di libro residuo delle raffinerie operate e di joint operation in Italia e in Europa in relazione al deterioramento dei flussi di cassa attesi dovuto al peggioramento dello scenario SERM e a maggiori oneri per l'acquisto di certificati emissivi; nonché il write-off degli investimenti di mantenimento e asset integrity relativi a CGU della R&M interamente svalutate in precedenti reporting period delle quali è stata confermata l'assenza di prospettive di redditività (nel complesso circa €300 milioni);
• (iv) i write-off di costi esplorativi (€247 milioni) per abbandono progetti a seguito di ottimizzazioni del portafoglio con l'uscita da asset marginali;
• (v) la svalutazione di impianti di Versalis per effetto del deterioramento dello scenario margini (€163 milioni);
• (vi) la differenza tra la valorizzazione delle rimanenze gas a costo medio ponderato prevista dagli IFRS e quella gestionale che tiene conto delle dinamiche di invaso e svaso del gas naturale e riporta i margini (differenziale del costo del gas tra estate e inverno) ed i relativi effetti di hedging in corrispondenza dei prelievi (provento di €352 milioni);
• (vii) oneri ambientali di €271 milioni rilevati in particolare nel settore R&M e Chimica;
• (viii) oneri per incentivazione all'esodo (€193 milioni);
• (ix) accantonamenti a fondo rischi (€142 milioni);
• (x) le svalutazioni di crediti al netto degli oneri finanziari di €109 milioni nel settore E&P;
• (xi) oneri di €405 milioni relativi alla valutata all'equity Vår Energi relativi principalmente ad alcune svalutazioni di CGU in relazione a ritardi di start-up di alcuni progetti e a incrementi di costo nonché differenze cambio 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;

• (xii) l'allineamento ai valori correnti del magazzino materie prime e prodotti nonché svalutazioni e oneri straordinari della raffineria ADNOC (complessivamente oneri di €244 milioni);
• (xiii) la quota di competenza Eni degli oneri straordinari/ svalutazioni rilevati dalla partecipata Saipem.

DETTAGLIO DEGLI SPECIAL ITEM

Special item dell'utile (perdita) operativo - oneri ambientali	(1.186) 271 167	3.855 (25)	2.388 338
- svalutazioni (riprese di valore) nette		3.183	2.188
- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti	247
- plusvalenze nette su cessione di asset	(100)	(9)	(151)
- accantonamenti a fondo rischi	142	149	3
- oneri per incentivazione all'esodo	193	123	45
- derivati su commodity	(2.139)	440	(439)
- differenze e derivati su cambi	183	(160)	108
- altro	(150)	154	296
Oneri (proventi) finanziari	(115)	152	(42)
di cui:
- riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo	(183)	160	(108)
Oneri (proventi) su partecipazioni	851	1.655	188
di cui:
- plusvalenze da cessione			(46)
- svalutazioni/rivalutazioni di partecipazioni	851	1.207	148
Imposte sul reddito	19	1.278	351
Totale special item dell'utile (perdita) netto	(431)	6.940	2.885

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

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Exploration & Production		5.543	124	3.436	5.419
Global Gas & LNG Portfolio		169	211	100	(42)	(19,9)
Refining & Marketing e Chimica		62	(246)	(42)	308
Plenitude & Power		327	329	275	(2)	(0,6)
Corporate e altre attività		(1.576)	(1.205)	(866)	(371)	(30,8)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato(a)		(176)	36	(20)	(212)
Utile (perdita) netto adjusted		4.349	(751)	2.883	5.100
di competenza:
- azionisti Eni		4.330	(758)	2.876	5.088
- interessenze di terzi		19	7	7	12

(a) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a fine periodo nel patrimonio dell'impresa acquirente.

ANALISI DELLE VOCI DEL CONTO ECONOMICO

RICAVI

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Exploration & Production		21.742	13.590	23.572	8.152	60,0
Global Gas & LNG Portfolio		20.843	7.051	11.779	13.792	195,6
Refining & Marketing e Chimica		40.374	25.340	42.360	15.034	59,3
- Refining & Marketing		36.501	22.965	39.836	13.536	58,9
- Chimica		5.590	3.387	4.123	2.203	65,0
- Elisioni		(1.717)	(1.012)	(1.599)
Plenitude & Power		11.187	7.536	8.448	3.651	48,4
- Plenitude		7.452	6.020	6.424	1.432	23,8
- Power		3.996	1.894	2.476	2.102
- Elisioni		(261)	(378)	(452)
Corporate e altre attività		1.698	1.559	1.676	139	8,9
Elisioni di consolidamento		(19.269)	(11.089)	(17.954)	(8.180)
Ricavi della gestione caratteristica		76.575	43.987	69.881	32.588	74,1
Altri ricavi e proventi		1.196	960	1.160	236	24,6
Totale ricavi		77.771	44.947	71.041	32.824	73,0

I ricavi complessivi ammontano a €77.771 milioni, evidenziando un aumento del 73% rispetto al 2020. L'accelerazione della ripresa macroeconomica globale sostenuta dal riavvio delle attività traina la domanda di petrolio, gas naturale ed energia elettrica in modo sincrono in tutte le geografie con conseguente rafforzamento dei prezzi di tutte le commodity.

I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2021 (€76.575 milioni) sono aumentati di €32.588 milioni rispetto al 2020 (+74,1%), con il seguente breakdown:

• } i ricavi della Exploration & Production (€21.742 milioni) evidenziano un aumento del 60% per effetto del miglioramento dello scenario petrolifero che si è riflesso sui prezzi di realizzo degli idrocarburi +78% in media rispetto al 2020;
• } i ricavi del settore Global Gas & LNG Portfolio (€20.843 milioni) in aumento di €13.792 milioni, pari al 196%, riflet-

tono l'effetto degli aumenti del prezzo spot del gas, particolarmente significativi nel quarto trimestre 2021, in conseguenza dell'offerta corta e dell'incertezza relativa ai flussi di approvvigionamento nonché dei maggiori volumi commercializzati, in particolare di GNL;

• } i ricavi del settore Refining & Marketing e Chimica (€40.374 milioni) aumentano di €15.034 milioni, pari a circa il 60%, per effetto dei maggiori prezzi dei prodotti raffinati (benzina +76%; diesel +60%) e delle plastiche trainati dalla ripresa economica;
• } i ricavi del settore Plenitude & Power (€11.187 milioni) aumentano di €3.651 milioni, pari al 48%, a seguito dell'incremento dei prezzi delle commodity in conseguenza della ripresa economica, del consolidamento di Aldro Energía e della positiva performance del business extracommodity e dell'aumento del numero dei clienti.

COSTI OPERATIVI

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi		55.549	33.551	50.874	21.998	65,6
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti		279	226	432	53	23,5
Costo lavoro		2.888	2.863	2.996	25	0,9
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro		193	123	45
		58.716	36.640	54.302	22.076	60,3

da contratti long-term e cariche petrolifere e petrolchimiche). Il costo lavoro (€2.888 milioni) è sostanzialmente in linea rispetto al 2020 (+€25 milioni, pari allo 0,9%) principalmente a seguito dell'apprezzamento dell'euro rispetto al dollaro USA compensato da maggiori oneri per incentivazione all'esodo.

AMMORTAMENTI, SVALUTAZIONI, RIPRESE DI VALORE E RADIAZIONI

	(€ milioni) 2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %.
Exploration & Production	5.976	6.273	7.060	(297)	(4,7)
Global Gas & LNG Portfolio	174	125	124	49	39,2
Refining & Marketing e Chimica	512	575	620	(63)	(11,0)
- Refining & Marketing	417	488	530	(71)	(14,5)
- Chimica	95	87	90	8	9,2
Plenitude & Power	286	217	190	69	31,8
- Plenitude	241	172	135	69	40,1
- Power	45	45	55
Corporate e altre attività	148	146	144	2	1,4
Effetto eliminazione utili interni	(33)	(32)	(32)	(1)
Totale Ammortamenti	7.063	7.304	8.106	(241)	(3,3)
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing	167	3.183	2.188	(3.016)	(94,8)
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore nette	7.230	10.487	10.294	(3.257)	(31,1)
Radiazioni	387	329	300	58	17,6
	7.617	10.816	10.594	(3.199)	(29,6)

Gli ammortamenti (€7.063 milioni) sono diminuiti di €241 milioni rispetto al 2020 (-3,3%), principalmente nel settore Exploration & Production a seguito delle svalutazioni effettuate nell'esercizio precedente, delle minori produzioni e dell'apprezzamento dell'euro, parzialmente compensati dagli avvii e ramp-up di nuovi progetti.

Le svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritto di utilizzo beni in leasing (€167 milioni), commentate nel paragrafo "special item" sono così articolate:

(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
Exploration & Production	(1.244)	1.888	1.217	(3.132)
Global Gas & LNG Portfolio	26	2	(5)	24
Refining & Marketing e Chimica	1.342	1.271	922	71
Plenitude & Power	20	1	42	19
Corporate e altre attività	23	21	12	2
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing	167	3.183	2.188	(3.016)

Le radiazioni (€387 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 per €331 milioni riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell'esercizio sono risultati d'insuccesso, relativi in particolare a iniziative in Gabon, Montenegro, Myanmar, Bahrain, Egitto e Angola. Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €35 milioni sono riferite a titoli minerari esplorativi in fase di abbandono per fattori geopolitici e ambientali.

PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI

(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto	(849)	(913)	(962)	64
- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari	(475)	(517)	(618)	42
- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading	11	31	127	(20)
- Interessi ed altri oneri verso banche ed altri finanziatori	(94)	(102)	(122)	8
- Interessi passivi su passività per beni in leasing	(304)	(347)	(378)	43
- Interessi attivi verso banche	4	10	21	(6)
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa	9	12	8	(3)
Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati	(306)	351	(14)	(657)
- Strumenti finanziari derivati su valute	(322)	391	9	(713)
- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse	16	(40)	(23)	56
Differenze di cambio	476	(460)	250	936
Altri proventi (oneri) finanziari	(177)	(96)	(246)	(81)
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	67	97	112	(30)
- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount)	(144)	(190)	(255)	46
- Altri proventi (oneri) finanziari	(100)	(3)	(103)	(97)
	(856)	(1.118)	(972)	262
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale	68	73	93	(5)
	(788)	(1.045)	(879)	257

Gli oneri finanziari netti di €788 milioni registrano un miglioramento di €257 milioni rispetto al 2020. I principali driver sono stati: (i) le differenze di cambio positive (+€936 milioni) in parte compensate dalla variazione negativa del fair value dei derivati su cambi (-€713 milioni), le cui variazioni sono imputate a conto economico essendo privi dei requisiti formali per essere qualificati come "hedges" in base allo IFRS 9; (ii) la riduzione degli oneri finanziari sul debito (+€42 milioni) dovuta alla riduzione del costo del debito per l'andamento dei tassi benchmark e l'effetto positivo della variazione del fair value su strumenti derivati su tassi d'interesse (+€56 milioni) privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting; (iii) la riduzione degli interessi su passività per beni in leasing per effetto cambio (+€43 milioni). Gli oneri finanziari diversi evidenziano un peggioramento di €97 milioni relativo principalmente all'attualizzazione di un credito nel settore E&P.

PROVENTI (ONERI) NETTI SU PARTECIPAZIONE

2021	(€ milioni)	Exploration & Production	Global Gas & LNG Portfolio	Refining & Marketing e Chimica	Plenitude & Power	Corporate e altre attività	Gruppo
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto		8		(333)		(766)	(1.091)
Dividendi		171		59			230
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni		1					1
Altri proventi (oneri) netti			(5)	3	(3)	(3)	(8)
		180	(5)	(271)	(3)	(769)	(868)

Gli oneri netti su partecipazioni ammontano a €868 milioni e riguardano:

} le quote di competenza delle perdite dell'esercizio delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto per complessivi €1.091 milioni attribuibili essenzialmente a: (i) ADNOC Refining, a seguito della rilevazione di oneri straordinari; e (ii) la quota di competenza Eni della perdita della joint venture Saipem;

} i dividendi di €230 milioni ricevuti da partecipazioni minoritarie misurate al fair value con imputazione nell'utile complessivo, principalmente la Nigeria LNG (€144 milioni) e la Saudi European Petrochemical Co. (€54 milioni).

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

(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(1.091)	(1.733)	(88)	642
Dividendi	230	150	247	80
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni	1		19	1
Altri proventi (oneri) netti	(8)	(75)	15	67
Proventi (oneri) su partecipazioni	(868)	(1.658)	193	790

IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito sono in aumento di €2.195 milioni a €4.845 milioni, con un utile ante imposte di €10.685 milioni nel 2021 (una perdita ante imposte di €5.978 milioni registrata nel 2020).

Il tax rate si attesta al 45% (rispetto a valori poco significativi del 2020) grazie alla normalizzazione della E&P in relazione al miglioramento dello scenario che ha determinato sul piano fiscale un più favorevole mix geografico dei profitti (minore incidenza dei paesi a più elevata fiscalità) e il venir meno dei fenomeni di disottimizzazione che avevano caratterizzato il 2020 comportando tax rate particolarmente elevati.

Il tax rate adjusted si attesta al 50% per effetto degli stessi driver commentati al tax rate reported.

Risultati per settore di attività1

EXPLORATION & PRODUCTION

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Utile (perdita) operativo		10.066	(610)	7.417	10.676
Esclusione special item:		(773)	2.157	1.223
- oneri ambientali		60	19	32
- svalutazioni (riprese di valore) nette		(1.244)	1.888	1.217
- radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti		247
- plusvalenze nette su cessione di asset		(77)	1	(145)
- oneri per incentivazione all'esodo		60	34	23
- accantonamenti a fondo rischi		113	114	(18)
- differenze e derivati su cambi		(3)	13	14
- altro		71	88	100
Utile (perdita) operativo adjusted		9.293	1.547	8.640	7.746
Proventi (oneri) finanziari netti(a)		(313)	(316)	(362)	3
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)		681	262	312	419
di cui: Vår Energi		425	193	122
Imposte sul reddito(a)		(4.118)	(1.369)	(5.154)	(2.749)
Utile (perdita) netto adjusted		5.543	124	3.436	5.419
I risultati includono:
costi di ricerca esplorativa:		558	510	489	48	9,4
‐ costi di prospezioni, studi geologici e geofisici		194	196	275	(2)	(1,0)
‐ radiazione di pozzi di insuccesso(b)		364	314	214	50	15,9
Prezzi medi di realizzo
Petrolio(c)	(\$/barile)	66,62	37,06	59,26	29,56	79,8
Gas naturale (\$/migliaia di metri cubi)		234,77	132,95	174,59	101,82	76,6
Idrocarburi	(\$/boe)	51,49	28,92	43,54	22,57	78,0

(a) Escludono gli special item.

(b) Include anche la radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo.

(c) Include condensati.

(1) Note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell'ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione "Indicatori alternativi di performance" alle pagine seguenti della presente relazione.

Nel 2021 il settore Exploration & Production ha registrato un utile operativo adjusted di €9.293 milioni, con un incremento pari a +€7.746 milioni (+500%) rispetto al 2020 impattato dalla pandemia, sostenuto dalla continua ripresa dello scenario energetico. In tale contesto i prezzi di realizzo delle produzioni Eni sono aumentati dell'80% e del 77% rispettivamente per i liquidi e il gas naturale rispetto all'anno 2020. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dai minori volumi prodotti.

L'utile operativo adjusted è stato determinato con una rettifica negativa per special item di €773 milioni.

Il settore ha riportato un utile netto adjusted di €5.543 milioni nell'esercizio in sostanziale incremento rispetto all'utile di €124 milioni del 2020, a seguito essenzialmente della ripresa dell'utile operativo. L'utile netto adjusted beneficia della riduzione del tax rate dovuto al miglioramento dello scenario prezzi e a un più favorevole mix geografico dei profitti con riduzione dell'incidenza sull'ante imposte dei paesi a maggiore fiscalità, nonché al venir meno di alcuni fenomeni che nel 2020 avevano penalizzato il carico fiscale.

Il prezzo medio di realizzo del gas naturale Eni è aumentato in media del 77% nell'anno per effetto dell'andamento favorevole dello scenario. Il prezzo medio di realizzo del gas naturale Eni è stato ridotto in media di 2,15 \$/migliaia di metri cubi per effetto del regolamento di strumenti derivati relativi alla vendita di 332 milioni di metri cubi. Tali transazioni sono parte di quelle poste in essere per la copertura del rischio di variazione dei flussi di cassa attesi dalla vendita nel periodo dicembre 2021- dicembre 2022 di 4.442 milioni di metri cubi di riserve certe che residuano in 4.110 milioni di metri cubi a fine 2021.

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

	2021
Gas naturale (milioni di metri cubi)
Volumi venduti	40.943
Produzione coperta da strumenti derivati "cash flow hedge"	332
Prezzo medio di realizzo escluso l'effetto degli strumenti derivati (\$/migliaia di metri cubi)	236,92
Utile (perdita) realizzata dagli strumenti derivati	(2,15)
Prezzo medio di realizzo	234,77

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Utile (perdita) operativo		899	(332)	431	1.231
Esclusione special item:		(319)	658	(238)
- svalutazioni (riprese di valore) nette		26	2	(5)
- oneri per incentivazione all'esodo		5	2	1
- derivati su commodity		(207)	858	(576)
- differenze e derivati su cambi		206	(183)	109
- altro		(349)	(21)	233
Utile (perdita) operativo adjusted		580	326	193	254	77,9
Proventi (oneri) finanziari netti(a)		(17)		3	(17)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)			(15)	(21)	15
Imposte sul reddito(a)		(394)	(100)	(75)	(294)
Utile (perdita) netto adjusted		169	211	100	(42)	(19,9)

(a) Escludono gli special item.

Nel 2021 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l'utile operativo adjusted di €580 milioni, in robusta crescita rispetto al 2020 (+€254 milioni, pari al 78%). La positiva performance è dovuta alle attività di continua ottimizzazione del portafoglio e alla rinegoziazione dei contratti, nonché ai maggiori volumi venduti. Tali fattori positivi sono stati parzialmente compensati dai maggiori accantonamenti dovuti all'aumento del valore nominale dei crediti e alla valutazione di un accresciuto rischio congiunturale e ad alcune dispute commerciali in corso.

L'utile operativo adjusted è ottenuto con una rettifica negativa per gli special item di €319 milioni.

L'esercizio chiude con un utile netto adjusted di €169 milioni (un utile di €211 milioni nel 2020).

REFINING & MARKETING E CHIMICA

	(€ milioni) 2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Utile (perdita) operativo	45	(2.463)	(682)	2.508
Esclusione (utile) perdita di magazzino	(1.455)	1.290	(318)
Esclusione special item:	1.562	1.179	1.021
- oneri ambientali	150	85	244
- svalutazioni (riprese di valore) nette	1.342	1.271	922
- plusvalenze nette su cessione di asset	(22)	(8)	(5)
- accantonamenti a fondo rischi	(4)	5	(2)
- oneri per incentivazione all'esodo	42	27	8
- derivati su commodity	50	(185)	(118)
- differenze e derivati su cambi	(14)	10	(5)
- altro	18	(26)	(23)
Utile (perdita) operativo adjusted	152	6	21	146
- Refining & Marketing	(46)	235	289	(281)
- Chimica	198	(229)	(268)	427
Proventi (oneri) finanziari netti(a)	(32)	(7)	(36)	(25)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)	(4)	(161)	37	157
di cui: ADNOC Refining	(76)	(167)	23
Imposte sul reddito(a)	(54)	(84)	(64)	30
Utile (perdita) netto adjusted	62	(246)	(42)	308

(a) Escludono gli special item.

Il business Refining & Marketing ha registrato una perdita operativa adjusted di €46 milioni rispetto all'utile operativo adjusted di €235 milioni del 2020, a seguito dell'eccezionale flessione dei margini di raffinazione, i peggiori degli ultimi dieci anni, e dei maggiori oneri per CO2 . Tali effetti negativi sono stati in parte compensati dall'ottimizzazione degli assetti impiantistici e dei maggiori volumi venduti dai business commerciali, trainati dalla ripresa dei consumi, grazie al crescente riavvio dell'economia e alla maggiore mobilità delle persone.

Nel 2021 il business della Chimica ha registrato un utile operativo adjusted di €198 milioni rappresenta un netto miglioramento rispetto alla perdita di €229 milioni registrata nel periodo di confronto, per effetto della ripresa economica globale che ha sostenuto la domanda e i margini delle commodity plastiche allentando la pressione competitiva, della maggiore disponibilità degli impianti nonché di alcuni fenomeni contingenti che hanno ridotto l'import da paesi extra-EU creando una carenza di prodotti nell'area, aprendo opportunità di mercato.

L'utile operativo adjusted del settore R&M e Chimica pari a €152 milioni è ottenuto con una rettifica positiva per gli special item di €1.562 milioni e con l'esclusione dell'utile da valutazione delle scorte di €1.455 milioni.

L'utile netto adjusted del settore R&M e Chimica si attesta a €62 milioni rispetto alla perdita netta di €246 milioni del 2020, a seguito del miglioramento del business della Chimica.

PLENITUDE & POWER

(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Utile (perdita) operativo	2.355	660	74	1.695
Esclusione special item:	(1.879)	(195)	296
- oneri ambientali		1
- svalutazioni (riprese di valore) nette	20	1	42
- plusvalenze nette su cessione di asset	(2)
- accantonamenti a fondo rischi		10
- oneri per incentivazione all'esodo	(5)	20	3
- derivati su commodity	(1.982)	(233)	255
- differenze e derivati su cambi	(6)		(10)
- altro	96	6	6
Utile (perdita) operativo adjusted	476	465	370	11	2,4
- Plenitude	363	304	256	59	19,4
- Power	113	161	114	(48)	(29,8)
Proventi (oneri) finanziari netti(a)	(2)	(1)	(1)	(1)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)	(3)	6	10	(9)
Imposte sul reddito(a)	(144)	(141)	(104)	(3)
Utile (perdita) netto adjusted	327	329	275	(2)	(0,6)

Nel 2021, Plenitude ha registrato performance solide ed in crescita con un utile operativo adjusted pari a €363 milioni, in aumento di €59 milioni (+19% rispetto al 2020), grazie al miglioramento delle performance del business extra commodity, con il contributo del fotovoltaico distribuito di Evolvere, alle azioni commerciali in Italia, all'aumento del numero dei clienti in funzione della crescita in Grecia e dell'acquisizione di Aldro Energía in Spagna, e alle minori perdite su crediti che riflettono il clima di ripresa economica.

Il business Power ha conseguito l'utile operativo adjusted di €113 milioni, in riduzione di €48 milioni rispetto al 2020, pari al 30%, principalmente per effetto dei minori one off.

L'utile operativo adjusted del settore Plenitude & Power pari a €476 milioni è ottenuto con una rettifica negativa per gli special item di €1.879 milioni.

L'utile netto adjusted del settore Plenitude & Power di €327 milioni è sostanzialmente in linea con il risultato ottenuto nel 2020 (utile netto adjusted di €329 milioni).

CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Utile (perdita) operativo		(816)	(563)	(688)	(253)	(44,9)
Esclusione special item:		223	56	86
- oneri ambientali		61	(130)	62
- svalutazioni (riprese di valore) nette		23	21	12
- plusvalenze nette su cessione di asset		1	(2)	(1)
- accantonamenti a fondo rischi		33	20	23
- oneri per incentivazione all'esodo		91	40	10
- altro		14	107	(20)
Utile (perdita) operativo adjusted		(593)	(507)	(602)	(86)	(17,0)
Proventi (oneri) finanziari netti(a)		(539)	(569)	(525)	30
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)		(691)	(95)	43	(596)
Imposte sul reddito(a)		247	(34)	218	281
Utile (perdita) netto adjusted		(1.576)	(1.205)	(866)	(371)	(30,8)

(a) Escludono gli special item.

Il risultato dell'aggregato Corporate e altre attività include principalmente i costi delle sedi direzionali Eni al netto dei riaddebiti alle società operativi per la fornitura di servizi generali, amministrativi, finanziari, ICT, risorse umane, legali, affari societari, nonché i costi operativi delle attività di bonifica di aree di proprietà del Gruppo inattive a seguito della cessazione di precedenti operazioni industriali, al netto dei margini di società controllate captive che forniscono servizi specialistici al business (assicurazioni, finanziario, recruitment).

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

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 e utilizzato dal management per il calcolo dei principali indici finanziari di redditività del capitale investito (ROACE adjusted) e di solidità/equilibrio della struttura finanziaria (gearing/leverage).

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO(a)

(€ milioni)	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020	Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari	56.299	53.943	2.356
Diritto di utilizzo beni in leasing	4.821	4.643	178
Attività immateriali	4.799	2.936	1.863
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo	1.053	995	58
Partecipazioni	7.181	7.706	(525)
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	1.902	1.037	865
Debiti netti relativi all'attività di investimento	(1.804)	(1.361)	(443)
	74.251	69.899	4.352
Capitale di esercizio netto
Rimanenze	6.072	3.893	2.179
Crediti commerciali	15.524	7.087	8.437
Debiti commerciali	(16.795)	(8.679)	(8.116)
Attività (passività) tributarie nette	(3.678)	(2.198)	(1.480)
Fondi per rischi e oneri	(13.593)	(13.438)	(155)
Altre attività (passività) d'esercizio	(2.258)	(1.328)	(930)
	(14.728)	(14.663)	(65)
Fondi per benefici ai dipendenti	(819)	(1.201)	382
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili	139	44	95
CAPITALE INVESTITO NETTO	58.843	54.079	4.764
Patrimonio netto degli azionisti Eni	44.437	37.415	7.022
Interessenze di terzi	82	78	4
Patrimonio netto	44.519	37.493	7.026
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16	8.987	11.568	(2.581)
Passività per leasing	5.337	5.018	319
- di cui working interest Eni	3.653	3.366	287
- di cui working interest follower	1.684	1.652	32
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16	14.324	16.586	(2.262)
COPERTURE	58.843	54.079	4.764
Leverage	0,32	0,44
Gearing	0,24	0,31

(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".

Al 31 dicembre 2021 il capitale immobilizzato di €74.251 milioni è aumentato di €4.352 milioni rispetto al periodo di riferimento del 2020 a seguito degli investimenti/acquisizioni e dell'effetto positivo delle differenze cambio in parte compensati dagli ammortamenti (al 31 dicembre 2021, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,133, rispetto al cambio di 1,227 al 31 dicembre 2020, -7,7%).

Il capitale di esercizio netto (-€14.728 milioni) è sostanzialmente invariato rispetto al 31 dicembre 2020 per effetto dell'aumento del valore di libro delle scorte per effetto della contabilità del costo medio ponderato in funzione dell'aumento dei prezzi delle commodity parzialmente compensato dallo stanziamento delle imposte di periodo (+€1.480 milioni) e dall'incremento di altre passività d'esercizio (€930 milioni).

RICONDUZIONE UTILE COMPLESSIVO

(€ milioni)	2021	2020
Utile (perdita) netto dell'esercizio	5.840	(8.628)
Componenti non riclassificabili a conto economico	149	33
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti	119	(16)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI	105	24
Quota di pertinenza delle "altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	2
Effetto fiscale	(77)	25
Componente riclassificabili a conto economico	1.902	(2.813)
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	2.828	(3.314)
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	(1.264)	661
Quota di pertinenza delle "altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(34)	32
Effetto fiscale	372	(192)
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo	2.051	(2.780)
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio	7.891	(11.408)
di competenza:
- azionisti Eni	7.872	(11.415)
- interessenze di terzi	19	7

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO

(€ milioni)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2020		47.900
Totale utile (perdita) complessivo	(11.408)
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni	(1.965)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate	(3)
Emissioni nette di obbligazioni subordinate perpetue	2.975
Altre variazioni	(6)
Totale variazioni		(10.407)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2020		37.493
di competenza:
- azionisti Eni		37.415
- interessenze di terzi		78
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2021		37.493
Totale utile (perdita) complessivo	7.891
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni	(2.390)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate	(5)
Emissione di obbligazioni subordinate perpetue	2.000
Cedole obbligazioni subordinate perpetue	(61)
Costi emissione obbligazioni subordinate perpetue	(15)
Acquisto azioni proprie	(400)
Altre variazioni	6
Totale variazioni		7.026
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2021		44.519
di competenza:
- azionisti Eni		44.437
- interessenze di terzi		82

Il patrimonio netto (€44.519 milioni) è aumentato di €7.026 milioni per effetto dell'utile di periodo (€5.840 milioni), delle due emissioni ibride di €2.000 milioni effettuate nel mese di maggio 2021 e delle differenze positive di cambio per effetto dell'apprezzamento del dollaro USA (+€2.828 milioni), in parte compensati dalla distribuzione del saldo dividendo 2020 agli azionisti Eni (€857 milioni) e dell'acconto 2021 di €1.533 milioni, dal buy-back (€400 milioni) nonché dalla variazione negativa di -€1.264 milioni della riserva cash flow hedge per effetto dell'andamento delle quotazioni del gas.

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.

(€ milioni)	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020	Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari	27.794	26.686	1.108
- Debiti finanziari a breve termine	4.080	4.791	(711)
- Debiti finanziari a lungo termine	23.714	21.895	1.819
Disponibilità liquide ed equivalenti	(8.254)	(9.413)	1.159
Titoli held for trading	(6.301)	(5.502)	(799)
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(4.252)	(203)	(4.049)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16	8.987	11.568	(2.581)
Passività per beni in leasing	5.337	5.018	319
- di cui working interest Eni	3.653	3.366	287
- di cui working interest follower	1.684	1.652	32
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16	14.324	16.586	(2.262)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi	44.519	37.493	7.026
Leverage ante lease liability ex IFRS 16	0,20	0,31	0,11
Leverage post lease liability ex IFRS 16	0,32	0,44	0,12

L'indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2021 è pari a €14.324 milioni in riduzione di €2.262 milioni rispetto al 2020. I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a €27.794 milioni, di cui €4.080 milioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza entro 12 mesi dei debiti finanziari a lungo termine di €1.781 milioni) e €23.714 milioni a lungo termine. L'incremento dei crediti finanziari non strumentali all'attività operativa è connesso all'operatività in derivati su commodity e all'aumento rilevante delle esposizioni per effetto prezzo che ha fatto scattare la richiesta da parte delle controparti finanziarie di integrare i depositi costituiti a garanzia delle esposizioni (margin call). Tali som-

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato e 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 e 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 me sono restituite alla Compagnia al settlement dell'operazione sottostante.

Escludendo l'effetto della lease liability – IFRS 16, l'indebitamento finanziario netto si ridetermina in €8.987 milioni in riduzione di €2.581 milioni rispetto al 2020.

Il leverage2 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – si attesta a 0,32 al 31 dicembre 2021, di cui 4 punti riferibili alla quota di passività di competenza dei partner delle unincorporated joint venture operate da Eni. Escludendo l'impatto dell'applicazione dell'IFRS 16, il leverage si ridetermina in 0,20.

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 delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.

(2) Note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell'ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione "Misure alternative di performance" alle pagine seguenti della presente relazione.

(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
Utile (perdita) netto	5.840	(8.628)	155	14.468
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
- ammortamenti e altre componenti non monetarie	8.568	12.641	10.480	(4.073)
- plusvalenze nette su cessioni di attività	(102)	(9)	(170)	(93)
- dividendi, interessi e imposte	5.334	3.251	6.224	2.083
Variazione del capitale di esercizio	(3.146)	(18)	366	(3.128)
Dividendi incassati da partecipate	857	509	1.346	348
Imposte pagate	(3.726)	(2.049)	(5.068)	(1.677)
Interessi (pagati) incassati	(764)	(875)	(941)	111
Flusso di cassa netto da attività operativa	12.861	4.822	12.392	8.039
Investimenti tecnici	(5.234)	(4.644)	(8.376)	(590)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda	(2.738)	(392)	(3.008)	(2.346)
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni	404	28	504	376
Altre variazioni relative all'attività di investimento	289	(735)	(254)	1.024
Free cash flow	5.582	(921)	1.258	6.503
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa	(4.743)	1.156	(279)	(5.899)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti	(244)	3.115	(1.540)	(3.359)
Rimborso di passività per beni in leasing	(939)	(869)	(877)	(70)
Flusso di cassa del capitale proprio	(2.780)	(1.968)	(3.424)	(812)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue	1.924	2.975		(1.051)
Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità	52	(69)	1	121
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI	(1.148)	3.419	(4.861)	(4.567)
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted	12.711	6.726	11.700	5.985

Variazione dell'indebitamento finanziario netto

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
Free cash flow		5.582	(921)	1.258	6.503
Rimborso di passività per beni in leasing		(939)	(869)	(877)	(70)
Debiti e crediti finanziari società acquisite		(777)	(67)		(710)
Debiti e crediti finanziari società disinvestite				13
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni		(429)	759	(158)	(1.188)
Flusso di cassa del capitale proprio		(2.780)	(1.968)	(3.424)	(812)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue		1.924	2.975		(1.051)
VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING		2.581	(91)	(3.188)	2.672
Effetti prima applicazione IFRS 16				(5.759)
Rimborsi lease liability		939	869	877	70
Accensioni del periodo e altre variazioni		(1.258)	(239)	(766)	(1.019)
Variazione passività per beni in leasing		(319)	630	(5.648)	(949)
VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING		2.262	539	(8.836)	1.723

(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".

Il flusso di cassa netto da attività operativa dell'esercizio 2021 è stato di €12.861 milioni con un incremento di €8.039 milioni rispetto al 2020, sostenuto dal miglioramento dello scenario upstream.

La manovra factoring ha riguardato la cessione di circa €2 miliardi di crediti commerciali con scadenza in successivi reporting period, con un incremento di circa €0,7 miliardi rispetto all'ammontare ceduto nello stesso periodo 2020, migliorando il flusso di cassa di tale differenziale.

L'assorbimento di cassa del capitale circolante di circa €3.146 milioni è dovuto alla variazione del valore del magazzino olio e gas, all'utilizzo degli acconti ricevuti dalle società di stato egiziane per il finanziamento del progetto Zohr compensati con le fatture per le forniture di gas nonché alla rettifica del fair value dei derivati.

I dividendi incassati dalle partecipate hanno riguardato essenzialmente Vår Energi.

Il flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo si ridetermina in €12.711 milioni. Tale misura di risultato adjusted è determinata prima della variazione del capitale di esercizio ed esclude l'utile/perdita di magazzino olio e prodotti, accantonamenti/proventi straordinari su crediti e per oneri, nonché il fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting.

La riduzione dell'indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €2.581 milioni è principalmente dovuta alle emissioni di bond ibridi di €2.000 milioni lordi e al free cash flow positivo prodotto dalla gestione di circa €5.582 milioni, che hanno coperto il pagamento dei dividendi di €2.358 milioni (saldo dividendo 2020 di €0,24 per azione con un esborso di €854 milioni e acconto 2021 di €0,43 per azione con un esborso di €1.504 milioni), l'esecuzione del programma di buy-back dell'azione Eni da €400 milioni, il pagamento delle rate di leasing di €939 milioni e il consolidamento del debito delle società acquisite di €777 milioni.

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 2021, 2020 e 2019 è riportata di seguito:

(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
Flusso di cassa netto da attività operativa	12.861	4.822	12.392	8.039
Variazione del capitale di esercizio	3.146	18	(366)	3.128
Esclusione derivati su commodity	(2.139)	440	(439)	(2.579)
Esclusione (utile) perdita di magazzino	(1.491)	1.318	(223)	(2.809)
Accantonamenti straordinari su crediti e per oneri	334	128	336	206
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted	12.711	6.726	11.700	5.985

INVESTIMENTI TECNICI E IN PARTECIPAZIONI

(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.	Var. %
Exploration & Production(a)	3.940	3.472	6.996	468	13,5
- acquisto di riserve proved e unproved	17	57	400	(40)	(70,2)
- ricerca esplorativa	391	283	586	108	38,2
- sviluppo di idrocarburi	3.443	3.077	5.931	366	11,9
- progetti CCUS e agro-biofeedstock	37			37
- altro	52	55	79	(3)	(5,5)
Global Gas & LNG Portfolio	19	11	15	8	72,7
Refining & Marketing e Chimica	728	771	933	(43)	(5,6)
- Refining & Marketing	538	588	815	(50)	(8,5)
- Chimica	190	183	118	7	3,8
Plenitude & Power	443	293	357	150	51,2
- Plenitude	366	241	315	125	51,9
- Power	77	52	42	25	48,1
Corporate e altre attività	187	107	89	80	74,8
Effetto eliminazione utili interni	(4)	(10)	(14)	6
Investimenti tecnici(a)	5.313	4.644	8.376	669	14,4
Investimenti in partecipazioni/business combination	2.738	392	3.008	2.346
Totale investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination	8.051	5.036	11.384	3.015	59,9

(a) Include operazioni di reverse factoring poste in essere nel 2021.

I fabbisogni per gli investimenti tecnici e in partecipazioni/ business combination ammontano a €8.051 milioni, in aumento del 60% rispetto il 2020, e includono il corrispettivo dell'acquisizione: (i) della società Be Power attiva nell'installazione e gestione di una rete di colonnine di ricarica per veicoli elettrici (metà del costo sarà pagato nel 2022); (ii) del 20% nel progetto offshore eolico di Dogger Bank A/B nel Mare del Nord; (iii) della società Aldro Energía nel business retail gas; (iv) del 100% del gruppo Fri-El Biogas Holding attivo business della produzione di bio-gas in Italia; (v) del controllo di Finproject esercitando l'opzione di acquisto sulla rimanente quota del 60% del capitale sociale, dopo l'investimento iniziale del 40% nel 2020; e (vi) di un portafoglio di capacità di generazione rinnovabile in esercizio/in costruzione in Italia (impianti eolici) e in Spagna, Francia e Stati Uniti (con asset sia nell'eolico sia nel fotovoltaico). Al netto di tali componenti non organiche e dell'utilizzo degli anticipi commerciali incassati dai partner egiziani (circa €500 milioni) per il finanziamento del progetto Zohr, gli investimenti netti sono stati di €5,8 miliardi e sono interamente finanziati dal flusso di cassa adjusted.

Gli investimenti tecnici di €5.313 milioni (€4.644 milioni nel 2020) hanno riguardato essenzialmente:

• } lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€3.443 milioni) in particolare in Egitto, Angola, Stati Uniti, Messico, Emirati Arabi Uniti, Italia, Indonesia ed Iraq;
• } l'attività di raffinazione in Italia e all'estero (€390 milioni) finalizzati essenzialmente ad attività di asset integrity e stay in business, nonché agli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; nel marketing (€148 milioni) interventi per obblighi di legge e stay in business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d'Europa;
• } le iniziative relative all'attività di commercializzazione del gas ed energia elettrica nel business retail e all'attività rinnovabili (€366 milioni).

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 che il managment valuta straordinari o non correlati alla gestione industriale (special items) rispettivamente before e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni e le riprese di valore di asset, le plusvalenze da cessione di immobilizzazioni materiali ed immateriali e di partecipazioni, gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertura dei rischi commodity/cambio privi dei requisiti formali per l'hedge accounting o per la "own use exemption"e per analogia gli effetti valutativi relativi ad attività/passività nell'ambito di relazioni di "natural hedge" dei rischi summenzionati, nonché le svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Corrispondentemente è considerata avere natura "special" anche la componente di risultato della valutazione a equity delle partecipazioni in joint venture e imprese collegate per la quota riferibile ai suddetti oneri e proventi (after tax). 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. Analogamente a quanto previsto per gli special item, è oggetto di esclusione il profit or loss on stock incluso nei risultati dalle imprese partecipate valutate all'equity. 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. L'informativa 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

L'utile 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. Inoltre, le differenze e derivati in cambi 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, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell'utile operativo adjusted variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. Sono classificati tra gli special item gli effetti contabili dei derivati su commodity valutati a fair value in aggiunta a quelli privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, anche quelli non ammessi alla "own use exemption", la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri. Analogamente sono classificati come special items gli effetti valutativi relativi ad attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge di un rischio mercato, quali le differenze di cambio da allineamento maturate su debiti in valuta i cui flussi di rimborso sono assicurati da entrate in valuta altamente probabili. Sia la componente di fair value sospesa relativa ai derivati su commodity e altri strumenti sia le componenti maturate saranno imputate ai risultati di futuri reporting period al manifestarsi del sottostante.

In applicazione della Delibera CONSOB n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell'informativa finanziaria.

Leverage

Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria del 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 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.

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 operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo

Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio, escludendo l'utile/perdita di magazzino e certe componenti straordinarie, quali accantonamenti straordinari per perdite su crediti, nonché in considerazione dell'elevata volatilità dei mercati la variazione del fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, compresi quelli non ammessi alla "own use exemption", la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri.

Free cash flow

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 gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al 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

L'indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, dei titoli held for trading 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 liquide e gli impieghi finanziari non funzionali all'attività operativa.

EBITDA

Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization, pari all'utile operativo più gli ammortamenti e le svalutazioni.

Debt/EBITDA

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 boe

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

Opex per boe

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

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

2021	(€ milioni)	& Production Exploration	& LNG Portfolio Global Gas	& Marketing e Refining Chimica	Plenitude & Power	e altre attività Corporate	eliminazione utili interni Effetto	Gruppo
Utile (perdita) operativo		10.066	899	45	2.355	(816)	(208)	12.341
Esclusione (utile) perdita di magazzino				(1.455)			(36)	(1.491)
Esclusione special item:
- oneri ambientali		60		150		61		271
- svalutazioni (riprese di valore) nette		(1.244)	26	1.342	20	23		167
- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti		247						247
- plusvalenze nette su cessione di asset		(77)		(22)	(2)	1		(100)
- accantonamenti a fondo rischi		113		(4)		33		142
- oneri per incentivazione all'esodo		60	5	42	(5)	91		193
- derivati su commodity			(207)	50	(1.982)			(2.139)
- differenze e derivati su cambi		(3)	206	(14)	(6)			183
- altro		71	(349)	18	96	14		(150)
Special item dell'utile (perdita) operativo		(773)	(319)	1.562	(1.879)	223		(1.186)
Utile (perdita) operativo adjusted		9.293	580	152	476	(593)	(244)	9.664
Proventi (oneri) finanziari netti(a)		(313)	(17)	(32)	(2)	(539)		(903)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)		681		(4)	(3)	(691)		(17)
Imposte sul reddito(a)		(4.118)	(394)	(54)	(144)	247	68	(4.395)
Tax rate (%)								50,3
Utile (perdita) netto adjusted		5.543	169	62	327	(1.576)	(176)	4.349
di competenza:
- interessenze di terzi								19
- azionisti Eni								4.330
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni								5.821
Esclusione (utile) perdita di magazzino								(1.060)
Esclusione special item								(431)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni								4.330

2020	(€ milioni)	& Production Exploration	& LNG Portfolio Global Gas	& Marketing e Refining Chimica	Plenitude & Power	e altre attività Corporate	eliminazione utili interni Effetto	Gruppo
Utile (perdita) operativo		(610)	(332)	(2.463)	660	(563)	33	(3.275)
Esclusione (utile) perdita di magazzino				1.290			28	1.318
Esclusione special item:
- oneri ambientali		19		85	1	(130)		(25)
- svalutazioni (riprese di valore) nette		1.888	2	1.271	1	21		3.183
- plusvalenze nette su cessione di asset		1		(8)		(2)		(9)
- accantonamenti a fondo rischi		114		5	10	20		149
- oneri per incentivazione all'esodo		34	2	27	20	40		123
- derivati su commodity			858	(185)	(233)			440
- differenze e derivati su cambi		13	(183)	10				(160)
- altro		88	(21)	(26)	6	107		154
Special item dell'utile (perdita) operativo		2.157	658	1.179	(195)	56		3.855
Utile (perdita) operativo adjusted		1.547	326	6	465	(507)	61	1.898
Proventi (oneri) finanziari netti(a)		(316)		(7)	(1)	(569)		(893)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)		262	(15)	(161)	6	(95)		(3)
Imposte sul reddito(a)		(1.369)	(100)	(84)	(141)	(34)	(25)	(1.753)
Tax rate (%)								175,0
Utile (perdita) netto adjusted		124	211	(246)	329	(1.205)	36	(751)
di competenza:
- interessenze di terzi								7
- azionisti Eni								(758)
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni								(8.635)
Esclusione (utile) perdita di magazzino								937
Esclusione special item								6.940
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni								(758)

2019	(€ milioni)	& Production Exploration	& LNG Portfolio Global Gas	& Marketing e Refining Chimica	Plenitude & Power	e altre attività Corporate	eliminazione utili interni Effetto	Gruppo
Utile (perdita) operativo		7.417	431	(682)	74	(688)	(120)	6.432
Esclusione (utile) perdita di magazzino				(318)			95	(223)
Esclusione special item:
- oneri ambientali		32		244		62		338
- svalutazioni (riprese di valore) nette		1.217	(5)	922	42	12		2.188
- plusvalenze nette su cessione di asset		(145)		(5)		(1)		(151)
- accantonamenti a fondo rischi		(18)		(2)		23		3
- oneri per incentivazione all'esodo		23	1	8	3	10		45
- derivati su commodity			(576)	(118)	255			(439)
- differenze e derivati su cambi		14	109	(5)	(10)			108
- altro		100	233	(23)	6	(20)		296
Special item dell'utile (perdita) operativo		1.223	(238)	1.021	296	86		2.388
Utile (perdita) operativo adjusted		8.640	193	21	370	(602)	(25)	8.597
Proventi (oneri) finanziari netti(a)		(362)	3	(36)	(1)	(525)		(921)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)		312	(21)	37	10	43		381
Imposte sul reddito(a)		(5.154)	(75)	(64)	(104)	218	5	(5.174)
Tax rate (%)								64,2
Utile (perdita) netto adjusted		3.436	100	(42)	275	(866)	(20)	2.883
di competenza:
- interessenze di terzi								7
- azionisti Eni								2.876
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni								148
Esclusione (utile) perdita di magazzino								(157)
Esclusione special item								2.885
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni								2.876

RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO		31 dicembre 2021		31 dicembre 2020
Voci dello stato patrimoniale riclassificato (dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) (€ milioni)	Riferimento alle note al Bilancio consolidato	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari			56.299		53.943
Diritto di utilizzo beni in leasing			4.821		4.643
Attività immateriali			4.799		2.936
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo			1.053		995
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e altre partecipazioni			7.181		7.706
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	(vedi nota 17)		1.902		1.037
Debiti netti relativi all'attività di investimento, composti da:			(1.804)		(1.361)
- passività per attività di investimento correnti	(vedi nota 11)	(16)
- passività per attività di investimento non correnti	(vedi nota 11)	(87)
- crediti per attività di disinvestimento	(vedi nota 8)	8		21
- crediti per attività di disinvestimento non correnti	(vedi nota 11)	23		11
- debiti verso fornitori per attività di investimento	(vedi nota 18)	(1.732)		(1.393)
Totale Capitale immobilizzato			74.251		69.899
Capitale di esercizio netto
Rimanenze			6.072		3.893
Crediti commerciali	(vedi nota 8)		15.524		7.087
Debiti commerciali	(vedi nota 18)		(16.795)		(8.679)
Attività (passività) tributarie nette, composti da:			(3.678)		(2.198)
- passività per imposte sul reddito correnti		(648)		(243)
- passività per imposte sul reddito non correnti		(374)		(360)
- passività per altre imposte correnti	(vedi nota 11)	(1.435)		(1.124)
- passività per imposte differite		(4.835)		(5.524)
- passività per altre imposte non correnti	(vedi nota 11)	(27)		(26)
- attività per imposte sul reddito correnti		195		184
- attività per imposte sul reddito non correnti		108		153
- attività per altre imposte correnti	(vedi nota 11)	442		450
- attività per imposte anticipate		2.713		4.109
- attività per altre imposte non correnti	(vedi nota 11)	182		181
- crediti per consolidato fiscale	(vedi nota 8)	3		3
- debiti per consolidato fiscale	(vedi nota 18)	(2)		(1)
Fondi per rischi e oneri			(13.593)		(13.438)
Altre attività (passività), composti da:			(2.258)		(1.328)
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa a breve termine	(vedi nota 17)	39		22
- crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri	(vedi nota 8)	3.315		3.815
- altre attività correnti	(vedi nota 11)	13.192		2.236
- altri crediti e altre attività non correnti	(vedi nota 11)	824		1.061
- acconti e anticipi, debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri	(vedi nota 18)	(3.191)		(2.863)
- altre passività correnti	(vedi nota 11)	(14.305)		(3.748)
- altri debiti e altre passività non correnti	(vedi nota 11)	(2.132)		(1.851)
Totale Capitale di esercizio netto			(14.728)		(14.663)
Fondi per benefici ai dipendenti			(819)		(1.201)
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili			139		44
composte da:
- attività destinate alla vendita		263		44
- passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita		(124)
CAPITALE INVESTITO NETTO			58.843		54.079
Patrimonio netto degli azionisti Eni comprese interessenze di terzi			44.519		37.493
Indebitamento finanziario netto
Debiti finanziari e obbligazioni, composti da:			27.794		26.686
‐ passività finanziarie a lungo termine		23.714		21.895
‐ quote a breve di passività finanziarie a lungo termine		1.781		1.909
‐ passività finanziarie a breve termine		2.299		2.882
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti			(8.254)		(9.413)
Titoli held‐for‐trading			(6.301)		(5.502)
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(vedi nota 17)		(4.252)		(203)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16			8.987		11.568
Passività per beni in leasing, composti da:			5.337		5.018
- passività per beni in leasing a lungo termine		4.389		4.169
- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine		948		849
Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16(a)			14.324		16.586 54.079
COPERTURE			58.843

(a) Per maggiori dettagli sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto si veda anche la nota 20 al Bilancio consolidato.

120

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

		2021		2020
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale	Valori da schema (€ milioni) legale	Valori da schema riclassificato	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato
Utile (perdita) netto		5.840		(8.628)
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti e altri componenti non monetari		8.568		12.641
- ammortamenti	7.063		7.304
- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing	167		3.183
- radiazioni	387		329
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	1.091		1.733
- altre variazioni	(194)		92
- variazione fondo per benefici ai dipendenti	54
Plusvalenze nette su cessioni di attività		(102)		(9)
Dividendi, interessi e imposte		5.334		3.251
- dividendi	(230)		(150)
- interessi attivi	(75)		(126)
- interessi passivi	794		877
- imposte sul reddito	4.845		2.650
Flusso di cassa del capitale di esercizio		(3.146)		(18)
- rimanenze	(2.033)		1.054
- crediti commerciali	(7.888)		1.316
- debiti commerciali	7.744		(1.614)
- fondi per rischi e oneri	(406)		(1.056)
- altre attività e passività	(563)		282
Dividendi incassati		857		509
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati		(3.726)		(2.049)
Interessi (pagati) incassati		(764)		(875)
- interessi incassati	28		53
- interessi pagati	(792)		(928)
Flusso di cassa netto da attività operativa		12.861		4.822
Investimenti		(5.234)		(4.644)
- attività materiali	(4.950)		(4.407)
- attività immateriali	(284)		(237)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda		(2.738)		(392)
‐ partecipazioni	(837)		(283)
‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite	(1.901)		(109)
Disinvestimenti		404		28
- attività materiali	207		12
- attività immateriali	1
‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute	76
- imposte pagate sulle dismissioni	(35)
- partecipazioni	155		16
Altre variazioni relative all'attività di investimento e disinvestimento		289		(735)
- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing	(2)
‐ investimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa	(227)		(166)
‐ variazione debiti relativi all'attività di investimento	386		(757)
‐ disinvestimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa	141		136
‐ variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento	(9)		52
Free cash flow		5.582		(921)

segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

	2021		2020
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale (€ milioni)	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato
Free cash flow		5.582		(921)
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa		(4.743)		1.156
- variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(4.743)		1.156
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti		(244)		3.115
- assunzione di debiti finanziari non correnti	3.556		5.278
- rimborsi di debiti finanziari non correnti	(2.890)		(3.100)
- incremento (decremento) di debiti finanziari correnti	(910)		937
Rimborso di passività per beni in leasing		(939)		(869)
Flusso di cassa del capitale proprio		(2.780)		(1.968)
- acquisto di azioni proprie	(400)
- acquisto di quote di partecipazioni in società consolidate	(17)
‐ dividendi pagati ad azionisti Eni	(2.358)		(1.965)
‐ dividendi pagati ad altri azionisti	(5)		(3)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue		1.924		2.975
- emissioni nette di obbligazioni subordinate perpetue	1.985		2.975
- pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue	(61)
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità		52		(69)
- effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni	52		(69)
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti		(1.148)		3.419

Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA

I risultati economico-finanziari di Eni SpA di seguito illustrati risultano essere caratterizzati dalle seguenti operazioni:

} conferimento, operato con efficacia del 30 giugno 2021, del ramo d'azienda "Attività rinnovabili Italia" a Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e luce SpA Società Benefit) nell'ambito del programma di integrazione del business retail Gas & Power con il business delle attività rinnovabili; in relazione a ciò le attività del business renewables hanno interessato i risultati di Eni SpA per il solo primo semestre 2021;

• } acquisizione, con efficacia del 31 dicembre 2021, del ramo d'azienda "Laboratori Sperimentali" da EniProgetti SpA;
• } modifica della classificazione della Mozambique Rovuma Venture SpA da joint operation a joint venture in relazione all'ampliamento dello scope della società in ulteriori progetti minerari in Mozambico.

CONTO ECONOMICO

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
Ricavi della gestione caratteristica		38.249	18.017	28.496	20.232
Altri ricavi e proventi		474	405	430	69
Costi operativi		(34.490)	(19.645)	(28.785)	(14.845)
Altri proventi (oneri) operativi		(2.278)	(176)	112	(2.102)
Ammortamenti		(930)	(1.013)	(1.137)	83
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing		(455)	(1.573)	(1.144)	1.118
Radiazioni		(1)		(2)	(1)
Risultato operativo		569	(3.985)	(2.030)	4.554
Proventi (oneri) finanziari		(207)	(299)	(279)	92
Proventi (oneri) su partecipazioni		6.918	6.519	5.677	399
Utile prima delle imposte		7.280	2.235	3.368	5.045
Imposte sul reddito		395	(628)	(390)	1.023
Utile netto		7.675	1.607	2.978	6.068

L'utile netto di Eni SpA di €7.675 milioni si incrementa di €6.068 milioni rispetto all'esercizio precedente.

Il miglioramento del risultato operativo di €4.554 milioni è riferibile essenzialmente: (i) alla linea di business R&M (€1.933 milioni) per effetto principalmente della valutazione positiva delle scorte; escludendo tale valutazione, la performance è in calo rispetto all'esercizio 2020 e risente della straordinaria debolezza dello scenario di raffinazione e dei maggiori oneri per la CO² ; (ii) alla linea di business E&P (€1.692 milioni), per effetto essenzialmente del rafforzamento dello scenario prezzi e delle riprese di valore relative in particolare a giacimenti gas in Italia; (iii) alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio (€999 milioni), per effetto delle ottimizzazioni di portafoglio gas e le rinegoziazioni contrattuali catturando la fase di estrema volatilità del mercato che ha visto i prezzi spot raggiungere valori record, nonché alla crescita dei volumi di gas commercializzati in Italia per effetto della ripresa economica. L'aumento dei proventi netti su partecipazioni (€399 milioni) è riferito essenzialmente alle maggiori riprese di valore operate sulle partecipate. Le minori imposte sul reddito (€1.023 milioni) sono riferite alla circostanza che nel 2020 vennero operate svalutazioni di imposte anticipate in relazione alla previsione della loro recuperabilità.

Analisi delle voci del conto economico

I motivi delle variazioni più significative delle voci di conto economico di Eni SpA se non espressamente indicate di seguito, sono commentate nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, cui si rinvia.

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
Exploration & Production	2.198	1.509	2.234	689
Global Gas & LNG Portfolio	18.374	5.702	9.433	12.672
Refining & Marketing	15.505	9.694	15.908	5.811
Power & Renewables	4.089	1.938	2.513	2.151
Corporate	976	876	921	100
Elisioni	(2.893)	(1.702)	(2.513)	(1.191)
	38.249	18.017	28.496	20.232

I ricavi Exploration & Production (€2.198 milioni) si incrementano di €689 milioni, pari al 45,7%, a seguito essenzialmente dell'aumento dei prezzi di vendita del greggio e del gas parzialmente compensati da una diminuzione di idrocarburi prodotti pari a -23,2 migliaia di boe/giorno.

I ricavi Global Gas & LNG Portfolio (€18.374 milioni) si incrementano di €12.672 milioni a seguito principalmente delle vendite di gas nei mercati europei e delle maggiori vendite di GNL nonché per effetto dello scenario energetico legato ai prezzi del gas.

I ricavi Refining & Marketing (€15.505 milioni) si incrementano di €5.811 milioni, pari al 59,9%, a seguito essenzialmente dell'aumento dei prezzi dei prodotti petroliferi e dei volumi venduti, trainati dalla ripresa dei consumi.

I ricavi Power & Renewables (€4.089 milioni) si incrementano di €2.151 milioni a seguito dello scenario prezzi in forte crescita e dei maggiori volumi commercializzati presso la borsa elettrica.

I ricavi della Corporate (€976 milioni) sono sostanzialmente in linea con l'esercizio 2020.

RISULTATO OPERATIVO

(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
Exploration & Production	711	(981)	(352)	1.692
Global Gas & LNG Portfolio	683	(316)	(581)	999
Refining & Marketing	(205)	(2.138)	(426)	1.933
Power & Renewables	23	(29)	(155)	52
Corporate	(557)	(545)	(499)	(12)
Eliminazione utili interni(a)	(86)	24	(17)	(110)
Risultato operativo	569	(3.985)	(2.030)	4.554

(a) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni tra linee di business di gas e greggio in rimanenza a fine esercizio.

Il risultato operativo della Exploration & Production, di €711 milioni, migliora di €1.692 milioni a seguito essenzialmente: (i) dell'aumento dei prezzi di vendita del greggio e del gas; (ii) delle riprese di valore operate sugli asset di Falconara, Rubicone, Casalborsetti e Fano pari a €481 milioni (nel 2020 erano state operate svalutazioni pari a €365 milioni); (iii) ai minori costi operativi.

Il risultato operativo della Global Gas & LNG Portfolio, di €683 milioni, migliora di €999 milioni a seguito delle attività di continua ottimizzazione del portafoglio e di rinegoziazione dei contratti che hanno permesso di beneficiare della fase di estrema volatilità del mercato sia gas sia GNL. Tali fattori positivi sono stati parzialmente compensati dai maggiori accantonamenti dovuti all'aumento del valore nominale dei crediti e ad alcune dispute commerciali ancora in corso.

Il risultato operativo della Refining & Marketing, negativo per €205 milioni, migliora di €1.933 milioni a seguito essenzialmente: (i) dell'effetto positivo della valutazione delle scorte che riflette l'andamento dei prezzi di mercato; (ii) delle minori svalutazioni da impairment degli impianti di raffinazione che, in entrambi i periodi a confronto, hanno risentito del deterioramento dei flussi di cassa attesi per effetto del peggioramento dello scenario SERM e dei maggiori oneri per l'acquisto di certificati emissivi. Tali effetti sono stati parzialmente assorbiti dall'eccezionale flessione dei margini di raffinazione, i peggiori degli ultimi dieci anni, e dai maggiori oneri per CO2 .

Il risultato operativo della Power & Renewables, di €23 milioni, migliora di €52 milioni a seguito: (i) dei migliori risultati conseguiti nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento, dei maggiori margini per effetto scenario prezzi nonché dalle maggiori rivalutazioni da impairment test sui right of use; (ii) della circostanza che il risultato 2021 tiene conto dei valori dell'attività Renewables sino al 30 giungo 2021, data di efficacia della cessione del ramo d'azienda "Attività rinnovabili Italia".

PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
Dividendi		6.006	8.914	6.623	(2.908)
Plusvalenze nette da vendite		21			21
Altri proventi		2.281	5	420	2.276
Totale proventi		8.308	8.919	7.043	(611)
Svalutazioni e perdite		(1.390)	(2.400)	(1.366)	1.010
		6.918	6.519	5.677	399

124

L'aumento dei proventi netti su partecipazioni (€399 milioni) deriva essenzialmente dalle maggiori riprese di valore operate sulle partecipate.

IMPOSTE SUL REDDITO

	(€ milioni)	2021	2020	2019	Var. ass.
IRES		(1)	66	17	(67)
IRAP		(19)	(2)		(17)
Addizionale Legge n. 7/09		(97)			(97)
Imposte correnti		(117)	64	17	(181)
Imposte differite		4	(76)	9	80
Imposte anticipate		473	(660)	(409)	1.133
Imposte differite e anticipate		477	(736)	(400)	1.213
Totale imposte estere		(6)	(13)	(8)	7
Totale imposte sul reddito Eni SpA		354	(685)	(391)	1.039
Imposte relative al consolidamento proporzionale delle Joint operation		41	57	1	(16)
		395	(628)	(390)	1.023

Le imposte sul reddito, positive per €395 milioni, migliorano di €1.023 milioni a seguito essenzialmente della ripresa di valore delle imposte anticipate effettuata a seguito dell'analisi della loro recuperabilità in funzione degli imponibili futuri attesi. La differenza del 29,82% tra il tax rate effettivo (-5,43%) e teorico (24,39%) è dovuta essenzialmente: (i) alla quota non imponibile dei dividendi incassati nell'esercizio (con effetto sul tax rate del 19,05%); (ii) alla valutazione delle imposte anticipate IRES e IRAP (con effetto sul tax rate del 7,84%); (iii) alle valutazioni nette su partecipazioni (con un effetto sul tax rate del 3%).

seguito, sono commentati nelle Note al bilancio di esercizio

di Eni SpA, cui si rinvia.

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO3

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

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

	(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020	Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari		5.213	6.569	(1.356)
Diritto di utilizzo beni in leasing		1.691	1.888	(197)
Attività immateriali		247	101	146
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo		1.104	994	110
Partecipazioni		56.010	46.855	9.155
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa		3.279	4.378	(1.099)
Crediti (debiti) netti relativi all'attività di investimento/disinvestimento		(208)	(120)	(88)
		67.336	60.665	6.671
Capitale di esercizio netto
Rimanenze		2.582	1.099	1.483
Crediti commerciali		9.509	3.397	6.112
Debiti commerciali		(8.770)	(3.475)	(5.295)
Attività (passività) tributarie nette		256	(241)	497
Fondi per rischi e oneri		(4.992)	(4.890)	(102)
Altre attività (passività) d'esercizio		(807)	(981)	174
		(2.222)	(5.091)	2.869
Fondi per benefici ai dipendenti		(393)	(376)	(17)
Attività destinate alla vendita		3	2	1
CAPITALE INVESTITO NETTO		64.724	55.200	9.524
Patrimonio netto		51.039	44.707	6.332
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16		11.363	7.913	3.450
Passività per leasing		2.322	2.580	(258)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16		13.685	10.493	3.192
COPERTURE		64.724	55.200	9.524

Il capitale investito netto al 31 dicembre 2021 ammonta a €64.724 milioni con un incremento di €9.524 milioni rispetto al 31 dicembre 2020.

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

Il capitale immobilizzato (€67.336 milioni) aumenta di €6.671 milioni rispetto al 31 dicembre 2020 a seguito essenzialmente dell'incremento delle partecipazioni (€9.155 milioni) per effetto degli interventi sul capitale di società controllate e delle riprese di valore operate. Tale effetto è parzialmente compensato dal decremento delle attività non-correnti per effetto del deconsolidamento al 31 dicembre 2021 degli Asset della Mozambique Rovuma Venture SpA Venture (€1.320 milioni) a seguito della modifica della qualificazione della partecipata da joint operation a joint venture.

Il capitale di esercizio netto, negativo di €2.222 milioni, migliora di €2.869 milioni per effetto essenzialmente: (i) dell'effetto positivo della valutazione delle scorte che riflette l'andamento dei prezzi di mercato (€1.483 milioni); (ii) dell'incremento delle attività tributarie nette (€497 milioni) in particolare per la valutazione delle imposte anticipate; (iii) dell'incremento netto dei crediti/debiti commerciali (€817 milioni) in particolare della linea di business Global Gas & LNG Portfolio; (iv) dalla diminuzione delle altre passività nette (€174 milioni) per effetto dell'incremento dei crediti per dividendi deliberati e non ancora incassati dalla partecipata Eni International BV (€3.178 milioni), in parte compensati dall'effetto negativo del fair value dei derivati (€2.290 milioni), in particolare dei derivati su commodity.

Le attività destinate alla vendita di €3 milioni si riferiscono principalmente a cessioni di impianti di distribuzione.

PATRIMONIO NETTO

	(€ milioni)
Patrimonio netto al 31 dicembre 2020		44.707
Incremento per:
Utile netto	7.675
Emissioni (Rimborsi) nette di obbligazioni subordinate perpetue	2.000
Differenze cambio da conversione Joint Operation	26
Piano incentivazione a lungo termine	16
Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	3
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti ad OCI	1
Altri incrementi	18
		9.739
Decremento per:
Acconto sul dividendo 2021	(1.533)
Distribuzione saldo dividendo 2020	(857)
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	(541)
Acquisto azioni proprie	(400)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue	(61)
Costi emissioni obbligazioni subordinate perpetue	(15)
		(3.407)
Patrimonio netto al 31 dicembre 2021		51.039

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

	(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020	Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari		28.040	25.843	2.197
Debiti finanziari a breve termine		7.421	5.777	1.644
Debiti finanziari a lungo termine		20.619	20.066	553
Disponibilità liquide ed equivalenti		(6.630)	(8.111)	1.481
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa		(4.192)	(4.799)	607
Altre attività finanziarie destinate al trading		(5.855)	(5.020)	(835)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16		11.363	7.913	3.450
Passività per leasing		2.322	2.580	(258)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16		13.685	10.493	3.192

L'incremento dell'indebitamento finanziario netto di €3.192 milioni è dovuto essenzialmente: (i) agli investimenti in partecipazioni per effetto degli interventi sul capitale di alcune imprese controllate (€8.145 milioni); (ii) al pagamento del dividendo residuo dell'esercizio 2020 di €0,24 per azione (€854 milioni) e dal pagamento dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2021, a valere sulle riserve disponibili, di €0,43 per azione (€1.504 milioni); (iii) agli investimenti tecnici (€1.036 milioni); (iv) all'acquisto di azioni proprie (€400 milioni). Tali effetti sono stati parzialmente compensati: (i) dal flusso di cassa netto positivo da attività operativa (€4.274 milioni), in particolare per i dividendi incassati da società controllate (€2.893 milioni); (ii) dai disinvestimenti dei crediti finanziari strumentali all'attività operativa netti (€1.286 milioni); (iii) dal flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (€1.924 milioni); (iv) dal deconsolidamento al 31 dicembre 2021 del debito della Mozambique Rovuma Venture SpA (€981 milioni) a seguito della modifica della qualificazione della partecipata da joint operation a joint venture.

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO4

(€ milioni)	2021	2020	Var. ass.
Utile netto	7.675	1.607	6.068
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
- ammortamenti e altri componenti non monetari	492	4.989	(4.497)
- plusvalenze nette su cessioni di attività	(23)	(7)	(16)
- dividendi, interessi e imposte	(6.057)	(7.940)	1.883
Variazione del capitale di esercizio	(401)	1.185	(1.586)
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati	2.588	8.592	(6.004)
Flusso di cassa netto da attività operativa	4.274	8.426	(4.152)
Investimenti tecnici	(1.036)	(812)	(224)
Investimenti in partecipazioni	(8.145)	(6.752)	(1.393)
Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa	1.286	(211)	1.497
Dismissioni	484	11	473
Altre variazioni relative all'attività di investimento	113	(73)	186
Free cash flow	(3.024)	589	(3.613)
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa	(110)	778	(888)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti	2.888	1.321	1.567
Rimborso di passività per beni in leasing	(374)	(337)	(37)
Flusso di cassa del capitale proprio	(2.758)	(1.965)	(793)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue	1.924	2.975	(1.051)
Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti	(27)	(2)	(25)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI	(1.481)	3.359	(4.840)

	(€ milioni)	2021	2020	Var. ass.
Free cash flow		(3.024)	589	(3.613)
Rimborso di passività per beni in leasing		(374)	(337)	(37)
Flusso di cassa del capitale proprio		(2.758)	(1.965)	(793)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue		1.924	2.975	(1.051)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni		782	235	547
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING		(3.450)	1.497	(4.947)
Rimborso di passività per beni in leasing		374	337	37
Accensioni del periodo e altre variazioni		(116)	(260)	144
Variazione passività per beni in leasing		258	77	181
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING		(3.192)	1.574	(4.766)

INVESTIMENTI TECNICI

(€ milioni)	2021	2020	Var. ass.
Exploration & Production	406	356	50
Global Gas & LNG Portfolio	159		159
Refining & Marketing	423	420	3
Corporate	48	36	12
Investimenti tecnici	1.036	812	224

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

RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI

		31 dicembre 2021 31 dicembre 2020
Voci dello stato patrimoniale riclassificato (dove non espressamente indicato, la componente (€ mili è ottenuta direttamente dallo schema legale) oni)	Riferimento alle note al Bilancio di esercizio	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari			5.213		6.569
Diritto di utilizzo beni in leasing			1.691		1.888
Attività immateriali			247		101
Rimanze immobilizzate - scorte d'obbligo			1.104		994
Partecipazioni			56.010		46.855
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa:			3.279		4.378
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa (correnti)	(vedi nota 16)	22		23
- crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa (non correnti)	(vedi nota 16)	3.257		4.355
Crediti (debiti) netti relativi all'attività di investimento/disinvestimento, composti da:			(208)		(120)
- crediti relativi all'attività di disinvestimento	(vedi nota 7 e nota 10)	2		2
- debiti per attività di investimento	(vedi nota 18)	(210)		(122)
Totale Capitale immobilizzato			67.336		60.665
Capitale di esercizio netto
Rimanenze			2.582		1.099
Crediti commerciali	(vedi nota 7)		9.509		3.397
Debiti commerciali	(vedi nota 18)		(8.770)		(3.475)
Attività (passività) tributarie nette:			256		(241)
- passività per imposte sul reddito (correnti)		(117)		(4)
- altre passività (correnti)	(vedi nota 10)	(622)		(589)
- attività per imposte sul reddito (correnti)		23		22
- altre attività (correnti)	(vedi nota 10)	69		79
- attività per imposte anticipate		814		113
- attività per imposte sul reddito (non correnti)		78		78
- altre attività (non correnti)	(vedi nota 10)	2		2
- crediti per consolidato fiscale e IVA	(vedi nota 7)	73		95
- debiti per consolidato fiscale e IVA	(vedi nota 18)	(39)		(3)
- passività per imposte sul reddito (non correnti)				(9)
- altre passività (non correnti)	(vedi nota 10)	(25)		(25)
Fondi per rischi ed oneri			(4.992)		(4.890)
Altre attività (passività) di esercizio:			(807)		(981)
- altri crediti	(vedi nota 7)	3.410		264
- altre attività (correnti)	(vedi nota 10)	12.782		1.243
- altre attività (non correnti)	(vedi nota 10)	2.053		905
- altri debiti	(vedi nota 18)	(502)		(553)
- altre passività (correnti)	(vedi nota 10)	(15.683)		(2.026)
- altre passività (non correnti)	(vedi nota 10)	(2.867)		(814)
Totale Capitale di esercizio netto			(2.222)		(5.091)
Fondi per benefici ai dipendenti			(393)		(376)
Attività destinate alla vendita			3		2
CAPITALE INVESTITO NETTO			64.724		55.200
Patrimonio netto			51.039		44.707

Voci dello stato patrimoniale riclassificato (dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) (€ milioni)			31 dicembre 2021		31 dicembre 2020
		Riferimento alle note al Bilancio di esercizio	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato
Indebitamento finanziario netto
Debiti finanziari e obbligazioni, composti da:
- passività finanziarie a lungo termine			20.619		20.066
- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine			1.555		1.848
- passività finanziarie a breve termine			5.866		3.929
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti			6.630		8.111
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa		(vedi nota 16)	4.192		4.799
Attività finanziarie destinate al trading			5.855		5.020
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16				11.363		7.913
Passività per beni in leasing, composti da:				2.322		2.580
- passività per beni in leasing a lungo termine			1.939		2.157
- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine			383		423
Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS16				13.685		10.493
COPERTURE				64.724		55.200

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e Valori Valori da Valori Valori da confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale da schema schema da schema schema (€ milioni) legale riclassificato legale riclassificato Utile netto 7.675 1.607 Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa Ammortamenti e altri componenti non monetari 492 4.989 - ammortamenti 930 1.013 - svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, 455 1.573 immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing - radiazioni 1 - effetto valutazione partecipazioni (894) 2.395 - differenze cambio da allineamento (123) (48) - variazione da valutazione al fair value titoli destinati al trading 65 54 - remeasurement delle passività per leasing (21) (1) - proventi assicurativi per indennizzi relativi a Immobilizzazioni materiali (2) - piano incentivazione a lungo termine 16 - variazioni fondi per benefici ai dipendenti 63 5 Plusvalenze nette su cessione di attività (23) (7) Dividendi, interessi e imposte (6.057) (7.940) - dividendi (6.006) (8.914) - interessi attivi (176) (204) - interessi passivi 520 550 - imposte sul reddito (395) 628 Flusso di cassa del capitale di esercizio (401) 1.185 - rimanenze (1.602) 966 - crediti commerciali (6.097) 1.033 - debiti commerciali 5.283 (1.236) - fondi per rischi ed oneri (170) 113 - altre attività e passività 2.185 309 Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati 2.588 8.592 - dividendi incassati 2.893 8.853 - interessi incassati 179 210 - interessi pagati (517) (533) - imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati 33 62 Flusso di cassa netto da attività operativa 4.274 8.426 Investimenti tecnici (1.036) (812) - immobilizzazioni materiali (848) (791) - immobilizzazioni immateriali (188) (21) Investimenti in partecipazioni (8.145) (6.752) Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa 1.286 (211) - crediti finanziari strumentali 1.286 (211) Dismissioni 484 11 - immobilizzazioni materiali 5 9 - partecipazioni 479 2 Altre variazioni relative all'attività di investimento/disinvestimento 113 (73) - variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento 113 (73) Free cash flow (3.024) 589 Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività (110) 778 ‐ variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (110) 778 Variazione debiti finanziari correnti e non correnti 2.888 1.321 - assunzione (rimborsi) debiti finanziari a lungo termine e quota a breve del lungo 955 2.020 - incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine 1.933 (699) Rimborso di passività per beni in leasing (374) (337) Flusso di cassa del capitale proprio (2.758) (1.965) - dividendi pagati (2.358) (1.965) - acquisto azioni proprie (400) Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue 1.924 2.975 - emissioni nette di obbligazioni subordinate perpetue 1.985 2.975 - pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue (61) Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni (27) (2) sulle disponibilità liquide ed equivalenti VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI (1.481) 3.359		2021		2020

Fattori di rischio e incertezza

RISCHI CONNESSI ALLA CICLICITÀ DEL SETTORE OIL & GAS

Il prezzo del petrolio è la principale variabile che influenza i risultati finanziari e le prospettive industriali di Eni e, al pari delle altre 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 oltre che da molteplici fattori di natura finanziaria e geopolitica. 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, 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 medio-lungo termine intervengono anche altre variabili che rendono più complessa la stima della domanda petrolifera globale quali il consumo di idrocarburi, l'espansione demografica, l'aumento del potenziale di crescita dell'economia, il miglioramento degli standard di vita dei Paesi in via di sviluppo, i prezzi e la disponibilità di fonti energetiche alternative (i.e. nucleare e rinnovabili), il progresso tecnologico nell'efficienza dei consumi e, soprattutto, l'accelerazione del processo di transizione energetica verso un'economia low carbon che vede la società civile e i governi di tutto il mondo impegnati nella promozione dell'utilizzo di fonti energetiche rinnovabili e della sostituzione dei veicoli a combustione interna con gli EV ("electric vehicle"), compresa la possibile introduzione di normative più severe sul consumo di idrocarburi quali la tassazione delle emissioni di CO² in risposta ai rischi posti all'ecosistema dal cambiamento climatico (vedi di seguito la sezione dedicata all'approfondimento del rischio climate change). I drammatici eventi legati alla pandemia COVID-19, la profonda recessione che ne è conseguita e il cambiamento dei modelli sociali con la diffusione dello smart working e del videoconferencing potrebbero aver causato un cambiamento strutturale della domanda petrolifera mondiale, anche in relazione alla possibile accelerazione della transizione energetica trainata dalle imponenti misure di stimolo varate dai governi per ricostruire le economie su basi più sostenibili e compatibili con la tutela dell'ambiente.

L'offerta globale di greggio è influenzata in maniera determinante dalle politiche di produzione dell'OPEC+, l'alleanza che include i membri dell'originario cartello OPEC poi estesa ad altri importanti Paesi produttori come Russia e Kazakhstan, in grado di controllare circa il 50% dell'offerta globale e quindi in certa misura i prezzi del petrolio. La posizione dell'OPEC infatti era stata indebolita dalla rivoluzione dello shale oil USA, portando l'Arabia Saudita ad allearsi con la Russia per rafforzare il ruolo del cartello. L'Arabia Saudita gioca un ruolo cruciale, poiché possiede un ingente ammontare di riserve e la maggior parte della spare capacity mondiale. Questo spiega perché gli sviluppi geopolitici nel Medio Oriente, in particolare nell'area del Golfo, quali conflitti regionali, atti di terrorismo o guerre, attacchi, sabotaggi e tensioni sociali e politiche, hanno un forte impatto sui prezzi del petrolio. Altri fattori che possono condizionare l'offerta sono le sanzioni economiche e finanziarie adottate, in particolare, dagli USA e dall'UE nei confronti di alcuni Paesi produttori, come ad esempio l'embargo che impedisce le esportazioni di greggio dall'Iran e dal Venezuela, crisi geopolitiche regionali con ripercussioni sull'attività estrattiva, eventi metereologici estremi o problematiche di tipo operativo su infrastrutture chiave.

Nel corso del 2021, il prezzo del petrolio ha registrato un significativo recupero dopo il crollo del 2020 dovuto agli effetti della pandemia COVID-19 sull'attività economica e sui consumi di combustibili fossili. L'inversione di tendenza del mercato petrolifero è occorsa in coincidenza con l'introduzione nel novembre 2020 dei vaccini anti-COVID-19. I progressi della campagna vaccinale e delle altre misure di contenimento della pandemia consentono il graduale "reopening" delle principali economie, con consumi e investimenti sostenuti dalle rilevanti misure di stimolo della crescita adottate dai governi e dalle politiche monetarie espansive delle banche centrali. La ripresa economica e il forte incremento della mobilità dopo la cessazione dei lockdown trainano la domanda petrolifera mondiale con la sola eccezione del settore aereo (passeggeri internazionali) che sconta il prolungamento delle misure di chiusura delle frontiere da parte della maggioranza degli Stati. La diffusione di nuove varianti del virus non ha effetti tali da frenare la ripresa; ad esempio la diffusione nel corso del mese di novembre 2021 della variante "Omicron" del virus determina un'iniziale, significativa correzione nel prezzo del petrolio, ma non comporta una modifica dei fondamentali del mercato per cui, dopo aver perso circa il 15% in pochi giorni di scambio, le quotazioni riprendono il trend rialzista.

Nel complesso, la domanda petrolifera nel 2021 ha registrato un rimbalzo significativo di 5,5 milioni di barili/g in più rispetto al crollo del 2020 di circa 9 milioni di barili/g. La domanda è attesa tornare ai livelli pre-pandemici (circa 100 milioni di barili/g) nella seconda metà del 2022. Dal lato dell'offerta, l'OPEC+ nella seconda parte del 2021 ha implementato un'efficace politica di production management con il graduale allentamento dei tagli produttivi concordati nel maggio 2020 a sostegno del prezzo. Inoltre, nei mesi finali del 2021 i dati produttivi del Cartello evidenziano una crescente difficoltà da parte di numerosi Stati aderenti a raggiungere le quote produttive concordate (es. Nigeria, Angola), per cui il Cartello sta effettivamente producendo al di sotto del tetto concordato. Le compagnie petrolifere internazionali e gli shale producer USA segnalano un cambio di rotta epocale nelle politiche di capital allocation con l'abbandono dei piani di crescita della produzione, privilegiando i ritorni agli azionisti e la ristrutturazione e il rimborso del debito accumulato nei cicli precedenti e nel downturn del 2020. La disciplina finanziaria è la risposta del management delle compagnie petrolifere alla volatilità dei mercati, alle spinte degli investitori ad ottenere ritorni più attrattivi e dei vincoli ESG delle banche che limitano l'accesso a nuovi finanziamenti. I capex di sviluppo/mantenimento della produzione del settore upstream Oil & Gas nel 2021 registrano solo un marginale incremento rispetto alla drastica contrazione registrata nel 2020 in risposta al downturn, attestandosi a un livello di circa \$320-350 miliardi (media del biennio stimata da fonti di mercato), circa la metà di quella registrata nel periodo di crescita dello shale oil USA nel 2011-2014. Il cambio di rotta delle oil companies penalizza la crescita dell'offerta petrolifera che nel 2021 rimane inferiore alla significativa ripresa della domanda con il conseguente riassorbimento dell'eccesso di scorte accumulate nel 2020. A fine 2021, le scorte commerciali mondiali risultano sotto la media storica degli ultimi cinque anni. Il miglioramento dei fondamentali di domanda e offerta traina la ripresa del prezzo del greggio, che beneficia anche della situazione globale di carenza di offerta di tutte le fonti energetiche, in particolare gas, come evidenziato dai fenomeni di switch gas-to-oil. Il prezzo del Brent in media annua 2021 chiude a 71 \$/barile con un incremento di circa il 70% rispetto al 2020 (media 42 \$/barile). Il trend rialzista si consolida nella parte iniziale del 2022 con le quotazioni del Brent che a febbraio raggiungono i 120-130 \$/barile, ritornando ai massimi dal 2008, anche per effetto del conflitto tra Russia e Ucraina.

I prezzi del gas, anch'essi penalizzati nel 2020 dalla crisi pandemica, hanno registrato un recupero ancora più significativo del petrolio grazie alla sostenuta ripresa della domanda non compensata da un idoneo adeguamento del supply. Alla base del trend del supply ci sono sia motivazioni di carattere congiunturale (come il fermo non programmato di alcuni impianti di liquefazione sia per motivi tecnici che per scarsità di feedgas) sia di carattere strutturale come il rallentamento degli investimenti in nuovi progetti di liquefazione e il rallentamento della crescita della produzione gas USA, conseguenza della disciplina finanziaria degli shale producer. La domanda globale di gas ha registrato un'importante crescita nel corso del 2021 beneficiando della ripresa economica, di un inverno rigido (soprattutto in Asia), di un contributo limitato delle fonti intermittenti in alcune aree e di un prezzo del carbone particolarmente elevato soprattutto nella prima metà dell'anno. Tra fine estate e fine anno i prezzi spot del gas sia in Europa che in Asia hanno toccato i massimi storici a fronte dell'inseverimento della situazione di mercato corto derivante da una domanda resiliente agli elevati livelli di prezzo e dal rallentamento dei flussi di import via pipe in Europa che hanno portato le scorte europee su livelli ben al di sotto dei minimi degli ultimi cinque anni. In Europa continentale i prezzi spot hanno toccato livelli record superando 60 \$/Mbtu in dicembre (circa 1.980 €/migliaia di metri cubi). In media annua gli incrementi del 2021 sono di dimensioni rilevanti: il PSV ha registrato una media di circa 487 €/migliaia di metri cubi, +335% vs. 2020; il TTF che ha beneficiato in via diretta dei minori flussi d'importazione di LNG si è attestato su una media di 486 €/migliaia di metri cubi (+390% vs. 2020).

Dopo una pausa a inizio 2022, la volatilità nel mercato europeo del gas è tornata su livelli estremi a causa dello scoppio del conflitto tra Russia e Ucraina.

L'andamento dei prezzi degli idrocarburi nel 2022 sarà sostenuto dalla crescita economica, dalla politica di graduale allentamento dei tetti produttivi dell'OPEC+, dalle problematiche di performance produttiva del Cartello e dalla disciplina finanziaria delle compagnie petrolifere quotate, che in base agli annunci di mercato prevedono solo una modesta crescita dei capex. Possibili rischi a tale outlook sono rappresentati dalle tensioni geopolitiche globali in particolare il conflitto tra Russia e Ucraina (vedi pag. 96) che potrebbero causare una recessione e un rallentamento delle attività, dagli squilibri dell'economia cinese dovuti ai prestiti in sofferenza delle banche e alle difficoltà del settore immobiliare, dall'effetto degli elevati costi dell'energia sulla produzione industriale in relazione a fenomeni registrati di interruzione dell'attività in alcuni comparti energy-intensive (metallurgico, fertilizzanti) che potrebbero mettere a rischio la ripresa, nonché dall'aumento delle aspettative inflazionistiche che potrebbero comportare la revisione delle politiche monetarie da parte delle banche centrali. Per il 2022 Eni prevede un prezzo del petrolio per il riferimento Brent di 80 \$/barile, che sconta un'offerta tendenzialmente allineata alla domanda, partendo da un livello degli stoccaggi mondiali di fine 2021 eccezionalmente basso; per il gas le attese sono di persistenza della situazione di mercato corto a fronte di aspettative di tenuta della domanda, della necessità di ricostituzione delle scorte ai minimi in Europa e di limitata nuova offerta LNG attesa entrare in esercizio. Nel lungo termine, considerati i rischi della transizione energetica, Eni prevede un deck di 62 \$/bbl in termini reali 2020 fino al 2035, per poi declinare a 46 \$ nel 2050 in relazione all'assunzione di progressivo phase out del petrolio dal mix energetico globale per il conseguimento degli obiettivi climatici di Parigi. Tali proiezioni di prezzo sono alla base delle decisioni d'investimento e delle valutazioni di recuperabilità degli attivi Oil & Gas.

I risultati di Eni, principalmente del settore Exploration & Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e del gas. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi ha effetti negativi sui ricavi, sull'utile operativo e sul cash flow a livello consolidato, determinando la flessione dei risultati nel confronto anno su anno; viceversa, in caso di aumento dei prezzi. Nel 2021 il risultato della gestione industriale di Gruppo prima degli oneri straordinari (utile operativo adjusted) e la generazione di cassa operativa hanno registrato un incremento di quasi €8 miliardi per entrambi rispetto al 2020 dovuto essenzialmente allo scenario prezzi degli idrocarburi.

L'esposizione al rischio prezzo riguarda circa il 50% della produzione di petrolio e gas di Eni. Tale esposizione, per scelta strategica, non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura economica, salvo particolari situazioni aziendali o di mercato come la fase di eccezionale volatilità del prezzo del gas che si è verificata nel quarto trimestre 2021 (v. infra). La parte restante della produzione Eni non è esposta al rischio prezzo, poiché è regolata dallo schema contrattuale di Production Sharing Agreement (PSA) che garantisce alla compagnia petrolifera internazionale nel ruolo di contrattista il recupero di un ammontare fisso di costi sostenuti attraverso l'attribuzione di un corrispondente numero di barili, esponendola pertanto a un rischio volume (vedi di seguito).

Uno scenario di prolungata contrazione o una contrazione strutturale del prezzo delle commodity potrebbe avere effetti negativi significativi sulle prospettive di business a causa della minore capacità della Compagnia di finanziare i programmi di investimento e di far fronte alle obbligazioni in scadenza e ad altri commitment. Eni potrebbe essere costretta a rivedere la recuperabilità dei valori di bilancio delle proprietà Oil & Gas con la necessità di rilevare significative svalutazioni, nonché riconsiderare i piani di investimento a più lungo termine in funzione delle minori risorse disponibili e dell'impatto della flessione dei prezzi sulla redditività dei progetti di sviluppo, alla luce del rischio che i prezzi correnti potrebbero attestarsi su livelli inferiori rispetto a quelli assunti in sede di valutazione. Queste considerazioni potrebbero comportare la decisione di cancellare, rinviare o rimodulare i progetti con ricadute negative sui tassi di crescita e sull'autofinanziamento disponibile per la crescita futura. Tali rischi potrebbero influenzare negativamente le prospettive del business, i risultati operativi, la generazione di cassa, la liquidità e i ritorni per l'azionista in termini di ammontare del dividendo, disponibilità di extra-cassa per i programmi di buy-back e di andamento in borsa del titolo Eni. A causa della crisi del COVID-19 che potrebbe aver causato una riduzione strutturale della domanda petrolifera e dei rischi di accelerazione della transizione energetica, il management ha adottato un approccio più selettivo rispetto al passato nell'allocazione delle risorse al core business Oil & Gas che nel prossimo quadriennio attirerà un programma di capex di circa €4,5 miliardi per anno (prima del COVID-19 erano nell'intorno dei €6 miliardi). L'attività Oil & Gas è un settore capital-intensive che necessita di

ingenti risorse finanziarie per l'esplorazione e lo sviluppo delle ri-

serve di idrocarburi. La selettività degli investimenti e la disciplina finanziaria rappresentano le variabili cruciali per il conseguimento di un'adeguata redditività e dell'equilibrio patrimoniale considerata la volatilità dei flussi di cassa. Storicamente gli investimenti upstream sono stati finanziati attraverso l'autofinanziamento, gli incassi da dismissioni e ricorrendo a nuovo indebitamento e all'emissione di bond e commercial paper per coprire eventuali deficit. Il cash flow operativo ha una prevedibilità limitata poiché è soggetto alla volatilità dei prezzi degli idrocarburi, considerate le politiche di risk management che non prevedono la copertura del rischio prezzo attraverso strumenti finanziari derivati (posizioni "unhedged"), salvo particolari situazioni di mercato (v. infra). Le altre variabili che influenzano il cash flow sono: (i) il rischio minerario da cui dipendono i volumi di petrolio e gas che saranno effettivamente estratti dai pozzi di produzione; (ii) la capacità e il time-to-market nello sviluppare le riserve; (iii) i rischi geopolitici; (iv) l'efficiente gestione del circolante. Nel caso in cui il cash flow operativo non sia in grado di finanziare il 100% degli investimenti tecnici "committed", la Compagnia si vedrebbe costretta a ridimensionare le riserve di liquidità o a emettere nuovi strumenti di debito. Nonostante Eni non abbia al momento sperimentato alcuna difficoltà di accesso al credito, l'ottenimento di nuovi finanziamenti è esposto al rischio della crescente diffidenza da parte di banche e altre istituzioni finanziarie a erogare fondi a sostegno di nuovi progetti Oil & Gas in relazione alla transizione energetica. Questo potrebbe comportare un aumento del costo delle nuove emissioni o la necessità di rivedere i programmi di sviluppo.

Per questi motivi e valutato l'impegno finanziario necessario per sviluppare i business della transizione energetica, il management Eni ha adottato una politica di forte selettività dei progetti d'investimento con l'obiettivo di aumentare la resilienza del portafoglio di asset Oil & Gas alla volatilità dei prezzi del petrolio, riducendo il livello di prezzo del Brent in corrispondenza del quale il cash flow operativo di Eni è in grado di coprire gli investimenti pianificati e il pagamento del dividendo base. Nel 2021 tale prezzo di cash neutrality è stato di circa 40 \$/barile. Per il 2022 allo scenario di 80 \$/barile, il management prevede una generazione di cassa in eccesso rispetto al budget degli investimenti organici (€7,7 miliardi) e al dividendo base (€0,36 per azione pari a €1,3 miliardi); tale avanzo sarà allocato al mantenimento di una solida struttura patrimoniale e a ritorni addizionali agli azionisti attraverso il dividendo variabile e un nuovo programma di buy-back. Il piano d'investimenti di esplorazione e sviluppo delle riserve di idrocarburi presenta una significativa quota "uncommitted" consentendo all'Azienda di mantenere un'adeguata flessibilità finanziaria in caso di repentini mutamenti dello scenario. Inoltre, considerata la volatilità dei cash flow operativi, l'Azienda mantiene una riserva di liquidità strategica di €21,6 miliardi costituita da cassa, attività finanziarie prontamente liquidabili, depositi vincolati a breve termine e linee di credito committed pari a circa quattro volte l'ammontare dei debiti finanziari in scadenza nei prossimi dodici mesi (comprese le rate di leasing).

Per meglio apprezzare l'impatto della volatilità del prezzo del petrolio sul cash flow operativo, il management ha stimato che per una variazione in più o in meno del prezzo del Brent rispetto allo scenario di 80 \$/bbl, il cash flow operativo registra rispettivamente un aumento/contrazione di circa €140 milioni. Nel 2022 l'esposizione alle fluttuazioni dei prezzi spot del gas naturale sarà attenuata dalla decisione del management di coprire la vendita di circa 5 miliardi di metri cubi mediante l'uso di strumenti derivati finanziari con prezzi di vendita per consegna futura compresi tra i 800 e i 400 €/migliaia di metri cubi registrati nel quarto trimestre.

La volatilità del prezzo del petrolio/gas rappresenta un elemento d'incertezza nel conseguimento degli obiettivi operativi Eni in termini di crescita della produzione e rimpiazzo delle riserve prodotte, per effetto del peso importante dei contratti di Production Sharing (PSA) nel portafoglio Eni. In tali schemi di ripartizione della produzione, a parità di costi sostenuti per lo sviluppo di un giacimento, la quota di produzione e di riserve destinata al recupero dei costi aumenta al diminuire del prezzo di riferimento del barile e viceversa. Nel 2021, il management ha stimato che l'effetto prezzo nei PSA ha determinato un impatto negativo sulle produzioni di circa 13 mila boe/giorno rispetto al 2020.

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 del prezzo del petrolio sui risultati di tali business varia in funzione del ritardo temporale con il quale le quotazioni dei prodotti si adeguano alle variazioni del costo della materia prima, che dipende a sua volta dalle dinamiche competitive dei mercati a valle.

Da alcuni anni il business raffinazione evidenzia una performance in continuo deterioramento a causa dei 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. Gli eventi connessi al COVID-19 hanno accelerato la crisi della raffinazione europea a causa della contrazione dei consumi di carburanti per autotrazione, che anche post recupero COVID saranno impattati dalla penetrazione degli EV, nonché del ritardo della ripresa del settore del trasporto aereo (passeggeri internazionali) che ha penalizzato il mercato dei distillati medi. Questi fattori hanno frenato la dinamica dei prezzi dei prodotti in relazione al sensibile recupero del costo della carica petrolifera e, in particolare nell'ultima parte dell'anno, all'escalation dei costi energetici indicizzati alle quotazioni del gas naturale, determinando margini di raffinazione negativi nel corso dell'intero 2021, che si caratterizza come uno dei peggiori scenari della storia (media 2021 del margine indicatore SERM pari a -0,9 \$/barile vs. +1,7 \$/barile nel 2020). Inoltre, la performance dell'attività di raffinazione tradizionale è stata penalizzata dal rilevante aumento degli oneri per l'acquisto di emission allowance per la CO² prodotta non coperta dalle assegnazioni gratuite. Nel 2021 il prezzo dell'European Union Allowance (EUA) ha registrato un sostanziale aumento, consolidandosi su una media di 53,4 €/ton (vs. 24,7 €/ton nel 2020). Il trend rialzista è stato trainato da diversi fattori. La ripresa dell'attività industriale ha contribuito all'aumento della richiesta di permessi EUA, anche a causa dell'incremento dei consumi di carbone, tornato competitivo in rapporto al rilevante incremento dei prezzi del gas. Inoltre, la riduzione dei volumi d'asta e le proposte di riforma dell'ETS contenute nel documento "Fit for 55" hanno amplificato l'andamento rialzista dei prezzi EUA attirando anche investitori finanziari. Nell'ultimo trimestre del 2021, l'andamento rialzista ha registrato un'ulteriore accelerazione (+20%, +11,4 €/ton vs. Q3), dovuta a fattori tecnici (pausa aste), una minor produzione da eolico rispetto alle previsioni e dal fermo temporaneo di alcune centrali nucleari francesi. Nei primi mesi del 2022 i costi delle EUA hanno continuato a crescere superando i 90 €/ton.

Sulla base di questi trend, il management ha rivisto al ribasso le proiezioni dei margini di raffinazione nel breve-medio termine, mentre sono state riviste al rialzo le previsioni di costo per le emissioni di CO² con la conseguente revisione negativa dei flussi di cassa futuri associati all'uso delle raffinerie e la rilevazione di svalutazioni di impianti per circa €0,9 miliardi che si aggiungono ai circa €1,8 miliardi rilevati nel precedente biennio, con questo azzerando sostanzialmente il valore di libro delle raffinerie europee. Il business della Chimica Eni è caratterizzato da dinamiche di mercato simili alla raffinazione: eccesso di capacità e pressione competitiva da parte di produttori con maggiori economie di scala o altri vantaggi di costo (i produttori mediorientali integrati o i produttori chimici USA che utilizzano l'etano come carica per il cracker, più conveniente della nafta) e maggiore diversificazione geografica; questi fattori sono maggiormente evidenti durante le fasi di minore crescita economica, come accaduto durante la recessione del 2020 dovuta al COVID-19. Nel primo semestre 2021 il settore Chimico di Eni ha beneficiato della fase di ripresa dell'economia mondiale e di fattori contingenti che hanno influito sulla disponibilità di prodotto, registrando margini superiori alla media storica con punte record per il polietilene. Nella seconda parte dell'anno i margini dei prodotti si sono progressivamente normalizzati per effetto di un migliore bilanciamento tra domanda e offerta e dell'accelerazione dei costi della carica petrolifera e delle utilities industriali indicizzate al costo del gas.

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.

Fenomeni di volatilità senza precedenti nel mercato energetico europeo con incrementi dei prezzi delle commodity, soprattutto gas ed elettricità, hanno comportato un sensibile incremento del rischio finanziario per Eni.

Nel corso del quarto trimestre 2021 il rafforzamento della ripresa economica globale ha determinato un incremento della domanda energetica sincrono in tutte le aree, con l'offerta in particolare di gas che ha incontrato difficoltà nel rispondere in maniera adeguata a causa della riduzione dei capex da parte degli operatori upstream, determinando un mercato energetico corto. La situazione di imbalance è stata particolarmente problematica in Europa a causa di fattori specifici dell'area dovuti alla sottoperformance delle rinnovabili, livelli di stoccaggi di gas al picco della stagione d'iniezione sensibilmente inferiori alle medie storiche per tale periodo dell'anno, le incertezze sulla stabilità dei flussi di importazione dalla Russia che ha rispettato i vincoli minimi di prelievo dei contratti long-term limitando al minimo le forniture spot, il declino delle produzioni continentali anche in relazione agli obiettivi ambientali dell'Unione, nonché la complessa vicenda regolatoria per l'avvio della dorsale di importazione dalla Russia Nord Stream linea 2. Tali driver hanno innescato una fase di volatilità senza precedenti nei mercati di trading del gas e dell'energia elettrica del continente con i prezzi delle commodity che hanno registrato incrementi dell'ordine di parecchie centinaia di punti percentuali (media TTF quarto trimestre 2021 pari a sei volte il quarto trimestre 2020, prezzo wholesale dell'energia elettrica in Italia PUN un incremento di quasi cinque volte).

Tali incrementi dei prezzi hanno comportato delle tensioni finanziarie per i player che, come Eni, utilizzano i contratti di vendita delle commodity per consegna futura e altri strumenti finanziari derivati su commodity per coprire i margini delle vendite o anche per attività speculative per via del requisito dei pagamenti al margine (margining payments). Le controparti finanziarie dei derivati e i mercati wholesale ed exchange-based delle commodity energetiche prevedono tipicamente la costituzione da parte dei trader di depositi a garanzia delle posizioni aperte quando queste diventano negative o nel caso di vendite a futuri delle disponibilità di commodity (da produzione o da contratto long-term) a garanzia della consegna al buyer in evento di default. Questi depositi il cui ammontare è funzione del livello generale dei prezzi hanno natura temporanea e sono restituiti al settlement dell'operazione principale. Nel caso di rialzo dei prezzi spot e della curva forward, le vendite a futuri a prezzo fisso e le posizioni short diventano negative facendo scattare la richiesta da parte della controparte finanziaria o del gestore della piattaforma di scambio nei confronti dei trader di integrare il deposito a garanzia (margin call). In condizioni normali di mercato, tale operatività non comporta rischi particolari. Tuttavia, nel quadro delle condizioni di mercato senza precedenti occorse nel mese di dicembre 2021, Eni ha dovuto gestire lo spike di volatilità ed adempiere gli obblighi connessi all'assolvimento delle margin call che hanno registrato aumenti molto rilevanti in proporzione al significativo aumento nominale delle esposizioni. Il Gruppo ha tirato circa €2,2 miliardi dalle linee di credito committed per superare la fase critica del mercato, rimborsandole nei giorni successivi a fronte del rientro dei picchi di volatilità. Nel complesso non sono state registrate tensioni particolari considerato anche che nell'ultima settimana dell'anno i prezzi hanno registrato un'importante correzione al ribasso. Inoltre tale rischio è compensato dall'incremento di valore degli asset di Gruppo in relazione all'aumento dei prezzi. Per il 2022 sono possibili nuovamente fenomeni di forte volatilità che il Gruppo gestirà eventualmente con la flessibilità finanziaria disponibile.

Tra fine febbraio-inizio marzo 2022 l'escalation militare tra Russia e Ucraina e il timore di interruzioni nelle forniture di gas dalla Russia hanno innescato una nuova fase di volatilità estrema nei mercati delle commodity, con il significativo aumento delle obbligazioni di marginazione e garanzia del settlement dei derivati.

L'aumento del prezzo del gas ha determinato inoltre un aumento del rischio controparte in funzione dell'espansione del valore dei crediti commerciali outstanding nei confronti dei clienti GGP. Questo ha comportato sia un incremento del fondo svalutazione crediti dovuta all'effetto leva sia la necessità di rivedere le rischiosità di alcune posizioni per scontare l'effetto congiunturale di mercato in un quadro di accresciuto rischio sistemico che ha visto il default in Europa di vari operatori retail che non sono stati in grado di gestire la volatilità dei prezzi, mentre sul lato dei clienti industriali si registrano numerosi casi di fermate anche indefinite delle produzioni manifatturiere a causa degli elevati costi dell'energia.

RISCHI CONNESSI AL CONFLITTO RUSSIA-UCRAINA

Si rinvia al paragrafo Possibili conseguenze del conflitto tra Russia e Ucraina nella sezione Commento ai risultati economico-finanziari a pag. 96.

RISCHIO PAESE

Al 31 dicembre 2021, circa l'80% delle riserve certe di idrocarburi di Eni era localizzato in Paesi non OCSE, principalmente in Africa, Medio Oriente e Asia Centrale. Questi Paesi sono caratterizzati, per ragioni storiche e culturali, da un minore grado di stabilità politica, sociale ed economica rispetto ai Paesi sviluppati dell'OCSE. Pertanto Eni è esposta ai rischi di possibili evoluzioni negative del quadro politico, sociale e macroeconomico che possono sfociare in eventi destabilizzanti quali conflitti interni, rivoluzioni, instaurazione di regimi non democratici e altre forme di disordine civile, nazionalizzazioni, espropri, contrazione dell'attività economica e difficoltà finanziarie dei Governi locali con ricadute sulla solvibilità degli Enti petroliferi statali, elevati livelli di inflazione, svalutazione della moneta 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. Ulteriore elemento di rischio è rappresentato dal sistema delle sanzioni applicate dagli USA e in certi casi dall'UE nei confronti di certi Paesi che potrebbero compromettere la capacità di Eni di continuare a operare o di operare in modo economico.

Altri rischi connessi all'attività in tali Paesi sono rappresentati da: (i) mancanza di un quadro legislativo stabile e incertezze sulla tutela dei diritti della compagnia straniera in caso di inadempienze 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 Eni, disinvestimenti forzosi, nazionalizzazioni ed espropriazioni; (iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione; (iv) incrementi della fiscalità applicabile; (v) conflitti sociali interni che sfociano in guerre, atti di sabotaggio, attentati, violenze e accadimenti simili; (vi) difficoltà di reperimento di fornitori internazionali in contesti operativi critici o di fornitori locali qualificati nelle iniziative che richiedono il rispetto di soglie minime di local content; e (vii) complessi iter di rilascio di autorizzazioni e permessi che impattano sul time-to-market dei progetti di sviluppo.

L'outlook finanziario di alcuni Paesi non OCSE di presenza Eni ha registrato un significativo deterioramento a causa della crisi economica dovuta al COVID-19 e alla contrazione delle entrate petrolifere, con tempi di ripresa ancora incerti e possibili ricadute sul grado di solvibilità delle compagnie petrolifere di Stato e di operatori locali partner di Eni nei progetti di sviluppo delle riserve. Attualmente i Paesi di presenza Eni con un maggiore profilo di rischio geopolitico o controparte sono Venezuela, Nigeria e Libia. Allo stato attuale, non è possibile escludere che l'eventuale inasprimento delle sanzioni economiche e finanziarie contro la Russia possa avere impatti sulle attività di Eni anche con controparti russe.

Il Venezuela sta attraversando una crisi strutturale economica e finanziaria a causa della contrazione delle entrate del settore petrolifero, principale fonte di reddito del Paese, riconducibile in larga misura agli effetti delle sanzioni USA, le quali hanno di fatto precluso al settore petrolifero venezuelano l'accesso ai finanziamenti necessari per sviluppare le riserve, determinando la caduta dei livelli produttivi. Tale situazione di debolezza è stata esacerbata dagli impatti del COVID-19 e dal progressivo inasprimento delle sanzioni USA. Le restrizioni economiche e finanziarie degli USA hanno come target principale il settore oil del Paese, la società petrolifera di Stato Petróleos de Venezuela SA ("PDVSA") e più in generale il Governo venezuelano e le società da esso possedute. Tale situazione mette a rischio la recuperabilità degli investimenti di Eni, che sono concentrati in tre grandi progetti: il giacimento offshore a gas Perla, operato dalla società locale Cardón IV, in joint venture paritetica con un'altra compagnia petrolifera internazionale, il campo ad olio pesante onshore Junín 5, operato dall'omonima società Petrojunin, e il campo ad olio offshore Corocoro, operato dalla società Petrosucre, i cui azionisti sono la società di Stato PDVSA ed Eni, per entrambe in regime di "Empresa Mixta". I tre progetti sono stati oggetto di svalutazioni in esercizi passati con la riclassifica di importanti volumi di riserve alla categoria "probabile" in funzione delle ridotte prospettive di producibilità. Correntemente i crediti outstanding di Eni nei confronti di PDVSA nelle tre iniziative petrolifere ammontano a circa €1,3 miliardi (a fine 2021), relativi principalmente ai crediti commerciali scaduti verso PDVSA per le forniture del gas equity del giacimento Perla e al finanziamento del progetto. A causa del regime sanzionatorio USA, nel 2021 Eni ha dovuto cessare ogni transazione per l'ottenimento di rimborsi in-kind sia dei crediti outstanding sia di quelli derivanti dal fatturato del periodo. Eni continua a monitorare l'evoluzione del quadro sanzionatorio e a valutare diverse opzioni per sbloccare i pagamenti degli ammontari dovuti nel pieno rispetto delle regole vigenti.

La Nigeria sta uscendo lentamente dalla grave crisi finanziaria ed economica conseguente alla pandemia. Le principali esposizioni del Gruppo e i relativi rischi controparte riguardano il finanziamento dei progetti Oil & Gas operati, dove Eni sostiene upfront tutti i costi di sviluppo e addebita alla compagnia petrolifera di Stato NNPC e ai partner locali la quota di costi di loro competenza. Sia NNPC sia i partner locali hanno incontrato difficoltà nell'adempiere le obbligazioni di funding dei progetti, determinando l'aumento dell'esposizione finanziaria di Eni. L'esposizione nei confronti di NNPC ha registrato una normalizzazione nel corso del 2021; mentre il recupero dei crediti outstanding nei confronti di un partner locale è diventato più rischioso anche a causa di contestazioni del credito Eni. Inoltre, come anticipato nella premessa, la tutela dei diritti contrattuali delle compagnie petrolifere internazionali è soggetto a sistemi di enforcement meno certi rispetto ai Paesi OCSE.

Nel maggio 2021 è scaduto il titolo minerario nigeriano OPL 245 relativo all'esplorazione del blocco offshore omonimo, per il quale Eni aveva chiesto la conversione in licenza di sviluppo nel pieno convincimento di aver rispettato tutti i termini contrattuali, le condizioni e i requisiti per tale conversione, compresa la tempestiva notifica alla controparte. Finora le autorità nigeriane competenti non hanno accordato la conversione. A tutela del proprio diritto e della recuperabilità dell'investimento, Eni ha avviato nel settembre 2020 un arbitrato internazionale in sede ICSID.

È possibile che in futuro il Gruppo possa incorrere in nuove perdite sulle esposizioni in Venezuela e Nigeria qualora il quadro economico-finanziario di tali Paesi si deteriori ulteriormente.

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 del regime di allora. Gli eventi del 2011 che determinarono il blocco quasi totale di tutte le attività Eni nel Paese per quasi un anno, ebbero ricadute rilevanti sui risultati di allora. Negli anni successivi, la situazione di continua instabilità sociale e politica, sfociata a più riprese in atti di ostilità tra le fazioni contrapposte, ha compromesso in diverse circostanze la regolarità e la sicurezza delle operazioni di Eni nel Paese. Da settembre 2020 la situazione è migliorata grazie a un accordo di pacificazione nel Paese che ha consentito la ripresa di tutte le attività operative fatta eccezione per gli impegni esplorativi sui quali persiste lo stato di Forza Maggiore. Questa nuova fase di stabilizzazione ha caratterizzato buona parte del 2021 anche grazie alla formazione di un nuovo Governo di Unità Nazionale con l'obiettivo di portare il Paese ad elezioni entro la fine del 2021. Purtroppo il processo elettorale è stato rimandato a data da definire, riportando oggi il Paese in una situazione di incertezza politica e sociale. Nel 2021 la produzione Eni in Libia è stata di 168.5mila boe/giorno in linea con i piani aziendali, nonostante la società di Stato abbia dichiarato dallo scorso dicembre 2021 la sospensione temporanea di produzione, in diversi campi nell'onshore per cause di forza maggiore e tuttora in vigore. La società di Stato libica ha espresso l'intenzione di rilanciare il settore petrolifero anche con nuovi sviluppi che potrebbe aprire opportunità per Eni. Ciò nonostante la situazione rimane mutevole e di difficile previsione nel medio termine a meno di sostanziali sviluppi politici stabilizzanti. Per cui il management ritiene che la situazione geopolitica libica continua a costituire per Eni un fattore di rischio. Attualmente la Libia rappresenta circa il 10% della produzione di idrocarburi complessiva di Eni; tale incidenza è prevista ridursi nel medio termine in linea con la strategia di Gruppo di bilanciare il rischio paese attraverso l'espansione in aree a elevato grado di stabilità politica come gli Emirati Arabi Uniti e la Norvegia.

Per scontare i rischi di possibili sviluppi geopolitici sfavorevoli in Libia e in altri Paesi, dove Eni conduce le operazioni upstream, che potrebbero determinare interruzioni di durata contenuta delle attività di sviluppo e di produzione degli idrocarburi, come quelle causate da conflitti interni, attentati, atti di guerra, tensioni sociali e altri disordini civili o rischi upstream di altro tipo (ad esempio ambientali o legati alla complessità delle operazioni), il management ha applicato ai livelli produttivi target del piano quadriennale 2022-2025 un taglio lineare ("haircut") quantificato sulla base del proprio apprezzamento di tali tipi di rischi, dell'esperienza passata e di altri fattori. Tuttavia, tale contingency sulle produzioni future non copre le conseguenze di eventi di portata straordinaria (cosiddetto "worst case scenario") ai quali sono associabili significative interruzioni delle attività produttive per periodi prolungati. Data l'entità delle riserve di Eni situate in tali Paesi, la Compagnia è particolarmente esposta a questo tipo di rischio nelle attività upstream. Eni monitora in maniera costante i rischi di natura politica, sociale ed economica dei 68 Paesi dove ha investito o intende investire, al fine della valutazione economico-finanziaria e della selezione degli investimenti di cui il rischio paese è parte integrante. Ferma restando la loro natura difficilmente prevedibile, tali eventi possono avere impatti negativi significativi sui risultati economico-finanziari attesi di Eni, anche in termini di recupero dei crediti erogati ad Enti di Stato per finanziare i progetti di sviluppo.

RISCHIO SANZIONI

I programmi sanzionatori che più rilevano per le attività di Eni sono quelli adottati dall'Unione Europea e dagli Stati Uniti d'America e, in particolare, ad oggi, quelli relativi a Venezuela e Russia. Con riferimento al Venezuela, nella parte finale del 2020, l'amministrazione statunitense uscente ha intensificato la pressione nei confronti del governo Maduro, restringendo ulteriormente le operazioni effettuabili da soggetti statunitensi e non, nel settore petrolifero del Paese e/o con società controllate direttamente o indirettamente dal Governo. Ciò ha comportato un rallentamento nelle esportazioni di greggio dal Venezuela, anche nell'ambito degli schemi swap utilizzati per la compensazione in natura dei crediti commerciali accumulati nei confronti di PDVSA.

Per quanto concerne la Russia, a seguito dell'invasione dell'Ucraina nel febbraio 2022, Unione Europea, Regno Unito e Stati Uniti hanno adottato nuove sanzioni economiche e finanziarie, particolarmente severe, nei confronti del Paese, che si aggiungono a quelle già in vigore a partire dal 2014.

Le nuove restrizioni sono volte a colpire, principalmente, il settore finanziario russo e la possibilità di accesso al credito statunitense ed europeo di alcune importanti società russe attive nel settore Oil & Gas. Ad oggi le sanzioni non colpiscono direttamente l'acquisto di gas, greggio e prodotti petroliferi di origine russa o la possibilità di mantenere relazioni di business con controparti russe, ma non possono escludersi prossimi inasprimenti. L'attuale presenza di Eni in Russia è marginale e i progetti nell'upstream russo si trovano in stato di sospensione – anche a seguito dell'applicazione delle sanzioni già vigenti prima della recente crisi. Gran parte del gas acquistato da Eni proviene dalla Russia ed Eni collabora con controparti russe in diversi progetti upstream nel mondo.

Eni ha adottato le misure necessarie per garantire che le sue attività siano svolte in conformità con le norme applicabili, assicurando un monitoraggio continuo dell'evoluzione del quadro sanzionatorio, per adattare su base continuativa le proprie attività alle restrizioni di volta in volta applicabili.

RISCHIO CLIMATE CHANGE

La transizione energetica è il processo di evoluzione dell'economia verso un modello di sviluppo "low carbon", cioè a contenute/zero emissioni nette di anidride carbonica (CO² ) attraverso la progressiva sostituzione e phase-out dei combustibili fossili nel mix energetico per mezzo delle fonti rinnovabili. Esso rappresenta un rischio strategico per il core business delle società Oil & Gas.

Nel dicembre 2015, in occasione della COP21 di Parigi, 197 nazioni di tutto il mondo (inclusa l'Unione Europea) hanno negoziato l'Accordo di Parigi (AP), che definisce un piano d'azione globale contro i cambiamenti climatici con l'obiettivo di contenere l'aumento medio della temperatura terrestre a fine secolo ben al di sotto di 2°C rispetto ai livelli preindustriali e di fare quanto possibile per raggiungere l'obiettivo più ambizioso di limitare l'incremento della temperatura globale a 1,5°C. L'AP, che Eni riconosce e sostiene, è entrato in vigore nel novembre 2016 e ad oggi è stato ratificato da 193 Parti afferenti alla Convenzione Quadro sui Cambiamenti Climatici (UNFCCC) su un totale di 197. Nel corso della recente COP26 di Glasgow è stato rilevato che gli impegni di mitigazione delle Parti definiti nei rispettivi piani nazionali di mitigazione e adattamento (NDC) appaiono non in linea con gli obiettivi dell'AP. Per tale motivo, la COP26 ha invitato le Parti a rivedere e ad allineare i target 2030 previsti negli NDC agli obiettivi dell'AP entro il 2022, tenendo conto delle specificità nazionali. In ambito mitigazione, la COP26 ha riconosciuto l'importanza di limitare l'incremento della temperatura a 1,5°C rispetto all'epoca preindustriale, ridurre le emissioni di CO2 del 45% al 2030 vs. 2010 traguardando il net zero "intorno alla metà del secolo" e ridurre in modo sostanziale le emissioni GHG diverse dalla CO2, ed in particolare il metano. Inoltre, le Parti sono state esortate a ridurre progressivamente la generazione elettrica a carbone "unabated" e a eliminare i sussidi inefficienti alle fonti fossili. In ambito cooperazione internazionale, la COP26 ha definito e approvato le linee guida necessarie a rendere operativo il mercato internazionale dei crediti di carbonio.

Il fondamento scientifico del cambiamento climatico è definito 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'accelerazione nei tempi di realizzazione e un ampliamento nella portata degli obiettivi fissati dai Paesi nell'ambito dell'AP. Successivamente, nell'agosto del 2021 nell'ambito del sesto ciclo di valutazione sullo stato del clima globale previsto terminare nel corso del 2022, l'IPPC ha diffuso i risultati dello studio svolto dal primo dei tre gruppi di esperti che contribuiranno all'assessment, la cui conclusione è che "unless there are immediate, rapid and large-scale reductions in greenhouse gas emissions, limiting warming to close to 1.5°C or even 2°C will be beyond reach".

Le iniziative di decarbonizzazione annunciate o avviate dai governi di molti Paesi avanzati, in particolare i Paesi dell'area OCSE, in attuazione dell'AP, la spinta della società civile e della comunità internazionale, l'evoluzione delle preferenze dei consumatori e il diffondersi di una crescente sensibilità al tema del cambiamento climatico e della salvaguardia dell'ecosistema sono tutti fattori che potrebbero determinare nel medio-lungo termine lo spiazzamento della domanda d'idrocarburi da parte delle energie rinnovabili e di altri vettori energetici low/zero carbon. La pandemia COVID-19 del 2020 e la grave crisi economica e sociale che ne è scaturita sostengono tale processo, a fronte di misure di rilancio dell'economia da parte dei governi che includono investimenti sostenibili e in chiave low carbon. In particolare, l'Unione Europea in risposta alla crisi pandemica e in attuazione del Green Deal ha istituito il fondo next generation EU che prevede il supporto a investimenti sostenibili, che contribuiranno a raggiungere il nuovo e più ambizioso obiettivo di riduzione delle emissioni fissato per il 2030 (-55% vs. 1990) e la neutralità carbonica al 2050. Inoltre, al fine di indirizzare i flussi finanziari verso progetti effettivamente sostenibili dal punto di vista ambientale, l'Unione Europea ha adottato nel 2020 un nuovo sistema di classificazione delle attività economiche in chiave sostenibile (il Regolamento Tassonomia; v. sezione dedicata nella DNF). In questo contesto, i rischi connessi al cambiamento climatico sono analizzati, valutati e gestiti da Eni considerando i cinque driver di riferimento individuati dalla Task Force on Climate related Financial Disclosures (TCFD) del Financial Stability Board, relativi sia ad aspetti connessi alla transizione energetica (scenario di mercato, evoluzione normativa e tecnologica, tematiche reputazionali e legali) sia ad aspetti fisici (fenomeni meteoclimatici estremi/cronici), con un orizzonte di breve, medio e lungo termine.

Per quanto riguarda il driver normativo, l'adozione di provvedimenti su vasta scala finalizzati a ridurre il consumo d'idrocarburi o l'introduzione di restrizioni crescenti all'attività estrattiva potrebbero comportare un aumento dei costi operativi e minori prospettive di crescita con impatti di breve, medio e lungo termine.

Gli Stati possono perseguire l'obiettivo della decarbonizzazione attraverso normative volte a limitare il consumo degli idrocarburi, quali il carbon pricing (carbon tax e emissions trading) o quote minime di combustibili rinnovabili/low carbon. Tali regolamentazioni potrebbero ridurre significativamente la domanda petrolifera e incrementare i costi operativi delle compagnie oil&gas. Attualmente circa la metà delle emissioni dirette di GHG di Eni sono soggette all'European Emission Trading System (EU ETS) che prevede, a carico dell'impresa, l'onere per l'acquisto di quote di emissione sul mercato primario o secondario e il loro utilizzo a copertura delle emissioni verificate, al netto dell'eventuale assegnazione gratuita di permessi di emissione. Nel 2021, su base operata, a fronte di assegnazioni gratuite di 5,32 milioni di tonnellate di CO² , le installazioni europee del Gruppo hanno emesso 17,74 milioni di tonnellate; il deficit emissivo è stato coperto con acquisti di allowances principalmente nel mercato secondario con un onere di conto economico di circa €660 milioni che rappresenta un significativo aumento rispetto al 2020 a causa dell'aumento delle quotazioni di mercato delle emission allowance (più che raddoppiate) dovuto sia alla ripresa economica, sia alle aspettative di minori assegnazioni gratuite in futuro da parte delle Autorità europee in vista del conseguimento degli obiettivi climatici del Green Deal europeo. In alcuni contesti geografici specifici, il Gruppo è soggetto a meccanismi di carbon tax addizionali rispetto all'EU ETS (es. Norvegia). È ipotizzabile che a medio termine tali costi di compliance aumentino in misura significativa, 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 2026. Tali oneri potrebbero essere attenuati in prospettiva dai benefici che la Compagnia prevede di ottenere dal miglioramento dell'efficienza operativa dei propri asset industriali, dai progetti di azzeramento del flaring gas da processo e dal piano di riduzione delle emissioni fuggitive di metano, in linea con i target di riduzione delle emissioni comunicati al mercato. Ulteriori benefici deriveranno dalla progressiva implementazione delle iniziative incluse nel piano di medio-lungo termine Eni, che ha l'obiettivo di costruire un portafoglio di business più sostenibile e ridurre significativamente le emissioni.

Infine, la progressiva riduzione del consumo di fonti fossili, nel medio-lungo termine potrà anche essere guidata dalla nuova tassonomia europea, che favorirà gli investimenti sostenibili basati su tecnologie o combustibili low/zero carbon.

Le compagnie Oil & Gas sono esposte a rischi crescenti di tipo reputazionale e legale in relazione alla percezione da parte delle istituzioni e della società civile quali entità primarie responsabili delle emissioni di CO² nell'atmosfera.

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 intrapreso dalla società civile, in particolare in Europa e negli Stati Uniti d'America. In questo quadro si inseriscono gli sviluppi rilevanti occorsi nel mese di maggio 2021 nei confronti di tre grandi corporation internazionali dell'Oil & Gas. Una corte civile dei Paesi Bassi accogliendo le istanze di ricorrenti organizzazioni ambientaliste ha intimato alla Royal Dutch Shell di ridurre le emissioni di gas a effetto serra (comprese quelle derivanti dall'uso dei prodotti – 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 stessi giorni, le statunitensi ExxonMobil e Chevron hanno dovuto fare i conti con lo "shareholder activism" che in un caso ha ottenuto attraverso un'efficace "proxy fight" la nomina di alcuni membri del consiglio con orientamenti fortemente ambientalisti, nell'altro 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.

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 contro la Shell 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 dei quali Eni è parte, finalizzate all'ottenimento del risarcimento dei danni economici e perdita di reddito potenzialmente riconducibili al cambiamento climatico.

Banche, finanziatori, società di assicurazioni e fondi d'investimento utilizzano in via sistematica gli indicatori di performance ESG delle compagnie come uno dei parametri fondamentali per le decisioni d'investimento/finanziamento. Molte istituzioni finanziarie stanno adottando target "net zero" nella composizione dei propri portafogli.

Nel corso della COP26 di Glasgow, circa 450 istituzioni finanziarie, principalmente banche e fondi pensione, appartenenti a 45 nazioni con asset in gestione stimati a circa 130 trilioni USD hanno annunciato l'impegno di limitare le emissioni di GHG nei loro portafogli. Tale impegno finanziario noto come "The Glasgow Financial Alliance for Net Zero (GFANZ)" significa che le istituzioni firmatarie si pongono l'obiettivo di avere attivi, partecipazioni o finanziamenti in aziende con strategie di azzeramento delle emissioni. Recentemente, un importante fondo pensione europeo ha annunciato l'intenzione di disinvestire completamente dal settore fossile.

Queste iniziative del sistema finanziario e delle società di gestione del risparmio dimostrano il rischio emergente di un possibile, 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 allineate agli obiettivi di Parigi. 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. Anche le società di assicurazione stanno adottando target emissivi nell'articolazione dei portafogli e questo potrebbe comportare un aumento dei premi o una sensibile diminuzione dell'offerta. Sulla base di queste considerazioni, alcune società di rating hanno valutato di eseguire un "downgrading" del settore Oil & Gas citando i rischi della transizione energetica, l'accelerazione del timing della "peak hydrocarbons demand" e la crescente adozione del mandato ESG nelle decisioni d'investimento di fondi e istituzioni finanziarie.

Il driver mercato/tecnologico è il rischio di spiazzamento della domanda d'idrocarburi nel lungo termine per effetto di politiche macroeconomiche, restrizioni di vario tipo e misure d'intervento nell'economia adottate dagli Stati per favorire le energie rinnovabili e l'elettrificazione della società, dell'evoluzione delle preferenze dei consumatori, nonché del cambiamento del modello di business di molti settori industriali con l'obiettivo di ridurre le emissioni e di conseguire la neutralità carbonica. L'industria automobilistica sta emergendo come uno dei protagonisti della transizione energetica avendo spostato il proprio focus sullo sviluppo delle auto elettriche (EV) e sulla riduzione del gap di costo, prestazioni ed efficienza rispetto ai veicoli con motore a combustione interna (ICE), in quello che si preannuncia come uno dei più importanti processi di riconversione industriale del secolo. Il segmento degli EV sta attirando ingenti investimenti non solo da parte degli incumbent del settore automobilistico, ma anche da parte del venture capital come evidenzia la nascita di numerose start-up in particolare nel mercato cinese che propongono prodotti assolutamente innovativi e continue innovazione nelle batterie. Diversi maggiori player del settore auto tradizionale hanno annunciato delle timeline di uscita dal segmento ICE, quali ad esempio GM che dal 2035 venderà solo veicoli a zero emissioni. Anche alcuni Stati e amministrazioni locali hanno annunciato delle deadline di cessazione della vendita di nuovi veicoli con motore a combustione interna, come nel caso dell'UK e della California (rispettivamente 2030 e 2035). Grazie anche al sostegno dei sussidi pubblici, le vendite di nuovi EV stanno rapidamente guadagnando quota di mercato in particolare in Europa e Cina. Da ultimo, nel corso della COP26 di Glasgow più di 100 amministrazioni statali, regionali o municipali hanno firmato la "Glasgow Declaration on Zero-Emission Cars and Vans" con l'intento di terminare la vendita di veicoli ICE entro il 2035 nei mercati leader ed entro il 2040 su base mondiale. Il progresso tecnologico potrebbe aumentare la competitività di altri vettori energetici quali l'idrogeno o i carburanti alternativi.

Questi sviluppi potrebbero determinare un declino strutturale della domanda d'idrocarburi nel lungo termine. Nonostante Eni stia attuando una strategia di riposizionamento del 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.

I driver fisici sono relativi a eventi atmosferici estremi e catastrofici, 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.

Eni sta attuando una strategia di lungo termine finalizzata a trasformare il modello di business in chiave sostenibile, in coerenza con il percorso di transizione energetica degli Stati e dell'economia. Il punto fondamentale di tale strategia è l'obiettivo di neutralità carbonica al 2050 cioè il conseguimento di zero emissioni GHG nette riferite a tutti i processi e i prodotti commercializzati dal Gruppo (emissioni GHG Scope 1, 2 e 3) in relazione all'intero ciclo di vita e l'annullamento della sottostante intensità emissiva. L'obiettivo di lungo termine è declinato in nuovi target intermedi chiari e rigorosi: riduzioni delle emissioni assolute 35% al 2030, 55% al 2035 e 80% al 2040 (vs. baseline 2018) e intensità emissiva in calo del 15% e del 50% rispettivamente al 2030 e 2040.

La strategia di Eni prevede il progressivo disimpegno dagli idrocarburi tradizionali con il mantenimento nel lungo termine della sola componente gas e un piano d'investimenti finalizzato a incrementare in misura rilevante la capacità di generazione di energia da fonti rinnovabili, a potenziare le bioraffinerie, a migliorare l'efficienza energetica, a promuovere l'economia circolare e la produzione di idrogeno blue e verde per le bioraffinerie insieme allo sviluppo di hub dedicati allo stoccaggio della CO² per le emissioni hard-to-abate da siti industriali Eni e di terzi. Le emissioni residue del portafoglio Eni saranno compensate attraverso crediti generati da iniziative in ambito Natural Climate Solutions, quali la conservazione delle foreste. Inoltre, la Compagnia ha adottato nel core business Oil & Gas un modello operativo volto a ridurre il rischio di stranded asset poiché basato sulla selettività degli investimenti, su sviluppi convenzionali a ridotto time-to-market e in sinergia con le infrastrutture esistenti e sul contenimento dell'esposizione finanziaria grazie al breve periodo di pay back.

Per approfondimenti si rimanda al capitolo "Piano Strategico 2022-25" 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.

Il management esegue con cadenza regolare il test di recuperabilità delle CGU Oil & Gas sulla base delle indicazioni del principio contabile internazionale IAS 36. Tale verifica comprende assunzioni e giudizi soggettivi su variabili molto complesse e su orizzonti temporali molto estesi, quali i prezzi futuri degli idrocarburi, l'evoluzione del contesto operativo e dei costi. Gli scenari adottati da Eni per le valutazioni di recuperabilità degli attivi si basano sull'analisi dei fondamentali economici e della domanda e dell'offerta di lungo termine che considerano i 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.

In tale ambito, la resilienza del portafoglio è stata valutata sulla base dello scenario IEA SDS edizione WEO 2021, che è considerato lo scenario più accreditato per il conseguimento dei Sustainable Development Goals dell'ONU più direttamente correlati all'energia: contrasto al cambiamento climatico in linea con gli obiettivi dell'Accordo di Parigi, accesso universale all'energia entro il 2030 e riduzione dell'impatto dell'inquinamento. Per raggiungere tali obiettivi, lo scenario SDS proietta l'attuazione di misure di decarbonizzazione ad ampio raggio in sei settori chiave: elettricità, trasporti, industria, edifici, carburanti e nuove tecnologie. Sulla base di tali misure, lo scenario SDS stima il conseguimento del target di zero emissioni nette di CO² al 2070, che assicurerebbe il raggiungimento dell'obiettivo di contenere l'incremento della temperatura globale ben al di sotto del limite dei 2°C in linea con gli obiettivi di Parigi con la possibilità di limitare l'incremento a non più di 1,5°C al 2100 qualora nella seconda metà del secolo siano adottate su larga scala tecnologie per le emissioni negative cioè di sottrazione di CO² dall'atmosfera. Assumendo il recupero del prodotto interno lordo mondiale ai livelli pre-pandemici dopo il 2022 e un modello simile anche per la domanda petrolifera mondiale, quest'ultima inizia a declinare dopo il 2025 scendendo a circa 60-70 milioni di barili/giorno al 2040 con una flessione media annua del 2%, mentre la domanda di gas registra una flessione più contenuta scendendo poco al di sotto dei 4000 miliardi di metri cubi al 2040.

Per quanto riguarda i prezzi dell'energia, lo scenario IEA SDS prevede un prezzo di lungo termine del petrolio pari a circa 56 \$/barile al 2030 in termini reali 2020 riferito al paniere IEA (media dei prezzi d'importazione dei Paesi membri) e strutturalmente inferiore negli anni successivi, livelli considerati adeguati a stimolare gli investimenti necessari per coprire le previsioni di consumo; il prezzo del gas è previsto in leggera ripresa rispetto ai valori correnti. L'assenza di una ripresa dei prezzi degli idrocarburi è motivata dalla progressiva contrazione della domanda di combustibili fossili che rimuove la necessità di sviluppare risorse più costose. Lo scenario SDS degli idrocarburi assume una curva prezzo sostanzialmente allineata a quella Eni. Il prezzo della CO² registra un trend in forte crescita atto a favorire la penetrazione delle tecnologie low carbon e in termini reali al 2050 arriva fino a 200 \$/t per le advanced economies (poco sotto tale soglia per le developing economies), attestandosi nel medio lungo termine su livelli superiori alle assunzioni Eni.

Il 18 maggio 2021 l'International Energy Agency (IEA) ha presentato il Net Zero 2050, una roadmap per il conseguimento dell'obiettivo di zero emissioni nette del sistema energetico entro il 2050, e che rappresenta uno dei possibili percorsi per traguardare la neutralità carbonica al 2050. Le principali assunzioni del Net Zero 2050 dello IEA sono lo stop immediato a nuovi progetti Oil & Gas, la riduzione del 75% della domanda di olio al 2050 (24 milioni di barili/giorno dai circa 100 milioni di barili/giorno correnti) e una previsione di prezzo del greggio di 36 \$/barile al 2030 e 24 \$/barile al 2050, in moneta corrente. Tale percorso si fonda su alcune assunzioni di decarbonizzazione come l'elettrificazione, l'efficienza e un cambiamento radicale da parte dei consumatori, richiedendo un cambio immediato del paradigma energetico e il sostegno dei Governi, in particolare dei Paesi OCSE tenendo conto che lo sforzo maggiore sarebbe a carico dei Paesi con livelli di consumo energetico pro capite più elevati.

		Headroom valore d'uso delle CGU O&G vs. Valori di libro eccedenza %	Assunzioni al 2050 in termini reali USD 2020
	Costi CO2 deducibili	Costi CO2 non deducibili	Prezzo Brent	Prezzo gas europeo	Costo CO2
Scenario Eni	~90%	-	46 \$/bbl	6,2 \$/mmBTU	proiezioni costi co2 EU/ETS + previsione costi di forestry
Scenario IEA SDS WEO 2021	76%	75%	50 \$/bbl	4,5 \$/mmBTU	200-95 per tonnellata di CO2 *
Scenario IEA NZE 2050	35%	32%	24 \$/bbl	3,6 \$/mmBTU	250-55 per tonnellata di CO2 *

(*) Prezzo differenziato a seconda di economia classificata come "avanzata" o "emergente". Ulteriori informazioni metodologiche nelle note al bilancio consolidato.

Il management ha sottoposto ad analisi di sensitività, la tenuta del valore di libro del complesso delle CGU del settore E&P, adottando entrambi gli scenari IEA (SDS del WEO 2021 e NZE 2050). Di seguito gli esiti della sensitivity analysis.

La recuperabilità dei valori di bilancio delle CGU Oil & Gas è sostenuta dal contenuto prezzo di pareggio delle riserve utilizzate nella valutazione (certe più parte delle unproved) stimato nell'intorno dei 20 \$/bl.

Adottando il drastico scenario NZE2050, sensibilmente diverso rispetto agli scenari Eni e a quelli IEA SDS WEO 2021 e senza operare revisioni nei profili dei costi o riprogrammazione/prioritizzazione delle attività di sviluppo e di produzione, si determina un headroom, cioè l'eccedenza del complessivo valore d'uso rispetto al corrispondente valore di bilancio delle CGU E&P, consistente e in eccesso di oltre il 30% rispetto ai dati di bilancio.

Adottando lo scenario Eni, ne risulta che l'89% del valore e il 78% dei volumi delle riserve certe e di parte di quelle non certe potrebbero essere realizzati entro il 2035.

RISCHI SPECIFICI DELL'ATTIVITÀ DI RICERCA E PRODUZIONE DI IDROCARBURI

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi convenzionali comportano elevati investimenti con tempi di "pay back" medio-lunghi e sono soggette al rischio minerario e a rischi operativi di varia natura in funzione delle caratteristiche fisiche dei giacimenti di petrolio e di gas e dell'instabilità degli idrocarburi.

} Rischi economici

Il rischio minerario è l'incertezza dell'attività esplorativa che può avere esito negativo a causa della perforazione di pozzi sterili o della scoperta di quantità di idrocarburi non economiche; 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, impiantistica upstream), efficacia dei global contractors, puntuale rilascio delle autorizzazioni da parte delle Autorità di Stato.

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" dei giacimenti potrebbero avere impatti negativi rilevanti sulle le prospettive di crescita del Gruppo, sui risultati, il cash flow, la liquidità e i ritorni per l'azionista.

Il time-to-market delle riserve è un fattore critico per la redditività dei progetti E&P, considerata la complessità tecnologica e realizzativa dei progetti, 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, talora il project financing, l'ingegneria di front-end, le gare per l'assegnazione dei contratti, e la realizzazione di pozzi e impianti, piattaforme, unità di floating production, centri di trattamento, linee di export e altre facilities. Durante la fase realizzativa, la Compagnia è esposta finanziariamente a causa del differimento temporale dei cash flow positivi che si manifestano a partire dalla prima produzione consentendo il recupero del capitale nell'arco di anni. Ritardi nell'ottenimento delle necessarie autorizzazioni o nelle fasi di costruzione, difficoltà finanziarie della First Party o altri eventi similari possono determinare slittamenti nei tempi di avvio della produzione e un incremento dei costi, con ricadute significative sulla redditività del progetto. Le eventuali complessità dell'ambiente circostante (condizioni metereologiche avverse, temperature, offshore profondo e ultra-profondo, tutele dell'ecosistema, ecc.) sono un ulteriore fattore di rischio per i tempi e i costi di realizzazione dei progetti. Per il 2022 sono prevedibili, causa effetti sulle filiere produttive della pandemia COVID, strozzature nelle catene di fornitura e nella logistica nonché incrementi del costo dei fattori produttivi per materie prime (acciaio, cemento), lavoro specializzato e altri input. Alcuni progetti in portafoglio hanno registrato ritardi nell'esecuzione a causa del rallentamento delle attività presso importanti cantieri navali (es. Singapore) per effetto delle misure anti COVID-19. 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 strategie di approvvigionamento 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, etc...). Inoltre per alcuni tipi di servizi (esempio il noleggio di rig) sono prevedibili minori cost escalation in considerazione del fatto che la ripresa del ciclo degli investimenti upstream, a differenza di altri cicli è molto livellata, con questo comportando un eccesso di offerta del settore dei servizi all'industry.

L'implementazione negli ultimi anni di alcune azioni strategiche mirate, di standard operativi rigorosi e di tecnologie innovative, ha contribuito alla mitigazione dei rischi sopra descritti, consentendo di conseguire contestualmente sensibili benefici in termini di riduzione del time-to-market dei progetti e di ottimizzazione dei costi. A titolo esemplificativo rientrano tra queste iniziative: la strategia esplorativa di prossimità "infrastructure-driven" ("ILX") con la scoperta di riserve prossime a centri di produzione/FPSO esistenti o di prossima entrata in esercizio che consentono un avvio delle nuove produzioni rapido e a costi contenuti, la progressiva parallelizzazione delle attività di esplorazione, delineazione e di sviluppo, la realizzazione per fasi dei progetti di sviluppo, le attività di insourcing dell'ingegneria nelle fasi iniziali e di front-end del progetto e una maggiore focalizzazione sulla gestione delle fasi di costruzione e commissioning. Ulteriori azioni sono state indirizzate al miglioramento della supply chain, consentendo lo sfruttamento di nuove opportunità derivanti dal mercato (i.e. utilizzo di "early" production facilities e facilities "refurbished" o ricondizionate).

} Rischi operativi

A causa della natura degli idrocarburi (infiammabilità, tossicità, ecc.), delle caratteristiche dei giacimenti (temperatura, pressione, profondità) e della tipologia di operazioni necessarie all'estrazione ed al trattamento dei prodotti, l'attività upstream è esposta ai rischi operativi di eventi dannosi a carico della salute e della sicurezza delle persone, dell'ambiente e della proprietà. Incidenti quali "blowout" di pozzi, collisioni marine o aeree, malfunzionamenti delle apparecchiature e conseguenti sversamenti di petrolio, fuoriuscite di gas, esplosioni e altri eventi similari 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, con la necessità, da parte di Eni, di riconoscere oneri e passività di ammontare straordinario determinando impatti negativi rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti.

Tali rischi sono potenzialmente maggiori per le attività svolte nell'offshore e deep offshore a causa della maggiore complessità e difficoltà delle operazioni di contenimento e recupero degli oil spill in mare aperto, associata alla sensibilità degli ecosistemi, quali il Golfo del Messico, il Mar Caspio e l'Artico "ice-free" (che comprende il Mare di Barents e l'Alaska), dove il Gruppo svolge attività di ricerca, esplorazione e sviluppo di idrocarburi. Nel 2021 la produzione offshore di Eni ha rappresentato una quota rilevante di quella complessiva (circa 70%).

Nelle attività di perforazione, Eni adotta sistemi operativi e gestionali finalizzati a mitigare il rischio di blowout dei pozzi, presidiando in modo rigoroso le analisi delle caratteristiche geologiche dei giacimenti, l'ingegneria e la conduzione delle operazioni di perforazione dei pozzi a rischio, operati e non operati, a elevata complessità tecnica e/o elevata potenziale esposizione economica in caso di blowout, con focus sulle più avanzate tecnologie digitali e procedure di controllo e monitoraggio, inclusi la visualizzazione ed il trasferimento dei dati in tempo reale dagli impianti alla sede centrale (Real Time Drilling Center) nonché il potenziamento dei programmi di formazione del personale. Il rischio blowout dei pozzi è anche in parte mitigato dalla tipologia del portafoglio delle attività operate e non operate di Eni, caratterizzato dalla contenuta incidenza di pozzi complessi. In particolare, Eni prevede un'incidenza massima del 24% di pozzi complessi caratterizzati da un maggiore rischio relativo sul totale di quelli in programma previsti a piano.

Per la prevenzione degli incidenti agli asset produttivi, le attività in essere sono relative all'implementazione di sistemi di gestione ed il mantenimento di elevati standard di Asset Integrity, l'implementazione di algoritmi predittivi di eventi incidentali (pre-sense), l'incremento di efficacia della supervisione di linea e di HSE, il rafforzamento del Contract Risk Management (pre/post awarding) ed un approccio sinergico con le First Party per il rafforzamento della cultura della sicurezza nelle JV cooperate.

La conduzione diretta (operatorship) delle attività consente a Eni di dispiegare le competenze, i sistemi di gestione e le pratiche operative considerate di eccellenza nella gestione e mitigazione dei rischi.

Incertezze nelle stime delle riserve Oil & Gas

L'accuratezza delle stime delle riserve certe e delle previsioni relative ai tassi futuri di produzione e ai tempi di sostenimento dei costi di sviluppo futuri dipende da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono:

• } la qualità dei dati geologici, tecnici ed economici disponibili e la loro interpretazione e valutazione;
• } 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;
• } modifiche della normativa fiscale vigente, delle regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali;
• } l'esito di perforazioni e di test di produzione e l'effettiva performance produttiva dei giacimenti Eni successivamente alla data della stima che può determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso;
• } le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale che potrebbero influire sulle quantità delle riserve certe di Eni, poiché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi esistenti alla data della stima. Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi operativi e di sviluppo più elevati possono compromettere la capacità della Società di produrre economicamente le riserve certe, determinando revisioni negative di stima.

Molti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle riserve certe sono soggetti a modifiche nel tempo e pertanto influenzano le quantità di riserve certe che saranno effettivamente prodotte.

RISCHIO OPERATION E CONNESSI RISCHI IN MATERIA DI HSE

Le attività industriali Eni nei settori della ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi, della raffinazione, delle produzioni petrolchimiche e del trasporto degli idrocarburi sono esposte per loro natura ai rischi operativi connessi con le caratteristiche chimico-fisiche delle materie prime e dei prodotti (tra cui infiammabilità, tossicità, instabilità). Guasti tecnici, malfunzionamenti di apparecchiature e impianti, errori umani, atti di sabotaggio, perdite di contenimento, incidenti 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, piattaforme, 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 petrolchimici o pipeline, gravi fenomeni d'inquinamento del suolo, delle falde acquifere o dell'aria causati anche nelle dayto-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.

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/locale 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 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 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 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 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. È possibile che in futuro possano essere rilevate ulteriori passività in relazione ai risultati delle caratterizzazioni ambientali in corso sui siti d'interesse, in base alla normativa ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori, all'esito dei procedimenti amministrativi o giudiziali in corso, all'emergere di nuove passività ambientali e ad altri fattori di rischio.

EVOLUZIONE DELLA REGOLAMENTAZIONE AMBIENTALE

L'attività di ricerca e sviluppo degli idrocarburi è soggetta a un complesso di norme, di regolamenti e di prescrizioni amministrative da parte degli ordinamenti e dei Governi in tutti gli Stati del mondo con l'intento di disciplinare materie quali l'assegnazione e l'esercizio dei titoli minerari per l'esplorazione, la prospezione e la coltivazione degli idrocarburi 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.). In particolare, il Decreto Ministeriale italiano del 15 febbraio 2019 «Linee guida nazionali per la dismissione delle piattaforme offshore» fornisce, agli operatori ed alle amministrazioni competenti, una guida sulle procedure da seguire per la dismissione delle piattaforme offshore e delle infrastrutture connesse.

A livello europeo, il legislatore sta aggiornando e promuovendo diversi strumenti al 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 nel 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.

Ad ottobre 2021, il Senato ha approvato il Ddl di riforma della Costituzione e l'8 febbraio 2022, dopo l'approvazione definitiva della Camera, la tutela dell'ambiente è stata inserita tra i principi fondamentali della Costituzione. In particolare, la riforma introduce all'art. 9 la tutela dell'ambiente, la biodiversità e gli ecosistemi, anche nell'interesse delle future generazioni, mentre all'art. 41 sottolinea che l'attività economica pubblica e privata possa essere indirizzata e coordinata non solo a fini sociali, ma anche ambientali.

Dal 3 giugno 2021, sono disponibili in Italia le linee guida per la prevenzione dei danni ambientali UNI/PdR 107:2021 "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 sistema sostenibile e garantire la sua competitività. In questa missione che si articola in 4 componenti specifiche sono compresi, tra gli altri, interventi per migliorare la capacità di gestione dei rifiuti; programmi di investimento e ricerca per le fonti di energia rinnovabili; 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.

A supporto della strategia aziendale di decarbonizzazione, è in atto un programma di certificazione ISO 50001 dei siti upstream mediante un processo di analisi e valutazione di interventi di efficientamento che riguarderà tutte le consociate nel 2021- 2022 e porterà alla certificazione entro il 2022-2023.

Dal 1° gennaio 2017 sono entrati in vigore i limiti emissivi dettati dalla direttiva IED sulle emissioni industriali per i grandi impianti di combustione (GIC) e a tale riguardo tutte le raffinerie Eni hanno completato nel 2018 i procedimenti di riesame AIA (Autorizzazione Integrata Ambientale), avviati per recepire i requisiti delle Conclusioni sulle BAT pubblicate a luglio 2017 con la Decisione n. 2014/738/UE per il settore raffinazione.

Come previsto dalla road map del Green Deal europeo, nel corso del 2021 la revisione della Direttiva IED (Industrial Emission Directive) è entrata nel vivo. Nel 2021 si sono concluse due consultazioni pubbliche sulle direttive IED e E-PRTR. Nel 2022 la Commissione UE proporrà 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.

Nel 2021 gli sforzi della Commissione si sono focalizzati su diverse attività per sostenere le politiche legate alla "Zero Pollution ambition for a toxic-free environment". L'UE vuole delineare le azioni da introdurre a livello europeo per il raggiungimento dell'ambizioso obiettivo "Inquinamento Zero" di acqua, aria e suolo per un ambiente privo di sostanze tossiche. A ottobre 2020 la Commissione UE ha lanciato la prima fase di consultazione (Roadmap) su una serie di proposte in materia. Nel 2021 è stata lanciata la consultazione "EU Action Plan Towards a Zero Pollution Ambition for air,water and soil", alla quale Eni ha partecipato tramite IOGP. A luglio 2021 si è conclusa anche la consultazione UE sulla revisione della direttiva acque reflue, che mira ad affrontare una serie di problemi evidenziati nella recente valutazione del 2019 della direttiva 91/271/Cee.

Il 31 luglio del 2017, la Commissione Europea ha approvato, tramite decisione di esecuzione, le Conclusioni sulle BAT per i grandi impianti di combustione (LCP), ovvero tutte quelle installazioni con potenza termica nominale pari o superiore a 50 MW; i nuovi obblighi dovranno essere rispettati entro quattro anni con il rinnovo/riesame dei procedimenti autorizzativi ambientali in essere. Al fine di verificare il posizionamento degli impianti, i gestori hanno avviato specifiche gap analisi per definire i piani di miglioramento tecnologico necessari a traguardare le nuove performance ed avviare, qualora necessario, il processo di Riesame della Autorizzazioni in essere. Nel 2021 si sono conclusi alcuni iter di Riesame e rinnovo per le installazioni Eni mentre altri sono ancora in corso per recepire le rispettive BAT Conclusion di settore. I business Eni interessati presidiano la tematica e proseguono con l'analisi di posizionamento degli impianti per valutare la necessità di eventuali interventi migliorativi da implementare.

Inoltre, in materia di AIA, nel 2016 è stato pubblicato il Decreto del Ministero dell'Ambiente italiano n. 141 del 26 maggio 2016 per la determinazione delle garanzie finanziarie per i gestori delle installazioni soggette ad AIA.

Sempre nel 2017, con la decisione di esecuzione n. 2017/2117 la Commissione Europea ha approvato le Conclusioni sulle BAT per la fabbricazione di prodotti chimici organici in grandi volumi (LVOC). Entro il dicembre 2021 tutti gli impianti dovranno essere allineati alle nuove BAT settoriali e completare i piani di miglioramento tecnologico richiesto dalla decisione. La Commissione Europea ha inoltre adottato le Conclusioni sulle BAT per il trattamento dei rifiuti ai sensi della Direttiva 2010/75/UE. Le Conclusioni, approvate con decisione della Commissione Europea 10 agosto 2018, n. 2018/1147/UE, sono il riferimento alle seguenti attività: smaltimento (esclusa la discarica) o recupero di rifiuti pericolosi con capacità di oltre 10 tonnellate al giorno; smaltimento (esclusa la discarica) di rifiuti non pericolosi con capacità superiore a 50 tonnellate al giorno; recupero di rifiuti non pericolosi con capacità superiore a 75 tonnellate al giorno; deposito temporaneo di rifiuti pericolosi con capacità totale superiore a 50 tonnellate; trattamento a gestione indipendente di acque reflue provenienti da un'installazione svolgenti le attività precedenti.

In Italia, le Autorità competenti procedono con l'effettuazione delle valutazioni del danno sanitario per gli stabilimenti industriali inseriti in situazioni territoriali ad elevato rischio ambientale e/o ricadenti in ambito AIA, in linea con i criteri dettati dal Decreto del 24 aprile 2013. I risultati di queste valutazioni potranno evidenziare la necessità di attuare interventi aggiuntivi di riduzione dei contributi emissivi considerati particolarmente nocivi per la salute, attraverso il riesame delle Inoltre, le Linee Guida per la Valutazione dell'Impatto Sanitario (VIS), in vigore dal 29 luglio 2019 si applicano ai Grandi Impianti di Combustione (GIC) e alle raffinerie. Importante segnalare anche per le attività di esplorazione e produzione di idrocarburi, il proseguimento delle attività da parte della Commissione Europea per la stesura del nuovo Bref Hydrocarbon con lo scopo di colmare le carenze di informazioni disponibili sulle BAT impiegate in Europa per le attività upstream e la loro applicabilità, nonché di individuare le attività suscettibili di produrre gli effetti ambientali più critici utilizzando tecniche di valutazione del rischio (Best Available Risk Management techniques, o BARM).

La diffusione pandemica del virus COVID-19 ha avuto un impatto significativo anche sulla modalità e frequenza dei controlli AIA. La nota dell'ISPRA prot. n. 14558 del 30 marzo 2020 "Controlli sull'esercizio di AIA nazionale durante la pandemia da Corona virus" introduce nuove disposizioni per questo tipo di ispezioni. Negli ultimi anni i principali siti Eni in Italia sono stati dotati di sistemi informatici per la gestione dei rifiuti, al fine di migliorare la tracciabilità e il controllo delle operazioni e quindi ridurre il rischio di violazioni delle norme; in tale ambito, nel 2017 Eni è stata la prima società in Italia a interfacciare il proprio software per la gestione dei rifiuti con la banca dati dell'Albo Nazionale Gestori Ambientali. Tali sistemi inoltre facilitano l'individuazione delle soluzioni di smaltimento/recupero più appropriate, nel rispetto della gerarchia stabilita dalla Direttiva 2008/98/CE.

In riferimento alle ispezioni previste per l'industria estrattiva, a seguito della diffusione di COVID-19, il 21 febbraio 2020 è entrata in vigore la decisione di esecuzione n. 2020/248/UE «Linee guida in materia di ispezioni delle strutture di deposito dei rifiuti da attività estrattiva».

L'11 dicembre 2019 Commissione europea ha presentato The European Green Deal la "road map green" della sua azione politica. Secondo la Commissione è necessario ripensare le politiche economiche e sociali per renderle più sostenibili, 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.

In ambito economia circolare, si è conclusa il 30 novembre 2021 la consultazione pubblica sulle linee programmatiche per la definizione della nuova "Strategia nazionale per l'economia circolare", avviata dal ministero della Transizione ecologica il 30 settembre scorso. Entro il 2022 si attende la pubblicazione del decreto ministeriale per l'adozione della Strategia nazionale per l'economia circolare, che costituirà uno degli obiettivi delle riforme del PNRR per la transizione ecologica.

In applicazione delle 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. È stata inoltre avviata la sperimentazione di un prototipo del nuovo Registro Nazionale per la Tracciabilità dei Rifiuti (RENTRI), cui ha preso parte anche Eni; 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. La previsione della redazione di un'attestazione di avvenuto smaltimento, introdotta dal D.Lgs. 116/2020 per i rifiuti conferiti ad impianti di smaltimento non finale, è stata prima rivista ad opera del D.L. 77/2021 ed infine rimossa dalla relativa legge di conversione (L.108/2021).

Il decreto direttoriale n. 47 del 9 agosto 2021 ha approvato le linee guida di SNPA 24/2020, sulla base delle quali il nuovo art. 184 del D.Lgs. 152/2006 prevede la classificazione dei rifiuti.

Il 6 dicembre 2021 è stato avviato il procedimento di Valutazione Ambientale Strategica (VAS) sul Programma nazionale di gestione rifiuti previsto dal nuovo articolo 198-bis del D.Lgs. 152/2006.

L'Albo Nazionale Gestori Ambientali, con la Deliberazione n. 9 del 28 luglio 2021, ha rinviato al 16 ottobre 2023 il termine del periodo transitorio per i responsabili tecnici.

Il D.Lgs. 196/2021 ha recepito la Direttiva 2019/904/UE sulla riduzione dell'incidenza di determinati prodotti di plastica sull'ambiente.

Il 12 agosto 2020 è stato pubblicato il Decreto Legislativo 31 luglio 2020 n. 101 "Attuazione della direttiva 2013/59/Euratom, che stabilisce norme fondamentali di sicurezza relative alla protezione contro i pericoli derivanti dall'esposizione alle radiazioni ionizzanti, e che abroga le direttive 89/618/ Euratom, 90/641/Euratom, 96/29/Euratom, 97/43/Euratom e 2003/122/Euratom e riordino della normativa di settore in attuazione dell'articolo 20, comma 1, lettera a), della legge 4 ottobre 2019, n. 117". Il provvedimento costituisce il nuovo testo unico sulla radioprotezione; le disposizioni comprendono procedure per la gestione di materiali e residui radioattivi, nonché i requisiti costruttivi e autorizzativi per gli impianti per il loro smaltimento. A maggio 2019 il Consiglio del Sistema nazionale protezione ambiente ha approvato le Linee guida per l'applicazione della normativa sulla gestione delle terre e rocce da scavo. Il documento, approvato con delibera SNPA (Sistema nazionale protezione ambiente) 9 maggio 2019, n. 54, oltre ad analizzare il quadro normativo di riferimento, si concentra sui requisiti di qualità ambientale per l'utilizzo delle terre e rocce da scavo come sottoprodotti sia nei cantieri di grandi dimensioni che in quelli di piccole dimensioni.

Nel 2016 l'Unione Europea ha proseguito con la realizzazione della strategia "Aria pulita in Europa". Il 31 dicembre 2016 è entrata in vigore la nuova Direttiva NEC (che stabilisce i limiti emissivi nazionali per cinque inquinanti: biossido di zolfo, ossidi di azoto, composti organici volatili non metanici, ammoniaca e particolato fine) e doveva essere recepita dagli Stati membri entro il 1° luglio 2018, fatto salvo un periodo transitorio fino al 2019 in cui si applicheranno i vecchi limiti. Il 17 luglio 2018 sono entrate in vigore le disposizioni del D.Lgs. 30 maggio 2018, n. 81, di recepimento della Direttiva NEC. Il D.Lgs stabilisce limiti nazionali per le emissioni in atmosfera più severi per taluni inquinanti (biossido di zolfo, ossidi di azoto, composti organici volatili non metanici, ammoniaca e particolato fine) in un primo step dal 2020 al 2029 e successivamente dal 2030 in avanti. Nel 2021 la Commissione Europea ha lavorato alla revisione delle direttive sulla qualità dell'aria (dir. 2008/50/CE e 2004/107/CE). A dicembre 2021 si è chiusa la consultazione pubblica per la qualità dell'aria, che era stata avviata a settembre, all'indomani della pubblicazione delle nuove linee guida dell'Organizzazione mondiale della sanità (OMS) sulla qualità dell'aria. L'iniziativa nasce nell'ambito del Green Deal europeo, nel quadro dell'obiettivo "inquinamento zero" per un ambiente privo di sostanze tossiche. La nuova proposta legislativa ha come obiettivo un maggiore allineamento delle norme UE alle raccomandazioni dell'OMS, un ulteriore consolidamento della certezza del diritto e dell'applicabilità del quadro legislativo e il rafforzamento dei sistemi di monitoraggio, modellizzazione ed elaborazione di piani per la qualità dell'aria.

A livello della normativa italiana nazionale e regionale si osserva sempre maggiore importanza delle emissioni odorigene. Il 19 dicembre 2017 è entrato in vigore l'art. 272-bis del D.Lgs. 152/06 introdotto con il D.Lgs. 183/2017 di recepimento della Direttiva 2015/2193. L'art. 272-bis introduce per la prima volta in TUA la tematica delle odorigene e promuove un coordinamento centrale per garantire, su basi scientifiche, chiarezza e applicazione uniforme, a livello nazionale, di criteri e procedure, volti a definire metodi di monitoraggio, valori limite e determinazione degli impatti delle emissioni odorigene. Nel 2021, il Parlamento Italiano ha proseguito con l'iter del disegno di decreto legge recante modifiche al D.Lgs. 152/2006, concernenti il controllo delle emissioni di sostanze emananti odore (Atto della Camera n. 1440). Il Ddl prevede varie modifiche alla Parte II del D.Lgs. 152/2006 (Via/Vas/Ippc) finalizzate a (i) inserire la definizione di odore e sostanza odorigena, (ii) precisare le situazioni nelle quali la presenza di odori è definibile come molestia olfattiva, (iii) introdurre gli aspetti relativi alle emissioni odorigene nello Studio di impatto ambientale in ambito Via e (iv) prevedere, con riferimento all'Aia, l'introduzione di una sezione dedicata all'interno del Piano di monitoraggio e controllo ambientale. Nell'ambito dell'autorizzazione degli impianti di trattamento rifiuti (Parte IV del D.Lgs. 152/2006) il Ddl prevede l'obbligo di individuare le modalità per la gestione degli odori in sede di autorizzazioni degli impianti aventi stoccaggi o trattamenti che possono generare emissioni odorigene, nonché l'obbligo per le Regioni di dotarsi di una normativa in materia e di limiti per gli impianti autorizzati di cui alla Parte V del D.Lgs. 152/2006 (autorizzazioni emissioni in atmosfera).

Ad ottobre 2019 è stata pubblicata la norma UNI 11761:2019 "Emissioni e qualità dell'aria - Determinazione degli odori tramite IOMS (Instrumental Odour Monitoring Systems)". La norma specifica i requisiti tecnici e di gestione di sistemi automatici per il monitoraggio degli odori (IOMS, Instrumental Odour Monitoring System) per la misurazione periodica degli odori in aria ambiente, alle emissioni e indoor. L'importanza della tematica delle emissioni odorigene è confermata negli investimenti dei siti Eni che sviluppano i nuovi sistemi di monitoraggio e completano le specifiche prescrizioni AIA sul tema.

Il 15 Dicembre 2020, è stato approvato l'Accordo di Programma per l'adozione di misure per il miglioramento della qualità dell'aria nella Regione Puglia. Tra gli impegni della Regione, quello di adottare entro 6 mesi un atto di indirizzo alle Autorità Competenti in materia di AIA che riconosca la facoltà di richiedere, prioritariamente per le installazioni degli impianti delle attività energetiche e dell'industria chimica, la presentazione di uno studio di impatto odorigeno finalizzato all'individuazione e caratterizzazione delle sorgenti odorigene significative e alla stima dell'impatto olfattivo delle emissioni mediante l'implementazione di idonei modelli matematici di dispersione in atmosfera, ed un atto di indirizzo alle Autorità Competenti in materia di Provvedimento Autorizzatorio Unico Regionale/VIA/AIA che riconosca la facoltà di richiedere la presentazione di uno studio per la valutazione degli scenari futuri della qualità dell'aria.

Il 17 gennaio è entrato in vigore il D.Lgs. 5 dicembre 2019, n. 163 che reca la disciplina sanzionatoria per la violazione degli obblighi, di cui al regolamento (UE) n. 517/2014, e dei relativi regolamenti di esecuzione della Commissione europea, attuati con decreto del Presidente della Repubblica 16 novembre 2018, n. 146. A tal proposito si segnala che le BU hanno adeguato i propri sistemi di gestione e si sono dotate di OPI (istruzioni operative) per gestione e controllo degli impianti e delle attrezzature contenenti sostanze lesive dell'ozono e gas fluorurati ad effetto serra.

In merito all'inquinamento marino, nel 2021 Ispra ha aggiornato le linee guida per l'elaborazione dei Piani di monitoraggio che le società devono presentare al MiTE per gli scarichi diretti in mare delle acque di produzione derivanti dall'estrazione di idrocarburi. Ai sensi dell'articolo 104, comma 7 del D.Lgs. 152/2006 la società richiedente, ai fini del rilascio da parte del Ministero della Transizione Ecologica dell'autorizzazione allo scarico diretto in mare, deve infatti presentare all'Amministrazione un Piano di monitoraggio per la verifica dell'assenza di pericoli per le acque e per gli ecosistemi acquatici. La nuova versione (linee guida luglio 2021, n. 194) si compone di due sezioni rispettivamente dedicate l'una alla compilazione dei documenti contenenti le informazioni tecniche necessarie ai fini della redazione del Piano di monitoraggio e l'altra alla descrizione degli obiettivi del Piano e alle informazioni tecniche minime per la definizione della zona di indagine, delle strategie di campionamento e dei parametri da determinare.

Il 14 luglio 2015 con il D.Lgs. n. 105 è stata data attuazione alla Direttiva 2012/18/UE (SEVESO III) relativa al controllo del pericolo di incidenti rilevanti connessi con sostanze pericolose. Alcune delle novità introdotte riguardano le semplificazioni al sistema vigente, nonché nuovi adempimenti a carico dei gestori dei siti ad incidente rilevante; i gestori degli impianti Eni impattati hanno predisposto quanto necessario per garantire la compliance al decreto.

Per quanto riguarda le installazioni offshore, l'analoga normativa è stata emanata con il D.Lgs. n. 145/2015, che dà attuazione alla Direttiva 2013/30/UE sulla sicurezza delle operazioni in mare nel settore degli idrocarburi, disponendo i requisiti minimi per prevenire gli incidenti gravi e limitarne le conseguenze.

Per quanto riguarda la tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro, la normativa italiana ha enfatizzato il 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 disposizioni legislative riguardanti la salute e la sicurezza sul luogo di lavoro. Eni ha adottato in tutte le operazioni che comportano rischi HSE, modelli organizzativi e di gestione in linea con i migliori standard del mercato.

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

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 sistemi 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 della attività quotidiana, di eventuali rilievi per rafforzare le performance del sistema ed identificare rischi emergenti nell'ottica della prevenzione.

Il 14 febbraio 2022 è stato approvato un "Piano Nazionale per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee" (PiTESAI) la cui istituzione era prevista dal D.L. n. 135/2018, cd. Decreto Semplificazioni, convertito nella Legge n.12 del febbraio 2019. Con tale piano, il Legislatore ha definito i criteri per l'individuazione delle aree del territorio nazionale, comprese le acque territoriali, dove lo svolgimento dell'attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi possa essere sostenibile dal punto di vista ambientale. L'aspetto più rilevante per Eni è che le concessioni di coltivazione in terraferma proseguono anche se hanno una o più infrastruttura all'interno di "aree potenzialmente non idonee" purché siano produttive o improduttive da meno di 5 anni precedenti dall'adozione del Piano e che a seguito dell'analisi costi-benefici ottengano un risultato per cui i costi della mancata proroga sono superiori ai benefici, restando in vigore e continuando a poter essere prorogate fino a quando l'analisi CBA ne giustificherà la prosecuzione. Per effetto di tale normativa, Eni non ha registrato alcuna revisione negativa di riserve per effetto della non idoneità delle aree di concessione.

RISCHIO IDRICO

Secondo le analisi del World Economic Forum (The Global Risk Report 2022), da oltre 10 anni il rischio idrico viene identificato tra i cinque rischi con maggiore impatto negativo potenziale per l'economia e la società nei prossimi 5-10 anni. Le crisi idriche avranno, inoltre, crescenti interconnessioni con altri fattori di rischio e instabilità, quali migrazioni, tensioni fra Stati e crisi alimentari. L'interdipendenza 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 prelievi 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). Anche nel downstream sono proseguite iniziative per ridurre il consumo di acqua dolce o per la sostituzione dei prelievi di acqua dolce da falda o da acque superficiali con fonti di minor pregio. Al fine di rispondere alle crescenti richieste di informazioni da parte degli stakeholder, anche nel 2021 Eni ha dato risposta pubblica al questionario CDP water, confermando la valutazione pari ad A-, che si colloca al di sopra della media di settore e di area geografica. Prima fra le compagnie O&G, ad aprile 2019 Eni ha aderito al CEO Water Mandate, dando un segnale inequivocabile dell'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.

GESTIONE EMERGENZE E SPILL

Le eventuali emergenze operative che possono avere impatto su asset, persone e ambiente sono gestite innanzitutto a livello di sito con una propria organizzazione che predispone, per ciascun possibile scenario, un piano di risposta in cui sono definiti ruoli e risorse deputate all'attuazione. Questo è il primo livello di emergenza, il secondo livello prevede il supporto da parte dell'unità di business ed il terzo anche quello delle strutture centrali, in particolare il coordinamento tramite l'Unità di Crisi Eni per l'apporto di team specialistici, mezzi e attrezzature interne ed esterne ad Eni. Le discriminanti tra questi livelli sono: la gravità dell'evento, in termini di danno a persone, ambiente e asset; l'impatto reale o potenziale sugli stakeholders e sulla reputazione di Eni; la potenzialità dell'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 quotidianamente nel monitoraggio e nella gestione dei rischi derivanti dagli oil spill sia operativi che effrattivi, sia all'estero che in Italia. Una situazione di particolare rilievo si osserva in Nigeria dove sono frequenti fenomeni di sabotaggio sugli oleodotti.

Anche nel downstream Italia si sono registrate numerose effrazioni sulla rete oleodotti (picco massimo nel 2015), progressivamente contrastate e ad oggi sostanzialmente annullate, attraverso l'installazione del sistema di Leak Detection proprietario denominato "e-vpms®" (Eni Vibroacustic Pipeline Monitoring System). Il sistema permette il monitoraggio da remoto di eventuali spill dalle condotte in pochi minuti geolocalizzandoli con una precisione inferiore ai 50m; ciò, oltre a favorire la 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.

Oltre ad avere coperto l'intera rete di oleodotti di prodotti finiti (10 linee, per un totale di 654 km) ed una di grezzo (Oleodotto Monte Alpi-Taranto per 137 km) è stata inoltre completata l'installazione su due oleodotti pilota (Rho-Malpensa e Pantano-Seram) dell'upgrade del sistema e-vpms® alla versione e-vpms® -TPI (Third Party Intrusion) atto a rilevare le attività sospette in prossimità della condotta (scavi, veicoli, ecc.) prima della effrazione vera e propria della condotta.

La società ha intrapreso importanti passi per contrastare e ridurre il fenomeno "oil theft", ma anche per presidiare in generale gli asset societari. In particolare si sono intraprese azioni dirette sugli asset (manutenzione sistematica, sostituzione pipeline e/o serbatoi e incremento della sorveglianza) e sono in corso i progetti come Tanks Integrity Monitoring (basato sulle emissioni acustiche), Sesam (mappe di sensitività ambientale come parte dell'Oil Spill Contingency Plan) e di esposizione ai rischi naturali (in particolare frane ed esondazioni, di cui il progetto R&D "Early Warning System for Hydro & Pollution Risks in Val d'Agri).

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 petrolio 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.

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-WACAF - Global Initiative for West, Central and Southern Africa e l'OSPRI Oil Spill Preparedness Regional Initiative) sono proseguite.

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

Il Sistema nazionale per la protezione dell'ambiente (SNPA) ha pubblicato le Linee guida che ricostruiscono la procedura di valutazione tecnica del danno ambientale ai sensi della Parte sesta del D.Lgs. 152/2006. L'elaborato (Linee guida SNPA n. 33/2021) approvato con delibera del Consiglio SNPA del 18 maggio 2021, incentrato sulle nozioni di "indizi" e di "evidenze" relativi al danno ambientale, definisce i criteri e le metodologie da utilizzare sia nello svolgimento delle fase di screening dei casi, sia in quella di accertamento del danno ambientale e delle minacce di danno, in relazione alle quali lo Stato ha il potere di imporre azioni di riparazione e di prevenzione. Dopo una prima parte di inquadramento della normativa di settore — incentrata sulla direttiva 2004/35/Ce e sulla Parte sesta del D.Lgs. 152/2006 di recepimento — e della procedura amministrativa applicabile, le Linee guida, strutturate in tre parti e articolate in nove capitoli, forniscono dei criteri generali per l'accertamento delle minacce di danni ambientali, con focus sul tema della prevenzione e sugli strumenti di valutazione preventiva e di informazione (procedure Via e sistemi di gestione ambientale), per poi definire criteri e metodologie da utilizzare in relazione ai danni arrecati alle specifiche risorse, ovvero le specie e gli habitat protetti (cap. 6), le aree protette (cap. 7), le acque interne superficiali, sotterranee e marino-costiere (cap. 8) e il terreno (cap. 9) Per approfondimenti: Linee guida SNPA n. 33/2021. Con decreto direttoriale MiTE 22 dicembre 2021 Il Ministero della Transizione ecologica ha decretato il modello dell'istanza per la presentazione del documento di analisi di rischio sanitaria e ambientale sito specifica per aree ricadenti all'interno di siti di interesse nazionale (Sin). Oltre al modello dell'istanza, il decreto direttoriale 269/2021 indica gli elementi tecnici ed i contenuti minimi della documentazione tecnica — che deve essere "stand alone", ovvero deve riportare tutte le informazioni necessarie a consentire una eventuale riproduzione delle valutazioni da parte degli Enti di controllo - che devono essere allegati alla stessa. Per approfondimenti: Decreto direttoriale Mite 22 dicembre 2021, n. 269 Bonifiche — Siti di interesse nazionale (Sin) — Modello di istanza da compilare per l'approvazione del documento di analisi di rischio sanitaria ed ambientale sito specifica.

RISCHI E INCERTEZZE ASSOCIATI CON IL QUADRO COMPETITIVO DEL SETTORE EUROPEO DEL GAS

Nel 2021 i prezzi del gas in Europa, sulla scia del forte recupero dello scenario energetico, hanno registrato aumenti molto significativi per i principali benchmark rispetto al 2020 (PSV per il mercato Italia +335%; TTF per i mercati europei nord-occidentali +386%). I driver di tale performance sono una crescita della domanda gas in Europa che si è sostanzialmente riportata ai livelli pre COVID-19 unita alle minori importazioni di GNL per effetto della maggiore domanda soprattutto nel bacino del Pacifico sia per ripresa economica che per l'inverno particolarmente rigido nella prima parte dell'anno nel Sud-Est asiatico. Le quotazioni del benchmark dei mercati spot continentali (TTF) per via della riduzione dei flussi di import di GNL hanno evidenziato una maggiore crescita rispetto al prezzo benchmark del mercato spot Italia (PSV), quest'ultimo frenato dal permanere dell'eccesso di offerta nel mercato italiano dovuto all'avvio della nuova linea d'importazione TAP e dalle maggiori importazioni dal nord Africa, con la conseguente sostanziale chiusura degli spread tra i due benchmark. Tale sviluppo ha penalizzato in misura rilevante la performance nel 2021 nel business della commercializzazione all'ingrosso che è esposto allo spread tra prezzi spot nel mercato Italia, principale benchmark dei prezzi di vendita, e prezzi spot agli hub continentali a cui sono indicizzati alcuni costi di approvvigionamento. La scarsa liquidità del mercato spot Italia non consente di attuare efficaci azioni di Risk Management.

Il portafoglio di approvvigionamento gas di Eni è composto principalmente da contratti di lungo termine con clausola di take-or-pay che espongono il compratore al rischio finanziario di pagare il gas non ritirato fino a concorrenza dell'obbligo minimo di prelievo annuale (v. paragrafo successivo), che può verificarsi in caso di dinamiche competitive sfavorevoli (quali uno scenario di oversupply o una situazione di mercato quale quella corrente). Il management continuerà nella strategia di rinegoziare i contratti di approvvigionamento long-term con l'obiettivo di allineare costantemente il costo del gas alle condizioni di mercato e di ottenere maggiori flessibilità operative. Tale strategia si inquadra nel contesto di complesse relazioni contrattuali con i fornitori long-term di gas, i quali possono avanzare claim di revisione dei costi di approvvigionamento, nonché di ripartizione di altri oneri contrattuali, quali la logistica.

L'esito delle rinegoziazioni in corso è incerto in relazione sia all'entità dei benefici economici, sia al timing di rilevazione a conto economico. Inoltre, in caso di mancato accordo tra le parti, i contratti di norma prevedono la possibilità per ciascuna controparte di ricorrere all'arbitrato per la definizione delle controversie commerciali; questo rende maggiormente incerto l'esito delle stesse. Analoghe considerazioni valgono per i contratti di vendita con riferimento ai quali sono in corso o si prevedono rinegoziazioni per allineare il prezzo di vendita e le altre condizioni di fornitura al mercato. Il management non può escludere un esito sfavorevole delle rinegoziazioni o di eventuali procedimenti arbitrali relativi ai contratti gas long-term con possibili effetti negativi sulla redditività e sulla generazione di cassa del business wholesale gas.

Per assicurarsi un'adeguata disponibilità di gas nel medio-lungo termine, a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo in 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 a un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale già corrisposto. Il meccanismo degli anticipi contrattuali espone l'impresa sia a un rischio prezzo (e conseguentemente anche a un'opportunità), sia a un rischio volume. Analoghe considerazioni si applicano agli impegni contrattuali di lungo termine ship-orpay attraverso i quali Eni si è assicurata l'accesso alle capacità di trasporto lungo le principali dorsali europee che convogliano il gas dai luoghi di produzione ai mercati di consumo. In tale scenario, il management 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 e l'associato rischio finanziario.

Rischi connessi con la regolamentazione del settore del gas e dell'energia elettrica

L'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARE-RA), in virtù della Legge istitutiva n. 481/95, svolge funzione di monitoraggio dei livelli dei prezzi del gas naturale e 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. L'indicizzazione al TTF per i clienti tutelati è per ora confermata, mentre un fattore di rischio è relativo all'incremento della pressione competitiva generato dal superamento delle tariffe di tutela gas e power. La Legge 4 agosto 2017, n. 124, "Legge annuale per il mercato e la concorrenza" aveva fissato la fine della tutela di prezzo dell'Autorità al 1° luglio 2019 per i settori dell'energia elettrica (per i clienti domestici e le piccole imprese connesse in bassa tensione) e del gas naturale (per i clienti domestici come sopra definiti). Il superamento della tutela tariffaria per i clienti domestici gas e luce, nonché per le microimprese luce, è fissato, a seguito di diverse proroghe, al 1° gennaio 2023; per le PMI elettriche non microimprese, per il servizio di fornitura di energia elettrica, la data è stata fissata al 1° gennaio 2021. Con Legge 233/21 è stato introdotto il termine del 10 gennaio 2024; data entro la quale verrà regolato da ARERA e assegnato il servizio a tutele graduali ai clienti domestici elettrici che in quel momento non avessero ancora scelto un fornitore del mercato libero, garantendo la continuità della fornitura di elettricità. Il quadro delineato vede quindi ad oggi: il superamento della tutela tariffaria confermato, senza deroghe, per i clienti domestici gas e le microimprese elettriche al 1° gennaio 2023; prevede la possibilità di derogare questa data, fino al 10 gennaio 2024, per i clienti domestici elettrici. Non si possono escludere ulteriori interventi di deroga della data del 1° gennaio 2023.

In vista dell'obiettivo di superamento delle tariffe di tutela gas e power sono state introdotte misure per accompagnare la scelta del consumatore sul mercato libero con adeguati 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.

A dicembre 2020 ARERA ha pubblicato la delibera 491/2020/R/eel che in sintesi:

• } definisce la gara per il Servizio a Tutele Graduali dedicato alle piccole imprese elettriche e svolto dagli esercenti aggiudicatari a partire dal 1° luglio 2021;
• } modifica il TIV introducendo il Servizio a Tutele graduali fra i servizi di ultima istanza, dettagliando le caratteristiche del servizio stesso e gli obblighi per gli esercenti;
• } definisce le modalità di erogazione del Servizio a Tutele Graduali nel periodo transitorio 1° gennaio - 30 giugno 2021, durante il quale il servizio sarà svolto dagli attuali esercenti la maggior tutela (per consentire lo svolgimento delle gare nei primi mesi del 2021).

In gennaio infine, è stato inoltre pubblicato sul sito del Ministero dello Sviluppo Economico il DM "Decreto ministeriale 31 dicembre 2020 - Mercato libero dell'energia elettrica. Schema ingresso consapevole dei clienti finali". Il DM è relativo al superamento della tutela di prezzo dell'Autorità per le PMI non microimprese elettriche. Fra le principali previsioni il DM stabilisce:

• } alla data del 1° gennaio 2021 le PMI non microimprese che non hanno stipulato un contratto per la fornitura dell'energia elettrica sul mercato libero sono fornite attraverso il servizio a tutele graduali da parte di soggetti selezionati con gara per una durata non superiore a tre anni. In coerenza con quanto anticipato da ARERA;
• } tetto antitrust del 35% massimo dei clienti per la gara PMI non microimprese;
• } tre campagne informative sul superamento della tutela di prezzo, alle quali sarà possibile associare campagne degli operatori.

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

È stato approvato il Decreto Legge 27 gennaio 2022, n. 4 "Misure urgenti in materia di sostegno alle imprese e agli operatori economici, di lavoro, salute e servizi territoriali, connesse all'emergenza da COVID-19, nonché per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico a contrasto degli aumenti eccezionali dei prezzi dell'energia. Questi interventi, per area retail e rinnovabili, con impatto sugli operatori della vendita, come Plenitude, riguardano in particolare gli interventi sull'elettricità prodotta da impianti a fonti rinnovabili in questo contesto di alte quotazioni dei prezzi del gas che si riflettono sui prezzi dell'energia elettrica prodotta a gas.

Nell'ambito dei costi e dei criteri di accesso alle principali infrastrutture logistiche del sistema gas, i principali fattori di rischio per il business sono legati ai processi di 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 a partire dal 2020 una revisione dei criteri di determinazione di tali tariffe e di recupero dei costi dei trasportatori per il periodo di regolazione 2020-2023, con effetti complessivamente positivi sui costi del portafoglio logistico. La ridefinizione periodica dei criteri tariffari del trasporto è comunque prevista a scadenze prestabilite nei vari Paesi europei e in futuro potrà ancora determinare impatti sui costi logistici. Ulteriori modifiche di regole potrebbero riguardare il settore della rigassificazione e dello stoccaggio, rappresentando fattori di rischio come anche opportunità per il business.

Nel medio termine ci si attende che la domanda di gas a 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, nei prossimi anni la regolamentazione del 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, 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 2023). Permane il rischio che le aste possano essere annullate per effetto dei ricorsi presentati presso il Tribunale Europeo da alcuni operatori. Vi è incertezza sulla possibilità che si possano tenere delle aste per gli anni successivi al 2024 perché, anche in base a quanto previsto dalle norme europee, il meccanismo sarà riproposto a valle di una nuova valutazione di Terna sullo stato di adeguatezza del sistema elettrico. La particolare situazione dei mercati energetici, contrassegnati da prezzi delle commodity elevati e condizionati da forte aleatorietà, ha aumentato il rischio di possibili restituzioni della componente variabile prevista dal Capacity Market, con conseguente potenziale riduzione del beneficio netto del meccanismo per gli impianti di Eni.

Inoltre, sono in atto significative evoluzioni della regolamentazione, che possono rappresentare fattori di rischio per il business: tra queste le riforme dei meccanismi di mercato conseguenti a necessità di adeguamento alle normative comunitarie (i prezzi negativi e la riforma del Mercato Infragiornaliero introdotti nel settembre 2021, ulteriore integrazione transfrontaliera dei mercati nazionali sia dell'energia che dei servizi di rete, il completamento della riforma del mercato dei servizi di dispacciamento) ed interventi emergenziali del Governo per compensare il fenomeno del caro energia.

COINVOLGIMENTO IN PROCEDIMENTI LEGALI E INDAGINI ANTI-CORRUZIONE

Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Oltre al fondo rischi per contenziosi stanziato in bilancio, è possibile che in futuro Eni possa sostenere altre passività, anche significative a causa di: i) incertezza rispetto all'esito finale dei procedimenti in corso per i quali al momento è stata valutata non probabile la soccombenza, o non attendibile la stima della relativa passività; ii) il verificarsi di ulteriori sviluppi o l'emergere di nuove evidenze e informazioni che possano comportare una revisione del giudizio sulla probabilità di soccombenza ovvero possano fornire elementi sufficienti per una stima attendibile dell'ammontare dell'obbligazione; iii) inaccuratezza delle stime degli accantonamenti dovuta al complesso processo di determinazione che comporta giudizi soggettivi da parte del management. Alcuni procedimenti legali in cui Eni o le sue controllate sono coinvolte riguardano la presunta violazione di leggi e regolamenti anti-corruzione, nonché violazioni del Codice Etico. Violazioni del Codice Etico, di leggi e regolamenti, incluse le norme in materia di anti-corruzione, da parte di Eni, dei suoi partner commerciali, agenti o altri soggetti che agiscono in suo nome o per suo conto, possono esporre Eni e i suoi dipendenti al rischio di sanzioni penali e civili che potrebbero danneggiare la reputazione della Società e il valore per gli azionisti.

RISCHIO CYBER SECURITY

Il rischio di cyber security rappresenta la possibilità che 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.

Per far fronte a questa situazione, l'azienda si è dotata già da tempo, secondo il consolidato approccio risk-based, di una serie di misure di difesa per prevenire e contenere potenziali impatti a fronte degli attacchi cyber, che fanno leva anche sull'assetto hybrid working, quali ad esempio:

• } il potenziamento delle infrastrutture e dei servizi di Cyber Security Defence;
• } il rafforzamento dei presidi di sicurezza tecnologici e di governo per la Corporate, le consociate estere ed i siti industriali attraverso l'esecuzione di specifici programmi di enforcement tecnologico;
• } interventi per rafforzare ulteriormente la continuità dei servizi IT Corporate e migliorare il monitoraggio sulla gestione dei sistemi centrali;
• } l'attuazione di presidi di controllo volti a identificare, mitigare e monitorare il rischio cyber security veicolabile dalle Terze Parti di Eni, ivi inclusi i fornitori di servizi cloud;
• } l'aggiornamento del set di contromisure per mitigare il rischio cyber, in coerenza con i recenti obblighi normativi specifici del settore.

Inoltre, è stato aggiornato il set di contromisure per mitigare il rischio cyber, in coerenza con i recenti obblighi normativi specifici nonché il proseguimento del programma di Cyber Security Culture finalizzato al rafforzamento della cultura aziendale sui giusti comportamenti da adottare per far fronte ai cyber rischi.

Evoluzione prevedibile della gestione

Per le principali evoluzioni di business ed economico-finanziarie si rinvia ai capitoli: Strategia, Commento ai risultati economico-finanziari (sezione "Possibili conseguenze del conflitto tra Russia e Ucraina") e Fattori di rischio.

La Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2021 di Eni è redatta in conformità al D.Lgs. 254/2016 e ai "Sustainability Reporting Standards" pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI).

Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario ai sensi del D.Lgs. 254/2016

La Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2021 di Eni è redatta in conformità al D.Lgs. 254/2016 e ai "Sustainability Reporting Standards" pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI1 ) come indicato nel capitolo "Principi e Criteri di Reporting". Nel 2021 entrano in vigore gli obblighi di reporting previsti dall'art.8 del Regolamento UE 852/2020 come definiti e codificati nel relativo Disclosures Delegated Act della Commissione, relativi alle attività economiche e agli attivi idonei ai fini del conseguimento degli obiettivi del Regolamento di mitigazione dei cambiamenti climatici e adattamento ai cambiamenti climatici. Tali obblighi informativi sono a carico delle società quotate in mercati regolamentati della UE tenute a redigere una DNF. In continuità con le precedenti edizioni, il documento è articolato secondo le tre leve del modello di business integrato, Neutralità carbonica al 2050, Eccellenza operativa e Alleanze per lo sviluppo, il cui obiettivo è la creazione di valore di lungo termine per tutti gli stakeholder. I contenuti del capitolo "Neutralità carbonica al 2050" sono stati organizzati sulla base delle raccomandazioni volontarie della Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) del Financial Stability Board, in cui Eni è presente sin dalla sua fondazione, al fine di fornire una disclosure ancora più approfondita su tali tematiche. Inoltre, sono stati citati nei vari capitoli i principali Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite che costituiscono un riferimento importante per Eni nel condurre le proprie attività.

La DNF è inserita all'interno della Relazione sulla Gestione nell'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.Lgs. 254/2016 siano già in esse contenute o per ulteriori approfondimenti. In particolare, all'interno della Relazione sulla Gestione sono descritti il modello di business e la governance di Eni, i principali risultati e target, il sistema di Risk Management Integrato e i fattori di rischio e incertezza in cui sono dettagliati i principali rischi, i possibili impatti e le azioni di trattamento, in linea con le richieste informative della normativa italiana. All'interno della DNF sono dettagliate le Politiche aziendali, i Modelli di gestione e organizzazione, un approfondimento sui rischi ESG (Environmental, Social and Governance), la strategia sui temi trattati, le iniziative più rilevanti dell'anno, le principali performance con relativi commenti e l'analisi di materialità 2021. Anche nella DNF 2021 sono state inserite le metriche "core" definite dal World Economic Forum2 (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 2021 di Eni for includerà l'allegato "Neutralità carbonica al 2050" e un report dedicato ai diritti umani (Eni for – Human Rights3 ). Di seguito una tabella di raccordo in cui si evidenziano i contenuti informativi richiesti dal Decreto, gli ambiti e il relativo posizionamento all'interno della DNF, della Relazione sulla Gestione, della Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari e della Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti.

(1) Per maggiori dettagli si veda il paragrafo: "Principi e criteri di reporting".

(2) Il raccordo con le metriche "core" del WEF è esposto direttamente nel content index in una colonna dedicata.

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

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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
	RIFERIMENTI TRASVERSALI A TUTTI GLI AMBITI DEL DECRETO	 DNF - Modelli di gestione e organizza zione, pagg. 162-163; Temi materiali di sostenibilità, pag. 199  RFA - Modello di business, pagg. 4-5; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 6-7; Attività di stakeholder enga gement, pagg. 20-21; Strategia, pagg. 22-27; Governance, pagg. 34-43.  RCG - Approccio responsabile e so stenibile; Modello di Corporate Gover nance; Consiglio di Amministrazione; Comitati del Consiglio; Collegio Sinda cale; Modello 231.	 RCG - Principi e valori. Il Codice Etico; Il Sistema Normativo di Eni.	 RFA - Risk Management Integrato, pagg. 28-33; Fattori di rischio e incer tezza, pagg. 130-154	 RFA - Approccio Re sponsabile e sostenibile (risultati 2021 e target), pagg. 6-7; Eni in sintesi, pagg. 16-19
CARBONICA AL 2050 NEUTRALITÀ	CAMBIAMENTO CLIMATICO Art. 3.2, commi a) e b)	 DNF - Neutralità carbonica al 2050, pagg. 166-172  RFA - Strategia, pagg. 22-27  RCG - Approccio responsabile e sos tenibile	 DNF - Principali strumen ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.Lgs. 254/2016, pag. 159-161	 DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di miti gazione pagg. 164-165	 RFA - Approccio respon sabile e sostenibile, pagg. 6-7  DNF - Neutralità carbo nica al 2050, pagg. 166- 172
	PERSONE Art. 3.2, commi c) e d)	 RFA - Governance, pagg. 34-43  DNF - Persone (la cultura della plura lità e dello sviluppo delle persone, for mazione, relazioni industriali, welfare aziendale e worklife balance, salute), pagg. 173-178; Sicurezza, pagg. 179- 180	 DNF - Principali strumen ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.Lgs. 254/2016, pag. 159-161	 DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di miti gazione pagg. 164-165	 RFA - Approccio respon sabile e sostenibile, pagg. 6-7  DNF - Persone, pagg. 173-178; Sicurezza, pagg. 179-180  RR - Sommario
	RISPETTO PER L'AMBIENTE Art. 3.2, commi a), b) e c)	 DNF - Rispetto per l'ambiente (economia circolare, aria, rifiuti, acqua, oil spill, biodiversità), pagg. 180-186	 DNF - Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.Lgs. 254/2016, pag. 159-161	 DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 164- 165	 RFA - Approccio respon sabile e sostenibile, pagg. 6-7  DNF - Rispetto per l'am biente, pagg. 180-186
ECCELLENZA OPERATIVA	DIRITTI UMANI Art. 3.2, comma e)	 DNF - Diritti Umani (security, formazio ne, segnalazioni), pagg. 186-189  RCG - Approccio responsabile e soste nibile	 DNF - Principali strumen ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.Lgs. 254/2016, pag. 159-161	 DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di miti gazione pagg. 164-165	 RFA - Approccio respon sabile e sostenibile, pagg. 6-7  DNF - Diritti Umani, pagg. 186-189
	FORNITORI Art. 3.1, comma c)	 DNF - Diritti Umani, pagg. 186-189; For nitori, pagg. 190-191	 DNF - Principali strumen ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.Lgs. 254/2016, pag. 159-161	 DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di miti gazione pagg. 164-165	 RFA - Approccio respon sabile e sostenibile, pagg. 6-7  DNF - Diritti Umani, pagg. 186-189 ; Fornitori, pagg. 190-191
	TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE Art. 3.2, comma f)	 DNF - Trasparenza, lotta alla corruzio ne e strategia fiscale, pagg. 191-193	 DNF - Principali strumen ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.Lgs. 254/2016, pag. 159-161  RCG - Principi e valori. Il Codice Etico; Compliance Program Anti-Corruzione	 DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di miti gazione pagg. 164-165	 RFA - Approccio respon sabile e sostenibile, pagg. 6-7  DNF - Trasparenza, lotta alla corruzione e strate gia fiscale, pagg. 191- 193
ALLEANZE PER LO SVILUPPO	COMUNITÀ LOCALI Art. 3.2, comma d)	 DNF - Alleanze per lo sviluppo, pagg 194-195	 DNF - Principali strumen ti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.Lgs. 254/2016, pag. 159-161	 DNF - Principali rischi ESG e le relative azioni di miti gazione pagg. 164-165	 RFA - Approccio respon sabile e sostenibile, pagg. 6-7  DNF - Alleanze per lo svi luppo, pagg. 194-195

RFA Relazione sulla Gestione 2021

RCG Relazione sul Governo Societario e gli assetti proprietari 2021

RR Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti 2022

Sezioni/paragrafi cui si rimanda per approfondimenti

Sezioni/paragrafi contenenti le informative richieste dal Decreto

La mission aziendale e l'impegno per una Just Transition

La mission integra organicamente i 17 SDG a cui Eni intende contribuire, consapevole che lo sviluppo del business non possa più prescindere da essi. Questo cambiamento culturale costituisce una costante spinta dell'azienda verso l'innovazione continua, la valorizzazione della diversità come leva di sviluppo, il rispetto e la promozione dei diritti umani, l'integrità e trasparenza nella gestione del business e la tutela dell'ambiente. La mission conferma l'impegno di Eni per una Just Transition per garantire l'accesso ad un'energia efficiente e sostenibile raggiungendo l'obiettivo di 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. 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, come sottolineato dalla Terza Conferenza Internazionale sugli Investimenti per

lo Sviluppo, organizzata dalle Nazioni Unite ad Addis Abeba nel luglio del 2015.

L'approccio sottolineato dalla mission è confermato anche dall'applicazione dal 1° gennaio 2021 del Codice di Corporate Governance 2020, che individua nel "successo sostenibile" l'obiettivo che deve guidare l'azione dell'organo di amministrazione e che si sostanzia nella creazione di valore nel lungo termine a beneficio degli azionisti, tenendo conto degli interessi degli altri stakeholder rilevanti per la società (si veda pagg. 34-43). Eni, peraltro, ha considerato fin dal 2006 l'interesse degli stakeholder diversi dagli azionisti come uno dei riferimenti necessari che gli Amministratori devono valutare nel prendere decisioni consapevoli. In adesione al Codice, l'8 marzo 2022 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.

Effetti e gestione della pandemia da COVID-19

Il COVID-19 e le sue conseguenze sulle persone e comunità hanno confermato l'importanza della salute e delle problematiche ad essa connesse come una delle priorità delle agende politiche globali. In questo scenario di crisi, l'azienda ha rinnovato il proprio impegno al raggiungimento dell'Agenda 2030 ed è intervenuta su diversi fronti per gestire le conseguenze del COVID-19, sfruttando le proprie competenze al fine di tutelare la salute dei propri dipendenti e dei contrattisti. Eni ha inoltre lavorato in sinergia con Governi, Istituzioni e ONG locali e internazionali per prevenire e contrastare la diffusione della pandemia minimizzando gli impatti delle comunità locali, sia in Italia che all'estero, e migliorando la resilienza delle comunità più vulnerabili.

Nonostante la portata e la rapidità con cui la pandemia si è diffusa Eni è intervenuta in modo tempestivo, grazie alle esperienze maturate in passato nella gestione di epidemie come quella Sars-Cov-1 e di Ebola e grazie agli strumenti normativi, organizzativi e operativi di cui si era dotata già dal 2011 per per la gestione di eventi epidemici e pandemici, in attuazione del proprio modello di gestione del rischio Salute, Sicurezza, Ambiente, Security ed Incolumità Pubblica. In continuità con lo scorso anno e sulla base delle indicazioni dell'Unità di Crisi, ogni datore di lavoro ha posto in essere le misure e le azioni operative idonee rispetto alla propria unità produttiva tenuto conto delle specificità degli ambienti di lavoro, per il contrasto e il contenimento della diffusione del virus. I principali filoni di attività sono stati: (i) comunicazione, informazione e formazione; (ii) igiene e prevenzione; (iii) gestione e utilizzo DPI (Dispostivi di protezione individuale); (iv) sanificazione degli ambienti di lavoro; (v) riorganizzazione delle modalità di lavoro e lavoro agile; (vi) accesso ai luoghi di lavoro e alle aree di aggregazione; (vii) gestione dei casi sospetti e casi confermati; (viii) sorveglianza sanitaria e tutela dei lavoratori fragili; (ix) mantenimento dei servizi essenziali e business continuity plan.

Nel 2021 tutte le attività sono proseguite con un importante ricorso allo smart working, modulando le presenze negli uffici in virtù dell'andamento della curva epidemiologica (con un range compreso tra 20% e 40% di presenze). Durante l'anno Eni ha mantenuto un dialogo costante con le organizzazioni sindacali attraverso l'organizzazione di Comitati-Covid, ai vari livelli dell'organizzazione aziendale, per l'implementazione di misure idonee alla tutela della salute e sicurezza dei lavoratori e a garanzia della continuità operativa degli asset. Anche a livello internazionale il modello delle relazioni industriali è proseguito con l'aggiornamento costante e gli opportuni approfondimenti – operati in Comitati Covid ad hoc e nell'ambito del Comitato Ristretto CAE (Comitato Aziendale Europeo) – della situazione pandemica nei vari Paesi di presenza e delle principali evoluzioni dei business. Ulteriori azioni aggiuntive e complementari sono state attivate a supporto delle istituzioni sanitarie e importanti iniziative sono state messe in atto a favore delle persone Eni (si vedano le sezioni su Persone e Salute, pagg. 173-178) e a sostegno della Salute delle Comunità (si veda il capitolo Alleanze per lo sviluppo, pagg. 194-195). Infine, per maggiori informazioni sugli impatti della pandemia sull'andamento operativo di Eni si veda pagg. 97-98 e per gli impatti sugli indicatori non finanziari si vedano le sezioni Metriche e Commenti alle Performance delle varie tematiche trattate in DNF.

Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.Lgs. 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.

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 SOA⁶ e sul CoSO Report7 .

Relativamente alle tipologie di strumenti che compongono il Sistema Normativo:

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

	QUADRO DI RIFERIMENTO GENERALE DEL SISTEMA NORMATIVO
STATUTO		CODICE ETICO	CODICE DI CORPORATE GOVERNANCE	MODELLO 231	PRINCIPI DEL SISTEMA DI CONTROLLO ENI SULL'INFORMATIVA FINANZIARIA	CoSO REPORT FRAMEWORK
OPERATIVITÀ INDIRIZZO, COORDINAMENTO E CONTROLLO	10 policy approvate dal CdA - Eccellenza Operativa; I nostri asset materiali e immateriali; I nostri partner della catena del valore; I nostri partner istituzionali; La global compliance; La sostenibilità; Le nostre persone; L'information management; L'integrità nelle nostre operations; La Corporate Governance. Policy 50 Management System Guideline ("MSG") articolate in: - 1 MSG del Sistema Normativo definisce il processo di gestione del Sistema Normativo; - 36 MSG di processo definiscono le linee guida finalizzate ad un'adeguata gestione del processo di riferimento e dei relativi rischi anche in un'ottica di compliance integrata; - 13 MSG di compliance e governance (approvate di norma dal CdA) definiscono le regole di riferimento finalizzate ad assicurare il rispetto di leggi, regolamenti o norme di autodisciplina: Codice delle pratiche commerciali e della pubblicità; Modello di Compliance in materia di responsabilità di impresa per le società controllate italiane di Eni - Management Composizione OdV; Modello di Compliance in materia di responsabilità di impresa per le società controllate estere System Guideline di Eni; Corporate Governance delle società di Eni; Abuso delle Informazioni di Mercato (Emittenti); Anti-Corruzione; Antitrust; Operazioni con interessi degli Amministratori e Sindaci e Operazioni con Parti Correlate; Privacy e data protection; Sanzioni Economiche e Finanziarie; Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi; Sistema di controllo
		Procedure	- Definiscono le modalità operative con cui le attività delle società devono essere svolte.
		Operating Instruction		- Definiscono il dettaglio delle modalità operative riferite ad una specifica funzione, unità organizzativa, area/famiglia professionale.

• 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 com-

pliance 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.

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

Nella prima delle due tabelle successive (pagg.160-161), oltre alle Policy e al Codice Etico, sono considerati anche altri documenti Eni, approvati dall'AD e/o dal CdA. Nella seconda tabella (pagg. 162-163) sono invece riportati i modelli di gestione e organizzazione, tra cui sistemi di gestione, piani pluriennali, processi e gruppi di lavoro inter-funzionali.

⁽⁴⁾ Il 23 dicembre 2020, il CDA di Eni ha deliberato l'adesione al nuovo Codice, le cui raccomandazioni sono applicabili a partire dal 1° gennaio 2021, per cui ruoli, responsabilità e strumenti normativi devono tenere conto delle nuove raccomandazioni in materia, nonché delle decisioni assunte dal CDA in merito alle modalità applicative delle stesse raccomandazioni.

⁽⁵⁾ Il 18 novembre 2021, il CDA ha approvato una nuova versione del Modello 231 che – adeguando il documento alle modifiche intervenute nell'assetto organizzativo di Eni – razionalizza e valorizza il sistema di controllo interno e i vari compliance program che lo compongono in coerenza con le recenti best practice in materia. In particolare, anche attraverso un richiamo espresso alla DNF, tra i sistemi che trovano una ulteriore declinazione rafforzativa vi sono quelli afferenti alle aree del contrasto alla corruzione, alla protezione ambientale e alla sicurezza (temi presenti nel D.Lgs. 254/2016). (6) Sarbanes-Oxley Act, Legge statunitense del 2002.

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

Policy e posizioni pubbliche di Eni sulle tematiche del D.Lgs. 254/2016

CAMBIAMENTO CLIMATICO NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050

OBIETTIVO Contrastare il cambiamento climatico

DOCUMENTI PUBBLICI

Eni's responsible engagement on climate change within business association; Policy "La sostenibilità"; Posizione di Eni sulle biomasse; Piano strategico 2022-2025; Codice Etico di Eni.

PRINCIPI

• Decarbonizzazione totale di tutti i prodotti e i processi entro il 2050 in linea con gli obiettivi dell'Accordo di Parigi;
• Assicurare coerenza e trasparenza nelle attività delle associazioni relativamente al posizionamento Eni in tema di cambiamento climatico e transizione energetica, in linea con le aspettative degli stakeholder;
• Sviluppare e implementare nuove tecnologie per la riduzione delle emissioni climalteranti e la produzione più efficiente di energia;
• Assicurare una gestione sostenibile delle biomasse lungo l'intera catena di fornitura;
• Promuovere il ruolo delle Natural Climate Solutions come leva di compensazione delle emissioni GHG residue hard-to-abate;
• Garantire trasparenza nella rendicontazione dei temi connessi al cambiamento climatico.

PERSONE ECCELLENZA OPERATIVA

OBIETTIVO Valorizzare le persone Eni

DOCUMENTI PUBBLICI

Policy "Le nostre persone"; "L'integrità nelle nostre operations"; Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Policy Eni contro la violenza e le molestie sul lavoro; Codice Etico di Eni.

PRINCIPI

• Rispettare la dignità di ciascuno, valorizzando le diversità culturali, etniche, di genere, di età, di orientamento sessuale e le diverse abilità;
• Sostenere modelli organizzativi che valorizzino la cooperazione tra persone provenienti da culture, prospettive ed esperienze diverse;
• Fornire ai responsabili gli strumenti e il supporto per la gestione e lo sviluppo dei propri collaboratori;
• Identificare le conoscenze utili alla crescita aziendale e promuoverne la valorizzazione, lo sviluppo e la condivisione;
• Adottare sistemi di remunerazione equi che consentano di motivare e trattenere le persone con le competenze più adeguate alle esigenze del business;
• Vietare senza alcuna eccezione ogni forma di violenza e molestie sul lavoro all'interno della società.

OBIETTIVO Tutelare la salute e la sicurezza delle persone di Eni e dei contrattisti

DOCUMENTI PUBBLICI

"L'integrità nelle nostre operations"; Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Codice Etico di Eni.

PRINCIPI

• La sicurezza e la salute delle persone di Eni, della collettività e dei partner sono un obiettivo prioritario;
• Adottare misure di sicurezza volte a proteggere le persone e gli asset nel rispetto dei diritti umani delle comunità locali;
• Informare in modo chiaro e trasparente le nostre persone, la collettività e i nostri partner sulle necessarie misure preventive e protettive da attuare, per eliminare i rischi e le criticità dei processi e delle attività;
• Considerare requisito fondamentale la tutela della salute e promuove il benessere psico-fisico delle sue persone;
• Rispettare i diritti delle persone e delle Comunità locali dei Paesi in cui opera, con particolare riferimento al massimo livello conseguibile di salute fisica e mentale.

RISPETTO PER L'AMBIENTE ECCELLENZA OPERATIVA

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

DOCUMENTI PUBBLICI

Policy "La sostenibilità"; "L'integrità nelle nostre operations"; "Policy Eni sulla biodiversità e servizi ecosistemici"; "Impegno di Eni a non svolgere attività di esplorazione e sviluppo nei Siti Naturali del Patrimonio Mondiale dell'UNESCO"; "Posizionamento di Eni sull'acqua"; Codice Etico di Eni.

PRINCIPI

• Considerare, nelle valutazioni progettuali e nell'operatività, la presenza di Siti Naturali del Patrimonio Mondiale dell'UNESCO e altre aree protette e rilevanti per la biodiversità, identificando potenziali impatti e azioni di mitigazione (approccio "risk based");
• Assicurare connessioni tra gli aspetti ambientali e sociali tra cui lo sviluppo sostenibile delle comunità locali;
• Promuovere la gestione sostenibile della risorsa idrica;
• Ottimizzare il controllo e la riduzione delle emissioni in aria, acqua e suolo;
• Agire in modo sostenibile, minimizzando gli impatti ambientali e ottimizzando l'utilizzo delle risorse energetiche e naturali;
• Promuovere lo sviluppo scientifico e tecnologico finalizzato alla tutela dell'ambiente.

SALUTE E SICUREZZA ECCELLENZA OPERATIVA

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DIRITTI UMANI ECCELLENZA OPERATIVA

OBIETTIVO Rispettare i diritti umani

DOCUMENTI PUBBLICI

Policy "La sostenibilità"; "Le nostre persone"; "Segnalazioni, anche anonime, ricevute da Eni SpA e da società controllate in Italia e all'estero"; Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Codice di condotta fornitori; Policy "Alaska Indigenous Peoples"; "Eni contro la violenza e le molestie sul lavoro"; Codice Etico di Eni.

PRINCIPI

• Rispettare i diritti umani nell'ambito delle attività aziendali e promuoverne il rispetto verso i dipendenti, i partner e gli stakeholder, anche attraverso attività di formazione e sensibilizzazione;
• Garantire un ambiente di lavoro sicuro e salubre e condizioni di lavoro in linea con gli standard internazionali e la Convenzione ILO n. 190 in materia di violenza e molestie sul luogo di lavoro;
• Considerare i diritti umani sin dalle prime fasi di valutazione di fattibilità dei progetti e rispettare i diritti peculiari delle popolazioni indigene e dei gruppi vulnerabili;
• Minimizzare la necessità di intervento delle forze di sicurezza pubblica e privata per la tutela delle persone e degli asset;
• Selezionare partner commerciali che rispettino il Codice di Condotta Fornitori Eni e che si impegnino nella prevenzione o mitigazione degli impatti sui diritti umani, rifiutare ogni forma di lavoro forzato e/o minorile.

OBIETTIVO Sviluppo della supply chain in ottica sostenibile

DOCUMENTI PUBBLICI

Codice di condotta fornitori, posizione Eni sui Conflict Minerals; Policy "I nostri partner della catena del valore"; Codice Etico di Eni; Dichiarazione di Eni sul rispetto dei diritti umani; Eni's Slavery and Human Trafficking Statement.

PRINCIPI

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

TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE ECCELLENZA OPERATIVA

OBIETTIVO Contrastare ogni forma di corruzione senza alcuna eccezione

DOCUMENTI PUBBLICI

Management System Guideline "Anti-Corruzione"; "Segnalazioni, anche anonime, ricevute da Eni SpA e da società controllate in Italia e all'estero"; Policy "I nostri partner della catena del valore"; Linee Guida in Ambito Fiscale (Tax strategy); Posizione di Eni sulla trasparenza contrattuale; Codice Etico di Eni.

PRINCIPI

• Svolgere le attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà e integrità e nel rispetto delle leggi;
• Proibire la corruzione senza alcuna eccezione;
• Vietare di offrire, promettere, dare, pagare, direttamente o indirettamente, benefici di qualunque natura ad un Pubblico Ufficiale o un privato (corruzione attiva);
• Vietare di accettare, direttamente o indirettamente, benefici di qualunque natura da un Pubblico Ufficiale o un privato (corruzione passiva);
• Far rispettare a tutto il personale Eni e ai propri partner le normative in tema anti-corruzione.

OBIETTIVO Favorire la relazione con le comunità locali e contribuire a uno sviluppo sostenibile anche attraverso partnership pubblico-private

DOCUMENTI PUBBLICI

Policy "La sostenibilità"; Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Codice Etico di Eni; "Alaska Indigenous Peoples".

PRINCIPI

• Creare opportunità di crescita e valorizzare le capacità delle persone e delle imprese nei territori in cui Eni opera;
• Coinvolgere le comunità locali al fine di considerare le loro istanze sui nuovi progetti, sulle valutazioni di impatto e sulle iniziative di sviluppo, anche con riferimento ai diritti umani;
• Identificare e valutare gli impatti ambientali, sociali, economici e culturali generati dalle attività di Eni, inclusi quelli sulle popolazioni indigene;
• Promuovere una consultazione preventiva, libera e informata, con le comunità locali;
• Cooperare alla realizzazione di iniziative volte a garantire uno sviluppo locale autonomo, duraturo e sostenibile.

COMUNITÀ LOCALI ALLEANZE PER LO SVILUPPO

FORNITORI ECCELLENZA OPERATIVA

161

Assetto organizzativo funzionale al processo di transizione energetica con due Direzioni Generali: • Natural Resources, per la valorizzazione sostenibile del portafoglio Upstream Oil & Gas, per l'efficienza energetica e la cattura della CO² ; • Energy Evolution, per l'evoluzione dei business di generazione, trasformazione e vendita di prodotti da fossili a bio, blue e green. Funzione centrale dedicata che sovraintende la strategia e il posizionamento sul cambiamento climatico; Sistemi di gestione dell'energia coordinati con la norma ISO 50001, inclusi nel sistema normativo HSE, per il miglioramento delle performance energetiche e già implementati in tutti i principali siti Mid-Downstream e in fase di estensione a tutta Eni; CAMBIAMENTO CLIMATICO Referente di sostenibilità a livello locale, che si interfaccia con la sede centrale per definire i programmi di sviluppo per le comunità locali (Local Development Programme) in linea con i piani di sviluppo nazionali, ad integrazione dei processi di business; Applicazione processo ESHIA (Environmental Social & Health Impact Assessment) in tutti i progetti di business; COMUNITÀ LOCALI Funzione Ricerca & Sviluppo centralizzata strutturata per garantire un rapido ed effettivo deployment delle tecnologie sviluppate; Gestione dei progetti di Innovazione Tecnologica secondo le best practice (pianificazione e controllo per fasi secondo la maturità della tecnologia); INNOVAZIONE E DIGITALIZZAZIONE Sistema di salute basato su una piattaforma operativa di provider sanitari qualificati e collaborazioni con istituzioni e centri di ricerca universitari e governativi nazionali e internazionali; Medicina del lavoro per la tutela della salute e della sicurezza dei lavoratori, in relazione all'ambiente di lavoro, ai fattori di rischio professionali e alle modalità di svolgimento dell'attività lavorativa; Sistema di assistenza e promozione della salute per l'erogazione di servizi sanitari coerenti con le risultanze delle analisi dei bisogni e dei contesti epidemiologici, operativi e legislativi; Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza dei lavoratori certificato ai sensi della Norma OHSAS 18001/ISO 45001 con la finalità di eliminare o ridurre i rischi a cui i lavoratori sono esposti nello svolgimento delle proprie attività lavorative; Sistema di gestione della sicurezza di processo con lo scopo di prevenire rischi di incidente significativo con l'applicazione di elevati standard gestionali e tecnici (applicazione di best practice per progettazione, gestione operativa, manutenzione e dismissione degli asset); Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza: adottato in tutti gli stabilimenti e unità produttive e certificato ai sensi della Norma ISO 14001:2015 o EMAS per la gestione ambientale; Applicazione processo ESHIA (Environmental Social & Health Impact Assessment) in tutti i progetti; Tavoli tecnici per analisi e condivisione delle esperienze su specifiche tematiche ambientali ed energetiche; Programma di Sustainable Procurement (JUST): insieme di iniziative per il coinvolgimento di tutta la filiera nella misurazione e gestione delle performance ESG della Supply Chain Eni; Analisi di circolarità sito-specifiche: mappatura di elementi già presenti, misurazione e individuazione di possibili interventi di miglioramento; Processo di gestione dei Diritti Umani regolato da uno strumento normativo interno allineato agli United Nations Guiding Principles (UNGP); Attività inter-funzionali su Business e Diritti Umani per allineare ulteriormente i processi ai principali standard e best practice internazionali; Analisi degli impatti sui diritti umani (Human Rights Impact Assessment e Human Rights Risk Analysis) con un modello di prioritizzazione risk-based dei progetti industriali; Processo di Procurement Sostenibile funzionale alla verifica del possesso da parte dei fornitori dei requisiti Eni su affidabilità, etica ed onorabilità, economica, tecnico-operativa, salute, sicurezza, tutela dell'ambiente e rispetto dei diritti umani ed eccellenza Tecnologico-Digitale; Modello 231: definisce le responsabilità, attività sensibili e protocolli di controllo in materia di reati di corruzione ai fini del D.Lgs. 231/01 (riferito anche ai reati ambientali, e relativi alla salute e sicurezza dei lavoratori); Compliance Program Anti-Corruzione: sistema di regole e controlli per la prevenzione dei reati di corruzione; Riconoscimenti del Compliance Program Anti-Corruzione di Eni SpA: certificato ai sensi della Norma ISO 37001:2016; Unità anti-corruzione e anti-riciclaggio collocata nella funzione "Compliance Integrata" alle dirette dipendenze dell'AD; Processo di gestione e pianificazione occupazionale funzionale ad allineare le competenze alle esigenze tecnico-professionali; Strumenti per la gestione e sviluppo per coinvolgimento, crescita e aggiornamento professionale, scambio di esperienze intergenerazionali e inter-culturali, costruzione di percorsi di sviluppo manageriale trasversali e professionale nelle aree tecniche core, valorizzazione e inclusione delle diversità; Sviluppo di Strumenti Innovativi per la Gestione HR; Supporto e sviluppo delle competenze distintive necessarie e coerenti con le strategie aziendali, focus su tematiche di transizione energetica e di digital transformation, anche tramite il ricorso a Faculty/Academy; PERSONE SALUTE SICUREZZA RISPETTO PER L'AMBIENTE DIRITTI UMANI FORNITORI TRASPARENZA E LOTTA ALLA CORRUZIONE

MODELLI DI GESTIONE E ORGANIZZAZIONE

• Organizzazione delle ricerca e sviluppo tecnologico finalizzata alla realizzazione ed applicazione di tecnologie a bassa impronta carbonica, in piena integrazione con le fonti rinnovabili, all'utilizzo delle biomasse e alla valorizzazione dei materiali di scarto in riferimento alla loro possibile applicazione nel processo di ridefinizione del mix energetico, nonché allo sviluppo tecnologie per lo sfruttamento di nuove forme di energia o di vettori energetici a ridotta o nulla impronta carbonica.
• Sistema di gestione della qualità della formazione aggiornato e conforme alla Norma ISO 9001:2015;
• Sistema di knowledge management per l'integrazione e condivisione del know-how ed esperienze professionali;
• Sistema di gestione delle relazioni industriali a livello nazionale e internazionale: modello partecipativo e piattaforma di strumenti operativi per favorire il coinvolgimento del personale, in accordo alle convenzioni ILO (International Labour Organization) e alle indicazioni dell'Institute for Human Rights and Business;
• Sistema di welfare per la conciliazione vita-lavoro e potenziamento servizi al dipendente e familiari.
• Preparazione e risposta alle emergenze sanitarie, compresi i piani di risposta alle epidemie e pandemie;
• Salute delle comunità e valutazione degli impatti sulla salute: iniziative volte al mantenimento, protezione e/o miglioramento dello stato di salute delle Comunità e attività di Health Impact Assessment;
• Promozione della salute per l'erogazione di servizi sanitari coerenti con le risultanze delle analisi dei bisogni e dei contesti epidemiologici, operativi e legislativi;
• Preparazione e risposta alle emergenze con piani che pongono al primo posto la tutela delle persone e dell'ambiente;
• Sistema di gestione della sicurezza di prodotto per la valutazione dei rischi legati a produzione, importazione, immissione sul mercato, acquisto ed utilizzo di sostanze/miscele al 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.
• Analisi Legislativa Ambientale Internazionale: approfondimento delle legislazioni vigenti in ambito nazionale ed internazionale per matrice ambientale e definizione di un Ranking di sviluppo normativo per Paese analizzato;
• Gruppi di lavoro per la definizione del posizionamento strategico e degli obiettivi di Eni per la salvaguardia della risorsa idrica e della biodiversità;
• Sviluppo di una metodologia unica e integrata per l'analisi ambientale, la valutazione degli impatti/rischi per l'ambiente e l'organizzazione, anche di tipo 231, applicabile in Italia e all'estero;
• Environmental Golden Rules: 4 principi e 6 regole d'oro per promuovere comportamenti virtuosi più consapevoli e responsabili, nei confronti dell'ambiente da parte dei dipendenti e dei fornitori di Eni.
• Sistema di gestione della security finalizzato a garantire il rispetto dei diritti umani in tutti i Paesi, in particolare per quelli ad alta criticità;
• Processo di gestione delle segnalazioni (whistleblowing) volto anche all'individuazione delle segnalazioni aventi ad oggetto fatti o comportamenti contrari (o in contrasto) con la responsabilità assunta da Eni di rispettare i diritti umani di singoli individui o di comunità e all'adozione di azioni volte a mitigarne gli impatti;
• Piano triennale di formazione e-learning sulle principali aree di interesse sui diritti umani.
• Programma di Sustainable Procurement (JUST): insieme di iniziative per il coinvolgimento di tutta la filiera nella misurazione e gestione delle performance ESG della Supply Chain Eni;
• Vendor Development: unità dedicata allo sviluppo dei fornitori tramite la definizione di percorsi di crescita e trasformazione lungo le direttrici di "Transizione energetica e sostenibilità", "Solidità economico finanziaria" ed "Eccellenza Tecnologico digitale".
• Partecipazione di Eni alle attività Extractive Industries Tranparency Initiative (EITI) a livello internazionale e, nell'ambito dei multistakeholder group locali di EITI, a livello locale per promuovere un uso responsabile delle risorse, favorendo la trasparenza;
• Modello di compliance Integrata: definisce, per i vari ambiti di compliance, le attività a rischio valutandone, con un approccio preventivo, il livello di rischio, modulando in ottica risk based i controlli e monitorandone nel tempo l'esposizione.
• Piattaforma Stakeholder Management System finalizzata alla gestione e al monitoraggio delle relazioni con gli stakeholder locali e dei grievance;
• Processo di gestione della sostenibilità nel ciclo di business e specifiche progettuali secondo metodologie internazionali (es. Logical Framework).
• Continuo aggiornamento delle procedure relative alla protezione della proprietà intellettuale e all'individuazione dei fornitori di prestazioni/servizi professionali.

Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione

Per l'analisi e la valutazione dei rischi, Eni si è dotata di un Modello di Risk Management Integrato con l'obiettivo di consentire al management di assumere decisioni consapevoli con una visione complessiva e prospettica8 . I rischi sono valutati con strumenti quantitativi e qualitativi prendendo in considerazione anche gli impatti sull'ambiente, su salute e sicurezza, gli impatti sociali e reputazionali. I risultati del risk assessment, inclusi i principali rischi ESG (Environmental, Social and Governance), vengono sottoposti con cadenza semestrale al Collegio Sindacale, al Comitato Controllo e Rischi e al CdA. Nell'attuale contesto, che vede ulteriormente accresciuta l'attenzione mondiale sui cambiamenti climatici e l'affermarsi di trend giurisprudenziali sulla responsabilità civile delle società per cambiamento climatico, il rischio climate change, già top risk, si mantiene rilevante anche alla luce dell'impegno del management a traguardare gli obiettivi di neutralità carbonica in linea con il contenimento della temperatura entro 1,5°C. Nonostante la progressione delle campagne vaccinali contribuisca a mitigare il rischio clinico, i tassi di copertura non omogenei e la diffusione di nuove varianti hanno fatto permanere tra i Top Risk il rischio biologico, valutato sia come rischio sulla salute delle persone sia come rischio sistemico in grado di influenzare il portafoglio rischi Eni nel suo insieme e, in particolare, i rischi di mercato, Paese e operativi. Nella tabella sottostante si riporta una vista sintetica dei rischi ESG di Eni classificati in funzione degli ambiti del Decreto Legislativo 254/2016. Per ogni evento di rischio sono riportati la tipologia di rischio – top risk e non – e i riferimenti di pagina dove sono esposte le principali azioni di trattamento.

Per i potenziali effetti della crisi Russia-Ucraina si rinvia al paragrafo Possibili conseguenze del conflitto tra Russia e Ucraina della Relazione sulla gestione.

Nel nuovo scenario internazionale, la strategia di Eni è volta a garantire la sicurezza e la sostenibilità del sistema energetico mantenendo tuttavia una netta focalizzazione su una transizione energetica equa e sulla creazione di valore per gli stakeholder. A tal proposito durante il Capital Markets Day del 18 marzo 2022, Eni ha infatti annunciato che intende accelerare il percorso verso le zero emissioni assolute nette Scope 1+2+3 con nuovi obiettivi di riduzione del -35% entro il 2030 e del -80% entro il 2040 rispetto al 2018. Per ulteriori informazioni si veda la sezione Neutralità carbonica al 2050.

AMBITI DEL D.LGS. 254/2016	EVENTO DI RISCHIO	TOP RISK	PRINCIPALI AZIONI DI TRATTAMENTO
RISCHI TRASVERSALI
	Rischi connessi alle attività di ricerca e sviluppo		DNF - Neutralità carbonica, pagg. 166-172; Sicurezza, pagg. 179-180; Rispetto per l'ambiente, pagg.180-186.
	Cyber Security		RFA - Risk Management Integrato, pagg. 28-33; Rischio cyber security, pagg. 153-154
	Rapporti con gli stakeholder locali		RFA - Risk Management Integrato, pagg. 28-33; Rischio Paese, pagg. 134-136; Rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi, pag. 141-143
			DNF - Alleanze per lo sviluppo, pagg. 194-195
	 Instabilità politica e sociale e Global security risk		RFA - Risk Management Integrato, pagg. 28-33; Rischio Paese, pagg.134-136
CARBONICA AL 2050 CAMBIAMENTO CLIMATICO NEUTRALITÀ Art. 3.2, commi a) e b)	 Rischio Climate Change • rischi connessi alla transizione energetica • rischi fisici		RFA - Risk Management Integrato, pagg 28-33; Rischi operation e connessi rischi in materia HSE, pagg. 143-144; Rischio climate change, pagg. 136-141
			DNF - Neutralità carbonica al 2050 (risk management), pagg. 166-172

MODELLO DI GESTIONE DEI RISCHI

Top risk

(8) Per maggiori informazioni si veda il capitolo Risk Management Integrato a pagg. 28-33.

MODELLO DI GESTIONE DEI RISCHI

		AMBITI DEL D.LGS. 254/2016	EVENTO DI RISCHIO	TOP RISK	PRINCIPALI AZIONI DI TRATTAMENTO
		PERSONE Art. 3.2, commi c) e d)	 Rischio Biologico ovvero diffusione di pandemie ed epidemie con potenziali impatti sulle persone e sui sistemi sanitari nonché sul business		RFA - Risk Management Integrato, pagg. 28-33; Rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi, pagg. 141-143; Rischi operation e connessi rischi in materia HSE, pagg. 143-144; Effetti della pandemia COVID-19, pagg. 97-98
			 Rischi su salute e sicurezza delle persone: • Infortuni a lavoratori e contrattisti • Incidenti di process safety e asset integrity		DNF - Persone, pagg. 173-178, Sicurezza, pag. 179-180
			 Rischi connessi al portafoglio competenze
		RISPETTO PER L'AMBIENTE	 Blow out		RFA - Risk Management Integrato, pagg. 28-33; Rischi specifici dell'attività di
		Art. 3.2, commi a), b) e c)	 Incidenti di process safety e asset integrity		ricerca e produzione di idrocarburi, pagg. 141-143; Rischi operation e connessi rischi in materia HSE, pagg. 143-144;
			 Rischio normativo settore energy		Evoluzione della regolamentazione ambientale pagg. 144-148; Rischio idrico pagg. 148-149; Gestione
			 Permitting		emergenze e spill pagg. 149-150
	ECCELLENZA OPERATIVA		 Rischi in materia ambientale (es. scarsità idrica, oil spill, rifiuti, biodiversità)		DNF - Rispetto per l'ambiente, pagg. 180-186
		DIRITTI UMANI Art. 3.2, comma e)	 Rischi connessi alla violazione dei diritti umani (diritti umani nella catena di fornitura, diritti umani nella security, diritti umani nel posto di lavoro, diritti umani nelle comunità locali)		DNF - Diritti Umani (gestione dei rischi), pagg. 186-189
		FORNITORI Art. 3.1, comma c)	 Rischi connessi alle attività di procurement		DNF - Fornitori (gestione dei rischi), pag. 190-191
		TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE Art. 3.2, comma f)	 Indagini e contenziosi in materia: • Ambiente, salute e sicurezza • Corruzione  Rischi connessi alla Corporate Governance		RFA - Risk Management Integrato, pagg. 28-33; Coinvolgimento in procedimenti legali e indagini anti corruzione, pagg. 153
					RCG - Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi
					DNF - Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale, pagg. 191-193
	PER LO SVILUPPO ALLEANZE	COMUNITÀ Art. 3.2, comma d)	 Rischi connessi al local content		RFA - Risk Management Integrato, pagg. 28-33; Rischio Paese, pagg. 134-136; Rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi, pag. 141-143
					DNF - Alleanze per lo sviluppo, pagg. 194-195

Top risk

NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050

Eni, consapevole dell'emergenza climatica in atto, vuole essere parte attiva di un percorso virtuoso del settore energetico di contributo alla neutralità carbonica entro il 2050, in linea con quanto previsto dagli scenari compatibili con il mantenimento del riscaldamento globale entro la soglia di 1,5°C a 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.

Leadership nella disclosure – 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 2021, nella fascia di leadership del programma CDP Climate Change. Il punteggio ottenuto da Eni, pari ad A-, risulta superiore alla media globale attestata sullo score B⁹ . Inoltre, nel 2021, TPI10 ha attribuito ad Eni la massima valutazione relativa alla management quality nella valutazione strategica dei rischi e delle opportunità legate al clima, ed ha riconosciuto, per la prima volta nella valutazione relativa alla carbon performance, l'allineamento dei target emissivi di lungo termine all'obiettivo più ambizioso dell'Accordo di Parigi di limitare l'innalzamento della temperatura media globale a 1,5°C entro la fine del secolo. Nello stesso anno, la ricerca di Carbon Tracker11 sulle Integrated Energy Companies (IEC) ha collocato Eni prima tra i peer grazie alla completezza della metodologia di contabilizzazione delle emissioni GHG, dei target intermedi di medio-lungo termine e del perimetro di contabilizzazione delle emissioni esteso a tutta la compagnia.

Impegno nelle partnership – Le partnership sono uno degli elementi chiave del percorso di decarbonizzazione di Eni, che da sempre collabora con il mondo accademico, la società civile, le istituzioni e le imprese per favorire la transizione ener-

getica. L'AD di Eni siede nello Steering Committee della "Oil and Gas Climate Initiative" (OGCI). Costituita nel 2014 da 5 società Oil & Gas, tra cui Eni, OGCI conta oggi dodici società che rappresentano circa un terzo della produzione globale di idrocarburi. Per rafforzare il proprio impegno nella riduzione delle emissioni GHG, OGCI ha comunicato nel 2021 il nuovo target collettivo di Net Zero Operations12, che si aggiunge ai target di riduzione dell'intensità emissiva GHG e dell'intensità di metano degli asset Upstream, annunciati rispettivamente nel 2020 e nel 2018. Inoltre, è proseguito l'impegno di Eni nel fondo d'investimento congiunto che ha raggiunto oltre 1 miliardo di dollari, finalizzato allo sviluppo di tecnologie per ridurre le emissioni GHG dell'intera filiera energetica su scala globale e nell'iniziativa CCUS KickStarter, lanciata nel 2019 per promuovere la commercializzazione su larga scala della tecnologia di Cattura, Uso e Stoccaggio della CO² (CCUS). Eni promuove inoltre la necessità di omogeneizzare le metodologie utilizzate per il reporting delle emissioni GHG al fine di rendere comparabili le performance e i target di decarbonizzazione del settore Oil & Gas. A tal fine, Eni partecipa al tavolo tecnico della Science Based Target initiative (SBTi), per la definizione di linee guida e standard applicabili al settore per stabilire target di decarbonizzazione in linea con gli obiettivi dell'Accordo di Parigi.

L'informativa sulla Neutralità Carbonica al 2050 è strutturata secondo le quattro aree tematiche TCFD: Governance, Risk management, Strategia e Metriche e Target. Nel 2021 Eni è stata riconosciuta dalla TCFD13 come best practice per la disclosure in merito ai potenziali impatti dei rischi connessi al climate change sul proprio portafoglio. Di seguito sono presentati gli elementi chiave di ciascuna tematica; per una disamina completa si rimanda al report Eni for 2021 – Neutralità Carbonica al 205014; ulteriori approfondimenti saranno disponibili nella risposta Eni al questionario CDP Climate Change 2022.

(9) In una scala di valutazione da D (minimo) ad A (massimo).

⁽¹⁰⁾ Transition Pathway Initiative, iniziativa globale guidata da investitori che valuta il progresso delle compagnie nella transizione low carbon. Il report pubblicato a novembre 2021 costituisce un aggiornamento della valutazione TPI pubblicata nel 2020.

⁽¹¹⁾ Think tank finanziario indipendente che da anni conduce analisi per valutare l'impatto della transizione energetica sulle aziende carbon intensive e sui mercati finanziari. (12) Riferito alle emissioni Scope 1+2 degli asset operati, entro i termini stabiliti dall'Accordo di Parigi.

⁽¹³⁾ Guidance on Metrics, Targets, and Transition Plans, pag. 52, TCFD 2021.

⁽¹⁴⁾ Tale report sarà pubblicato in occasione dell'Assemblea degli azionisti.

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RACCOMANDAZIONI TCFD		RFA 2021	REPORT DI SOSTENIBILITÀ 2021(*)
		Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario	Addendum Eni For - Neutralità Carbonica al 2050
GOVERNANCE
Rappresentare la governance dell'azienda in riferimento ai rischi e opportunità connesse al cambiamento climatico.	a) Sorveglianza da parte del CdA	√	√
	b) Ruolo della direzione	Elementi chiave	√
STRATEGIA
Rappresentare gli impatti attuali e potenziali dei rischi e delle opportunità connesse al cambiamento climatico sui business, sulla	a) Rischi e opportunità legati al clima		√
strategia e sulla pianificazione finanziaria laddove l'informazione è materiale.	b) Incidenza dei rischi e delle opportunità legati al clima	√ Elementi chiave	√
	c) Resilienza della strategia		√
RISK MANAGEMENT
Rappresentare come l'azienda individua, valuta e gestisce i rischi connessi al cambiamento climatico.	a) Processi di individuazione e valutazione	√	√
	b) Processi di gestione	Elementi chiave	√
	c) Integrazione nella gestione complessiva dei rischi		√
METRICHE & TARGET
Rappresentare le metriche e i target utilizzati per valutare e gestire i rischi	a) Metriche utilizzate	√	√
e le opportunità connesse al cambiamento	b) Emissioni GHG	Elementi chiave	√
climatico laddove l'informazione è materiale.	c) Target		√

(*) Il report verrà pubblicato in occasione dell'Assemblea degli azionisti 2022.

GOVERNANCE

Ruolo del CdA. La strategia di decarbonizzazione di Eni è inserita in un sistema strutturato di Corporate Governance in cui CdA e AD hanno un ruolo centrale nella gestione dei principali aspetti legati al cambiamento climatico. Il CdA esamina ed approva, su proposta dell'AD, il Piano strategico in cui sono definiti strategie ed obiettivi riferiti anche al cambiamento climatico ed alla transizione energetica. A partire dal 2014, il CdA è supportato, nello svolgimento delle proprie attività, dal Comitato Sostenibilità e Scenari (CSS) con cui approfondisce, con cadenza periodica, l'integrazione tra strategia, scenari evolutivi e sostenibilità del business nel medio-lungo termine. Nel corso del 2021 il CSS ha approfondito in tutte le sedute temi connessi al cambiamento climatico, tra cui l'aggiornamento sulle attività della CFO Taskforce for the SDG, la filiera e le tecnologie dell'idrogeno, la piattaforma Open-es15, le attività forestry, il carbon pricing, l'impegno di Eni per la salvaguardia della risorsa idrica, i risultati di Eni negli indici e nei rating ESG (o rating di sostenibilità), le risoluzioni sul clima e le disclosure assembleari dei peer di riferimento con un focus su "Say on climate"16, gli approfondimenti sulle attività di Carbon Capture and Storage (CCUS) e i diritti umani17.

A partire dal 2019, il CdA esamina ed approva il Piano di breve-medio, lungo termine di Eni, finalizzato a garantire la sostenibilità del portafoglio dei business in un orizzonte temporale fino al 2050, in coerenza con quanto previsto nel Piano Strategico Quadriennale. Inoltre, con riferimento alla composizione del Consiglio, si segnala che sulla base dell'autovalutazione condotta, circa l'80% dei Consiglieri ha espresso il proprio 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.

È riconosciuto unanimemente l'impegno e il commitment dell'intero Consiglio sui temi della transizione energetica, del cambiamento climatico, della sostenibilità ed ESG, nonché lo specifico supporto del Comitato Sostenibilità e Scenari – in ragione delle sue specifiche funzioni, in termini di qualità e profondità della discussione sia sui temi ESG e della sostenibilità che su quelli

(17) Per approfondimenti si rinvia al paragrafo "Comitato Sostenibilità e Scenari" della Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021.

⁽¹⁵⁾ Per maggiori informazioni https://www.openes.io/it.

⁽¹⁶⁾ Say on climate: la campagna "Say On Climate", nata a fine 2020, chiede alle aziende di mettere al voto consultivo dell'assemblea degli azionisti il loro Climate Action Plan.

relativi alla transizione energetica e dei cambiamenti climatici – con spinta a 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, elaborato sull'ipotesi dell'introduzione di una carbon tax in linea con lo IEA18 Sustainable Development Scenario (SDS). Dal 2021, lo scenario NZE (Net Zero Emissions) della IEA è incluso tra gli scenari per le valutazioni di portafoglio (cfr. pagine 136-141, par. "Rischio Climate Change"). Infine, il CdA è trimestralmente informato sugli esiti delle attività di risk assessment e monitoraggio dei top risk di Eni, tra cui è incluso il climate change.

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 nella valorizzazione sostenibile del portafoglio Upstream Oil & Gas, nella commercializzazione del gas all'ingrosso, nelle iniziative in ambito Natural Climate Solutions e progetti di stoccaggio della CO2 ed Energy Evolution, attiva nell'evoluzione dei business di generazione, e nella trasformazione e vendita di prodotti da fossili a bio, blue e green, anche attraverso la fusione dei business retail e rinnovabili. Dal 2019 le tematiche relative alla strategia sul clima sono parte della pianificazione di lungo termine e gestite dall'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 2020-2022 prevede uno specifico obiettivo su temi di sostenibilità ambientale e transizione energetica (peso complessivo 35%), articolato sui traguardi connessi ai processi di decarbonizzazione, transizione energetica e all'economia circolare, in coerenza 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 con differimento 2021 (IBT) è strettamente connesso alla strategia aziendale in quanto orientato a misurare il raggiungimento degli obiettivi annuali in coerenza con i nuovi obiettivi di decarbonizzazione di Eni. In particolare, viene utilizzato l'indicatore di riduzione dell'intensità emissiva Upstream su base equity che include le emissioni indirette (c.d. Scope 2) e le attività non operate. A partire dal 2021, il piano IBT include anche l'indicatore di capacità installata incrementale delle fonti rinnovabili, in sostituzione dell'indicatore relativo alle risorse esplorative, a sostegno della strategia relativa alla transizione energetica. Ciascuno di questi indicatori è assegnato all'AD con un peso del 12,5% e a tutto il management aziendale secondo pesi coerenti con le responsabilità attribuite.

RISK MANAGEMENT

Il processo per identificare e valutare i rischi e le opportunità climate-related è parte del Modello di Risk Management Integrato Eni sviluppato per assicurare che il management prenda decisioni che tengano conto dei rischi correnti e potenziali, anche di medio e lungo termine, in un'ottica integrata, complessiva e prospettica. Alla luce del legame tra la gestione dei rischi e delle opportunità e gli obiettivi strategici di Eni, il processo RMI parte dal contributo alla definizione dei piani di medio e lungo termine e del Piano quadriennale di Eni, obiettivi e azioni con valenza di de-risking, e prosegue con il sostegno all'attuazione dei suddetti piani attraverso periodici cicli di risk assessment e monitoraggio. Il processo RMI assicura la rilevazione, il consolidamento e l'analisi di tutti i rischi Eni e supporta il CdA nella verifica di compatibilità del profilo di rischio con gli obiettivi strategici, anche in ottica di medio-lungo termine. I rischi sono:

• } valutati con strumenti quantitativi e qualitativi considerando sia la probabilità di accadimento sia gli impatti che si verrebbero a determinare in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio;
• } rappresentati, in base alla probabilità di accadimento e all'impatto, su matrici che ne consentono il confronto e la classificazione per rilevanza.

Principali rischi e opportunità. 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'analisi è svolta con un approccio integrato e trasversale che coinvolge funzioni specialistiche e linee di business, includendo valutazioni di rischi e opportunità correlati.

Scenario di 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 sistema 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)19 e scenari decarbonizzati che identificano, con una logica backcasting20, 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). Tra questi, nel Sustainable Development Scenario (SDS), considerato da Eni come principale riferimento per valutare i rischi e le opportunità connessi alla transizione energetica, la domanda globale di energia al 2040 è prevista in calo rispetto ad oggi (-5,3% vs. 2019). Il mix energetico si modificherà a favore delle fonti low carbon, con una quota crescente di nucleare e di fonti intermittenti che passeranno da circa il 2% al 17% nel 2040 e al 26% nel 2050. Le fonti fossili manterranno ancora un ruolo importante nel mix energetico (Oil & Gas pari al 40% del mix nel 2040 vs. 53% nel 2020). In particolare, il gas naturale contribuirà per circa il 20% nel mix energetico sia in virtù del minore impatto ambientale e della maggiore efficienza rispetto agli altri combustibili fossili che delle migliori prospettive future per l'integrazione con le fonti rinnovabili. In tale scenario, sebbene la domanda di petrolio sia prevista scendere in maniera drastica (fino a 47 Mb/g al 2050 vs. 97 Mb/g del 2019), rimane la necessità di investimenti upstream per compensare il calo della produzione dai campi esistenti, anche se permane un'incertezza legata all'influenza che evoluzioni normative e breakthrough tecnologici potrebbero avere sullo scenario.

Nel 2021 la IEA ha sviluppato, per la prima volta, un percorso volto a traguardare la neutralità carbonica al 2050, in linea con un aumento della temperatura di 1,5°C entro la fine del secolo (NZE2050). Tale percorso si basa su leve come l'elettrificazione, l'efficienza e un cambiamento radicale dei comportamenti da parte dei consumatori che richiedono un cambio immediato del paradigma energetico. Secondo il NZE2050, nei prossimi dieci anni, la riduzione delle emissioni potrà avvenire con tecnologie esistenti e già affermate sul mercato, ma nel 2050 si dovranno anche utilizzare soluzioni che, in questo momento, sono ancora in fase di prototipo o dimostrativo e non ancora diffuse su vasta scala. Al 2040 la domanda energetica globale sarà inferiore rispetto ad oggi (-13% vs. 2019), pur a fronte di un'economia globale prevista raddoppiare e di una popolazione in crescita di 2 miliardi.

Evoluzione normativa. L'adozione di politiche atte a sostenere la transizione energetica verso fonti low carbon potrebbe avere degli impatti rilevanti sull'evoluzione del portafoglio di business Eni. In particolare, nel corso della COP26, è stato definito un pacchetto di decisioni (Glasgow Climate Act) che rappresenta un importante passo avanti nelle negoziazioni sul clima. Tra gli elementi più rilevanti, si riconosce l'importanza di limitare l'incremento della temperatura a 1,5°C entro fine secolo rispetto all'epoca preindustriale, e a tal fine è stato definito un obiettivo di riduzione delle emissioni globali di CO2 del 45% al 2030 vs. 2010, traguardando il net zero "intorno alla metà del secolo". Al contempo, diversi Paesi hanno annunciato impegni di net zero che ad oggi coprono oltre il 90% delle emissioni mondiali. In tale contesto, anche l'UE si è impegnata per il raggiungimento della neutralità carbonica al 2050 e ha innalzato dal 40% al 55% il proprio obiettivo di riduzione delle emissioni GHG al 2030, rendendolo vincolante con la Climate Law approvata a giugno 2021. Lo stesso anno, la Commissione europea ha pubblicato il pacchetto Fit for 55, con cui rivede le principali direttive sul clima in linea con il nuovo obiettivo al 2030, all'interno di una più ampia revisione delle proprie policy climatiche (i.e. regolamento UE sulla tassonomia e hydrogen and decarbonised gas package).

Rischio legale. Alcuni soggetti pubblici e privati hanno avviato procedimenti, giudiziali e non, nei confronti delle principali compagnie Oil & Gas, tra cui società Eni, reclamando la loro responsabilità per gli impatti connessi al climate change e ai diritti umani, nonché per pratiche di cd. "greenwashing"21. Eni è da tempo impegnata nel promuovere un dialogo costante, aperto e trasparente sui temi del climate change, dei diritti umani e della comunicazione ambientale che rappresentano parte integrante della propria strategia e quindi sono oggetto di comunicazione agli stakeholder. Questo impegno si inserisce nel più ampio rapporto che Eni instaura con i propri stakeholder su temi rilevanti di sostenibilità con iniziative sui temi di governance, dialogo con gli investitori e campagne mirate di comunicazione, adesione ad iniziative e partnership internazionali.

Evoluzione tecnologica. La necessità di costruire un modello di consumo finale dell'energia a basso impatto carbonico favorirà le tecnologie volte alla cattura e alla riduzione delle emissioni GHG, la produzione di idrogeno da gas nonché tecnologie che supportino il controllo delle emissioni di metano lungo la filiera produttiva dell'Oil & Gas. In tal modo si potrà ambire a una rapida e realistica transizione da uno scenario prevalentemente fossile ad uno a bassa impronta carbonica. Inoltre, l'evoluzione tecnologica nel campo della produzione e stoccaggio dell'energia da fonti rinnovabili e nel campo delle attività bio costituisce una leva chiave per la trasformazione industriale del business Eni. La ricerca scientifica e tecnologica è dunque una delle leve su cui si basa la strategia di decarbonizzazione di Eni e gli ambiti di azione sono descritti nel paragrafo Strategia e Obiettivi.

Reputazione. Campagne mediatiche di sensibilizzazione da parte di ONG e altre organizzazioni ambientaliste, risoluzioni degli azionisti in assemblea, disinvestimenti da parte di alcuni investitori, class action di gruppi di stakeholder, sono sempre più orientate a una maggiore trasparenza sull'impegno concreto delle compagnie Oil & Gas per la transizione energetica. Nel 2020, accogliendo le richieste di alcuni investitori, Eni ha pubblicato le proprie linee guida sull'engagement responsabile in materia di cambiamenti climatici all'interno delle associazioni di impresa, impegnandosi a verificare periodicamente la coe-

(20) Scenario a obiettivo definito.

⁽¹⁹⁾ Lo STEPS include tutte le politiche attuate e programmate dai Governi, mentre l'APS considera il raggiungimento nei tempi previsti di tutti gli obiettivi net zero annunciati dai Governi.

⁽²¹⁾ Per dettagli sui procedimenti si veda a pagg. 298-307 la sezione "Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura civile o amministrativa".

renza tra le proprie posizioni di advocacy climatica ed energetica e le posizioni delle associazioni di categoria di cui fa parte. Rischi fisici. L'intensificarsi di fenomeni meteoclimatici estremi/ cronici nel medio-lungo periodo potrebbe determinare danni ad impianti ed infrastrutture, con conseguente interruzione delle attività industriali ed incremento dei costi di ripristino e manutenzione. Per quanto riguarda i fenomeni estremi, come uragani o tifoni, l'attuale portafoglio degli asset Eni, progettati secondo le normative vigenti per resistere a condizioni ambientali estreme, ha una distribuzione geografica che non determina concentrazioni di alto rischio. Relativamente ai fenomeni più graduali, come l'innalzamento del livello del mare o l'erosione delle coste, la vulnerabilità degli asset Eni interessati al fenomeno viene valutata attraverso analisi specifiche, come nel caso degli asset Eni nella zona del Delta del Nilo, dove l'impatto risulta comunque limitato ed è quindi possibile ipotizzare ed attuare interventi di adattamento per contrastare il fenomeno. Parallelamente all'impegno per assicurare l'integrità delle proprie operazioni, Eni è attiva sul tema dell'adattamento ai Cambiamenti Climatici anche per gli impatti socio-economici e ambientali nei Paesi ove Eni opera. A tal fine, Eni ha finalizzato nel 2021 un progetto dedicato alla valutazione dei principali rischi/opportunità connessi ai Cambiamenti Climatici, svolto in collaborazione con FEEM (Fondazione Eni Enrico Mattei) e IDM (Istituto Di Management) di Pisa, che ha portato all'elaborazione di linee guida e misure che costituiranno un supporto metodologico per l'identificazione e l'attuazione di azioni di adattamento nei Paesi di interesse di Eni.

STRATEGIA E OBIETTIVI

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. Nel 2022 Eni ha accelerato la propria strategia di trasformazione che farà leva sull'integrazione di tecnologie, nuovi modelli di business e stretta collaborazione con gli stakeholder per sviluppare un'offerta sempre più ampia di soluzioni decarbonizzate per i propri clienti. Il percorso di decarbonizzazione di Eni verso il net zero al 2050 si declina attraverso chiari obiettivi inclusivi di tutte le emissioni GHG Scope 1+2+3, integrati e rafforzati da nuovi target di breve e medio termine che confermano l'impegno di Eni ad allineare ulteriormente la traiettoria di riduzione agli scenari 1,5°C:

• } -35% delle Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3) @2030 vs. 2018, -55% @2035 e -80% @2040;
• } -15% della Net Carbon Intensity dei prodotti energetici venduti @2030 vs. 2018 e -50% @2040;
• } Net Zero Carbon Footprint Upstream (Scope 1+2) @2030, con nuovo target di riduzione del 65% @2025 vs. 2018;
• } Net Zero Carbon Fooprint Eni (Scope 1+2) anticipato al 2035, con nuovo target di riduzione del 40% @2025 vs. 2018.

Le emissioni residue verranno compensate attraverso 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 sono infatti sostenuti da un piano di trasformazione industriale progettato su soluzioni concrete ed economicamente fattibili, trainate da soluzioni tecnologiche già disponibili:

• } riduzione della produzione di idrocarburi nel medio termine, con crescita progressiva della componente gas, che traguarderà più del 90% al 2050;
• } conversione della raffinazione tradizionale attraverso hub di economia circolare, con incremento della capacità di raffinazione "bio" a 6 milioni di tonnellate entro il 2035, palm oil free a partire dal 2023;
• } progressivo incremento dell'offerta di elettricità green di Plenitude nell'ambito di una crescita della base clienti a 15 milioni con oltre 15 GW di capacità rinnovabile installata entro il 2030, per arrivare a 60 GW al 2050;
• } sviluppo di business per la mobilità sostenibile con 30.000 punti di ricarica EV al 2025 e circa 160.000 al 2050;
• } progressivo aumento della produzione di nuovi vettori energetici, tra cui idrogeno, che contribuirà per circa 4MTPA dal 2050, e fusione magnetica, con il primo impianto operativo atteso tra 10 anni;
• } sviluppo di hub dedicati allo stoccaggio della CO2 per le emissioni hard-to-abate da siti industriali Eni e di terzi, arrivando ad una capacità di stoccaggio di oltre 50 MtCO² nel 2050.

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 2025, il 60% nel 2030 e fino all'80% nel 2040. In dieci anni, queste attività genereranno un Free Cash Flow positivo e raggiungeranno il 75% di contributo al flusso di cassa del gruppo dal 2040. Eni ha pianificato per il prossimo quadriennio 2022-25 investimenti in decarbonizzazione, economia circolare e rinnovabili pari a circa €9,7 miliardi, incluse le attività di ricerca scientifica e tecnologica di supporto. Eni si impegna inoltre ad allineare i piani e le decisioni di investimento alla strategia di decarbonizzazione, riducendo progressivamente la quota di spesa dedicata alle attività O&G, selezionando i progetti di investimento secondo rigide soglie emissive ed eliminando gradualmente gli investimenti in attività o prodotti "unabated" come condizione necessaria per raggiungere la neutralità carbonica entro la metà del secolo. Il piano di decarbonizzazione è integrato nella strategia di finanziamento di Eni, che allinea sostenibilità economica ed ambientale, e ha visto nel 2021 l'emissione del primo sustainability-linked bond del settore O&G, il cui tasso d'interesse è connesso agli obiettivi di transizione energetica annunciati dall'azienda.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Eni è storicamente impegnata nella riduzione delle proprie emissioni GHG dirette ed è stata tra i primi del settore a definire, 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 in atmosfera. 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. Gli indicatori risultanti tracciano così il percorso di Eni verso la neutralità carbonica sia in termini assoluti (Net GHG Lifecycle Emisisons) che di intensità (Net Carbon Intensity).

Di seguito sono riportate le performance degli indicatori relativi ai target di medio lungo termine.

Net Zero GHG Lifecycle Emissions al 2050: l'indicatore fa riferimento a tutte le emissioni Scope 1, 2 e Scope 3 associate alle attività e i prodotti energetici venduti da Eni, lungo la loro catena del valore e al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions. Nel 2021 è in aumento principalmente in relazione alla ripresa delle attività in seguito ad emergenza sanitaria e maggiori vendite di prodotti Oil & Gas retail.

Net Zero Carbon Intensity al 2050: l'indicatore è calcolato come il rapporto tra le emissioni assolute nette GHG (Scope 1, 2 e 3) lungo la catena del valore dei prodotti energetici e la quantità di energia inclusa negli stessi. Nel 2021 si riduce del 2% rispetto al 2020 grazie all'aumento del gas nel mix energetico e il ruolo degli offset.

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

Net Zero Carbon Footprint Upstream al 2030: l'indicatore considera le emissioni Scope 1+2 provenienti dagli asset upstream operati da Eni e da terzi, al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions. Nel 2021 l'indicatore è sostanzialmente stabile in quanto il lieve aumento di emissioni è stato bilanciato dalla maggiore compensazione tramite crediti forestali per 2 MtCO² eq.

Net Zero Carbon Footprint Eni al 2035: l'indicatore considera le emissioni Scope 1+2 dalle attività operate da Eni e da terzi, al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions. Nel 2021 l'indicatore è sostanzialmente stabile in quanto il lieve aumento di emissioni è stato bilanciato dalla maggiore compensazione tramite crediti forestali per 2 MtCO² eq.

Con riferimento specifico agli obiettivi di decarbonizzazione di breve termine, definiti per gli asset operati e contabilizzati al 100%, si riporta una sintesi dei risultati ottenuti nel 2021 e dello stato di avanzamento rispetto ai target.

Riduzione dell'indice di intensità emissiva GHG upstream del 43% entro il 2025 vs. 2014: l'indice di intensità GHG upstream, espresso come rapporto tra emissioni dirette Scope 1 e produzione lorda operata, nel 2021 risulta sostanzialmente stabile rispetto all'anno precedente. L'andamento dell'indice è correlato ad un aumento delle emissioni principalmente legato a shutdown di emergenza in Nigeria ed Angola e la ripresa delle attività onshore in Libia, parzialmente compensato dalla riduzione delle emissioni fuggitive ed una generale ottimizzazione dei consumi. Nel 2021 l'indice ha registrato un valore pari a 20,2 tonCO² eq./mgl boe, in aumento dell'1% rispetto al 2020. La riduzione complessiva rispetto al 2014 è pari al 25% ed in linea con l'obiettivo al 2025.

Zero gas flaring di routine entro il 2025 negli asset upstream: nel 2021 i volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine sono stati pari a 1,16 miliardi di Sm³, in aumento del 12% rispetto al 2020, principalmente a causa della ripresa delle attività presso gli impianti di Abu-Attifel ed El Feel in Libia, rimasti fermi per quasi tutto il 2020. La riduzione complessiva rispetto al 2014 è del 31%, in linea con l'obiettivo al 2025.

Riduzione delle fuggitive di metano upstream dell'80% entro il 2025 vs. 2014: nel 2021 le emissioni fuggitive di metano upstream sono risultate pari a 9,2 ktCH⁴ , in riduzione del 18% rispetto al 2020 grazie al monitoraggio e le manutenzioni effettuate nell'ambito delle campagne LDAR (Leak Detection And Repair – LDAR) che vengono svolte con cadenza periodica. La riduzione complessiva rispetto al 2014 è pari al 92%, confermando il raggiungimento già a partire dal 2019 del target di riduzione dell'80% fissato per il 2025.

Miglioramento medio del 2% annuo al 2021 rispetto all'indice 2014 dell'indice di efficienza operativa: il target estende l'impegno di riduzione GHG (Scope 1 e Scope 2) a tutte le aree di business con un indice complessivo Eni che nel 2021 è stato pari a circa 32 tonCO2 eq./mgl boe, in lieve aumento rispetto al 2020, principalmente in virtù della ripresa delle attività, non ancora a regime. Questo effetto è stato parzialmente controbilanciato dai progetti di efficienza energetica avviati o andati a regime nel corso dell'anno.

Nel 2021 Eni ha proseguito il proprio piano di investimenti sia in progetti volti direttamente all'incremento dell'efficienza energetica negli asset (€10 mln) sia in progetti di sviluppo e revamping con significative ricadute sulla performance energetica delle attività.

Complessivamente, le emissioni dirette di GHG derivanti dalle attività operate da Eni nel 2021 sono state pari a 40,1 mln ton CO2 eq., in aumento del 6% rispetto al 2020 principalmente per effetto della ripresa delle attività nei settori upstream e trasporto gas, power e chimica.

Il business delle Rinnovabili nel 2021 è cresciuto in misura significativa, raggiungendo una capacità installata da fonti rinnovabili pari a 1.188 MW (più che triplicando il risultato del 2020). Tale accelerazione, ottenuta principalmente a seguito delle recenti acquisizioni in Europa e negli Stati Uniti, è stata compiuta anche nella più ampia ottica di integrazione con il business retail di Plenitude, al fine di sfruttare tutte le possibili sinergie tra i due business.

La produzione di energia rinnovabile ha raggiunto i 1.166 GWh (circa triplicando il risultato del 2020), per la maggiore capacità installata (in particolare grazie alle recenti acquisizioni di impianti in Europa e Stati Uniti). Rispetto al 2020 la produzione di biocarburanti è in flessione a causa di fermate presso la bioraffineria di Venezia e di un contesto di scenario meno favorevole.

Per il 2021 l'impegno economico di Eni in attività di ricerca scientifica e sviluppo tecnologico ammonta a €177 milioni, di cui circa 114 destinati al percorso di decarbonizzazione ed economia circolare. Tale investimento si riferisce alle tematiche di energy transition, bioraffinazione, chimica verde, produzione di energia da fonti rinnovabili, riduzione delle emissioni ed efficienza energetica.

INDICATORI RELATIVI AI TARGET DI MEDIO LUNGO TERMINE22

		2021	2020	2019	Obiettivo
Net carbon footprint upstream (Scope 1+2)	(milioni tonnellate di CO2 eq.)	11,0	11,4	14,8	UPS Net zero 2030
Net carbon footprint Eni (Scope 1+2)		33,6	33,0	37,6	ENI Net zero 2035
Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)		456	439	501	Net zero 2050
Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3)	(gCO2 eq./MJ)	67	68	68	Net zero 2050
Capacità installata da fonti rinnovabili(a)	MW	1.188	351	190	60 GW 2050
Capacità di bioraffinazione	(milioni di tonnellate/anno)	1,10	1,11	1,11	6 milioni di tonnellate/anno al 2035

(a) Il KPI rappresenta la quota Eni e si riferisce principalmente a Plenitude. I valori del 2020 e 2019 sono stati adeguatamente riesposti.

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE	2021		2020	2019
		Totale	di cui società consolidate integralmente	Totale	Totale
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)	(milioni di tonnellate di CO2 eq.)	40,08	25,24	37,76	41,20
di cui: CO2 equivalente da combustione e da processo		30,58	21,87	29,70	32,27
di cui: CO2 equivalente da flaring(a)		7,14	3,0	6,13	6,49
di cui: CO2 equivalente da venting		2,12	0,24	1,64	1,88
di cui: CO2 equivalente da emissioni fuggitive di metano		0,24	0,12	0,29	0,56
Indice di efficienza operativa (Scope 1 + Scope 2)	(tonnellate di CO2 eq./migliaia boe)	31,95	46,12	31,64	31,41
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi 100% operata (upstream)		20,19	23,12	19,98	19,58
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente prodotta (EniPower)	(gCO2 eq./kWheq)	379,6	379,4	391,4	394
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) dalle raffinerie	(tonnellate di CO2 eq./migliaia di tonnellate)	228	228	248	248
Emissioni fuggitive di metano (upstream)	(migliaia di tonnellate di CH4 )	9,2	4,5	11,2	21,9
Volume di idrocarburi inviati a flaring	(miliardi di Sm3 )	2,2	1,1	1,8	1,9
di cui: di routine		1,2	0,4	1,0	1,2
Emissioni indirette di GHG (Scope 2)	(milioni di tonnellate di CO2 eq.)	0,81	0,70	0,73	0,69
Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti(b)		176	N/A	185	204
Energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili(c)	(GWh)	1.166	880	393	61
Consumi energetici da attività produttive/produzione lorda di idrocarburi 100% operata (upstream)	(GJ/tep)	1,45	N/A	1,52	1,39
Consumo netto di fonti primarie/energia elettrica equivalente prodotta (EniPower)	(tep/MWheq)	0,16	0,16	0,17	0,17
Energy Intensity Index (raffinerie)	(%)	116,4	116,4	124,8	112,7
Spesa in R&S	(milioni di euro)	177	177	157	194
di cui: relative alla decarbonizzazione		114	114	74	102
Domande di primo deposito brevettuale	(numero)	30	30	25	34
di cui: depositi sulle fonti rinnovabili		11	11	7	15
Produzioni vendute di biocarburanti	(migliaia di tonnellate)	585	585	622	256

Ove non diversamente indicato, i KPI emissivi e relativi ai consumi fanno riferimento a dati 100% degli asset operati.

(a) A partire dal 2020 l'indicatore include tutte le emissioni Eni derivanti da flaring, aggregando anche i contributi di Refining & Marketing e Chimica, che fino al 2019 sono contabilizzati nella categoria combustione e processo.

(b) Categoria 11 del GHG Protocol – Corporate Value Chain (Scope 3) Standard. Stimate sulla base della produzione upstream venduta in quota Eni in linea con le metodologie IPIECA.

(c) In linea con gli obiettivi strategici aziendali, tale indicatore viene rendicontato su base equity. Il KPI rappresenta la quota Eni e si riferisce principalmente a Plenitude. I valori del 2020 e 2019 sono stati adeguatamente riesposti.

(22) Indicatori contabilizzati su base equity.

ECCELLENZA OPERATIVA

Il modello per l'eccellenza operativa si basa sull'impegno costante nel consolidare e sviluppare competenze in linea con le nuove esigenze del business, nel valorizzare le proprie persone in ogni ambito (professionale e non), salvaguardare la salute e la sicurezza, la tutela dell'ambiente, il rispetto e la promozione dei diritti umani e l'attenzione alla trasparenza, alla lotta alla corruzione.

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. L'impegno di Eni sui diritti umani ha inoltre previsto anche uno strumento di verifica del presidio dei diritti umani sul posto di lavoro (si veda capitolo "Diritti umani").

LA CULTURA DELLA PLURALITÀ E DELLO SVILUPPO DELLE PERSONE

L'approccio di Eni alla Diversity & Inclusion (D&I) è basato non solo sui principi fondamentali di non discriminazione e pari opportunità ma sull'impegno attivo nel creare un ambiente di lavoro nel quale differenti caratteristiche o orientamenti personali e culturali siano considerati una fonte di arricchimento reciproco e un elemento irrinunciabile della sostenibilità del business. Eni assicura che tutte le sue persone siano trattate con equità indipendentemente da qualsiasi differenza di genere, religione, nazionalità, opinione politica, orientamento sessuale, status sociale, abilità fisiche, condizioni mediche, condizioni familiari ed età e ogni altro aspetto non rilevante; inoltre, Eni mira a stabilire relazioni lavorative libere da ogni forma di discriminazione, richiedendo che simili valori vengano adottati anche da tutte le terze parti che collaborano con Eni. La diversità è infatti una risorsa da salvaguardare e valorizzare sia in azienda che in tutte le relazioni con gli stakeholder esterni, tra cui fornitori, partner commerciali ed industriali, come sottolineato dalla propria mission e dal Codice Etico. Per sviluppare la strategia aziendale in materia di D&I e coordinare il portfolio di iniziative, nel 2021 è stata formalizzata un'unità dedicata alle tematiche di D&I. Per identificare gli obiettivi prioritari in materia sono state attivate iniziative di ascolto sia del top management (D&I come leva strategica per gli obiettivi di business) sia delle persone Eni (survey, focus group e attivazione di un canale di comunicazione diretto con le persone interessate) per recepire segnali di attenzione e riflessioni in materia D&I. Sono inoltre proseguite le attività per l'inclusione e la valorizzazione e lo sviluppo delle diversità in azienda, in particolare Eni promuove lo scambio professionale trasversale attraverso svariati processi, tra cui anche la mobilità geografica, come esperienza importante nel percorso di crescita personale. Il consolidamento negli anni dei processi di inserimento dei neoassunti, affiancamento, training e di condivisione delle competenze e delle best practice con il personale locale ha garantito, in questi ultimi anni caratterizzati da molti rientri in sede e pochi espatri, continuità nelle attività operative. Per quanto riguarda la diversità di genere, Eni pone particolare attenzione alla promozione di iniziative volte all'attraction dei talenti femminili, a livello nazionale ed internazionale, così come allo sviluppo di percorsi di crescita manageriale e professionale per le donne in azienda. In tale ambito, Eni organizza iniziative per gli studenti delle scuole superiori di orientamento verso le materie STEM (Science, Technology, Engineering and Mathematics), con focus sulla gender parity (es. Think About Tomorrow) e partecipa ad iniziative nazionali ed internazionali23 con l'obiettivo di arricchire costantemente, in un'ottica di parità di genere, i propri processi e prassi operative. Tali attività sono continuate nel corso dell'anno attraverso la "dematerializzazione" di eventi e incontri che ha permesso di raggiungere luoghi, persone e realtà ad oggi inaccessibili, abbattendo barriere linguistiche e geografiche.

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 2011, Eni monitora annualmente il gap salariale tra la popolazione femminile e quella

⁽²³⁾ Progetto Inspiring Girls – Progetto internazionale contro gli stereotipi sulle donne; "Manifesto per l'occupazione femminile" di Valore D – Documento programmatico per valorizzare il talento femminile in azienda promosso da Valore D e patrocinato dalla presidenza italiana del G7 e dal Dipartimento per le Pari Opportunità della Presidenza del Consiglio dei Ministri italiana; Comitato Interaziendale STEM - per proporre un piano di azioni a complemento dell'attuazione del Manifesto; Consorzio Elis – Sistema Scuola Impresa; Fondazione Mondo Digitale; WEF - World Economic Forum; ERT - European Round Table.

maschile, riscontrando il sostanziale allineamento delle retribuzioni (pay ratio totale Italia donne vs. uomini pari a 101 per la retribuzione fissa e 98 per la retribuzione totale). Inoltre, in relazione agli standard ILO (International Labour Organization), Eni effettua annualmente analisi sulla retribuzione del personale locale nei 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 ciascun Paese da provider internazionali (si veda Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti 2022). Relativamente alla gestione professionale delle proprie risorse, Eni ha implementato percorsi di sviluppo manageriale e di eccellenza rivolti alle aree professionali core, che sostiene attraverso attività di formazione, iniziative di mobilità, job rotation e strumenti di sviluppo. A supporto di questi percorsi, Eni utilizza diversi strumenti di valutazione, tra i quali l'annual review, il processo di performance e feedback, con focus su dirigenti, quadri e giovani laureati e i processi di valutazione delle soft skills. Anche il 2021 ha visto un cauto contenimento delle iniziative di mobilità soprattutto internazionali, ma i percorsi di crescita e sviluppo interni sono comunque proseguiti, sostenuti in modalità a distanza. Nel 2021, il processo di valutazione delle performance e della management review ha coperto il 94% mentre le attività di valutazione del potenziale il 100% del totale programmato con un trend globale in miglioramento (+5 p.p. vs. 2020); sono stati, inoltre, valutati le capacità e comportamenti di dirigenti e quadri tramite la metodologia del Management Appraisal.

FORMAZIONE

Anche nel 2021 l'impegno delle attività formative è proseguito con un focus sulla transizione e l'evoluzione strategica e di business. Infatti, per sostenere il processo di trasformazione aziendale è continuato il processo di riqualificazione attraverso iniziative di upskilling e reskilling (nel 2021, ad esempio, è stato presentato al Ministero del Lavoro e delle Politiche Sociali un progetto formativo legato al Contratto di Espansione composto di vari percorsi formativi) 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. Al fine di supportare le persone per contribuire al meglio alla profonda trasformazione di business, nel 2021 sono state messe a punto due nuove iniziative formative: un percorso sulla leadership rivolto ai responsabili e ai team leader, l'altra aperta a tutte le persone Eni con l'utilizzo di una Web App. Anche le iniziative formative HSE rimangono delle priorità per Eni attraverso la puntuale erogazione della formazione obbligatoria e l'erogazione di ulteriori interventi formativi HSE a supporto del Business. Inoltre, a maggio del 2021 è nata la nuova piattaforma digitale MyChange, come strumento di supporto alle persone Eni per il cambiamento in atto, in cui vengono approfondite tematiche quali la Mission Eni, la Transizione Energetica, i Sustainable Development Goals, la Diversity & Inclusion ed altro.

RELAZIONI INDUSTRIALI

Nel dicembre del 2020 è stato sottoscritto con le organizzazioni sindacali nazionali il protocollo INSIEME "Modello di relazioni industriali a supporto del percorso di transizione energetica". Con tale protocollo Eni e le organizzazioni sindacali hanno reputato di crescente importanza accelerare il percorso di transizione energetica e condiviso che tale percorso richiederà una condivisione trasparente delle informazioni, degli obiettivi e delle iniziative e per tale ragione hanno ritenuto che un sistema di relazioni industriali ancora più efficace e partecipativo sia necessario per accompagnare i processi di trasformazione che combinino la sostenibilità economica con i principi di sostenibilità ambientale e sociale. Nell'aprile 2021 è stato sottoscritto con le organizzazioni sindacali presso il Ministero del Lavoro e delle Politiche Sociali, il contratto di espansione che ha consentito di favorire il ricambio generazionale, con l'introduzione di nuove competenze e nuovi mestieri, la realizzazione di un importante investimento per la formazione e riqualificazione delle persone Eni, a conferma della grande rilevanza strategica che la società attribuisce alle competenze. Nell'ottobre 2021 è stato sottoscritto il nuovo accordo per lo smart working in Italia. Con tale accordo è stato rafforzato lo smart working di tipo organizzativo (prevedendo 8 giorni/mese per le sedi uffici e 4 giorni/mese per i siti operativi) con l'aggiunta di nuove tipologie di smart working a supporto del welfare aziendale (descritte nel paragrafo seguente). Nell'accordo è assicurato il diritto alla disconnessione, quale diritto fondamentale del lavoratore, introducendo precisi standard e misure di base da rispettare per il lavoro da remoto al fine di supportare il corretto bilanciamento tra vita lavorativa e vita privata ed evitare effetti negativi che l'utilizzo prolungato degli strumenti digitali può determinare sulla salute e benessere e sono stati garantiti i diritti sindacali anche operando da remoto, rafforzando anche le misure a tutela della sicurezza delle persone.

A dicembre 2021, si sono svolti gli incontri di relazioni industriali internazionali e il 24° incontro del CAE dei dipendenti Eni, l'Osservatorio Europeo per la Salute, la Sicurezza e l'Ambiente e l'incontro annuale previsto dall'Accordo Quadro Globale sulle Relazioni Industriali a livello Internazionale e sulla Responsabilità Sociale dell'Impresa sui temi della sostenibilità, della decarbonizzazione, della salute e sicurezza dei lavoratori e con un focus al tema della diversità & inclusione, per la valorizzazione delle diversità, quale elemento di arricchimento delle esperienze nel contesto sociale e lavorativo. Nel corso dell'incontro è stato inoltre firmato l'Accordo per l'integrazione nel GFA – Accordo Quadro Globale sulle Relazioni Industriali a livello Internazionale e sulla Responsabilità Sociale di Impresa – della Convenzione ILO n.°190 e della Raccomandazione ILO n.°206 sull'eliminazione della violenza e delle molestie nel mondo del lavoro.

WELFARE AZIENDALE E WORKLIFE BALANCE

Nonostante il difficile contesto, nel 2021 è stata garantita continuità ai servizi alle persone e una modalità di organizzazione delle iniziative sicura e nel rispetto delle normative. Nell'accordo 2021 sullo smart working, descritto nel paragrafo precedente, sono state introdotte nuove tipologie di smart working che possono essere richieste dalle persone in Eni a sostegno della genitorialità, della disabilità e che garantiscono in generale maggiore attenzione alle esigenze dei dipendenti nelle diverse fasi della vita: smart working rosa a supporto delle gestanti, smart working welcome kid per madri e padri, smart working neogenitoriale fino a 3 anni di età dei bambini, smart working summer kid a sostegno della gestione dei figli nei periodi di chiusura scolastica e smart working a tutela della salute propria o dei figli. Infine, 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. Sono stati inoltre riproposti i percorsi formativi/informativi dedicati ai genitori per supportarli nella comprensione di un contesto in costante ridefinizione e confermato il servizio di fragibilità, che attraverso un contact center fornisce un supporto ai caregiver per orientarsi e gestire problematiche collegate alla gestione di familiari anziani o non autosufficienti e per la presa in carico di bambini e ragazzi con disturbi specifici dell'apprendimento. Anche nel 2021 Eni ha garantito il supporto ai lavoratori genitori offrendo il servizio di nido scuola mettendo in atto tutte le azioni volte a mitigare il rischio di contagio e tutelare la sicurezza e l'organizzazione dei soggiorni estivi con una proposta rivista per assicurare la massima tutela dei partecipanti senza intaccare la qualità delle proposte.

SALUTE

Eni considera la tutela della salute un requisito fondamentale e promuove il benessere fisico, psicologico 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 una piattaforma operativa assicurando servizi alle proprie persone, attraverso le attività di medicina del lavoro, igiene industriale, medicina del viaggiatore, assistenza sanitaria ed emergenza medica, attività di valutazione degli impatti delle operazioni aziendali sulla salute delle comunità, nonché iniziative di promozione della salute per le persone Eni e per le comunità presso cui opera. La strategia di Eni per la gestione della salute è orientata, oltre che al mantenimento e miglioramento continuo dei servizi salute, a: (i) potenziare l'accesso all'assistenza per tutte le persone Eni; rafforzare gli interventi a favore delle comunità; potenziare i presidi emergenziali a supporto di situazioni di fragilità create o aggravate dalla pandemia; (ii) diffondere la cultura della salute attraverso iniziative a favore dei lavoratori, dei loro familiari e delle comunità identificate a valle della valutazione del rischio e degli impatti in ambito sanitario; (iii) implementare le attività di medicina del lavoro anche in considerazione dei rischi inerenti ai nuovi progetti, ai processi industriali e delle risultanze delle attività di igiene industriale; (iv) promuovere la digitalizzazione dei processi e dei servizi sanitari. Nel 2021 è proseguito in tutte le società del Gruppo il programma di implementazione del sistema di gestione per promuovere e mantenere la salute e il benessere delle persone Eni e assicurare un'adeguata gestione del rischio negli ambienti lavorativi. Tra le iniziative avviate nell'anno, inoltre, si evidenziano quelle mirate a supportare il benessere psicosociale delle persone Eni con lo scopo di creare un ambiente attento alla qualità della vita, dentro e fuori dall'azienda: dal 1° febbraio è stato avviato un servizio, attivo 24 ore su 24, 7 giorni su 7, di ascolto psicologico dedicato alle persone Eni sia in Italia che all'estero; dal 27 novembre, in concomitanza con la giornata internazionale contro la violenza di genere, è stato attivato un servizio di consulenza per le persone vittime di violenza o di molestie di genere. Nel critico contesto sanitario mondiale, Eni ha messo in campo una serie di interventi di prevenzione e assistenza per supportare coloro che in prima linea hanno gestito l'emergenza sanitaria e le strutture sanitarie locali, anche grazie alle numerose esperienze in progetti sanitari maturate di risposta a eventi epidemici nel mondo24. Infatti, il centro di competenza Eni per la gestione delle emergenze sanitarie ha supportato le unità di business attraverso: (i) aggiornamenti epidemiologici e nuove linee guida emesse da organi internazionali; (ii) misure di igiene ai fini della prevenzione e del contenimento di outbreak ed epidemie/pandemie; (iii) best practice cliniche e di gestione dei flussi di assistenza, vaccinazioni e raccomandazioni per la travel medicine; (iv) supporto nella definizione di specifiche tecniche per i servizi collegati alla risposta alle emergenze.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

OCCUPAZIONE E DIVERSITY

Overview - L'occupazione complessiva è pari a 31.888 persone di cui 20.632 in Italia (64,7% dell'occupazione) e 11.256 all'estero (35,3% dell'occupazione). Nel 2021 l'occupazione a livello mondo cresce di 1.113 persone rispetto al 2020, pari al +3,6%, con una riduzione in Italia (-538 dipendenti) e una crescita all'estero (+1.651 dipendenti). La crescita dell'occupazione è collegata ai piani di sviluppo di Eni nell'ambito delle iniziative a supporto della transizione energetica anche attraverso l'acquisizione di nuove società operanti nei settori di energia a fonti rinnovabili ed economia circolare. Nonostante la discontinuità del mercato dell'energia, Eni ha continuato a perseguire i suoi obiettivi di diversity: nel 2021, la presenza femminile ha registrato un incremento rilevante di 1,6 punti percentuali vs. il 2020 con una contestuale crescita anche nelle posizioni di responsabilità (0,7 punti percentuali verso il 2020).

Assunzioni - Complessivamente, nel 2021 sono state effettuate 1.305 assunzioni di cui 967 con contratti a tempo indeterminato. Circa l'81%25 delle assunzioni a tempo indeterminato ha interessato dipendenti fino i 40 anni di età. Del totale delle assunzioni, circa il 58% ha riguardato la DG Energy Evolution (totale 754 di cui 612 a tempo indeterminato e 142 a tempo determinato), il 30% ha riguardato la Direzione Natural Resources (totale 389 di cui 233 a tempo indeterminato e 156 a tempo determinato) e il rimanente 12% Support Function (totale 162 di cui 122 a tempo indeterminato e 40 a tempo determinato).

Risoluzioni - Sono state effettuate 2.517 risoluzioni (1.694 in Italia e 823 all'estero) di cui 2.275 di dipendenti con contratto a tempo indeterminato26, con un'incidenza di personale femminile pari al 27%. Il 25%25 dei dipendenti con contratto a tempo indeterminato che ha risolto il rapporto di lavoro nel 2021 aveva età inferiore a 50 anni. Il processo di trasformazione di Eni, che necessita di un forte ricambio di competenze, si rileva anche dall'andamento del tasso di turnover che registra nel 2021 la misura più importante degli ultimi 3 anni (2019: 9,8%, 2020: 6,1%; 2021: 10,5%).

Diversity & Inclusion - Nel 2021 la percentuale del personale femminile cresce di 1,6 punti % vs. il 2020 e si attesta al 26,2%, così suddivise per qualifica: 16,7% dei dirigenti, 28,5% dei quadri, 30,1% degli impiegati, 14,7% degli operai. La percentuale complessiva di donne negli organi di controllo delle società controllate è aumentata al 43% (37% nel 2020), mentre è in lieve flessione, rispetto al passato, la percentuale complessiva di donne negli organi di amministrazione delle società controllate che nel 2021 si attesta al 24% (26% nel 2020). Nel 2021, è aumentata la percentuale delle donne in posizioni di responsabilità raggiungendo un valore pari a 27,3% rispetto al 26,6% registrato nel 2020, su un totale di donne pari al 26,22% dell'occupazione complessiva. In Eni, il 33% delle figure a diretto riporto dell'AD sono donne. Le assunzioni a tempo indeterminato di donne nel 2021 sono complessivamente 314 su 967 totali pari al 32,46%, in lieve calo vs. 2020 (ca. -2 p.p.). Il motivo di tale leggera flessione è ascrivibile, in via prioritaria, al piano straordinario degli esodi 2021 effettuato in Italia attraverso il contratto di espansione che ha favorito le uscite di personale femminile unitamente ad un inserimento mirato ed estremamente selettivo di risorse da mercato esterno con priorità su settori di business e attività critiche (es. asset integrity, attività operative, ecc.). Negli ultimi anni ca. il 20% delle risorse che occupano posizione di responsabilità sono non italiani, con un aumento di 2 p.p. nel 2021 rispetto al 2020; questo aumento rientra nell'ambito di percorsi di sviluppo professionale che prevedono periodi di attività nelle sedi Eni in Italia o in Paesi diversi da quello d'origine. La popolazione Eni è composta da 108 nazionalità diverse.

Occupazione in Italia - In Italia sono state effettuate 596 assunzioni di cui 460 a tempo indeterminato (32,4% donne). La riduzione dell'occupazione di -538 unità (-3%), effettuata attraverso un piano straordinario di uscite, unitamente ad un selettivo e puntuale piano di turnover, ha consentito di incrementare del 4% la popolazione under 30 a favore di una riduzione delle fasce di età senior: la popolazione over 50 si è ridotta dell'1,5%. Sempre in Italia, nel 2021 si registrano 1.694 risoluzioni, di cui 1.658 a tempo indeterminato (di cui il 26% di donne). Complessivamente in Italia si registra a fine 2021 un rapporto di sostituzione tra nuove assunzioni e risoluzioni di ca. 1:3,6 (1 ingresso a fronte di 3,6 uscite).

Occupazione all'estero - La presenza media di personale locale all'estero è sostanzialmente costante e mediamente intorno all'86% nell'ultimo triennio il che conferma l'attenzione di Eni al local content attraverso il coinvolgimento delle comunità locali sulle attività operative nei singoli Paesi. Il ricorso al personale espatriato è limitato a particolari professionalità e competenze difficilmente disponibili nel Paese di riferimento. All'estero nel 2021, sono state effettuate 709 assunzioni di cui 507 a tempo indeterminato (di cui il 32,5% di donne). La popolazione dei dipendenti con età inferiore a 30 anni è raddoppiata (anche in considerazione dell'acquisizione di Finproject). Il saldo tra assunzioni e risoluzioni all'estero a fine anno è pari a -114 (+709 assunzioni e -823 risoluzioni) e tale dinamica è riconducibile anche a risoluzioni contrattuali di risorse internazionali impiegate nel business E&P. Sono stati risolti 823 rapporti di lavoro di cui 617 a tempo indeterminato. Di questi, il 40%25 ha riguardato dipendenti con età inferiore a 40, e il 29%25 ha riguardato personale femminile. All'estero, si registra una crescita di 1.651 (+17,2%) rispetto all'anno precedente principalmente riferito a +1.624 risorse locali (+19,5%), espatriati italiani +24 (+2,5%) a fronte di una stabilità degli espatriati internazionali +3 (+1%).

⁽²⁵⁾ Dati non inclusivi del gruppo Finproject acquisito nel corso del IV trimestre 2021. (26) Di cui circa il 68% per pensionamenti e il 26% per dimissioni.

La crescita del personale locale è dovuta principalmente alle operazioni straordinarie di M&A. All'estero operano complessivamente 1.305 espatriati (di cui 992 italiani e 313 espatriati internazionali).

Occupazione per linea di business - Le assunzioni a tempo indeterminato hanno riguardato, per circa il 35%, il settore della chimica che si è rinforzata sia nei Paesi con attività tradizionali (es. Francia, UK, Ungheria) sia in Paesi con attività nuove (es. Messico, India, Romania, Vietnam). Il potenziamento ha riguardato inoltre le aree di business Retail G&P (Francia e Grecia) e GT/R&M (UK, Germania ed Ecuador), che hanno ulteriormente consolidato il loro assetto delle competenze. Le risoluzioni hanno riguardato principalmente i business Upstream (30%), Chimica (24%) e GT/R&M (18%).

Età media - L'età media delle persone Eni nel mondo è di 45,1 anni (46,4 in Italia e 42,8 all'estero): 49,3 anni (50,1 in Italia e 47,2 all'estero) per dirigenti e quadri, 44,4 anni (45,5 in Italia e 42,3 all'estero) per impiegati e 41,9 anni (40,7 in Italia e 43,9 all'estero) per il personale operaio.

RELAZIONI INDUSTRIALI

In Italia il 100% dei dipendenti è coperto da contrattazione collettiva in virtù delle normative vigenti. All'estero, in relazione alle specifiche normative operanti nei singoli Paesi di presenza, tale percentuale si attesta al 41,6%. 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 policies aziendali worldwide.

FORMAZIONE

Il 2021, in continuità con il 2020, ha visto ancora una forte predominanza di formazione a distanza rispetto a quella in aula per proseguire la gestione dell'emergenza pandemica (il 67% come il 2020). Le ore di formazione complessive si sono attestate allo stesso valore del 2020 (-0,3%) con una spesa media in crescita che risente di un aumento dei percorsi formativi progettati per i Business per rispondere anche alle esigenze del Contratto di Espansione.

SALUTE

Nel 2021, il numero di servizi sanitari sostenuti da Eni è pari a 379.481, di cui 261.618 a favore di dipendenti, 43.835 a favore di familiari, 70.970 a favore di contrattisti e 3.058 a favore di altre persone (ad esempio visitatori e pazienti esterni). Il numero di partecipazioni ad iniziative di promozione della salute nel 2021 è pari a 158.784, di cui 85.776 dipendenti, 58.031 contrattisti e 14.977 familiari. Per quanto riguarda le malattie professionali, nel 2021 si registrano 30 denunce, di cui 7 riguardanti personale attualmente impiegato e 23 relative ad ex dipendenti. Delle 30 denunce di malattia professionale presentate nel 2021, 4 sono state presentate da eredi (tutte relative ad ex dipendenti).

Infine, nel 2021, Eni, con l'obiettivo di valutare i potenziali impatti dei progetti sulla salute delle comunità coinvolte, ha concluso 10 studi di HIA (Health Impact Assessment), di cui 7 come studi preliminari integrati ESHIA (Environmental, Social and Health Impact Assessment) e 3 come integrati ESHIA.

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PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE	2021	2020	2019
Dipendenti(a) (numero)	31.888	30.775	31.321
Donne	8.360	7.559	7.590
Italia	20.632	21.170	21.078
Estero	11.256	9.605	10.243
Africa	3.189	3.143	3.371
Americhe	1.731	925	1.005
Asia	2.786	2.432	2.662
Australia e Oceania	88	87	88
Resto d'Europa	3.462	3.018	3.117
Under 30(b)	2.587	2.037	2.315
30-50(b)	17.302	17.225	16.646
Over 50(b)	11.999	11.513	12.360
Dipendenti all'estero locali (%)	88	87	81
Dipendenti per categoria professionale:
Dirigenti (numero)	966	965	1.021
Quadri	9.113	9.172	9.387
Impiegati	15.554	15.941	16.050
Operai	6.255	4.697	4.863
Dipendenti per titolo di studio:
Laurea	15.583	15.345	15.375
Diploma	13.564	12.826	13.184
Licenza media	2.741	2.604	2.762
Dipendenti a tempo indeterminato(c)	31.111	30.165	30.571
Dipendenti a tempo determinato(c)	777	610	750
Dipendenti full-time	31.423	30.290	30.785
Dipendenti part-time(d)	465	485	536
Assunzioni a tempo indeterminato	967	607	1.855
Risoluzioni da contratto a tempo indeterminato	2.275	1.323	1.198
Tasso di Turnover(e) (%)	10,5	6,1	9,8
Dirigenti e quadri locali all'estero	18,03	19,13	16,65
Dipendenti non italiani in posizioni di responsabilità	20,6	18,6	17,3
Anzianità lavorativa
Dirigenti (anni)	22,77	23,21	22,78
Quadri	19,59	20,40	20,00
Impiegati	16,56	17,03	16,73
Operai	13,23	14,15	13,55
Presenza donne negli organi di amministrazione delle società del Gruppo Eni (%)	24	26	29
Presenza donne negli organi di controllo delle società del Gruppo Eni(f)	43	37	37
Ore di formazione	(numero) 1.037.325	1.040.119	1.362.182
Ore di formazione medie per dipendente per categoria professionale(g):	33,8	33,3	43,6
Dirigenti	34,7	28,3	51,0
Quadri	35,7	31,8	42,0
Impiegati	32,8	35,9	43,9
Operai	33,9	28,4	44,3
Spesa media per formazione e sviluppo per dipendenti full-time(g) (€)	895,8	716,1	1.070,8
Dipendenti coperti da contrattazione collettiva (%)	81,6	83,40	83,03
Italia	100	100	100
Estero	41,6	41,78	40,91
Denunce di malattie professionali ricevute (numero)	30	28	73
Dipendenti	7	7	9
Precedentemente impiegati	23	21	64

(a) I dati differiscono rispetto a quelli pubblicati nella Relazione Finanziaria (si veda pag. 18), perché comprendono le sole società consolidate integralmente.

(b) I valori del 2020 e 2019 sono stati adeguatamente riesposti per ottemperare alla richiesta del GRI 405-1 relativa al cambiamento delle fasce d'età.

(c) Al netto delle operazioni straordinarie di M&A, la suddivisione dei contratti a tempo determinato/indeterminato non varia significativamente né per genere né per area geografica con alcune eccezioni tra cui Cina e Mozambico in cui è prassi inserire risorse locali a tempo determinato per poi stabilizzarle nell'arco di 1-3 anni.

(d) Si evidenzia una percentuale più elevata di donne (5% sul totale delle donne) con contratto part-time, rispetto agli uomini che sono ca. lo 0,2% sul totale degli uomini.

(e) Rapporto tra il numero delle Assunzioni + Risoluzioni dei contratti a Tempo Indeterminato e l'occupazione a Ruolo a Tempo Indeterminato dell'anno precedente.

(f) Per l'estero sono state considerate solo le società in cui opera un organo di controllo assimilabile al Collegio Sindacale di diritto italiano.

(g) Il dato 2020 è stato aggiornato a causa di un errore nella formula utilizzata per il calcolo.

Sicurezza

Eni è impegnata costantemente nella ricerca e sviluppo di tutte le azioni necessarie per garantire la sicurezza nei luoghi di lavoro, in particolare nello sviluppo di modelli e 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. Nel 2021 sono stati promossi diversi progetti ed iniziative focalizzati principalmente sulle seguenti tematiche: i) sicurezza comportamentale e Fattore Umano, con l'applicazione presso i siti operativi di una metodologia Eni (THEME), sviluppata in collaborazione con l'Università di Bologna, per identificare e analizzare i comportamenti e le abitudini errate, comprese le componenti culturali ed organizzative, che caratterizzano e influenzano l'agire dei lavoratori, e rafforzare il ruolo dell'uomo come agente attivo e prima barriera nel prevenire ogni evento incidentale; ii) Digital Safety, attraverso la realizzazione di strumenti digitali per promuovere la cultura HSE, facilitare le attività in campo e supportare l'analisi e il reporting dei rischi HSE; iii) Process Safety Fundamental, diffusione capillare, attraverso sessioni di approfondimento dedicate a dipendenti e contrattisti, delle 10 regole Eni sulla sicurezza dei processi e degli asset. Oltre a queste attività innovative, Eni ha continuato a porre particolare attenzione al rafforzamento della sicurezza delle attività presso i siti operativi, uniformando in appositi strumenti normativi, validi per tutte le realtà di Eni, i principi di base da applicare nelle attività più critiche e sviluppando percorsi formativi per accrescere la conoscenza e la consapevolezza degli operatori sui requisiti minimi di sicurezza. Per quanto riguarda la gestione dei contrattisti, le 147 persone del Safety Competence Center (SCC)27 hanno continuato a presidiare e sostenere proattivamente il processo di miglioramento delle imprese verso modelli di gestione caratterizzati da una cultura della sicurezza sempre più preventiva che reattiva, monitorando oltre 2.500 fornitori, pari al 70% di quelli con potenziali criticità HSE in Italia, e gestendo con immediate azioni correttive le anomalie rilevate e condividendo le buoni prassi innovative. Inoltre, si sono sviluppati accordi (i cosiddetti "Patti per la Sicurezza") con vari contrattisti operanti in Nigeria, Tunisia, Congo e Messico. Inoltre, Eni applica su tutti gli impianti il processo di Asset Integrity, che garantisce che questi siano correttamente progettati, costruiti operati e dismessi gestendo al meglio il rischio residuale, per garantire la massima affidabilità e soprattutto la sicurezza per le persone e l'ambiente. Il Sistema di Gestione Eni dell'Asset Integrity si sviluppa quindi dalla fase iniziale di progettazione (Design Integrity), all'approvvigionamento di apparecchiature e materiali, alla costruzione,

installazione e collaudo (Technical Integrity) fino alla gestione operativa e al decommissioning (Operating Integrity). Nel corso del 2021, Eni ha proseguito l'organizzazione di iniziative per promuovere la cultura dell'Asset Integrity con approccio trasversale e capillare, inclusivo anche delle nuove filiere della transizione energetica. In tema di igiene industriale è stata posta grande attenzione all'individuazione e gestione dei dispositivi di prevenzione individuale (DPI) e sono state promosse diverse iniziative di formazione specifica ai lavoratori. In ambito emergenze particolare attenzione è stata rivolta alla prevenzione e gestione delle emergenze indotte dai rischi naturali e a novembre 2021 è stato siglato un Protocollo d'Intesa con il Dipartimento della Protezione Civile, per rafforzare ulteriormente i rapporti di cooperazione e definire piani di emergenza specifici per ogni tipo di rischio con impatto sulla continuità dell'approvvigionamento energetico sul territorio nazionale. I principali obiettivi aziendali nel 2021 in tema di sicurezza e igiene industriale hanno riguardato: (i) il miglioramento del SIR (Severity Incident Rate), un indice interno Eni pesato rispetto al livello di gravità degli infortuni ed utilizzato nel piano di incentivazione a breve termine dell'AD e dei dirigenti con responsabilità strategiche, al fine di focalizzare l'impegno di Eni sulla riduzione degli incidenti più gravi; (ii) il consolidamento del Safety Culture Program, indicatore che monitora il livello di proattività attraverso aspetti di gestione preventiva della sicurezza; (iii) l'applicazione della metodologia di analisi del fattore umano THEME nei siti operativi; (iv) la diffusione e l'applicazione nei siti operativi degli strumenti Eni di gestione del rischio; (v) il proseguimento della diffusione dei 10 Process Safety Fundamentals; (vi) l'estensione su tutti i siti Eni dei progetti che applicano nuove tecnologie e nuovi dispositivi digitali a supporto della sicurezza; (vii) il rafforzamento del presidio in specifici ambiti dell'igiene industriale.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2021 l'indice di frequenza di infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è migliorato rispetto al 2020 (-4%), grazie alla performance registrata dai contrattisti (-10%), mentre l'indice dei dipendenti è peggiorato a causa dell'aumento del numero di infortuni (33 rispetto a 30 nel 2020). Il valore dell'indice di infortuni sul lavoro con conseguenze gravi è nullo, in quanto non si sono verificati eventi in questa tipologia di infortuni (ovvero nessun infortunio con più di 180 giorni di assenza o con conseguenze quali l'inabilità permanente totale o parziale). Inoltre, non si sono registrati infortuni mortali.

In Italia il numero degli eventi infortunistici è aumentato (35 eventi rispetto ai 27 del 2020, di cui 21 dipendenti e 14 contrattisti) e l'indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) è peggiorato (+26%); all'estero il numero di infortuni è diminuito (53 eventi rispetto a 64 del 2020, di cui 12 dipendenti e 41 contrattisti) e l'indice di frequenza infortuni totali registrabili è migliorato del 17%.

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE		2021	2020	2019
	Totale	di cui società consolidate integralmente	Totale	Totale
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,34	0,46	0,36	0,34
Dipendenti	0,40	0,53	0,37	0,21
Contrattisti	0,32	0,42	0,35	0,39
Numero di decessi in seguito ad infortuni sul lavoro (numero)	0	0	1	3
Dipendenti	0	0	0	1
Contrattisti	0	0	1	2
Indice di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze (infortuni gravi/ore lavorate) x 1.000.000 (esclusi i decessi)	0,00	0,00	0,00	0,01
Dipendenti	0,00	0,00	0,00	0,00
Contrattisti	0,00	0,00	0,00	0,01
Near miss (numero)	780	565	841	1.159
Numero di ore lavorate (milioni di ore)	256,5	155,2	255,1	334,2
Dipendenti	82,9	54,3	81,8	92,1
Contrattisti	173,6	100,9	173,3	242,1

Rispetto per l'ambiente

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 2021 Eni ha proseguito con le attività di sensibilizzazione che hanno coinvolto i siti operativi (con sondaggi sulla cultura ambientale per i dipendenti, sessioni informative e interventi sito-specifici di Environmental Cultural Engagement) e di comunicazione ambientale avviate nel 2020, per sensibilizzare tutti i dipendenti e rafforzare l'impegno. Nel corso dell'anno, circa 2.000 persone hanno parteci-

pato al percorso formativo "Insieme per l'ambiente" e circa 300 persone sono state aggiornate sui rischi per l'ambiente; è stata inoltre presentata, via webinar in Italia e all'estero, la nuova metodologia Eni di valutazione dei rischi integrata e comune a tutta l'azienda. Inoltre, sempre nel 2021 sono state sviluppate ed emesse le Environmental Golden Rules, per la promozione di comportamenti virtuosi dei dipendenti e dei fornitori, ed è partita la campagna per la loro promozione verso tutte le persone che lavorano in Eni, e verso i fornitori, le cui attività devono riflettere i valori, l'impegno e gli standard Eni. Tale percorso di diffusione della cultura ambientale si è tradotto con la sottoscrizione nell'anno di 15 Patti per l'ambiente e la sicurezza, coinvolgendo diversi fornitori che si sono impegnati a realizzare azioni di miglioramento tangibili e misurabili con l'Indice di Prestazione della Sicurezza e Ambiente. In continuità con l'anno scorso, 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 sito-specifici. Ad esempio, è stata sviluppata la piattaforma Easy Permit nei principali siti operativi a supporto della gestione di obblighi normativi, prescrizioni e scadenze derivanti dai processi autorizzativi in materia ambientale.

Il percorso di transizione verso un'economia circolare rappresenta per Eni una delle principali risposte alle attuali sfide ambientali, attraverso la promozione di un modello rigenerativo. Sulla base di tale approccio i processi aziendali e produttivi vengono rivisitati, minimizzando il prelievo di risorse naturali a favore di input sostenibili, riducendo e valorizzando gli scarti mediante azioni di riciclo o recupero ed estendendo la vita utile dei prodotti e degli asset mediante azioni di riuso o riconversione e, nel caso della CO2 , anche rimuovendo e bilanciando la parte residuale presente in atmosfera. Ad esempio la conversione delle raffinerie in bioraffinerie ha un ruolo centrale per la totale decarbonizzazione dei prodotti e processi entro il 2050; si prevede, inoltre, che entro il 2023 non verrà più utilizzato olio di palma nei cicli produttivi ma cariche alternative (es. oli alimentari usati e di frittura, grassi animali e scarti della lavorazione di oli vegetali) e di tipo advanced (es. materiale lignocellulosico, e bio-oli). Anche la produzione di biometano si pone nel quadro dell'economia circolare, consentendo la valorizzazione degli scarti agricoli, di allevamento e dei reflui. Eni, inoltre, ha sviluppato la tecnologia Waste to Fuel per la trasformazione delle biomasse organiche di scarto in bio-olio e biometano con recupero dell'acqua naturalmente contenuta nel rifiuto umido. Il bio-olio prodotto può essere miscelato nel combustibile a basso contenuto di zolfo per il trasporto marittimo oppure raffinato per ottenere biocarburanti, mentre l'acqua recuperata può essere destinata ad usi industriali. Eni ha anche sviluppato un Modello di misurazione della circolarità, applicato a diversi contesti aziendali, validato da un ente terzo di 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.

La gestione dei rifiuti da parte di Eni pone particolare attenzione alla tracciabilità dell'intero processo e alla verifica dei soggetti coinvolti nella filiera di smaltimento/recupero, al fine di garantire il rispetto della normativa e dell'ambiente. Eni prevede inoltre che debba essere ricercata ogni soluzione praticabile volta alla prevenzione dei rifiuti. La quasi totalità dei rifiuti di Eni in Italia è gestita da Eni Rewind28 che nel 2021 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 rifiuti (es. perdita di risorse, possibile contaminazione delle matrici ambientali dovuta a una eventuale gestione inappropriata, impatti legati al trasporto e al trattamento presso gli impianti di destino), 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 rifiuti.

Con riferimento alla risorsa idrica, Eni opera una gestione efficiente attraverso la valutazione dell'utilizzo dell'acqua e degli impatti delle proprie attività sulle risorse idriche a vantaggio dell'ecosistema, di altri utenti e dell'organizzazione stessa. Eni, specialmente nelle aree a stress, realizza la mappatura e il monitoraggio dei rischi idrici e degli scenari di siccità per definire azioni di breve, medio e lungo termine volte anche a prevenire e mitigare gli effetti del cambiamento climatico, coinvolgendo anche i fornitori lungo tutto il processo di procurement, dalla selezione e qualifica fino all'assegnazione del contratto. Nel 2021 Eni ha pubblicato il proprio posizionamento sulla risorsa idrica29, nel quale si impegna a perseguire quanto previsto dall'adesione al CEO Water Mandate e, in particolare, a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico. Gli impegni assunti proiettano Eni verso la ricerca di una stewardship che guardi alla gestione ottimale dell'acqua anche al di fuori del perimetro industriale, integrata nel territorio e in grado di minimizzare l'esposizione al rischio idrico delle proprie attività, attraverso un approccio integrato a livello di bacino idrografico. In termini di trasparenza, anche nel 2021 Eni ha dato riposta pubblica al questionario CDP Water Security, confermando il punteggio A- ottenuto lo scorso anno.

In merito alla gestione dei rischi connessi agli oil spill, Eni è costantemente impegnata su ogni fronte di intervento: prevenzione, preparazione e, a seguire, mitigazione, risposta e ripristino. Nell'ambito della prevenzione, in Italia è stato installato il sistema e-vpms®30 sulla pipeline che collega il Centro Olio Val D'Agri alla Raffineria di Taranto e sono stati completati la manutenzione e l'aggiornamento tecnologico di tale sistema sulla rete oleodotti in Val D'Agri, e su altre installazioni. In Val D'Agri è stato inoltre implementato il monitoraggio di allerta meteo preventivo Kassandra Meteo Forecast³¹, appli-

⁽²⁸⁾ Eni Rewind è la società ambientale di Eni che opera in linea con i principi dell'economia circolare per valorizzare i terreni, le acque e i rifiuti, industriali o derivanti da attività di bonifica, attraverso progetti di risanamento e di recupero sostenibili, sia in Italia che all'estero. (29) https://www.eni.com/assets/documents/ita/sostenibilita/2021/acqua-it.pdf.

⁽³⁰⁾ e-vpms® è una tecnologia proprietaria di rilevazione di segnali vibro-acustici nella struttura delle pipeline e nel fluido trasportato dalle stesse, finalizzato ad individuare potenziali spill in corso ed interferenze di parti terze. L'aggiornamento tecnologico ha riguardato aspetti di digitalizzazione e di diagnostica da remoto. (31) Sistema di allerta preventivo in grado di supportare la gestione dell'integrità di oleodotti e gasdotti e di prevedere possibili rischi idrogeologici legati ad eventi naturali (allagamenti e dissesto dei versanti).

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cato non solo al controllo continuo di perdite delle condotte, ma anche ai rischi idrogeologici, alla gestione dei deflussi idrici ed al monitoraggio delle coltivazioni agricole. In Nigeria, dove il sistema e-vpms® è già operativo sugli oleodotti di Kwale-Akri e Ogboinbiri-Tebidaba, è stato avviato il programma di aggiornamento tecnologico del sistema e-vpms®, mentre sulla trunkline da Clough Creek a Tebidaba (52 km), i lavori per l'installazione continueranno nel 2022. Nel frattempo, è stato avviato un piano per estendere il monitoraggio al network di produzione. Per il recupero sostenibile dei luoghi che sono stati oggetto di effrazioni, sono proseguiti gli interventi di bonifica anche attraverso una tecnologia che utilizza specie vegetali (phytoremediation) e l'utilizzo di tali piante è in fase di valutazione anche per la produzione di idrogeno da biomasse e per il trattamento sia dei reflui industriali che delle acque sotterranee contaminate. Infine, sul fronte R&D sono proseguite le sperimentazioni di varie tecnologie, tra cui quelle per il monitoraggio dell'integrità di pipeline e di serbatoi di stoccaggio fluidi e piping di interconnessione depositi. Inoltre, è stato avviato lo sviluppo di una metodologia di valutazione dei rischi derivanti da eventi naturali, quali frane, alluvioni ed eventi sismici, che possono coinvolgere le pipeline. Sono proseguite le collaborazioni con IPIECA e IOGP32 al fine di rafforzare la capacità di risposta all'inquinamento marino, sia attraverso l'aggiornamento che la diffusione delle Good Practice sull'Oil Spill Preparedness & Response e nell'ambito dell'iniziativa regionale Global Initiative for West, Central and Southern Africa³³, nel 2021 sono stati svolti alcuni eventi informativi per incrementare e sensibilizzare gli stakeholder sulla preparazione e risposta alle emergenze, a cui ha partecipato anche il personale delle sedi estere dell'area di interesse. Infine, è proseguito il monitoraggio delle attività, nell'ambito dell'iniziativa OSPRI - Oil Spill Preparedness Regional Initiative34, nelle regioni Caspian Sea, Black Sea e Central Eurasia.

L'impegno di Eni su Biodiversità e Servizi Ecosistemici (BES) è parte integrante del Sistema di Gestione Integrato HSE, a conferma della consapevolezza dei rischi per l'ambiente naturale derivanti dalla presenza dei propri siti e attività. Operando su scala globale in contesti ambientali con diverse sensibilità ecologiche e differenti regimi normativi, Eni ha adottato un modello di gestione specifico sul tema BES che è evoluto nel tempo anche grazie a collaborazioni di lungo periodo con riconosciute organizzazioni internazionali leader nella conservazione della biodiversità. Il modello di gestione BES si allinea agli obiettivi strategici della Convenzione sulla Diversità Biologica (CDB) e assicura che le interrelazioni fra gli aspetti ambientali (come BES, cambiamento climatico, gestione delle risorse idriche) e sociali (come lo sviluppo sostenibile delle comunità locali) siano identificate e gestite correttamente sin dalle prime fasi progettuali. Attraverso l'applicazione della Gerarchia di Mitigazione, Eni dà priorità alle misure preventive rispetto alle correttive con l'obiettivo primario di evitare perdita netta (no net loss) di biodiversità. Il coinvolgimento attivo degli stakeholder è fondamentale per l'attuazione e il miglioramento continuo nella gestione della tematica BES e garantisce l'effettiva applicazione della Gerarchia di Mitigazione. La consultazione e la collaborazione con le comunità locali, le popolazioni indigene e gli altri stakeholder locali aiutano a comprendere le loro aspettative e preoccupazioni, a determinare come i servizi ecosistemici e biodiversità vengono utilizzati e a identificare opzioni gestionali che includano anche le loro esigenze. Il coinvolgimento dei principali stakeholder è un processo inclusivo e trasparente che avviene sin dalle fasi iniziali di un progetto e continua per tutto il ciclo di vita. L'esposizione al rischio biodiversità di Eni viene periodicamente valutata mappando la vicinanza geografica ad 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 e ambientale e valutare i potenziali impatti da mitigare attraverso Piani d'Azione, garantendo così un'efficace gestione dell'esposizione al rischio. Inoltre, dal 2019, Eni si è impegnata a non svolgere attività di esplorazione e sviluppo nei Siti Naturali presenti nella Lista del Patrimonio Mondiale dell'Umanità dell'UNESCO. Tale impegno conferma la Policy sulla biodiversità e servizi ecosistemici che Eni segue da tempo nelle proprie operazioni, in linea con la mission aziendale, e ribadisce sia il proprio approccio alla conservazione dell'ambiente naturale in ogni area ad elevato valore di biodiversità sia la promozione di buone pratiche gestionali nelle joint venture dove Eni non è operatore. Nel 2020 Eni ha aderito ai principi del "Together with Nature", impegnandosi, oltre a riconoscere lo stretto legame tra cambiamento climatico e perdita di biodiversità, a ridurre al minimo i rischi e massimizzare gli sforzi per la protezione e la conservazione degli ecosistemi esistenti, attraverso l'applicazione di soluzioni basate sulla natura (Nature-based Solutions), fondate su rigorosi principi ecologici.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2021 i prelievi di acqua di mare sono risultati complessivamente in riduzione del 4%, per il sensibile calo registrato

(34) Fondata da un gruppo di aziende Oil&Gas, tra cui Eni, ha lo scopo di incoraggiare e supportare l'industria e i governi nell'adozione di capacità di risposta alle fuoriuscite di petrolio comprovate, credibili, integrate e sostenibili a livello nazionale, regionale e internazionale.

⁽³²⁾ IPIECA - Associazione di sostenibilità su temi ambientali e sociali del settore Oil&Gas; IOGP – Associazione dei produttori Oil&Gas Upstream per la condivisione di best practice su tematiche di sostenibilità.

⁽³³⁾ Collaborazione tra l'Organizzazione marittima internazionale (IMO) e IPIECA per migliorare la capacità dei Paesi partner di prepararsi e rispondere alle fuoriuscite di petrolio marino.

presso il settore R&MeC (-188 Mm³ ) per la fermata per manutenzione del petrolchimico di Brindisi e per la fine delle prove di funzionalità sulla rete acqua mare che nel 2020 avevano determinato l'incremento dei relativi prelievi. I prelievi di acque dolci, pari a circa il 7% dei prelievi idrici totali e imputabili per oltre il 73% al settore R&MeC, hanno registrato un aumento del 10%. Il trend è prevalentemente riconducibile al petrolchimico di Mantova (+7 Mm³ ) dove i prelievi sono tornati a regime dopo il minimo del 2020 legato agli stress test effettuati in sito per verificare quali potessero essere, in condizioni favorevoli, i consumi minimi di stabilimento. La percentuale di riutilizzo delle acque dolci di Eni nel 2021 è rimasta stabile al 91%. La percentuale di reiniezione dell'acqua di produzione del settore E&P è aumentata al 58% (53% nel 2020), grazie alla completa ripresa delle attività di reiniezione in Congo (Loango e Zatchi) e Libia (Abu-Attifel e El Feel). Dall'analisi del livello di stress dei bacini idrografici35 e da approfondimenti effettuati a livello locale, risulta che i prelievi di acqua dolce da aree a stress rappresentino nel 2021 l'1,5% dei prelievi idrici totali di Eni (dato invariato rispetto al 2020). Nel 2021, in particolare, Eni ha prelevato 125 Mm³ di acqua dolce, di cui 25,9 Mm³ da aree a stress idrico (11,9 Mm³ da acque superficiali, 6,1 Mm³ da acque sotterranee, 2,6 Mm³ da terze parti, 3,5 Mm³ da acquedotto e 1,8 Mm³ da TAF). L'acqua di produzione onshore in aree a stress idrico è stata pari a 22,7 Mm³ . Nel 2021 Eni ha scaricato 94 Mm³ di acqua dolce di cui 19 Mm³ in aree a stress idrico, pari al 20% come nel 2020. Nel 2021 i consumi di acque dolci di Eni sono stati pari a 40 Mm³ (di cui 12 Mm³ in aree a stress idrico).

I barili sversati a seguito di oil spill operativi sono aumentati del 41% rispetto al 2020 a causa di uno sversamento di quasi 900 barili presso la Raffineria di Gela, dovuto ad un errore durante le operazioni di trasferimento olio da serbatoi a nave (oltre la metà dei barili sono già stati recuperati). Il 73% dei barili sversati è riconducibile alle attività in Italia, il 15% alla Nigeria. Complessivamente è stato recuperato il 51% dei volumi di oil spill operativi. Per quanto riguarda gli oil spill da sabotaggio, nel 2021 si è registrato un aumento degli eventi (+13% rispetto al 2020), ma quasi un dimezzamento dei barili sversati (-48% rispetto all'anno precedente). Tutti gli eventi da sabotaggio sono avvenuti in Nigeria, dove le quantità sversate si sono ridotte del 31% rispetto all'anno precedente ed è stato recuperato l'83% dei volumi. I volumi sversati a seguito di chemical spill (68 barili totali) sono principalmente riconducibili alle attività di Versalis, in particolare per un evento occorso presso lo stabilimento di Grangemouth con una perdita di 55 barili di prodotto. Nel 2021 i volumi sversati da spill operativo hanno impattato per il 97% suolo e per il 3% corpo idrico, mentre quelli da sabotaggio hanno impattato per il 99,8% suolo e per lo 0,2% corpo idrico.

I rifiuti da attività produttive generati da Eni nel 2021 sono aumentati del 19% rispetto al 2020, per il contributo in crescita sia dei rifiuti non pericolosi (pari al 78% del totale) che dei pericolosi. L'incremento è legato principalmente al settore E&P (cui è riconducibile oltre l'88% dei rifiuti Eni), dove sono state generate complessivamente oltre 334.000 tonnellate in più rispetto al 2020, coerentemente con la progressiva ripresa delle attività dopo l'emergenza COVID-19. Nel settore E&P hanno inoltre influito le attività di drilling svolte in Egitto, USA, Vietnam, Messico e Norvegia. Al trend in crescita dei rifiuti non pericolosi hanno contribuito anche i settori Plenitude e Power e R&MeC, in particolare lo stabilimento EniPower di Ravenna (realizzazione di nuovo deposito temporaneo rifiuti e avvio della palificazione-fondazioni della nuova caldaia) e la raffineria di Taranto (avanzamento progetto Tempa Rossa). Nel 2021 i rifiuti recuperati e riciclati sono aumentati del 15% rispetto al 2020, rappresentando l'11% dei rifiuti totali smaltiti³⁶, per i contributi in crescita sia dei pericolosi che dei non pericolosi nei settori E&P ed R&MeC. Nel 2021 sono state generate complessivamente 4,2 milioni di tonnellate di rifiuti da attività di bonifica (di cui 3,9 milioni da Eni Rewind), costituite per oltre l'89% da acque trattate da impianti TAF, in parte riutilizzate ed in parte restituite all'ambiente; i restanti volumi sono movimentati e conferiti presso impianti di terzi. Sono stati spesi €452 milioni in attività di bonifica. Le emissioni di inquinanti in atmosfera sono aumentate, ad eccezione delle emissioni di ossidi di azoto (NOx) che sono diminuite del 6% rispetto all'anno precedente, grazie al calo dei consumi dei motori a combustione interna registrato in alcune realtà operative del settore E&P. L'aumento delle emissioni di ossidi di zolfo (SOx) e di composti organici volatili (NMVOC) sono anch'esse imputabili principalmente al settore E&P: in particolare l'aumento degli SOx è dovuto all'incremento del tenore di H2S nel gas inviato in torcia in KPO, mentre l'aumento di NMVOC è legato all'incremento del non-routine flaring registrato in NAOC a causa di problematiche ai compressori.

Nel 2021, Eni ha aggiornato la valutazione dell'esposizione

⁽³⁵⁾ Aree a stress idrico: aree caratterizzate da un valore del Baseline Water Stress superiore al 40%. L'indicatore, definito dal World Resources Institute (WRI - www.wri. org) misura lo sfruttamento delle fonti di acqua dolce e indica una situazione di stress se i prelievi da un dato bacino idrografico sono superiori al 40% della capacità di ricarica dello stesso.

⁽³⁶⁾ Nel dettaglio, nel 2021 il 9% dei rifiuti pericolosi da attività produttiva smaltiti da Eni è stato recuperato/riciclato, il 2% ha subito un trattamento chimico/fisico/biologico, il 38% è stato incenerito, l'1% è stato smaltito in discarica, mentre il rimanente 50% è stato inviato ad altro tipo di smaltimento (incluso il conferimento a impianti di stoccaggio temporaneo prima dello smaltimento definitivo). Per quanto riguarda i rifiuti non pericolosi da attività produttiva, il 12% è stato recuperato/riciclato, il 4% è stato smaltito in discarica, mentre il rimanente 84% è stato inviato ad altro tipo di smaltimento (incluso il conferimento a impianti di stoccaggio temporaneo prima dello smaltimento definitivo e, per una piccola quota, l'incenerimento).

al rischio biodiversità delle concessioni in sviluppo o sfruttamento del settore Upstream e dei siti operativi delle altre Linee di Business, al fine di identificare dove le attività di Eni ricadono, anche solo parzialmente, all'interno di aree protette37 o di siti prioritari per la conservazione della biodiversità (KBA38). Rispetto allo scorso anno, l'analisi è stata estesa anche agli impianti eolici e solari in Italia e all'estero, e alle recenti acquisizioni di impianti di produzione biometano in Italia. L'analisi della mappatura dei siti operativi ha evidenziato che la sovrapposizione anche solo parziale con aree protette o con KBA riguarda 22 siti, tutti ubicati in Italia fatta eccezioni di due siti in Spagna e uno in Francia; ulteriori 45 siti in 10 Paesi (Italia, Australia, Austria, Francia, Germania, Regno Unito, Spagna, Svizzera, Tunisia, Ungheria) sono invece adiacenti ad aree protette o KBA, ovvero si trovano ad una distanza inferiore a 1 km. Per quanto riguarda il settore Upstream, 73 concessioni risultano in sovrapposizione parziale con aree protette o KBA, di cui 30, localizzate in 6 Paesi (Italia, Nigeria, Pakistan, Stati Uniti/Alaska, Egitto e Regno Unito), hanno attività operative nell'area di sovrapposizione. 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 2000³⁹ che ha un'estesa dislocazione sui territori europei; tale esposizione risulta maggiormente accentuata rispetto allo scorso anno a seguito delle nuove acquisizioni della società Eni New Energy nel settore delle rinnovabili e degli impianti di produzione di biometano. Al contrario, per il settore Upstream assistiamo ad una diminuzione dell'esposizione verso aree protette e KBA principalmente dovuta a riperimetrazioni (riduzione dell'estensione areale) delle concessioni in Italia. In nessun caso, in Italia o all'estero, c'è sovrapposizione di attività operativa con siti naturali appartenenti al patrimonio mondiale dall'UNESCO (WHS40); un solo sito Upstream41 è localizzato nelle vicinanze di un sito naturale WHS (il Monte Etna) ma non ci sono attività operative all'interno dell'area protetta.

(37) World Database of Protected Areas.

⁽³⁸⁾ World Database of Key Biodiversity Areas. Le KBA (Key Biodiversity Areas) sono siti che contribuiscono in modo significativo alla persistenza globale della biodiversità, a terra, nelle acque dolci o nei mari. Sono identificati attraverso i processi nazionali dalle parti interessate locali utilizzando una serie di criteri scientifici concordati a livello globale. Le KBA considerate nell'analisi sono costituite da due sottoinsiemi: 1) Important Bird and Biodiversity Areas; 2) Alliance for Zero Extinction Sites. (39) Natura 2000 è il principale strumento della politica dell'Unione Europea per la conservazione della biodiversità. Si tratta di una rete ecologica diffusa su tutto il territorio dell'Unione, istituita ai sensi della direttiva 79/409/CEE del 2 aprile 1979 sulla conservazione degli uccelli selvatici e della Direttiva 92/43/CEE "Habitat". (40) WHS, World Heritage Site.

⁽⁴¹⁾Inoltre, nonostante non rientri nel perimetro di consolidamento, si segnala che il campo di Zubair (Iraq) si trova nelle vicinanze del sito Ahwar classificato sito WHS misto (naturale e culturale). Anche in questo caso nessuna infrastruttura o attività operativa ricade all'interno di tale area protetta.

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE		2021	2020	2019
		Totale	di cui società consolidate integralmente	Totale	Totale
Prelievi idrici totali(a)	(milioni di metri cubi)	1.673	1.627	1.723	1.597
di cui: acqua di mare		1.533	1.515	1.599	1.451
di cui: acqua dolce		125	110	113	128
di cui: prelevata da acque superficiali		82	72	71	90
di cui: prelevata da sottosuolo		23	20	21	20
di cui: prelevata da acquedotto o cisterna		7	6	7	8
di cui: acqua da TAF(b) utilizzata nel ciclo produttivo		6	5	4	3
di cui: risorse idriche di terze parti(c)		7	7	10	6
di cui: prelevata da altri stream(d)		0	0	0	1
di cui: acqua salmastra proveniente da sottosuolo o superficie		15	2	11	18
Prelievi di acqua dolce da aree a stress idrico		25,9	21,5	26,5	-
Riutilizzo di acqua dolce	(%)	91	92	91	89
Acqua di produzione reiniettata		58	37	53	58
Scarico idrico totale(e)	(milioni di metri cubi)	1.436	1.434	1.583	1.432
di cui: in mare		1.354	1.354	1.501	1.334
di cui: in acque superficiali		69	69	67	79
di cui: in rete fognaria		11	9	11	14
di cui: ceduto a terzi(f)		3	3	4	5
Scarico di acqua dolce in aree a stress idrico		19	18,7	18,3	-
Oil spill operativi(g)
Numero totale di oil spill (>1 barile)	(numero)	36	31	46	67
Volumi di oil spill (>1 barile)	(barili)	1.355	1.308	958	1.033
Oil spill da sabotaggi (compresi furti)(g)
Numero totale di oil spill (>1 barile)	(numero)	124	124	110	140
Volumi di oil spill (>1 barile)	(barili)	3.051	3.051	5.866	6.232
Chemical spill
Numero totale di chemical spill	(numero)	20	20	24	21
Volumi di chemical spill	(barili)	68	68	3	4
Rifiuti da attività produttive	(milioni di tonnellate)	2,1	1,8	1,8	2,2
di cui: pericolosi		0,5	0,4	0,4	0,5
di cui: non pericolosi		1,6	1,4	1,4	1,7
Emissioni di NOx (ossidi di azoto)	(migliaia di tonnellate di NO2 eq.)	48,8	30,1	51,7	52,0
Emissioni di SOx (ossidi di zolfo)	(migliaia di tonnellate di SO2 eq.)	18,5	5,3	15,3	15,2
Emissioni di NMVOC (Non Methan Volatile Organic Compounds)	(migliaia di tonnellate)	24	12,7	21,4	24,1
Emissioni di PST (Particolato Sospeso Totale)		1,4	0,7	1,3	1,4

(a) Inoltre, si segnala che le acque di produzione nel 2021 sono state pari a 58,2 Mm³

(b) TAF: Trattamento acque di falda.

(c) I prelievi di risorse idriche di terze parti sono relativi esclusivamente ad acqua dolce.

(d) Anche ai fini di una maggiore aderenza alle richieste dello standard "GRI 303: Water and effluents 2018" adottato da Eni a partire da quest'anno, il dato relativo alle risorse idriche di terze parti viene riportato separatamente, a differenza di quanto avveniva nelle edizioni precedenti dove al contrario confluiva nel "di cui: prelevata da altri stream".

.

(e) Si segnala che nel 2021 le acque di produzione reiniettate e iniettate a scopo disposal sono state pari a 33,5 Mm³ . Inoltre, le acque di produzione scaricate in corpo idrico superficiale e di mare o inviate a bacini di evaporazione sono state pari 21,7 Mm³ . Del totale degli scarichi idrici il 7% è acqua dolce.

(f) Si tratta di acqua ceduta per uso industriale.

(g) l dati presenti nella DNF 2020 sono stati aggiornati a seguito della chiusura di alcune investigazioni in data successiva alla pubblicazione. Tale circostanza potrebbe verificarsi anche per il dato 2021.

NUMERO DI AREE PROTETTE E KBA IN SOVRAPPOSIZIONE CON SITI OPERATIVI R&M, VERSALIS, ENIPOWER, PLENITUDE, GLOBAL GAS & LNG E CONCESSIONI UPSTREAM(a)

		SITI OPERATIVI (non Upstream)					Concessioni Upstream
		In sovrapposizione a siti operativi			Adiacente a siti operativi (<1km)(b)			Con attività operativa nell'area di sovrapposizione
		2021	2020	2019	2021	2020	2019	2021	2020	2019
Siti operativi/Concessioni Eni(c)	(numero)	22	11	11	45	18	15	30	30	31
Siti Naturali Patrimonio Mondiale UNESCO (WHS)	(numero)	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Natura 2000		14	5	5	42	19	21	15	16	15
IUCN(d)		4	4	4	21	13	11	2	2	3
Ramsar(e)		0	0	0	3	3	3	2	3	2
Altre Aree Protette		5	2	2	8	8	3	10	11	12
KBA		9	5	6	15	8	11	9	12	13

(a) Il perimetro di rendicontazione, oltre alle società consolidate integralmente, include anche 4 concessioni Upstream appartenenti a società operate in Egitto e un deposito costiero di R&M, anch'esso appartenente a società operata concessioni e siti appartenenti a società operate. Ai fini dell'analisi sono state valutate le concessioni Upstream al 30 giugno di ogni anno di riferimento.

(b) Le aree importanti per la biodiversità e i siti operativi non si sovrappongono ma sono ad una distanza inferiore a 1 km.

(c) Un sito operativo/ concessione di Eni può risultare in sovrapposizione/ adiacenza a più aree protette o KBA.

(d) Aree protette con assegnata una categoria di gestione IUCN, International Union for Conservation of Nature.

(e) Lista di zone umide di importanza internazionale individuate dai Paesi che hanno sottoscritto la Convenzione di Ramsar firmata in Iran nel 1971 e che ha l'obiettivo di garantire lo sviluppo sostenibile e la conservazione della biodiversità di tali aree.

Diritti umani

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 svolte in collaborazione con e/o nell'interesse di Eni. Tale impegno, fondato sulla dignità di ciascun essere umano e sulla responsabilità dell'impresa di contribuire al 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 di Eni. Il documento evidenzia le aree prioritarie su cui Eni esercita un'approfondita due diligence, secondo un approccio sviluppato in coerenza con i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP)42 e perseguendo un'ottica di miglioramento continuo. Questi aspetti sono descritti all'interno di un report dedicato, Eni for Human Rights43, pubblicato annualmente dal 2019, in cui si fornisce una rappresentazione integrale del modello gestionale adottato sul tema e delle attività degli ultimi anni, avvalendosi dell'UNGP Reporting Framework per rendicontare impegni e risultati. I diritti umani rientrano tra le materie su cui il Comitato Sostenibilità e Scenari (CSS) svolge funzioni propositive e consultive nei confronti del CdA. Anche nel 2021 il CSS ha approfondito le attività svolte nel corso dell'anno, tra cui il modello di gestione risk-based adottato da Eni e lo Slavery and Human Trafficking Statement approvato dal CdA ad aprile 2021. Nel 2021 Eni ha ulteriormente rafforzato il processo di 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. Con riferimento alla formazione, in continuità con il percorso di sensibilizzazione interno sui diritti umani avviato nel 2016, con un workshop di engagement tenuto dall'AD, anche nel 2021 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. In particolare, è stato elaborato un modulo formativo per tutto il personale e sono stati costruiti dei corsi di approfondimento su tematiche di interesse di singole attività/famiglie professionali.

L'impegno di Eni, il modello di gestione e le attività condotte sui diritti umani si concentrano sui temi considerati più 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 di valutazione del presidio dei diritti umani sul posto di lavoro. Si tratta di un modello "risk-based" finalizzato a segmentare le società Eni

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

⁽⁴³⁾ Si veda: https://www.eni.com/assets/documents/eni-report-human-rights.pdf

in base a specifici 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 associazione e contrattazione collettiva. Questo approccio identifica le eventuali aree di rischio, o di miglioramento, per le quali definire delle azioni specifiche da monitorare nel tempo. Nel corso del 2021 il modello è stato esteso a tutte le società controllate del business upstream ampliando la valutazione del presidio diritti umani sul posto di lavoro.

Eni è impegnata nel prevenire possibili impatti negativi sui diritti umani di individui e comunità ospitanti, derivanti dalla realizzazione di progetti industriali. A tal fine, nel 2018 Eni si è dotata di un modello risk-based – aggiornato nel 2021 – che si avvale di elementi legati al contesto di riferimento, quali ad esempio gli indici di rischio del data provider Verisk Maplecroft, e alle caratteristiche progettuali, al fine di classificare i progetti di business delle attività Upstream in base al potenziale rischio diritti umani e individuare le opportune misure di gestione. I progetti a rischio più elevato sono oggetto di specifico approfondimento mediante "Human Rights Impact Assessment" (HRIA) o "Human Rights Risk Analysis" (HRRA) – quest'ultimo svolto secondo una metodologia di analisi desk-based elaborata nel 2021 – per identificare le misure atte a prevenire gli impatti potenziali sui diritti umani e a gestire quelli esistenti. Nel 2021 tali approfondimenti sono stati condotti per i progetti esplorativi programmati a Cabinda Centro in Angola; nel Blocco 47 in Oman; nel blocco di Dumre in Albania; nell'Area C dell'Emirato di Sharjah (UAE). Per ogni progetto sono state identificate una serie di raccomandazioni volte a mitigare i potenziali impatti negativi, declinate in Piani d'azione da implementare nel 2022. Sempre con riferimento ai progetti industriali, nel 2021 è stato condotto un approfondimento sulle attività di decommissioning, per sviluppare una metodologia di analisi dei potenziali impatti sui diritti umani in tale fase e che sarà oggetto di consolidamento nel corso del prossimo biennio. In alcuni Paesi, quali la Norvegia, l'Australia e l'Alaska, Eni opera in aree in cui sono presenti popolazioni indigene, nei confronti delle quali ha adottato delle politiche specifiche a tutela dei loro diritti, cultura e tradizioni e per promuovere la loro consultazione preventiva, libera e informata. La più recente di queste Policy, riferita alle popolazioni indigene in Alaska44 interessate dalle attività di business svolte dalla società Eni US Operating nell'area, è stata adottata nel 2020 e rinnovata nel 2021.

Il rispetto dei diritti umani nella catena di fornitura è per Eni un requisito imprescindibile, garantito attraverso l'adozione di comportamenti trasparenti, imparziali, coerenti e non discriminatori nella selezione dei fornitori, nella valutazione delle offerte e nella verifica delle attività previste a contratto (si veda capitolo "Fornitori"). Le imprese che collaborano con Eni devono condividere, sottoscrivendo il Codice di Condotta, principi di responsabilità sociale che, inter alia, prevedono la tutela dei diritti umani. I fornitori, candidati alla qualifica e/o a procedimenti di procurement, sono responsabili dell'adempimento a puntuali requisiti, coerenti con gli standard internazionali SA8000. Nel processo di approvvigionamento il modello di valutazione e presidio del rispetto dei diritti umani45, basato su una valutazione risk-based, classifica i fornitori qualificati secondo il rischio potenziale di violazione diritti umani, con analisi della rischiosità sia del contesto Paese sia delle attività specifiche46. Le attività ad alto rischio sono sia attività industriali, come manutenzione, costruzione, assemblaggio, logistica, sia beni e servizi generali, come servizi di pulizia, catering, servizi di security e gestione degli immobili. I Paesi con il maggior numero di fornitori a rischio sono la Nigeria, il Congo e il Mozambico, per un complessivo di fornitori a rischio alto di 1.266 e medio-alto di 1.214. In base al modello, con cadenza periodica, tutti i fornitori sono oggetto di due diligence, valutazione di gara, di feedback d'esecuzione e periodici aggiornamenti con questionari dedicati, verso i fornitori diretti e i sub-fornitori. In coerenza con l'approccio risk-based, oltre alle verifiche di responsabilità sociale effettuate su tutti i fornitori (oltre 6.000) sottoposti al processo di qualifica, inclusi gli aggiornamenti, nonché le valutazioni effettuate in sede di gara, di feedback contrattuale, nel 2021 sono stati effettuati degli approfondimenti su 24 fornitori rilevanti in termini di valore contrattuale in essere, anche mediante survey in fase di esecuzione contrattuale, più ulteriori 11 audit ispirati ai principi SA8000 su appaltatori diretti e subappaltatori, pianificati a seguito di red flag relativi alla puntuale erogazione delle retribuzioni e riconoscimento degli straordinari, senza rilevare criticità. Per promuovere la conoscenza dei presidi sui diritti umani, sono stati organizzati dei programmi di formazione, via webinar, che hanno interessato tutte le risorse della famiglia professionale procurement, in Italia e all'estero. Sono state inoltre rafforzate le clausole sui diritti umani negli standard contrattuali. Ulteriori misure volte a contrastare le forme di moderna schiavitù e la tratta di esseri umani ed impedire lo sfruttamento di minerali associati a violazioni dei diritti umani nella catena di fornitura sono approfondite, rispetti-

⁽⁴⁴⁾ Si veda: https://www.eni.com/assets/documents/Indigenous%20Peoples%20Policy%201DEC2020_final.pdf

⁽⁴⁵⁾ Nel 2021 è stata emessa una Operating Instruction per la famiglia professionale Procurement al fine di rafforzare il presidio sul tema.

⁽⁴⁶⁾ Basato su vulnerabilità e probabilità correlate a specifiche condizioni quali, il livello di formazione e competenze necessarie, il livello di intensità del lavoro, il ricorso ad agenzie di manpower, i rischi di natura HSE.

vamente, nel "Slavery and Human Trafficking Statement"⁴⁷ e nella Posizione sui "Conflict minerals"48. Quest'ultima descrive le politiche ed i sistemi per l'approvvigionamento di "conflict minerals" (tantalio, stagno, tungsteno e oro) da parte di Eni, aventi l'obiettivo di minimizzare il rischio che l'approvvigionamento di tali minerali possa contribuire a finanziare, direttamente o indirettamente, violazioni dei diritti umani nei Paesi interessati.

Eni gestisce le proprie operazioni di security nel rispetto dei principi internazionali previsti anche dai Voluntary Principles on Security & Human Rights promossi dalla Voluntary Principles Initiative (VPI), alla cui partecipazione Eni è stata ammessa nel 2020 come "Engaged Corporate Participant". La VPI è un'iniziativa multistakeholder dedicata al rispetto dei diritti umani nella gestione delle operazioni di Security che coinvolge governi, imprese e ONG. Eni a febbraio 2021 ha redatto il suo primo Annual Report e a maggio ha effettuato una Verification Presentation di fronte al Secretariat della Voluntary Principles cui hanno preso parte aziende, ONG e Governi. In tale occasione Eni ha avuto modo di illustrare le attività compiute in termini di Voluntary Principles on Security & Human Rigths nel primo anno dall'ingresso nella VPI. In conseguenza di ciò, Eni ha avviato l'Implementation Plan, elaborato dallo Steering Committee e ricevuto dal Secretariat della VPI, contenente una serie di requested actions volte a implementare le attività di Eni nella tutela dei Diritti Umani. Inoltre, nel 2021 Eni ha aggiornato il modello di "Human Rights due diligence", avviato nel 2020 e volto a identificare il rischio di impatto negativo sui diritti umani delle attività di security e a valutare il ricorso ad eventuali misure preventive e/o di mitigazione. Al riguardo, è stato introdotto un nuovo indicatore, relativo al rischio di coinvolgimento del Business nella violazione dei Diritti Umani da parte delle Forze di Sicurezza pubbliche e/o private. Sulla base delle risultanze emerse dall'applicazione del modello è stato redatto l'Action Plan "Security & Human Rights" che, con riferimento ai primi 10 Paesi risultanti dal risk-based model, ha previsto: (i) il campionamento dei contratti di vigilanza in essere, al fine di verificare la presenza o meno al loro interno delle clausole sui diritti umani; (ii) la verifica dell'allocazione/utilizzo di beni e servizi di security messi a disposizione delle forze di sicurezza, pubblica e privata. Nell'ambito dell'impegno di Eni alla diffusione dei principi di tutela dei diritti umani si colloca la realizzazione del workshop di formazione e informazione in materia di "Security & Human Rights" svolto in Messico nel novembre 2021.

Infine, dal 2006 Eni si è dotata di una procedura interna, aggiornata nel corso del tempo e da ultimo nel 2020, inserita anche tra gli Strumenti Normativi Anti-Corruzione, che regola il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni, anche relative ai diritti umani, inviate o trasmesse da stakeholder, persone di Eni e altri soggetti terzi, anche in forma confidenziale o anonima. Ad aprile 2021, anche su input dell'Organismo di Vigilanza di Eni SpA, è stato istituito un Gruppo di Lavoro multidisciplinare, per rispondere anticipatamente alle previsioni della Convenzione n. 190 dell'Organizzazione Internazionale del lavoro sull'eliminazione della violenza e delle molestie sul luogo di lavoro (ratificata dall'Italia il 4 gennaio 2021). Eni ha voluto portarsi avanti su un tema di centrale importanza, utilizzando la Convenzione n. 190 come punto di partenza, la quale prevede una serie di obblighi in capo alle aziende per prevenire le violenze e molestie sul lavoro. A tal fine, in data 21 dicembre 2021, è stato emesso l'Allegato E "Eni contro la violenza e le molestie sul lavoro" alla MSG "Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi". Da ultimo, in linea con i principi del "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 diritti umani da inserire sulla base di un approccio risk-based nelle principali fattispecie contrattuali di Eni e fornisce supporto al business per la definizione e negoziazione delle stesse.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2021 è proseguita la formazione obbligatoria per i dirigenti e i quadri (Italia ed estero) dei 4 moduli specifici: "Security and Human Rights", "Human Rights and relations with Communities", "Human Rights in the Workplace" e "Human rights in the Supply Chain". Inoltre, è continuata l'erogazione rivolta a tutta la popolazione Eni dei percorsi di sostenibilità e diritti umani: la diminuzione delle ore di formazione sui diritti umani è legata alla calendarizzazione su più anni dell'attività formativa. È, tuttavia, aumentata la percentuale complessiva di fruizione al corso che si è attestata al 94,2% degli iscritti (vs. 92% nel 2020).

Per quanto riguarda la famiglia professionale Security, nel 2021 la percentuale di personale formato in tema di diritti umani si è attestata al 90%. La percentuale del Personale di Security che ha ricevuto formazione sui diritti umani riflette il ricambio quali/quantitativo delle risorse in ingresso ed in uscita dalla Famiglia professionale anno su anno.

Inoltre, Eni dal 2009 conduce un programma di formazione a forze di sicurezza pubbliche e private presso le controllate, riconosciuto come best practice nella pubblicazione congiunta Global Compact e Principles for Responsible Investment (PRI) delle Nazioni Unite del 2013. Nel 2021, la sessione formativa è stata realizzata in Messico e ha visto la partecipazione in presenza di 88 rappresentanti delle forze di sicurezza. All'evento hanno preso parte, in presenza o da remoto, altre 116 persone, tra cui il management e dipendenti di Eni, appartenenti ad altre oil companies e ONG.

⁽⁴⁷⁾ In conformità alla normativa inglese Modern Slavery Act 2015 e, a partire da quest'anno, alla normativa australiana Commonwealth Modern Slavery Act 2018. (48) In adempimento alla normativa della US SEC.

Nel 2021 sono stati condotti due "Human Rights Impact Assessment" (HRIA) in Angola e Albania e due "Human Rights Risk Analysis" (HRRA) in Oman e nell'Emirato di Sharjah (UAE). È proseguita, inoltre, la realizzazione delle azioni previste dai Piani di Azione relativi alle analisi di impatto sui diritti umani, svolte nel corso del 2019 e del 2018 sullo sviluppo dell'Area 1 in Messico e sullo sviluppo dell'Area 4 in Mozambico. Tutti i report degli HRIA condotti fino al 2020 ed i relativi Piani di Azione adottati, inclusi i report periodici sull'avanzamento dei Piani, sono disponibili pubblicamente sul sito Eni⁴⁹.

Per quanto concerne le segnalazioni, nel 2021 è stata completata l'istruttoria su 74 fascicoli50, di cui 3051 includevano tematiche afferenti ai diritti umani, principalmente relative a potenziali impatti sui diritti dei lavoratori e sulla salute e sicurezza occupazionale. Tra queste sono state verificate 40 asserzioni51, per 5 delle quali sono stati confermati, almeno in parte, i fatti segnalati ed intraprese azioni correttive per mitigarne e/o minimizzarne gli impatti. In particolare, sono state intraprese: i) azioni sul Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi, relative all'implementazione e al rafforzamento di controlli in essere; ii) azioni verso fornitori e iii) azioni verso dipendenti, con provvedimenti disciplinari, secondo il contratto collettivo di lavoro e le altre norme nazionali applicabili. A fine anno risultano ancora aperti 15 fascicoli, in 5 dei quali sono richiamate tematiche relative ai diritti umani, riguardanti principalmente potenziali impatti sui diritti dei lavoratori.

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE	2021	2020	2019
Ore dedicate a formazione sui diritti umani (numero)	23.893	33.112	25.845
In classe	0	260	108
A distanza	23.893	32.852	25.737
Dipendenti che hanno ricevuto formazione sui diritti umani(a) (%)	94	92	97
Forze di sicurezza che hanno ricevuto formazione sui diritti umani(b) (numero)	88	32	696
Personale di security (famiglia professionale) che ha ricevuto formazione sui diritti umani(c) (%)	90	91	92
Contratti di security contenenti clausole sui diritti umani	98	97	97
Fascicoli di segnalazioni (asserzioni)(d) afferenti al rispetto dei diritti umani - chiusi nell'anno: (numero)	30 (40)	25 (28)	20 (26)
Asserzioni fondate	2	11	7
Asserzioni parzialmente fondate	3
Asserzioni non fondate con adozione di azioni di miglioramento	7	9	8
Asserzioni non fondate(e)/ non accertabili(f)/ not applicable(g)	28	8	11

(a) Tale percentuale è calcolata come rapporto tra il numero di dipendenti iscritti che hanno completato un corso di formazione sul numero totale dei dipendenti iscritti.

(b) Le variazioni nei numeri del personale delle forze di sicurezza formato sui diritti umani, in alcuni casi anche significative tra un anno e l'altro, sono legate alle diverse caratteristiche dei progetti formativi ed alle contingenze operative.

(c) Si tratta di un valore percentuale cumulato. A partire dal 2020 il dato viene calcolato considerando solo i dipendenti Eni, a differenza del dato 2019 che include anche i contrattisti. Nelle Forze di Sicurezza è incluso sia il personale della vigilanza privata che opera contrattualmente per Eni, sia il personale delle Forze di Sicurezza pubbliche, siano esse militari o civili, che svolgono, anche indirettamente, attività e/o operazioni di security a tutela delle persone e degli asset di Eni.

(d) A partire dal 1° ottobre 2021 è stata definita una diversa classificazione degli esiti dei Fascicoli che passano da 4 ("Fondato", "Non Fondato con Azioni", "Non Fondato" e "Not Applicable") a 5 categorie ("Fondato", "Parzialmente Fondato", "Non Fondato", "Non Accertabile" e "Not Applicable").

(e) Di cui 1 relativa a società non consolidate con il metodo integrale.

(f) Asserzioni che non contengono elementi circostanziati, precisi e/o sufficientemente dettagliati e/o, per le quali sulla base degli strumenti di indagine a disposizione, non è possibile confermare o escludere la fondatezza dei fatti in esse segnalati.

(g) Di cui 1 relativa a società non consolidata con il metodo integrale. Vengono così classificate le asserzioni in cui i fatti segnalati coincidono con l'oggetto di pre-contenziosi, contenziosi e indagini in corso da parte di pubbliche autorità (ad esempio, autorità giudiziarie, ordinarie e speciali, organi amministrativi ed authority indipendenti investiti di funzioni di vigilanza e controllo). La valutazione è effettuata previo parere da parte della funzione affari legali o delle altre funzioni competenti.

(49) https://www.eni.com/it-IT/trasformazione/rispetto-diritti-umani.html.

(50) Fascicolo di segnalazione: è un documento di sintesi degli accertamenti condotti sulla/e segnalazione/i (che può contenere una o più asserzioni circostanziate e verificabili) nel quale sono riportati la sintesi dell'istruttoria eseguita sui fatti oggetto della segnalazione, l'esito degli accertamenti svolti e gli eventuali piani d'azione individuati.

(51) Di cui 2 riferiti a società non consolidate integralmente.

Fornitori

Eni ha sviluppato un modello di procurement, dalla selezione e qualifica dei fornitori ai procedimenti di gara, che combina la sostenibilità economico-finanziaria con quella sociale e ambientale, con l'obiettivo di promuovere presso la supply chain la generazione di valore condiviso e duraturo, grazie ad una attiva partecipazione alla transizione energetica. Eni realizza tale impegno promuovendo presso i fornitori i propri valori, coinvolgendoli in iniziative di sviluppo e includendoli nelle attività di prevenzione dei rischi. A tal fine, nell'ambito del processo di sustainable procurement, Eni: i) sottopone, con cadenza periodica, tutti i fornitori a processi di qualifica e due diligence per verificarne affidabilità etica, economica, tecnico-operativa e presidio in materia di salute, sicurezza, ambiente, cyber security e dei diritti umani, per minimizzare i rischi lungo la catena di fornitura; ii) richiede a tutti i fornitori la sottoscrizione del Codice di Condotta Fornitori come impegno reciproco nel riconoscere e tutelare il valore di tutte le proprie persone, impegnarsi a contrastare i cambiamenti 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) monitora con verifiche periodiche il rispetto di tali impegni, per assicurare il mantenimento nel tempo, da parte dei fornitori, dei requisiti di qualifica e di gara. A tal fine, lungo il processo di procurement vengono valutati temi sia ambientali52 che sociali53, in coerenza con un approccio alla transizione energetica equa e sostenibile e in linea con i tempi e gli investimenti necessari all'ideazione e implementazione di nuove tecnologie e soluzioni; iv) qualora emergano criticità richiede l'implementazione di azioni di miglioramento o, qualora non risultino soddisfatti gli standard minimi di accettabilità ove previsti, limita o inibisce l'invito a gare dei fornitori.

Per promuovere lo sviluppo sostenibile delle filiere, nel 2021 Eni ha rafforzato ulteriormente le iniziative finalizzate a coinvolgere i fornitori nel percorso di transizione energetica equa e sostenibile, valorizzando gli aspetti di tutela ambientale, sviluppo economico e crescita sociale grazie a strumenti e iniziative per lo sviluppo di una supply chain sostenibile. Il Programma (JUST – join us in sustainable transition) ha permesso di: i) definire un percorso sistemico attraverso il lancio della piattaforma Openes che conta già più di 3.000 aziende, di cui quasi 2.500 appartenenti alla filiera di Eni. Tale piattaforma mette a disposizione delle filiere industriali strumenti concreti per migliorare le proprie performance ESG, basandosi sulle Stakeholder Capitalism Metrics, le metriche definite dal World Economic Forum (WEF). La partecipazione all'iniziativa è requisito essenziale per valutare e valorizzare l'impegno profuso da ciascun fornitore Eni nel perseguire un percorso equo di sviluppo sostenibile, con l'obiettivo di coinvolgere l'intera filiera; ii) approfondire le conoscenze grazie a workshop su tematiche ESG, che hanno coinvolto 350 fornitori qualificati appartenenti ad una decina di diversi settori merceologici, per condividere obiettivi di sostenibilità. Individuate le sfide che caratterizzano il settore specifico vengono definiti target e piani d'azione da monitorare nel tempo. Sono stati organizzati anche momenti di formazione ed engagement su tematiche digitali, con particolare focus sulla cyber security, rivolti a circa 1.000 fornitori e sulle metodologie di misurazione della CO2 e redazione del bilancio di sostenibilità; iii) rafforzare il quadro procedurale tramite l'inserimento di presidi di cyber security, in qualifica e nei procedimenti di gara, e di sostenibilità nella documentazione standard di gara e contrattuale; iv) supportare dal punto di vista finanziario la filiera per premiare l'impegno nella transizione energetica e promuovere la realizzazione di modelli di business sostenibili con l'avvio del Programma "Basket Bond - Energia Sostenibile", uno strumento di finanza innovativa dedicato ai fornitori diretti e indiretti di Eni e a tutta la filiera dell'energia. Inoltre, è stato previsto l'inserimento di specifiche clausole che prevedono la possibilità di utilizzo di servizi di factoring a condizioni vantaggiose negli standard di Richiesta di Offerta; v) valorizzare l'impegno e favorire l'adozione di best practice da parte dei fornitori attraverso l'adozione di criteri di sostenibilità e meccanismi premianti nella valutazione delle offerte di oltre 280 procedimenti per circa €2,5 Mld di valore. Inoltre, sono state introdotte specifiche clausole contrattuali che permettono di monitorare nel tempo il progresso rispetto ai piani di miglioramento emersi in fase di qualifica o di partecipazione alla gara.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel corso del 2021, 6.318 fornitori54 sono stati oggetto di verifica e valutazione 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, sono circa l'8% (pari a 487) di quelli analizzati. Le criticità sono prevalentemente riferite a carenze nel rispetto delle norme sulla salute e sicurezza e dei principi sanciti dal Codice di Condotta e dal Codice Etico. Il numero complessivo dei fornitori interessati è in riduzione rispetto al 2020, anno in cui le criticità rilevate hanno riguardato le numerose branch estere di fornitori di dimensione internazionale. Per analoga ragione si registra una riduzione dei fornitori con i quali sono stati interrotti i rapporti (pari a 34), per valutazione negativa in fase di qualifica oppure per provvedimento di sospensione o revoca della qualifica.

(54) Include anche tutti i nuovi fornitori.

⁽⁵²⁾ In procedimenti di gara sono stati introdotti dei requisiti premianti quali ad esempio l'efficientamento energetico, l'utilizzo di energia prodotta da fonti rinnovabili, certificazioni di sostenibilità, parco automezzi, utilizzo di materiale di riciclo, modalità di smaltimento dei rifiuti, etc.

⁽⁵³⁾ Al fine di incentivare il fornitore, ad esempio, a garantire la parità di genere nei team, il mantenimento del livello occupazionale, etc.

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE		2021	2020	2019
Fornitori oggetto di assessment con riferimento ad aspetti nell'ambito della responsabilità sociale	(numero)	6.318	5.655	5.906
di cui: fornitori con criticità/aree di miglioramento		487	828	898
di cui: fornitori con cui Eni ha interrotto i rapporti		34	124	96
Nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali	(%)	100	100	100

Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale

A dimostrazione dell'impegno a favore dei 10 Principi delle Nazioni Unite per il business responsabile, nel 2021 Eni è stata confermata nel Global Compact LEAD. Tali principi, tra cui il ripudio della corruzione, sono riflessi nel Codice Etico di Eni, diffuso a tutti i dipendenti in fase di assunzione, e nel Modello 231 di Eni SpA. A partire dal 2009, Eni ha progettato e sviluppato il 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 reati di corruzione e strumentali anche alla prevenzione del fenomeno del riciclaggio nel contesto delle attività non finanziarie di Eni SpA e delle sue Società Controllate. A livello normativo il Compliance Program Anti-Corruzione è rappresentato dalla MSG Anti-Corruzione55 e da strumenti normativi di dettaglio che costituiscono il quadro di riferimento nell'individuazione delle attività a rischio e degli strumenti di controllo che Eni mette a disposizione delle sue persone per prevenire e contrastare il rischio di corruzione e di riciclaggio. Le società controllate di Eni, in Italia e all'estero, devono adottare, con delibera del proprio CdA⁵⁶, gli strumenti normativi anti-corruzione emessi da Eni SpA. Inoltre, le società e gli enti in cui detiene una partecipazione non di controllo sono incoraggiati a rispettare gli standard definiti nella normativa interna anti-corruzione, adottando e mantenendo un sistema di controllo interno in coerenza con i requisiti stabiliti dalle leggi in materia. Il Compliance Program Anti-Corruzione di Eni si è evoluto negli anni in un'ottica di miglioramento continuo, tanto che nel gennaio 2017 Eni SpA è stata la prima società italiana ad aver ricevuto la Certificazione ISO 37001:2016 "Anti-bribery Management Systems". Per il mantenimento di detta certificazione Eni è sottoposta ciclicamente ad audit di sorveglianza e ricertificazione che si sono sempre conclusi con esito positivo. In aggiunta, per garantire l'effettività del

Compliance Program Anti-Corruzione, Eni, attraverso l'unità anti-corruzione e anti-riciclaggio, supporta le sue società controllate in Italia e all'estero, fornendo assistenza specialistica nell'attività relativa alla valutazione di affidabilità delle potenziali controparti a rischio (c.d. "due diligence"), alla gestione delle eventuali criticità/red flag emerse e all'elaborazione dei relativi presidi contrattuali. In particolare, vengono proposte, nell'ambito dei contratti con le controparti, specifiche clausole anti-corruzione che prevedono anche l'impegno a prendere visione e rispettare i principi contenuti nel corpo normativo anti-corruzione di Eni. Le attività rilevanti nell'ambito del Compliance Program Anti-Corruzione e la pianificazione di tali attività per i periodi successivi sono oggetto di una relazione annuale che costituisce parte integrante della Relazione della funzione di Compliance Integrata e ne segue i relativi flussi informativi rivolti agli organi di controllo di Eni. Con cadenza semestrale, salvo eventi straordinari che ne suggeriscano una diversa periodicità, inoltre viene predisposto un aggiornamento della relazione in ragione delle attività svolte nel semestre di riferimento e di eventuali fatti rilevanti occorsi nel periodo. Eni inoltre ha definito e attuato uno strutturato processo di Compliance risk assessment e monitoring volto rispettivamente a: (i) identificare, valutare e tracciare i rischi di corruzione nell'ambito delle proprie attività di business e ad orientare la definizione e l'aggiornamento dei presidi di controllo previsti 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'aderenza ai requisiti normativi e l'efficacia dei modelli posti a loro presidio. Tra le attività a rischio individuate da Eni attraverso il Compliance risk assessment, in ragione del proprio contesto operativo e organizzativo di riferimento, rientrano a titolo esemplificativo: (i) contratti con Terze Parti a Rischio corruzione e riciclaggio (quali, a titolo esemplificativo, business associate, partner di joint venture,

(55) L'ultima versione della MSG Anti-Corruzione (che aggiorna e sostituisce la precedente versione del 2014) è stata i) illustrata e sottoposta a parere preventivo del Comitato di Controllo e Rischi di Eni SpA e per informativa al Collegio Sindacale e all'Organismo di Vigilanza di Eni SpA; ii) approvata dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA in data 24 giugno 2021. La MSG Anti-Corruzione è stata pubblicata in data 19 luglio 2021 ed è disponibile sul sito www.eni.com. (56) O in alternativa dell'organo equivalente a seconda della governance della società controllata.

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operatori della rete commerciale, fornitori, acquirenti/cessionari di crediti ecc.); (ii) operazioni di compravendita di partecipazioni societarie, aziende e rami d'azienda, diritti e titoli minerari ecc. e contratti di joint venture; (iii) iniziative non profit, progetti sociali e sponsorizzazioni; (iv) vendita di beni e servizi (quali a titolo esemplificativo, contratti con clienti del processo commerciale), operazioni di trading e/o shipping; (v) selezione, assunzione e gestione delle risorse umane; (vi) omaggi e ospitalità; (vii) rapporti con Soggetti Rilevanti. Annualmente vengono pianificate attività di Compliance risk assessment e interventi di Compliance Monitoring anti-corruzione secondo un approccio risk-based. Nel corso del 2021 gli interventi di Compliance Risk Assessment anti-corruzione effettuati hanno riguardato l'ambito Anti-Corruzione nel suo complesso e l'attività a rischio "Operazioni di compravendita di partecipazioni societarie, aziende e rami d'azienda, diritti e titoli minerari ecc. e contratti di joint venture". Alla luce degli esiti di questi interventi sono stati confermati il livello di rischio dell'ambito corruzione e l'adeguatezza delle misure di mitigazione poste in essere, identificati nelle precedenti attività svolte, e sono stati definiti, inoltre, specifici adempimenti riguardanti l'attività a rischio valutata. Nel corso del 2021, gli interventi di Compliance Monitoring effettuati in ambito Anti-Corruzione hanno riguardato le attività a rischio: "Joint Venture" e "Business Associates" ("Canali di vendita", "Consulenti" e "Altri business Associates"). Gli esiti delle verifiche hanno evidenziato un trend del livello di rischio delle attività in linea con quello rilevato in sede di Compliance Risk Assessment e hanno confermato l'efficacia del modello di compliance adottato. Eni realizza altresì un programma di formazione anti-corruzione rivolto ai propri dipendenti, sia attraverso e-learning sia con eventi in aula come workshop generali e job specific training. I workshop offrono una panoramica sulle leggi anti-corruzione applicabili a Eni, sui rischi che potrebbero derivare dalla loro violazione per persone fisiche e giuridiche e sul Compliance Program Anti-Corruzione adottato per far fronte a tali rischi. Generalmente insieme ai workshop vengono realizzati job specific training, ossia eventi formativi destinati ad aree professionali a specifico rischio di corruzione. Al fine di ottimizzare l'individuazione dei destinatari delle diverse iniziative formative, è stata definita una metodologia per la segmentazione sistematica delle persone Eni in funzione di specifici driver di rischiosità di corruzione come ad esempio Paese, qualifica, famiglia professionale. Vengono svolte, inoltre, attività di informazione e aggiornamento periodico attraverso l'elaborazione di brevi pillole informative di compliance, ivi compresi eventuali temi anti-corruzione. Inoltre, si ricorda, che nel 2020 in occasione del loro insediamento, ai membri del Consiglio di Amministrazione di Eni SpA sono stati illustrati a fini formativi gli elementi chiave del Compliance Program Anti-Corruzione anche in termini di coerenza di quest'ultimo rispetto alle best practice internazionali. Nel corso del 2021

broker, controparti nelle operazioni di gestione di beni immobili,

sono state portate all'attenzione del Consiglio: i) alcune revisioni della normativa anti-corruzione, finalizzate a recepire alcune modifiche intervenute alla struttura organizzativa e di processo, nonché miglioramenti via via apportati agli Strumenti Normativi Anti-Corruzione; ii) alcune proposte di aggiornamento del Modello 231 e delle relative attività sensibili e standard di controllo, ai fini di allineamento normativo e di razionalizzazione e valorizzazione nel documento, in ottica di compliance integrata, del sistema di controllo interno Eni e dei vari compliance program che lo compongono. Nell'ambito della formazione anti-corruzione per le proprie terze parti, Eni ha avviato un programma di formazione online, per i dipendenti di GreenStream BV (società detenuta al 50% da Eni North Africa BV e al 50% dalla National Oil Corporation Libica) e per i business associate di Eni G&P France SA. L'esperienza di Eni in materia anti-corruzione matura anche attraverso la partecipazione a convegni eventi e gruppi di lavoro internazionali che rappresentano per Eni strumento di crescita e di promozione e diffusione dei propri valori. Al riguardo, si segnala, nel 2021, la partecipazione attiva di Eni nell'ambito del Partnering Against Corruption Initiative (PACI) del World Economic Forum, dell'O&G ABC Compliance Attorney Group (gruppo di discussione sulle tematiche anticorruzione nel settore dell'Oil & Gas) e nell'ambito della Task Force Integrity & Compliance del B20 Italy. Nell'ambito del piano integrato di audit approvato annualmente dal CdA, Eni 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 materialità, nonché su terze parti considerate a maggior rischio, ove previsto contrattualmente. Eni, inoltre, sin dal 2006, si è dotata di una normativa interna, aggiornata nel corso del tempo e da ultimo nel 2020, allineata alle best practice nazionali e internazionali nonché alla normativa italiana in materia (L.179/2017), che disciplina il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni (cd. di whistleblowing) ricevute, anche in forma confidenziale o anonima, da Eni e dalle società controllate in Italia e all'estero. Tale normativa consente a dipendenti e soggetti terzi, di segnalare fatti afferenti 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 accessibili, disponibili sul sito eni.com.

La strategia fiscale di Eni, approvata dal CdA e disponibile sul sito internet della società57, 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"58 ed ha come primo obiettivo l'assolvimento puntuale e corretto delle obbligazioni di imposta nei diversi Paesi di attività nella consapevolezza di contribuire in modo significativo al gettito fiscale degli Stati, sostenendo lo sviluppo economico e sociale locale. Eni ha disegnato e implementato un Tax Control Framework di cui è responsabile il CFO di Eni, strutturato in un processo aziendale a tre fasi: (i) valutazione del rischio fiscale (Risk Assessment); (ii) individuazione e istituzione dei controlli a presidio dei rischi; (iii) verifica di efficacia dei controlli e relativi flussi informativi (Reporting). Nell'ambito delle attività di gestione del rischio fiscale e di contenzioso, Eni adotta la preventiva interlocuzione con le Autorità fiscali e il mantenimento di rapporti improntati alla trasparenza, al dialogo ed alla collaborazione partecipando, laddove opportuno, a progetti di cooperazione rafforzata (Co-operative Compliance). A testimonianza dell'impegno verso una migliore governance e trasparenza del settore estrattivo, fondamentale per favorire un uso responsabile delle risorse e prevenire 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 nei Paesi aderenti, che nell'ambito delle iniziative del Board a livello internazionale. In conformità alla legge italiana n. 208/2015, Eni redige il "Country-by-Country Report" previsto dalla Action 13 del progetto "Base erosion and profit shifting – BEPS", promosso dall'OCSE con la sponsorship del G-20, il cui obiettivo è fare dichiarare i profitti delle aziende multinazionali nelle giurisdizioni dove le attività economiche che li generano sono svolte, in misura proporzionale al valore generato. Nell'ottica di favorire la trasparenza fiscale a beneficio di tutti gli stakeholder interessati, tale report è oggetto di pubblicazione volontaria da parte di Eni, pur non essendoci obblighi normativi al riguardo⁵⁹. La pubblicazione di questo report è stata riconosciuta come best practice dalla stessa EITI60. Sempre in linea con il supporto ad EITI, Eni ha pubblicato una posizione pubblica sulla trasparenza contrattuale in cui incoraggia i Governi a conformarsi al nuovo standard sulla pubblicazione dei contratti ed esprime il proprio sostegno ai meccanismi e alle iniziative che saranno avviate dai Paesi per promuovere la trasparenza in questo ambito. Infine, anticipando di due anni gli obblighi di rendicontazione in materia di trasparenza dei pagamenti agli stati nell'esercizio dell'attività estrattiva introdotti dalla Direttiva Europea 2013/34 UE (Accounting Directive), Eni aveva iniziato nel 2015 a fornire disclosure su base volontaria di una serie di dati di sintesi dei flussi finanziari pagati agli Stati nei quali conduce attività di ricerca e produzione d'idrocarburi.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel corso del 2021 sono stati svolti 20 interventi di audit, in 9 Paesi, nell'ambito dei quali sono state eseguite verifiche anticorruzione applicabili sul rispetto delle previsioni del Compliance Program Anti-Corruzione e 22 interventi di vigilanza sui Modelli 231/di Compliance delle società controllate italiane/estere. Come nel 2020, anche quest'anno i casi di corruzione accertati61 relativi ad Eni Spa sono pari a 0. Per i procedimenti in corso si veda la sezione "Contenziosi" a pagina 298. Nell'anno 2021, a causa dell'emergenza legata al COVID-19, gli eventi formativi pianificati in aula sono stati effettuati in modalità a distanza. Inoltre, nel 2021 è proseguita la formazione online sui temi anti-corruzione secondo la metodologia risk based iniziata nel 2019 rivolta a tutta la popolazione aziendale. Nell'ambito dell'impegno con EITI, Eni segue le attività svolte a livello internazionale e nei Paesi aderenti contribuisce annualmente alla preparazione dei Report; inoltre, in qualità di membro, partecipa alle attività dei Multi Stakeholder Group in Congo, Ghana, Timor Leste e Regno Unito. In Kazakistan, Indonesia, Mozambico, Nigeria e Messico, le controllate di Eni si interfacciano con i Multi Stakeholder Group locali di EITI mediante le associazioni di categoria presenti nei Paesi.

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE		2021		2019
	Totale	di cui società consolidate integralmente	Totale	Totale
Interventi di audit con verifiche anti-corruzione (numero)	20	17	31	27
E-learning per risorse in contesto a medio/alto rischio corruzione (numero di partecipanti)	7.800	7.672	3.388	13.886
E-learning per risorse in contesto a basso rischio corruzione	3.088	3.079	3.769	9.461
Workshop generale	1.284	1.265	904	1.237
Job specific training	702	686	568	1.108
Paesi in cui Eni supporta il Multi Stakeholder Group locali di EITI (numero)	9	9	9	9

⁽⁵⁹⁾ Per maggiori dettagli si veda l'ultimo Country by Country Report pubblicato nel 2021 relativo all'anno 2010:

https://www.eni.com/assets/documents/eng/reports/2020/Country-by-Country-2020_ENG.pdf.

⁽⁶⁰⁾ EITI ha individuato Eni e Shell come aziende pioniere tra le major Oil&Gas nella reportistica country by country (per maggiori informazioni si veda:

https://eiti.org/news/extractives-companies-champion-tax-transparency).

⁽⁶¹⁾ Sentenze di condanna passate in giudicato relative a procedimenti penali per corruzione domestica e/o internazionale.

ALLEANZE PER LO SVILUPPO

Una leva del modello di business di Eni è rappresentata dalla promozione dello sviluppo locale attraverso interazioni continue con le istituzioni e gli stakeholder locali per destinare la produzione di gas al mercato locale favorire l'accesso all'energia, insieme ad un'ampia serie di interventi necessari per rispondere alle esigenze delle comunità. Le strategie di sviluppo che ne derivano sono rafforzate dall'avvio di partnership pubblico-private e alleanze con attori impegnati sul territorio, dalle Organizzazioni Internazionali alle banche di sviluppo, dalle istituzioni nazionali al settore privato, dalle università ai centri di ricerca, dagli enti di cooperazione alle organizzazioni della società civile. Il valore aggiunto di queste collaborazioni consente di mettere a fattor comune risorse non solo economiche ma anche in termini di know-how ed esperienza, contribuisce al miglioramento della qualità della vita delle persone e al raggiungimento dei Sustainable Development Goals (SDG). A partire dall'analisi del contesto socio-economico locale, che accompagna le varie fasi progettuali di business al fine di assicurare una maggiore efficienza e sistematicità nell'approccio 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. Queste attività, definite in specifici Programmi per lo Sviluppo Locale (Local Development Programme – LDP) in linea con l'Agenda 2030 delle Nazioni Unite, i Piani Nazionali di Sviluppo, i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP) e gli impegni previsti dall'Accordo di Parigi (Nationally Determined Contributions - NDC), prevedono cinque linee di azione: (i) progetti di sviluppo locale: contributo allo sviluppo socio-economico delle comunità locali, in coerenza con le legislazioni e i piani di sviluppo nazionali, anche in base alla conoscenza acquisita. Queste iniziative sono volte al miglioramento dell'accesso all'energia off-grid e al clean cooking, alla diversificazione economica (es. progetti agricoli, micro-credito, interventi infrastrutturali) e alla protezione e conservazione delle foreste e tutela del territorio, all'educazione e alla formazione professionale, all'accesso all'acqua ed ai servizi igienici, ad una corretta nutrizione e al supporto dei servizi e dei sistemi sanitari, oltre al miglioramento dello stato di salute dei gruppi vulnerabili; (ii) Local Content: generazione di valore aggiunto attraverso il trasferimento di skill e know-how, l'attivazione di manodopera lungo la catena di fornitura locale e l'implementazione di progetti di sviluppo; (iii) Land management: gestione ottimale del territorio a partire dalla valutazione degli impatti derivanti dall'acquisizione di terreni su cui insistono le attività di Eni per definire eventuali alternative e misure di mitigazione degli impatti; Eni si impegna a valutare possibili alternative di progetto con l'obiettivo di perseguire il benessere delle comunità locali; (iv) Stakeholder engagement: la capacità della Società di relazionarsi con gli stakeholder e di rafforzare la reciproca comprensione e fiducia è elemento fondamentale per la definizione e conduzione delle attività di dialogo e coinvolgimento degli stakeholder, oltre che delle migliori azioni da mettere in campo per conseguire uno sviluppo sostenibile in sinergia con le comunità locali; (v) Human Rights: valutazione degli impatti potenziali o effettivi sui diritti umani riconducibili – direttamente o indirettamente – alle attività di Eni tramite HRIA o HRRA (si veda sezione Diritti Umani sopra), definizione delle relative misure di prevenzione o mitigazione, in linea con i Principi Guida delle Nazioni Unite (UNGP) e promozione dei diritti umani mediante i Progetti di Sviluppo Locale sopra richiamati.

La definizione di Local Development Programme implica l'impegno di Eni in prima linea sul campo e al fianco degli altri attori locali per contribuire allo sviluppo sostenibile dei Paesi. In questa direzione si muovono molte delle partnership sviluppate da Eni con Organizzazioni Internazionali e – più in generale – della cooperazione allo sviluppo, come ad esempio gli accordi firmati nel 2021: in Angola con VIS per il progetto integrato a Cabinda, con CUAMM (Collegio Universitario Aspiranti Medici Missionari) per un progetto volto a migliorare la salute per le comunità a Cunene; è stato inoltre rinnovato l'accordo con IIA (Instituto de Investigaçao Agronomica) e con ADPP è stato firmato un accordo per l'installazione di pannelli solari in 4 centri di salute; in Mozambico con AVSI e CUAMM in risposta all'emergenza umanitaria e con UNILURIO per l'implementazione di un progetto di resilienza al cambiamento climatico per le comunità nel distretto di Mecufi; in Kenya un cooperation agreement con AVSI per l'installazione pilota di pannelli fotovoltaici organici (OPV) in una scuola della Contea di Kwale; in Egitto è stato firmato un cooperation agreement per l'avvio della Scuola di Tecnologia Applicata Zohr a Port Said con Fondazione El Sawedy, il Ministero dell'Educazione e della Formazione Tecnica, il Ministero del Petrolio e delle Risorse Minerarie, il governatorato di Port Said e la Egyptian Natural Gas Holding Company; con AICS (Agenzia Italiana per la Cooperazione e lo Sviluppo) in Mozambico per collaborare nei settori dell'educazione e formazione tecnica, sicurezza alimentare e nutrizione, salute, accesso all'energia e diversificazione economica con particolare riferimento all'agricoltura e in Kenya in settori chiave per lo sviluppo del Paese quali agricoltura e catene del valore dell'ambiente, della salute, della formazione e dell'istruzione professionale, nonché dell'accesso all'energia/energia verde e all'innovazione; in Kazakistan un cooperation agreement con UNDP (United Nations Development Programme) per l'implementazione di un progetto di efficientamento energetico e l'installazione di un impianto solare termico in una scuola nella regione del Turkistan. Nelle diverse fasi progettuali di business, in linea con i principi standard/metodologie riconosciuti a livello internazionale, Eni ha sviluppato: (i) strumenti di analisi per meglio comprendere il contesto di riferimento e indirizzare opportunamente i progetti di sviluppo locale, come ad esempio la Social Context analysis – anche in base alla global Multidimensional Poverty Index (MPI) sviluppato da UNDP e Oxford University – e gli Human Rights Impact Assessment (HRIA); (ii) strumenti gestionali per "mappare" la relazione con gli stakeholder e monitorare lo stato di avanzamento dei progetti e i risultati conseguiti, tra cui Stakeholder Management System (SMS), Logical Framework Approach (LFA) e Monitoring, Evaluation and Learning (MEL); (iii) strumenti di valutazione di impatto, utili a valorizzare i benefici diretti, indiretti e indotti generati da Eni nel contesto di operatività del business e attraverso il modello di cooperazione, come ad esempio Eni Local Content Evaluation (ELCE) e Eni Impact Tool62; (iv) analisi atte a misurare la percentuale di spesa verso fornitori locali presso alcune rilevanti controllate estero Upstream, che nel 2021, è risultata pari a circa il 35% dello speso totale.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2021, gli investimenti per lo sviluppo locale ammontano a circa €105,363 milioni (quota Eni), di cui circa il 95% nell'ambito delle attività Upstream. In Africa sono stati spesi un totale di €37,1 milioni, di cui €28,8 milioni nell'area Sub-Sahariana principalmente nell'ambito dello sviluppo e manutenzione di infrastrutture in particolare edifici scolastici. In Asia sono stati spesi ca. €28 milioni, principalmente investiti nell'ambito della diversificazione economica, in particolare per lo sviluppo e la manutenzione di infrastrutture. In Italia sono stati spesi €32,6 milioni. Complessivamente in attività di sviluppo infrastrutturale, sono stati investiti circa €39,8 milioni, di cui €20,5 milioni in Asia, €14,3 milioni in Africa, €5,0 milioni in America Centro-Meridionale. Tra i principali progetti realizzati nel 2021 si segnalano iniziative per favorire: i) l'accesso all'acqua attraverso la costruzione di un impianto di trattamento delle acque in Iraq; manutenzione di 10 pozzi alimentati da sistemi fotovoltaici nel nord-est della Nigeria, l'installazione di sette punti d'acqua in Ghana, manutenzione dei punti d'acqua preesistenti e attività di sensibilizzazione circa l'utilizzo dell'acqua pulita e potabile in Angola; ii) l'accesso all'elettricità in Libia attraverso il supporto a General Electricity Company Libica (GECOL) in termini di ricambi e training; in Angola attraverso la manutenzione dei sistemi di energia solare installati presso scuole e centri medici; sono state inoltre svolte attività per favorire l'accesso al clean cooking in Mozambico, Ghana e Angola attraverso campagne di sensibilizzazione e distribuzione di sistemi di cottura migliorati; iii) la diversificazione economica sia nel settore agricolo in Angola, Congo e Nigeria sia per supportare l'imprenditoria locale e giovanile in Ghana ed Egitto; iv) l'accesso all'educazione con attività sia per gli studenti che per i formatori in Angola, Egitto, Mozambico, Ghana, Iraq e Messico. Nell'ambito degli interventi attuati in risposta alle esigenze sanitarie nel 2021, Eni ha sostenuto 11 iniziative contro la pandemia COVID-19, in 8 Paesi esteri, rivolte in particolare ai gruppi vulnerabili locali, ospedali, istituzioni sanitarie e ministeri della salute, fornendo: ventilatori e respiratori; apparecchiature per terapia intensiva e altre apparecchiature mediche; dispositivi di protezione individuale. Inoltre, il piano di risposta all'emergenza ha previsto: i) l'implementazione di campagne di sensibilizzazione comunitaria e azioni di "community engagement" volte a prevenire la diffusione del virus; ii) distribuzione di informazioni igienico-sanitarie e strumenti per il lavaggio delle mani; iii) misure di protezione sociale e assistenza alimentare come la distribuzione di pasti per famiglie e gruppi vulnerabili. Oltre al supporto per combattere la pandemia, Eni ha realizzato 37 iniziative in 14 Paesi per il miglioramento dello stato di salute delle popolazioni attraverso il rinforzamento delle competenze del personale sanitario, la costruzione e la riabilitazione di strutture sanitarie e il loro equipaggiamento, l'accesso all'acqua potabile, l'informazione, l'educazione e la sensibilizzazione su temi sanitari delle popolazioni coinvolte. Il totale della spesa per le iniziative di salute delle comunità nel 2021 corrisponde a €11,6 milioni, di cui €3,1 milioni per il supporto alle comunità locali nell'ambito dell'emergenza COVID-19.

Nel corso del 2021 sono stati ricevuti 245 grievance64, di cui il 53% sono stati già risolti. I reclami hanno riguardato principalmente: gestione delle relazioni con le comunità, gestione degli aspetti ambientali, land management, sviluppo dell'occupazione.

Infine, nel 2021, Eni, con l'obiettivo di valutare i potenziali impatti dei progetti sulla salute delle comunità coinvolte, ha concluso 10 studi di HIA (Health Impact Assessment), di cui 7 come studi preliminari integrati ESHIA (Environmental, Social and Health Impact Assessment) e 3 come integrati ESHIA.

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE		2021		2019
	Totale	di cui società consolidate integralmente	Totale	Totale
Investimenti per lo sviluppo locale (milioni di euro)	105,3	95,6	96,1	95,3
di cui: infrastrutture	39,8	36,6	41,8	43,4

(62) Il Modello ELCE (Eni Local Content Evaluation) è un modello sviluppato da Eni e validato dal Politecnico di Milano per la valutazione degli effetti diretti, indiretti e indotti generati dalle attività di Eni a livello locale nei contesti in cui opera. Eni Impact Tool è una metodologia sviluppata da Eni e validata dal Politecnico di Milano che permette di valutare gli impatti sociali, economici e ambientali delle proprie attività sul territorio, di quantificare i benefici generati e indirizzare le scelte future di investimento. (63) Il dato include le spese per attività di resettlement che nel 2021 sono pari a €5,9 mln, di cui: €5,8 mln in Mozambico, €0,02 mln in Ghana e €0,04 mln in Kazakistan. (64) Reclamo o lamentela sollevato da un individuo – o da un gruppo di individui – relativo a incidenti o danni o altri impatti ambientali o sociali, reali o percepiti, avvenuti, in corso o potenziali e determinati dalle attività della società o da un suo contrattista o fornitore. Un grievance viene definito come "risolto" quando le parti hanno concordato una proposta di risoluzione.

TASSONOMIA

Il Regolamento 852 del giugno 2020 del Parlamento Europeo e del Consiglio "Taxonomy Regulation" istituisce un sistema di classificazione 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 sostenibile se:

• i) contribuisce in modo sostanziale a uno o più dei sei obiettivi ambientali dell'UE (di cui all'art. 9 del regolamento);
• ii) rispetta il principio del "do no significant harm" (DNSH), cioè di non ledere alcuno degli altri obiettivi;
• iii) presenta requisiti minimi di salvaguardia che sono procedure adottate dalle imprese per garantire nello svolgimento dell'attività il rispetto delle linee guida OCSE per le imprese multinazionali e dei Principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani, inclusi i principi e i diritti stabiliti dalle otto convenzioni fondamentali individuate nella dichiarazione dell'ILO sui principi e i diritti fondamentali nel lavoro e dalla Carta internazionale dei diritti dell'uomo;
• iv) sia conforme ai criteri di vaglio tecnico "Technical Screening Criteria – TSC" stabiliti dalla Commissione, che definiscono le condizioni di performance affinché contribuisca in modo sostanziale a uno dei sei obiettivi ambientali e rispetti il principio DNSH.

Gli obiettivi ambientali previsti dalla Tassonomia sono:

• } la mitigazione dei cambiamenti climatici;
• } l'adattamento ai cambiamenti climatici;
• } l'uso sostenibile e la protezione delle acque e delle risorse marine;
• } la transizione verso un'economia circolare;
• } la prevenzione e la riduzione dell'inquinamento;

} la protezione e il ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. Per ciascuno di questi obiettivi ambientali, la Commissione in forza della delega conferita dalla Taxonomy Regulation emana un allegato tecnico (Annex) che identifica le attività economiche in grado di contribuire a ciascun obiettivo e i relativi criteri di vaglio tecnico "TSC", che stabiliscono le condizioni di performance che devono essere valutate per ciascuna attività ai fini della verifica del principio del contributo sostanziale all'obiettivo e del rispetto del principio di DNSH nei confronti degli altri obiettivi.

A oggi, la Commissione ha emanato gli annex I e II relativi agli obiettivi ambientali: mitigazione dei cambiamenti climatici e adattamento ai cambiamenti climatici.

In base all'art. 8 della Tassonomia, le società quotate nei 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 investimenti ("capex") associati alle attività economiche ecosostenibili sul totale delle tre voci a livello di impresa. Con Regolamento Delegato (UE) 2021/2178 la Commissione ha definito il contenuto e le modalità di presentazione delle informazioni richieste per rispettare l'obbligo di reporting previsto dall'art. 8, nonché la metodologia per conformarsi a tale obbligo informativo.

In base al Regolamento Delegato, il nuovo obbligo di reporting è in vigore dalla DNF relativa all'esercizio 2021 pubblicata nel calendar year 2022. Nel primo anno di reporting, è prevista l'indicazione dell'incidenza di ricavi, opex e capex relativi alle attività di Eni considerate ammissibili dalla Tassonomia (Taxonomy-eligible) sui corrispondenti valori del bilancio consolidato in relazione ai primi due obiettivi ambientali – mitigazione dei cambiamenti climatici e adattamento ai cambiamenti climatici – per i quali sono stati emanati i relativi atti delegati di normazione, senza applicazione dei TSC che saranno applicati dall'esercizio 2022.

Dal secondo anno di reporting, relativo all'esercizio/DNF 2022, le attività Eni ammissibili saranno oggetto di assessment in base ai TSC definiti per ciascuna attività al fine di stabilire nell'ambito dei ricavi/opex/capex ammissibili associati a ciascuna attività, le quote allineate ai requisiti tecnici di performance definiti negli Atti delegati relativi a ciascun obiettivo ambientale, cioè in quale percentuale le attività sono Taxonomy-aligned.

Per attuare gli obblighi di reporting del primo anno di applicazione del Regolamento Tassonomia, Eni ha eseguito una mappatura delle attività economiche di presenza per valutare le attività economiche operate ammissibili ai sensi della Tassonomia per il conseguimento dei primi due obiettivi ambientali (mitigazione e adattamento).

PRINCIPALI ATTIVITÀ AMMISSIBILI DI ENI AI FINI DELL'OBIETTIVO DI MITIGAZIONE DEI CAMBIAMENTI CLIMATICI

• 3.10 Produzione d'idrogeno
• 3.14 Produzione di prodotti chimici organici di base
• 3.17 Produzione di plastiche in forma primaria
• 4.1 Generazione di e.e. solare
• 4.3 Generazione di e.e. eolica
• 4.4 Generazione di e.e. dalla tecnologia dell'energia del mare
• 4.8 Generazione di e.e. da bioenergia
• 4.13 Produzione di biocarburanti per l'utilizzo nei trasporti
• 4.20 Cogenerazione di caldo/freddo ed e.e. da bioenergia
• 5.1 -5.4 Costruzione, estensione ed esercizio di reti di raccolta e Trattamento di acqua e acqua di risulta
• 5.7 Digestione anaerobica di rifiuti organici
• 5.12 Stoccaggio geologico permanente sotterraneo della CO2
• 6.10 Trasporto di merci via mare
• 6.15 Infrastrutture per il trasporto low carbon su strada e trasporto pubblico

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7.6 Installazione/manutenzione di tecnologie per le energie rinnovabili

Tali attività sono ammissibili anche ai fini del conseguimento dell'obiettivo di adattamento al cambiamento climatico. Nella DNF 2022 che sarà pubblicata nel calendar year 2023 saranno fornite le percentuali in base alle quali ciascuna delle attività Eni ammissibili per la mitigazione è adattata ai rischi del cambiamento climatico attraverso l'applicazione del relativo criterio DNSH.

I dati economici e patrimoniali delle attività ammissibili di Eni per il calcolo delle incidenze sui valori del bilancio consolidato sono stati estratti a cura delle società del Gruppo dai sistemi di contabilità generale e di contabilità analitica utilizzati per la preparazione dei bilanci civilistici, redatti nella maggior parte dei casi a principi IFRS. I dati delle contabilità societarie sono rettificati, ove necessario, per adeguarli ai principi IFRS adottati nella preparazione del bilancio consolidato di Eni e apportando le opportune elisioni di consolidamento (transazioni intercompany, eliminazione utili interni, etc.).

Pertanto, i dati utilizzati per il calcolo delle percentuali di incidenza

delle attività ammissibili previste dalla normativa sono desunti dai flussi amministrativi per il bilancio consolidato di Eni. Le voci di ricavi, costi operativi, incrementi delle immobilizzazioni materiali e immateriali, compresi gli incrementi derivanti da acquisizioni e per accensione/rinnovo/revisione di contratti di leasing, sono stati determinati estraendo le corrispondenti voci dei conti di contabilità generale per le società del Gruppo che svolgono in modo esclusivo una delle attività ammissibili (mono-business), mentre per le società pluri-business si è reso necessario segmentare le voci di contabilità generale rilevanti utilizzando la contabilità analitica che disaggrega i dati della contabilità generale attribuendoli a più oggetti di reporting (linee di prodotto, stabilimenti, unità produttive, commesse di costo/investimento) in funzione delle esigenze del management di comprensione delle modalità di formazione dei risultati e di controllo dei costi.

Attribuendo alle attività ammissibili di Eni ai fini degli obiettivi di adattamento di mitigazione del cambiamento climatico le voci di ricavi, costi operativi e incrementi delle immobilizzazioni materiali/immateriali e dei diritti di utilizzo beni in leasing relative all'esercizio 2021, si ottengono le seguenti incidenze sui corrispondenti valori del bilancio consolidato:

TASSONOMIA EUROPEA - INCIDENZA ATTIVITÀ AMMISSIBILI		Ricavi	Capex	Opex
Ammissibili	(milioni di euro)	5.530	1.653	535
Non-ammissibili	(milioni di euro)	71.045	6.128	3.157
Totale	(milioni di euro)	76.575	7.781	3.692
% Ammissibile		7%	21%	14%
% Non-Ammissibile		93%	79%	86%

I ricavi delle attività ammissibili comprendono principalmente i ricavi generati da:

• } le vendite wholesale di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, fotovoltaico ed eolico onshore, fatte dal segmento di business Plenitude & Power tramite la società Eni New Energy SpA e le controllate operative in Italia, Francia, Spagna e USA;
• } le vendite di biocarburanti non miscelati, nello specifico di Hydrogenated Vegetable Oil prodotto dalle bioraffinerie Eni e venduto sul mercato FOB;
• } le vendite di energia elettrica prodotta da bioenergia (fermentazione di materia prima agricola) fatte dalle società del

gruppo Fri-El (ora EniBioCh4in) acquisite in corso d'anno;

• } le vendite di energia elettrica e calore cogenerativo prodotti da biomassa forestale fatte dallo stabilimento di Crescentino della Versalis;
• } le vendite delle attività di transizione relative alla produzione di chimica organica e di prodotti di plastica in forma primaria di Versalis.

In caso di applicazione dei TSC con particolare riferimento alle attività di transizione della chimica organica/produzione di materia plastiche, la percentuale di incidenza dei ricavi registrerebbe un significativo ridimensionamento.

TASSONOMIA EUROPEA - OPEX	(milioni di euro)	2021
Costi operativi		3.515
Costi spesati di ricerca e sviluppo		177
Totale denominatore opex		3.692

I costi operativi delle società del Gruppo Eni presi come riferimento per la definizione sia del numeratore sia del denominatore del rapporto di incidenza sul bilancio consolidato di quelli relativi alle attività ammissibili i sono stati determinati sulla base del modello di controllo dei costi 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 processo di produzione/vendita:

• } costi fissi industriali che comprendono il costo lavoro del personale addetto alla manutenzione, funzionamento e servizio degli impianti industriali, le prestazioni esterne (essenzialmente le manutenzioni appaltate a fornitori terzi), i costi generali di stabilimento, i materiali di consumo (parti di ricambio e beni per l'ammodernamento degli impianti) e comprendono gli interventi per l'efficienza energetica degli edifici e altri beni immobili, nonché l'acquisto di output da attività ammissibili abilitanti per conseguire riduzioni di emissioni di CO2 ;
• } i costi diretti della ricerca e sviluppo non capitalizzati all'attivo;
• } i costi fissi della fase commerciale;
• } i costi fissi del personale di sede e delle attività amministrative e generali (essenzialmente costo lavoro e prestazioni nelle aree legali, gestione del personale, informatica, di amministrazione).

Ai fini dell'obbligo di reporting il management ha individuato i costi fissi industriali e i costi di R&D non capitalizzati quale l'aggregato di spese operative "opex" che corrisponde alla definizione di denominatore adottato dal Regolamento Delegato sul reporting. In linea con le disposizioni, gli opex sostenuti per l'acquisto di prodotti abilitanti o in relazione a processi produttivi abilitanti sono stati riconosciuti dalle attività economiche svolte da Eni nel rispetto della limitante prevista dall'art. 16 del Reg. Tassonomia di non comportare una dipendenza da attività che compromettano gli obiettivi ambientali a lungo termine, in considerazione della loro vita economica. In tale ambito, gli opex sostenuti dal settore E&P per incrementare l'efficienza energetica/ridurre le emissioni di CO2 degli impianti Oil & Gas sono stati esclusi. Tale principio è stato applicato anche ai capex.

Nel 2021, Eni ha sostenuto costi operativi di €14 milioni per l'acquisto di carbon credits nell'ambito della partecipazione finanziaria a progetti di conservazione delle foreste certificati REDD+ dalla FAO; tali progetti sono parte dei driver individuati dal management per eseguire la strategia di net zero emission dei prodotti/processi Eni al 2050. Ai fini della rendicontazione prevista dal Regolamento Tassonomia, tali oneri non sono considerati ammissibili poiché tali crediti sono utilizzati per l'offset delle emissioni di E&P.

In caso di applicazione dei TSC. La percentuale degli opex registrerebbe un significativo ridimensionamento.

TASSONOMIA EUROPEA - CAPEX	(milioni di euro)	2021
Incrementi di impianti e macchinari		4.950
Incrementi di attività intangibili		284
Incrementi dei diritti di utilizzo beni in leasing		1.104
Incrementi per acquisizioni & goodwill		3.017
a dedurre: goodwill		(1.574)
Totale denominatore capex		7.781

Per quanto riguarda l'incidenza dei capex pari al 21%, le attività ammissibili Eni che nel 2021 hanno registrato incrementi della voce immobili, impianti e macchinario per effetto di investimenti o dell'allocazione del costo di acquisizione di società e rami d'azienda o assunzione di beni in leasing sono state principalmente:

• } le attività di produzione di e.e. da fonti rinnovabili (attività 4.1 e 4.3);
• } le attività di transizione della chimica;
• } l'attività di produzione di e.e. da bioenergia;
• } la realizzazione di infrastrutture per il trasporto low carbon;
• } la sequestrazione e confinamento della CO² ;
• } la produzione di biocarburanti.

Il denominatore del rapporto di incidenza dei capex corrisponde alla somma delle voci "incrementi per investimenti" e "variazioni dell'area di consolidamento" relative agli immobili, impianti e macchinari oggetto di disclosure nella nota 12 al bilancio consolidato 2021 e alle analoghe voci dei diritti di utilizzo beni in leasing di cui alla nota 13 e delle attività immateriali di cui alla nota 14.

In particolare, gli incrementi registrati nell'attività 4.1 e 4.3

di produzione di e.e. da rinnovabili sono relativi in parte all'avanzamento/completamento di progetti sanzionati di espansione della capacità di generazione e, in maggiore misura, all'allocazione a PP&E del costo delle acquisizioni fatte nell'anno (descritte nelle note al bilancio consolidato).

Applicando i TSC ai capex del 2021, l'incidenza sul totale del bilancio consolidato registrerebbe una riduzione di modesta entità.

L'effort di R&D, prevalentemente spesato a conto economico, ha riguardato principalmente:

• } le tecnologie per la produzione d'idrogeno e lo stoccaggio;
• } le tecnologie per la produzione di e.e. da pannelli solari e lo stoccaggio;
• } la sperimentazione della tecnologia di produzione di e.e. sfruttando il moto ondoso del mare;
• } la realizzazione di tecnologie per produzioni industriali low carbon;
• } la tecnologia di sequestrazione e confinamento geologico della CO2 .

TEMI MATERIALI DI SOSTENIBILITÀ

Ogni anno, al fine di identificare le tematiche rilevanti e prioritarie, per Eni e per i propri stakeholder, Eni aggiorna l'analisi di materialità funzionale per il Piano Strategico e per la rendicontazione di sostenibilità. Tale analisi è articolata nelle seguenti fasi:

• 1.Identificazione degli aspetti rilevanti: attraverso un'analisi che, in linea con il concetto di doppia materialità, ha considerato una doppia prospettiva: INSIDE-OUT: temi che riflettono gli impatti significativi reali o potenziali, negativi o positivi, connessi alle attività di Eni nonché alla sua catena del valore, quali ad esempio: i) principali temi emersi sia dalla piattaforma Stakeholder Management System, (si veda pagg. 20-21), sia mediante interviste con le funzioni interne che gestiscono i rapporti con specifiche categorie di stakeholder, ii) temi rilevanti a seguito di analisi di benchmark rispetto ai principali peers ecc. OUTSIDE-IN: rischi e opportunità di sostenibilità che possono influenzare lo sviluppo, la performance e la posizione dell'organizzazione, quali: (i) risultanze dei risk assessment sui rischi ESG emerse dal processo di Risk Management Integrato considerando anche le evidenze fornite da provider esterni e (ii) macro-trend anche emergenti rilevanti per il settore di Eni.
• 2.Coinvolgimento del Top Management e dei principali stakeholder: una volta identificati gli aspetti rilevanti, gli stessi sono stati prioritizzati attraverso il coinvolgimento diretto del Top Management e di un campione rappresentativo dei principali stakeholder di Eni, ai quali è stato sottoposto un questionario online.
• 3.Prioritizzazione dei temi rilevanti: i risultati dei questionari, insieme ai risultati dell'attività risk assessment 2021 (si veda Principali Rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 164-165) relativa ai rischi ESG hanno permesso di attribuire un ordine di priorità alle tematiche materiali per il reporting di sostenibilità 2021, permettendo la rappresentazione degli stessi in 3 TIER di rilevanza.
• 4.Condivisione e validazione con gli Organi di Governo: il management coinvolto nel processo di reporting non finanziario ha validato gli aspetti materiali, che, a loro volta, sono stati presentati al Comitato Sostenibilità e Scenari e al Consiglio di Amministrazione. La Dichiarazione non Finanziaria viene presentata al Comitato Sostenibilità e Scenari, al Comitato Controllo e Rischi, al Collegio Sindacale e approvata dal Consiglio di Amministrazione.

TEMI MATERIALI PRIORITARI		TIER 1	TIER 2	TIER 3
NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050	Contrasto al cambiamento climatico/ Riduzione delle emissioni GHG Tecnologie low carbon
ECCELLENZA OPERATIVA	Relazioni con i clienti Sviluppo del capitale umano Diversità, inclusione e Work-life balance Salute e sicurezza dei lavoratori Asset integrity Biodiversità Riduzione degli impatti ambientali Economia circolare Tutela dei diritti umani Gestione responsabile della catena di fornitura Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale
ALLEANZE PER LO SVILUPPO	Accesso all'energia Local content Sviluppo locale
TEMI TRASVERSALI	Digitalizzazione e Cyber Security Innovazione

PRINCIPI E CRITERI DI REPORTING

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), secondo un livello di aderenza "in accordance Core" ed è stata sottoposta ad esame limitato dalla società indipendente, revisore anche del bilancio consolidato al 31 dicembre 2021. Tutti gli indicatori GRI, riportati nel Content Index, fanno riferimento alla versione dei GRI Standard pubblicata nel 2016, ad eccezione di quelli degli: i) "Standard 403: Occupational Health and Safety", ii) "Standard 303: Water and Effluents" – che fanno riferimento all'edizione 2018 –, iii) "Standard 207: Tax" del 2019 e iv) "Standard 306: Waste" del 2020. Inoltre, le raccomandazioni segnalate dall'ESMA (Autorità europea degli strumenti finanziari e dei mercati) in materia di rendicontazione non finanziaria sono state recepite sia all'interno della DNF sia nella Relazione sulla gestione, nonché il set di metriche core definite dal WEF nel White Paper "Measuring Stakeholder Capitalism - Towards Common Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation" di settembre 2020. La Dichiarazione include le informazioni richieste dall'art. 8 del Regolamento (UE) 2020/852 del 18 giugno 2020 (c.d. "Regolamento Tassonomia") e dei Regolamenti delegati (UE) 2021/2178 e (UE) 2021/2139 ad esso collegati. L'esame limitato svolto dalla società di revisione (PwC SpA) sulla DNF non si estende alle informazioni, fornite ai sensi del Regolamento Tassonomia, contenute nel paragrafo dedicato (pagg. 196-198).

Indicatori di performance. I KPI sono selezionati in base ai temi individuati come più significativi a valle di un'analisi di materialità e sono raccolti su base annuale secondo il perimetro di consolidamento dell'anno di riferimento e si riferiscono al periodo 2019-2021. In generale, i trend relativi ai dati e agli indicatori di performance sono calcolati utilizzando anche cifre decimali non riportate nel documento. I dati relativi all'anno 2021 costituiscono la migliore stima possibile con i dati disponibili al momento della redazione del presente prospetto. Inoltre, è possibile che alcuni dati pubblicati negli anni precedenti siano oggetto di riesposizione nella presente edizione per una delle seguenti cause: affinamento/cambio delle metodologie di stima o calcolo, modifiche significative del perimetro di consolidamento o qualora si rendessero disponibili informazioni significative aggiornate, eventuali errori di calcolo e perimetro. Nel caso in cui una riesposizione dovesse essere effettuata, le relative motivazioni sono oggetto di appropriata disclosure nel testo. La maggior parte dei KPI presentati sono raccolti ed aggregati automaticamente attraverso l'utilizzo di specifici software aziendali.

Perimetro. Il perimetro degli indicatori di performance è allineato con gli obiettivi prefissati dalla società e rappresenta i potenziali impatti delle attività di cui Eni ha la gestione. In particolare:

• (i) Per i KPI relativi a sicurezza, ambiente e clima, il perimetro è costituito, oltre che dalle società controllate da Eni SpA, anche dalle società in joint operation, a controllo congiunto o collegate riportate in nota65;
• (ii) Il perimetro relativo ai KPI afferenti alla salute, è esteso anche alle società in joint operation, a controllo congiunto o collegate in cui Eni ha il controllo delle operazioni (con la sola eccezione dei dati relativi alle denunce di malattia professionale, che si riferiscono alle sole società consolidate integralmente);
• (iii) Relativamente ai dati riferiti alla formazione anti-corruzione il perimetro include Eni SpA e le società controllate;
• (iv) Relativamente ai dati riferiti agli investimenti per lo sviluppo locale il perimetro include Eni Spa, società controllate e a controllo congiunto;
• (v) Il perimetro riferito ai dati afferenti ai fascicoli di segnalazione comprende Eni SpA e le società controllate;
• (vi) Infine, il perimetro dei dati relativi agli interventi di audit con verifiche anti-corruzione include le società controllate, le società partecipate in virtù di specifici accordi e le terze parti considerate a maggior rischio, ove previsto nei relativi contratti stipulati con Eni.

I commenti alle performance si riferiscono a tali perimetri. Inoltre, a questi indicatori di performance è affiancata una vista addizionale solamente relativa al 2021 in cui si presentano i dati delle società consolidate integralmente.

Per quanto concerne tutti gli altri KPI/dati il perimetro, coerentemente con la normativa di riferimento, coincide con le società consolidate integralmente ai fini della predisposizione del bilancio consolidato dal Gruppo Eni.

⁽⁶⁵⁾ Oltre alle società consolidate integralmente, il perimetro include le seguenti società: AGIBA PETROLEUM CO, CARDÓN IV, SA, Costiero Gas Livorno SpA, Eni Gas Transport Services Srl, Eni Iran BV, Eni Ukraine LLC - IN LIQUIDATION, EniProgetti Egypt Ltd, ESACONTROL SA, Groupment Sonatrach-Eni, INDUSTRIA SICILIANA ACIDO FOSFORICO - ISAF - SPA - in liquidazione, Karachaganak Petroleum Operating BV, LLC ''Eni Energhia'', LLC ''Eni-Nefto'', Mellitah Oil & Gas BV, Mozambique Rovuma Venture SpA, OLEODOTTO DEL RENO SA, Olèoduc du Rhone SA, Petrobel Belayim Petroleum Co, SeaPad SpA, SEGAS Services SAE, Servizi Fondo Bombole Metano SpA, Société Energies Renouvelables Eni-ETAP SA, Società EniPower Ferrara Srl, TECNOESA SA, Vår Energi AS, VERSALIS PACIFIC (INDIA) PRIVATE LIMITED.

KPI	METODOLOGIA
CAMBIAMENTO CLIMATICO
EMISSIONI GHG	Scope 1: le emissioni di GHG dirette sono quelle derivanti dalle sorgenti riconducibili agli asset della compagnia (es. combustione, flaring, fuggitive e venting), e comprendono i CO2 , CH4 e N2 O; il Global Warming Potential utilizzato per la conversione in CO2 equivalente è 25 per il CH4 e 298 per l'N2 O. I. Non comprende i contributi di emissioni di CO2 di origine biogenica. Scope 2: sono le emissioni di GHG indirette relative alla generazione di energia elettrica, vapore e calore acquistati da terzi e destinati al consumo interno. Scope 3: emissioni di GHG indirette associate alla catena del valore dei prodotti Eni che prevedono un'analisi per categoria di attività. Nell'ambito del settore Oil & Gas, la categoria più rilevante è quella legata all'utilizzo dei prodotti energetici (cd. end use) che Eni rendiconta utilizzando metodologie consolidate a livello internazionale (GHG Protocol e IPIECA) sulla base della produzione upstream.
INTENSITÀ DI EMISSIONI	Gli indicatori includono le emissioni di GHG dirette (Scope 1) che sono derivanti dagli asset operati da Eni, comprendono CO2 , CH4 e N2 O e sono contabilizzate al 100%. } Upstream: indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti da attività di sviluppo e produzione di idrocarburi. Il denominatore fa riferimento alla produzione lorda di idrocarburi operata. } R&M: indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti dalle raffinerie tradizionali e bioraffinerie. Il denominatore fa riferimento alle quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorati). } EniPower: indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti dalla produzione di elettricità e vapore delle centrali termoelettriche. Il denominatore fa riferimento all'energia elettrica equivalente prodotta (ad esclusione dell'impianto di cogenerazione di Bolgiano).
EFFICIENZA OPERATIVA	L'efficienza operativa esprime l'intensità delle emissioni GHG (Scope 1 e Scope 2 espresse in tonCO2 eq.) dei principali asset industriali operati da Eni rispetto alla produzione (convertita per omogeneità in barili di olio equivalente utilizzando i fattori di conversione medi Eni) nei singoli business di riferimento, misurandone quindi il grado di efficienza operativa in un contesto di decarbonizzazione. In particolare si specifica che: } Upstream: inclusi gli impianti di produzione di idrocaruburi e di energia elettrica; } R&M: incluse solo le raffinerie; } Chimica: inclusi tutti gli stabilimenti; } EniPower: incluse le centrali ad esclusione dell'impianto di cogenerazione di Bolgiano. A differenza degli altri indici di intensità emissiva che si riferiscono alle singole aree di business e che considerano le sole emissioni di GHG Scope 1, l'indice di efficienza operativa misura sinteticamente l'impegno di Eni per la riduzione dell'intensità emissiva GHG, includendo anche le emissioni Scope 2.
INTENSITÀ ENERGETICA	L'indice di intensità energetica della raffinazione rappresenta il valore complessivo dell'energia effettivamente utilizzata in un determinato anno nei vari impianti di processo delle raffinerie, rapportato al corrispondente valore determinato in base a consumi standard predefiniti per ciascun impianto di processo. Per confrontare negli anni i dati è stato considerato come riferimento (100%) il dato relativo al 2009. Per gli altri settori l'indice rappresenta il rapporto tra i consumi energetici significativi associati agli impianti operati e le relative produzioni.
NET CARBON FOOTPRINT	Net carbon footprint Eni: l'indicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 delle attività operate da Eni o da terzi, contabilizzate in quota equity e al netto degli offset, principalmente da Natural Climate Solutions, intervenuti nell'anno di riferimento. Net carbon footprint upstream: l'indicatore considera le emissioni GHG Scope 1+2 delle attività di sviluppo e produzione di idrocarburi operate e non operate da Eni contabilizzate su base equity (revenue interest) e al netto degli offset, principalmente da Natural Climate Solutions, intervenuti nell'anno di riferimento.
NET GHG LIFECYCLE EMISSIONS	L'indicatore fa riferimento alle emissioni GHG Scope 1+2+3 associate alla filiera dei prodotti energetici venduti da Eni, includendo sia quelli derivanti da produzioni proprie, che quelli acquistati da terzi, contabilizzate su base equity al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions. A differenza delle emissioni Scope 3 (end use), che Eni rendiconta in base alla produzione Upstream, l'indicatore Net GHG Lifecycle Emissions ha un dominio di riferimento molto più ampio, rappresentando le emissioni Scope 1, 2 e Scope 3 riferite alle intere filiere dei prodotti energetici venduti da Eni, includendo anche le emissioni scope 3 end-use associate al gas acquistato da terzi e ai prodotti petroliferi venduti da Eni.
NET CARBON INTENSITY	L'indicatore, contabilizzato su base equity, è espresso come rapporto tra le emissioni GHG assolute nette a ciclo di vita, (si veda Net GHG Lifecycle Emissions), e il contenuto energetico dei prodotti venduti da Eni.
CAPACITÀ INSTALLATA DA RINNOVABILI	L'indicatore misura la capacità massima degli impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in quota Eni (eolica, solare, da moto ondoso e ogni altra fonte non fossile derivante da risorse naturali, escludendo l'energia nucleare). La capacità si definisce installata quando gli impianti sono in esercizio o quando è raggiunta la "mechanical completion" che rappresenta la fase finale di realizzazione dell'impianto ad eccezione della connessione alla rete.

PERSONE, SALUTE E SICUREZZA

RELAZIONI INDUSTRIALI	In merito alle relazioni industriali, il periodo minimo di preavviso per modifiche operative è in linea con quanto previsto dalle leggi vigenti e dagli accordi sindacali sottoscritti nei singoli Paesi in cui Eni opera. Dipendenti Coperti da Contrattazione collettiva: si intendono quei dipendenti il cui rapporto di lavoro è regolato da contratti o accordi di tipo collettivo, siano essi nazionali, di categoria, aziendali o di sito. Questo è l'unico KPI dedicato alle persone che considera i dipendenti a ruolo (società con cui il dipendente stipula il contratto di assunzione). Tutti gli altri, compresi gli indicatori sulla formazione, sono calcolati secondo il metodo dell'utilizzo (società dove è prestata effettivamente l'attività lavorativa). Si segnala che, utilizzando questo secondo metodo, le due dimensioni (società di ruolo e servizio) potrebbero coincidere.
GENDER PAY GAP RAW	Il pay ratio raw è calcolato come rapporto tra la remunerazione media della popolazione femminile e la remunerazione media di quella maschile per la singola qualifica e per la popolazione complessiva.
ANZIANITÀ LAVORATIVA	Numero medio degli anni lavorati dal personale dipendente presso Eni e controllate.
ORE DI FORMAZIONE	Ore erogate ai dipendenti di Eni SpA e società controllate tramite percorsi formativi gestiti e realizzati da Eni Corporate University (aula e a distanza) e attraverso attività realizzata dalle unità organizzative delle aree di Business/Società di Eni in autonomia anche in modalità training on the job. Le ore medie di formazione sono calcolate come ore di formazione totali diviso il numero medio di dipendenti nell'anno.

KPI	METODOLOGIA
DIRIGENTI E QUADRI LOCALI ALL'ESTERO	Rapporto tra numero di dirigenti + quadri locali (dipendenti originari del Paese nel quale ha sede la loro principale attività lavorativa) su totale occupazione estero.
TASSO DI TURNOVER	Rapporto tra il numero delle assunzioni + risoluzioni dei contratti a tempo indeterminato e l'occupazione a ruolo a tempo indeterminato dell'anno precedente.
SICUREZZA	Eni si avvale di un numero elevato di contrattisti per lo svolgimento delle attività all'interno dei propri siti. TRIR: indice di frequenza di infortuni totali registrabili (infortuni con giorni di assenza, trattamenti medici e casi di limitazione al lavoro). Numeratore: numero di infortuni totali registrabili; denominatore: ore lavorate nello stesso periodo. Risultato del rapporto moltiplicato per 1.000.000. Indice di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze: infortuni sul lavoro con giorni di assenza superiori a 180 giorni o che comportano una inabilità totale o permanente. Numeratore: numero di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze; denominatore: ore lavorate nello stesso periodo. Risultato del rapporto moltiplicato per 1.000.000. Near miss: evento incidentale la cui origine, svolgimento ed effetto potenziale sono di natura incidentale, differenziandosi però da un incidente solo in quanto l'esito non si è rilevato dannoso, grazie a concomitanze favorevoli e fortunose o all'intervento mitigativo di sistemi tecnici e/o organizzativi di protezione. Vanno pertanto considerati near miss quegli eventi incidentali che non si siano trasformati in danni o infortuni. I pericoli principali rischi rilevati nel 2021 in Eni riguardano: } caduta in piano; } colpo, urto, schiacciamento durante l'utilizzo di attrezzature; } sollevamenti.
	Per la valutazione dei KPI infortunistici, oltre allo standard GRI, Eni recepisce ed integra, attraverso le proprie procedure interne, le linee guida IOGP in materia di work-relatedness event tenendo in considerazione anche il rischio Paese.
SALUTE	Numero di denunce di malattia professionale presentate da eredi: indicatore utilizzato come proxy del numero di decessi dovuti a malattie professionali. Casi registrabili di malattie professionali: numero di denunce di malattia professionale. Tipologie principali di malattie: le denunce di sospetta malattia professionale rese note al datore di lavoro riguardano patologie che possono avere un nesso causale con il rischio lavorativo, in quanto possono essere state contratte nell'esercizio e a causa delle attività lavorative con un'esposizione prolungata ad agenti di rischio presenti negli ambienti di lavoro. Il rischio può essere provocato dalla lavorazione svolta, oppure dall'ambiente in cui la lavorazione stessa si svolge. I principali agenti di rischio dalla cui esposizione prolungata può derivare una malattia professionale sono: (i) agenti chimici (es. di malattia: neoplasie, malattie del sistema respiratorio, malattie del sangue); (ii) agenti biologici (es. di malattia: malaria); (iii) agenti fisici (es. di malattia: ipoacusia).
AMBIENTE
RISORSA IDRICA	Prelievi idrici: somma dell'acqua di mare prelevata, dell'acqua dolce prelevata e dell'acqua salmastra proveniente da sottosuolo o superficie. L'acqua da TAF rappresenta la quota di acqua di falda inquinata trattata e riutilizzata nel ciclo produttivo. Il limite per acqua dolce, più conservativo rispetto a quello indicato dallo standard GRI di riferimento (pari a 1.000 ppm), è pari a 2000 ppm di TDS, così come previsto nella guida IPIECA/API/IOGP 2020. Scarichi idrici: Le procedure interne relative alla gestione operativa degli scarichi idrici disciplinano il controllo degli standard minimi di qualità e dei limiti autorizzativi prescritti per ciascun sito operativo, assicurandone il rispetto ed una tempestiva risoluzione in caso di loro superamento.
BIODIVERSITÀ	Numero di siti in sovrapposizione ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA): siti operativi in Italia e all'estero, che si trovano dentro (o parzialmente dentro) i confini di una o più aree protette o KBA (a dicembre di ogni anno di riferimento). Numero di siti "adiacenti" ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA): siti operativi in Italia e all'estero che, pur trovandosi fuori dai confini di aree protette o KBA, sono ad una distanza inferiore a 1 km (a dicembre di ogni anno di riferimento).
	Numero di concessioni Upstream in sovrapposizione ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA), con attività nell'area di sovrapposizione: concessioni attive nazionali e internazionali, operate, in fase di sviluppo o di produzione, presenti nei database aziendali a giugno di ogni anno di riferimento che si sovrappongono ad una o più aree protette o KBA, in cui operazioni in sviluppo/produzione (pozzi, sealine, pipeline e impianti onshore e offshore come documentati nel geodatabase GIS aziendale) si trovano all'interno della zona di intersezione. Numero di concessioni Upstream in sovrapposizione ad aree protette o Key Biodiversity Areas (KBA), senza attività nell'area di sovrapposizione: concessioni attive nazionali e internazionali, operate, in fase di sviluppo o di produzione, presenti nei database aziendali a giugno di ogni anno di riferimento che si sovrappongono ad una o più aree protette o KBA, in cui operazioni in sviluppo/produzione (pozzi, sealine, pipeline e impianti onshore e offshore come documentati nel geodatabase GIS aziendale) si trovano al di fuori della zona di intersezione. Le fonti utilizzate per il censimento delle aree protette e delle KBA sono rispettivamente il "World Database on Protected Areas" e il "World Database of Key Biodiversity Areas", dati messi a disposizione di Eni nel quadro dell'adesione alla Proteus Partnership di UNEP-WCMC (UN Environment Programme – World Conservation Monitoring Center). Ci sono alcune limitazioni da considerare quando si interpretano i risultati di questa analisi: } è riconosciuto a livello globale che esiste una sovrapposizione tra i diversi database delle aree protette e delle KBA, che può aver portato ad un certo grado di duplicazione nell'analisi (alcune aree protette/KBA potrebbero essere contate più volte); } i database delle aree protette o prioritarie per la biodiversità utilizzati per l'analisi, pur rappresentando le informazioni
	più aggiornate disponibili a livello globale, potrebbero non essere completi per ogni Paese.
SPILL	Sversamento da contenimento primario o secondario nell'ambiente di petrolio o derivato petrolifero da raffinazione o di rifiuto petrolifero occorso durante l'attività operativa o a seguito di atti di sabotaggio, furto e vandalismo.

KPI	METODOLOGIA
RIFIUTI	Rifiuti da attività produttiva: rifiuti derivanti da attività produttive, compresi i rifiuti provenienti da attività di perforazione e dai cantieri di costruzione. Rifiuti da attività di bonifica: comprendono i rifiuti derivanti da attività di messa in sicurezza e bonifica del suolo, demolizioni e acque di falda classificate come rifiuto. Il metodo di smaltimento dei rifiuti è comunicato ad Eni dal soggetto autorizzato allo smaltimento.
TUTELA DELL'ARIA	NOx: emissioni dirette totali di ossidi di azoto dovute ai processi di combustione con aria. Incluse emissioni di NOx da attività di flaring, da processi di recupero dello zolfo, da rigenerazione FCC, ecc. Comprese emissioni di NO ed NO2 , escluso N2 O. SOx: emissioni dirette totali di ossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO2 ed SO3 NMVOC: emissioni dirette totali di idrocarburi, idrocarburi sostituiti e idrocarburi ossigenati, che evaporano a temperatura ambiente. È incluso il GPL ed escluso il metano. PST: emissioni dirette di Particolato Sospeso Totale, materiale solido o liquido finemente suddiviso sospeso in flussi gassosi. Fattori di emissione standard.
DIRITTI UMANI
CONTRATTI DI SECURITY CON CLAUSOLE SUI DIRITTI UMANI	L'indicatore relativo alla "percentuale di contratti di security con clausole sui diritti umani" si ottiene calcolando il rapporto tra il "Numero dei contratti di vigilanza e portierato di security con clausole sui diritti umani" e il "Numero totale dei contratti di vigilanza e portierato di security".
SEGNALAZIONI	L'indicatore si riferisce ai fascicoli di segnalazione relativi ad Eni SpA e società controllate, chiusi nell'anno ed afferenti i diritti umani; dei fascicoli così individuati, viene riportato il numero di asserzioni distinte per esito dell'istruttoria condotta sui fatti segnalati (fondate, parzialmente fondate, non fondate con adozione di azioni di miglioramento e non fondate/non accertabili/not applicable).
FORNITORI
FORNITORI OGGETTO DI ASSESSMENT	L'indicatore rappresenta tutti i fornitori oggetto di Due Diligence o sottoposti ad un processo di qualifica o oggetto di un feedback di valutazione delle performance sulle aree HSE o Compliance o oggetto di un processo di retroazione oppure sottoposti ad un assessment su tematiche di diritti umani (ispirato allo standard SA 8000 o certificazione similare), per i quali le attività di Vendor Management sono accentrate in Eni SpA (es. tutti i fornitori italiani, mega supplier ed internazionali) o sono svolte localmente dalle società estere controllate con una funzione di vendor management ed operanti su VMS almeno sul modulo qualifica da più di un anno (Eni Ghana, Eni Pakistan, Eni US e Eni Angola, Eni México S. de RL de CV, IEOC, Eni Australia ed Eni Nigeria (NAOC)). Il perimetro viene progressivamente esteso ogni anno in funzione della diffusione del sistema VMS.
NUOVI FORNITORI VALUTATI SECONDO CRITERI SOCIALI	L'indicatore è ricompreso in quello dedicato ai "fornitori oggetto di assessment" e rappresenta tutti i nuovi fornitori sottoposti ad un processo di nuova qualifica.
	TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE
COUNTRY BY-COUNTRY REPORT	La disclosure relativa al country by country report è coperta attraverso un rimando all'ultimo documento pubblicato (generalmente l'esercizio precedente a quello di rendicontazione della DNF) riportante le principali informazioni richieste dallo standard GRI di riferimento (207-4).
FORMAZIONE ANTI-CORRUZIONE	E-learning rivolto a risorse in contesto di a medio/alto rischio di corruzione. E-learning rivolto a risorse in contesto a basso rischio corruzione. Workshop generale: eventi formativi in aula rivolti al personale in contesto ad alto rischio corruzione. Job specific training: eventi formativi in aula rivolti a specifiche famiglie professionali operanti in contesti ad alto rischio di corruzione.
SVILUPPO LOCALE
INVESTIMENTI PER LO SVILUPPO LOCALE	L'indicatore si riferisce alla quota Eni della spesa per le iniziative di sviluppo locale realizzati da Eni a favore del territorio per promuovere il miglioramento della qualità della vita e uno sviluppo socio-economico sostenibile delle comunità nei contesti operativi.
SPESA VERSO FORNITORI LOCALI	L'indicatore si riferisce alla quota di spesa 2021 verso fornitori locali. La definizione di "spesa verso fornitore locale" è stata declinata secondo le seguenti modalità alternative sulla base delle peculiarità dei Paesi analizzati: 1)"Metodo Equity" (Ghana): la quota di spesa verso fornitori locali è determinata in base alla percentuale di proprietà della struttura societaria (es. per una Joint Venture con 60% di componente locale, viene considerata come spesa verso fornitore locale il 60% dello speso complessivo verso la Joint Venture); 2)"Metodo Valuta locale" (Angola, Vietnam e UK): viene individuata come spesa verso fornitori locali la quota parte pagata in valuta locale; 3)"Metodo della registrazione nel Paese" (Iraq, Indonesia, Emirati Arabi Uniti, Nigeria, Mozambico e USA): viene individuata come locale la spesa verso fornitori registrati nel Paese e non appartenenti a gruppi internazionali/megasupplier (es. fornitori di servizi di perforazione/servizi ausiliari alla perforazione); 4)"Metodo della registrazione nel Paese + Valuta Locale" (Congo e Messico): viene individuata come locale la spesa verso fornitori registrati nel Paese e non appartenenti a gruppi internazionali/megasupplier (es. fornitori di servizi di perforazione). Per questi ultimi, si considera come locale la spesa effettuata in valuta locale. I Paesi selezionati sono Ghana, Angola, UK, Iraq, Nigeria, Congo, Messico, Mozambico, USA, Indonesia, Emirati Arabi Uniti e Vietnam. I Paesi selezionati sono quelli più rappresentativi per il business di Eni da un punto di vista strategico e nei quali si è registrato un piano degli approvvigionamenti relativo al quadriennio 21-24 rilevante rispetto al totale del Gruppo Eni.

CONTENT INDEX

Aspetto Materiale/ Disclosure GRI	Descrizione/Disclosure GRI	Sezione e/o numero di pagina	Omission	WEF - Tematiche e metriche Core
	PROFILO DELL'ORGANIZZAZIONE
102-1	Nome dell'organizzazione	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pag. 2
102-2	Principali attività, marchi, prodotti e/o servizi	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 2-3
102-3	Sede principale	Relazione Finanziaria Annuale 2021, retro cover
102-4	Paesi di operatività	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pag. 2
102-5	Assetto proprietario e forma legale	Relazione Finanziaria Annuale 2021, retro cover https://www.eni.com/it-IT/chi-siamo/governance.html
102-6	Mercati serviti	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pag. 3
102-7	Dimensione dell'organizzazione	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 16-19
102-8	Numero di dipendenti per tipo di contratto, regione e genere	DNF, pagg.175-178
102-9	Descrizione della catena di fornitura	DNF, pagg. 190-191
102-10	Modifiche significative del Gruppo o della catena di fornitura	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 223-227; 477-479
102-11	Modalità di applicazione del principio o approccio prudenziale	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 28-33
102-12	Adozione di codici e principi esterni	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21
102-13	Adesione ad associazioni e organizzazioni nazionali e internazionali	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21
STRATEGIA
102-14	Dichiarazione del Presidente e dell'Amministratore Delegato	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 8-15
102-15		Principali impatti, rischi e opportunità Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 28-33; 130-154		Risk and opportunity oversight - Integrating risk and opportunity into business process
ETICA E INTEGRITÀ
102-16	Valori, principi, standard, codici di condotta e codici etici	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 4-5; 39-43		Governing purpose - Setting purpose
		DNF, pagg. 158; 160-161		Ethical behavior - Protected ethics advice and reporting mechanisms
GOVERNANCE
102-18	Struttura di governo dell'organizzazione	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 34-43
	COINVOLGIMENTO DEGLI STAKEHOLDER
102-40	Elenco degli stakeholder coinvolti	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21
102-41	Contratti collettivi di lavoro	DNF, pagg. 178; 201
102-42	Identificazione e selezione degli stakeholder	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21
102-43	Coinvolgimento degli stakeholder	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21		Stakeholder engagement - Material issues impacting stakeholders
102-44	Aspetti chiave e critiche emerse dal coinvolgimento degli stakeholder	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21
PRATICHE DI REPORTING
102-45	Società consolidate	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 438-479
		DNF, pag. 200
102-46	Definizione dei contenuti	DNF, pagg. 200; 204-207
102-47	Aspetti materiali identificati	DNF, pagg. 199; 200		Stakeholder engagement - Material issues impacting stakeholders
102-48	Ridefinizione delle informazioni	DNF, pagg. 172; 178; 185

professionale

Aspetto Materiale/ Disclosure GRI Descrizione/Disclosure GRI Sezione e/o numero di pagina Omission WEF - Tematiche e metriche Core 102-49 Cambiamenti significativi di rendicontazione DNF, pagg. 200; 204-207 102-50 Periodo di rendicontazione DNF, pag. 200 102-51 Data di pubblicazione del precedente report https://www.eni.com/it-IT/investitori/risultati-finanziari-erapporti.html 102-52 Periodicità di rendicontazione DNF, pag. 200 102-53 Contatti per DNF https://www.eni.com/it-IT/trasformazione.html 102-54/102-55 Scelta dell'opzione in accordance e Content index DNF, pagg. 200; 204-207 102-56 Attestazione esterna Relazione Finanziaria Annuale 2021 CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CLIMATICO E TECNOLOGIE LOW CARBON Riduzione delle emissioni GHG; Rinnovabili; Biocarburanti e Chimica verde; Idrogeno; Soluzioni per lo stoccaggio della CO² ; Relazioni con i clienti Performance economica - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3) Perimetro: interno ed esterno (fornitori - RNEF1 ; clienti - RNEC² ) DNF, pagg. 160-161; 162-163; 199; 205 201-2 Implicazioni finanziarie connesse al cambiamento climatico Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 30; 136- 141 DNF, pagg. 166-172 Emissioni - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3) Perimetro: interno ed esterno (fornitori - RNEF1 ; clienti - RNEC² ) DNF, pagg. 160-161; 162-163; 166-172; 199; 201; 205 Climate change - TCFD implementation 305-1 Emissioni di gas serra dirette (Scope 1) DNF, pagg. 170-172; 201 Climate change - Greenhouse gas (GHG) emissions 305-2 Emissioni di gas serra generate da consumi energetici (Scope 2) DNF, pagg. 170-172; 201 305-3 Altre emissioni di gas serra indirette (Scope 3) DNF, pagg. 170-172; 201 305-4 Intensità emissiva DNF, pagg. 170-172; 201 305-5 Riduzione delle emissioni di GHG DNF, pagg. 170-172; 201 305-7 NOx, SOx, e altre emissioni significative DNF, pagg. 182-185; 203 Energia - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3) Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 166-172; 199; 201; 205 302-3 Intensità energetica DNF, pagg. 170-172; 201 PERSONE Occupazione; Diversità, inclusione e work-life balance; Formazione; Tutela della salute dei lavoratori e delle comunità Presenza sul mercato - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3) Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 173-178; 199; 201-202; 205 202-2 Manager e senior manager locali all'estero DNF, pagg. 175-178; 201-202 Occupazione - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3) Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 173-178; 199; 201-202; 205 401-1 Assunzioni e risoluzioni DNF, pagg. 175-178; 201-202 Employment and wealth generation - Absolute number and rate of employment Salute e sicurezza sul lavoro - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3; 403-1; 403-2; 403-4; 403-5; 403-7) Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 173-178; 199; 201-202; 205 403-10 Malattie professionali DNF, pagg. 175-178; 201-202 Formazione e istruzione - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3) Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 173-178; 199; 201-202; 205 404-1 Formazione dei dipendenti DNF, pagg. 175-178; 201-202 Skills for the future - Training provided 404-3 Percentuale di dipendenti che ricevono una valutazione periodica delle performance e dello sviluppo DNF, pag. 174

206

Aspetto Materiale/ Disclosure GRI	Descrizione/Disclosure GRI	Sezione e/o numero di pagina	Omission	WEF - Tematiche e metriche Core
Diversità e pari opportunità - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3)		Perimetro: interno		Dignity and equality - Pay equality Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti
		DNF, pagg. 160-161; 173-178; 199; 201-202; 206		Dignity and equality - Wage level Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti
405-1	Diversità degli organi di governo e dei dipendenti	DNF, pagg. 175-178		Quality of governing body - Governance body composition
		Relazione sul Governo Societario e gli assetti proprietari, Consiglio di Amministrazione		Dignity and equality - Diversity and inclusion
SICUREZZA	Sicurezza delle persone e Asset integrity
	Salute e sicurezza sul lavoro - Approccio di gestione	Perimetro: interno ed esterno (fornitori)
(103-1; 103-2; 103-3; 403-1; 403-2; 403-4; 403-5; 403-6; 403-7)		DNF, pagg. 160-161; 179-180; 199; 201; 206		Health and well being - Health and safety
403-9	Infortuni sul luogo di lavoro	DNF, pagg. 180; 201-202		Health and well being - Health and safety
RIDUZIONE DEGLI IMPATTI AMBIENTALI Risorsa idrica; Biodiversità; Oil spill; Qualità dell'aria; Bonifiche e rifiuti; Economia Circolare
Acqua - Approccio di gestione	(103-1; 103-2; 103-3 ; 303-1; 303-2)	Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 180-186; 199; 202; 206
303-3	Prelievi idrici	DNF, pagg. 182-186; 202		Freshwater availability - Water consumption and withdrawal in water stressed areas
303-4	Scarichi idirici	DNF, pagg. 182-186; 202
(103-1; 103-2; 103-3)	Biodiversità - Approccio di gestione	Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 180-186; 199; 202; 206
304-1	Operazioni in aree protette o ad alto valore di biodiversità	DNF, pagg. 182-186; 202		Nature loss - Land use and ecological sensitivity
Rifiuti - Approccio di gestione	(103-1; 103-2; 103-3; 306-1; 306-2)	Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 180-186; 199; 203; 206
306-3	Rifiuti prodotti	DNF, pagg. 182-186; 203
306-4	Rifiuti non destinati a smaltimento	DNF, pagg. 182-186; 203
306-5	Rifiuti destinati allo smaltimento	DNF, pagg. 182-186; 203
Compliance ambientale - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3)		Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 180-186; 199; 202; 206
307-1	Compliance ambientale	Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 298-314
DIRITTI UMANI Diritti dei lavoratori e delle comunità locali, Catena di fornitura e Security
Non discriminazione - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3)		Perimetro: interno ed esterno (Forze di sicurezza locali e Fornitori - RNEF1 )		Dignity and equality - Risk for incidents of child, forced or compulsory labour
		DNF, pagg. 160-161; 186-189; 199; 203; 206
406-1	Incidenti di discriminazione e azioni intraprese	DNF, pagg. 188-189; 203
Pratiche di sicurezza - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3)		Perimetro: interno ed esterno (Forze di sicurezza locali e Fornitori - RNEF1 ) DNF, pagg. 160-161; 186-189; 199; 203; 206
410-1	Formazione al personale di security	DNF, pagg. 188-189; 203
Valutazione dei diritti umani - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3)		Perimetro: interno ed esterno (Forze di sicurezza locali e Fornitori - RNEF1 ) DNF, pagg. 160-161; 186-189; 199; 203; 206
412-2	Formazione sul tema Diritti Umani	DNF, pagg. 188-189; 203
Fornitori e valutazioni sociali - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3)		Perimetro: interno ed esterno (Forze di sicurezza locali e Fornitori - RNEF1 )
		DNF, pagg. 160-161; 190-191; 199; 203; 206-207

Aspetto Materiale/ Disclosure GRI	Descrizione/Disclosure GRI	Sezione e/o numero di pagina	Omission	WEF - Tematiche e metriche Core
414-1	Qualifica sociale di nuovi fornitori	DNF, pagg. 190-191; 203
	INTEGRITÀ NELLA GESTIONE DEL BUSINESS Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale
(103-1; 103-2; 103-3)	Anti corruzione - Approccio di gestione	Perimetro: interno ed esterno (Fornitori - RPEF3 ) DNF, pagg. 160-161; 191-193; 199; 203; 207
205-2	Comunicazione e formazione su politiche anti corruzione	DNF, pagg. 193; 203
205-3	Episodi di corruzione accertati e azioni intraprese	DNF, pagg. 193; 203		Ethical behaviour - Anti-corruption
Tax - Approccio di gestione		Perimetro: interno
	(103-1; 103-2; 103-3; 207-1; 207-2; 207-3)	DNF, pagg. 160-161; 191-193; 199; 203; 207
207-4	Imposte: Rendicontazione Paese per Paese	DNF, pagg. 191-193; 203. Per maggiori informazioni si veda la nota 32 del Bilancio consolidato
Partnership Pubblico-Private		ACCESSO ALL'ENERGIA, SVILUPPO LOCALE ATTRAVERSO PARTNERSHIP PUBBLICO-PRIVATE Diversificazione economica; Educazione e formazione; Accesso all'acqua, all'energia e all'igiene; Salute; Protezione e conservazione delle foreste e tutela del territorio;
(103-1; 103-2; 103-3)	Impatti economici indiretti - Approccio di gestione	Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 194-195; 199; 203; 207
203-1	Investimenti infrastrutturali e per lo sviluppo	DNF, pagg. 194-195; 203
		Perimetro: interno		Employment and wealth generation -
		DNF, pagg. 160-161; 199; 207		Financial investment contribution Nel 2021 si sono registrati investimenti
	Performance economica - Approccio di gestione			al netto delle svalutazioni pari a €5.067 milioni e Share buybacks plus dividend payments pari a €2.763 milioni.
(103-1; 103-2; 103-3)				Community and social vitality - Total tax paid Eni nel 2021 ha pagato €3.726 milioni di imposte.
201-1	Valore economico direttamente generato e distribuito	DNF, pag. 207		Employment and wealth generation - Economic contribution 1) Nel 2021, Eni ha generato un valore economico pari a €78 miliardi di cui sono stati distribuiti €66 miliardi, in particolare: 84% sono costi operativi, 4% salari e stipendi per i dipendenti, 6% pagamenti ai fornitori di capitale, 6% pagamenti alla Pubblica Amministrazione. 2) Eni nel 2021 ha ricevuto circa €84 milioni di assistenza finanziaria dalla Pubblica Amministrazione, principalmente all'estero.
(103-1; 103-2; 103-3)	Comunità locali - Approccio di gestione	Perimetro: interno DNF, pagg. 160-161; 194-195; 199; 203; 207
413-1	Attività di coinvolgimento delle comunità locali	DNF, pagg. 194-195; 203
LOCAL CONTENT Gestione responsabile della catena di fornitura; Business e valore aggiunto creato nei Paesi di presenza
(103-1; 103-2; 103-3)	Pratiche degli acquisti - Approccio di gestione	Perimetro: interno ed esterno (Fornitori - RNEF1 ) DNF, pagg. 160-161; 194-195; 199; 203; 207
204-1	Spesa verso fornitori locali	DNF, pagg. 194-195; 203
	DIGITALIZZAZIONE, INNOVAZIONE E CYBER SECURITY
Innovazione tecnologica - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3)		Perimetro: interno pagg. 160-161; 166-172; 199; 207		Innovation of better products and services - Total R&D expenses DNF, pag. 172

(2) RNEC = Rendicontazione non estesa ai clienti.

(3) RPEF = Rendicontazione parzialmente estesa ai fornitori.

Altre informazioni

Adesione al Codice italiano pagamenti responsabili

In linea con la policy di trasparenza e correttezza nella gestione dei propri fornitori, Eni SpA ha aderito al Codice Italiano Pagamenti Responsabili che Assolombarda ha istituito nel 2014. Nel 2021 i tempi medi di pagamenti dei fornitori, secondo le previsioni contrattuali, si sono attestati mediamente a 53 giorni.

Art. 15 (già art. 36) del Regolamento Mercati Consob (aggior-

nato con Delibera Consob n. 20249 del 28 dicembre 2017): condizioni per la quotazione di azioni di società controllanti società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea. In relazione alle prescrizioni regolamentari in tema di condizioni per la quotazione di società controllanti società costituite e regolate secondo leggi di Stati non appartenenti all'Unione Europea e di significativa rilevanza ai fini del bilancio consolidato, si segnala che:

• } alla data del 31 dicembre 2021 le prescrizioni regolamentari dell'art. 15 del Regolamento Mercati si applicano alle 12 società controllate: NAOC - Nigerian Agip Oil Co. Ltd, Eni Petroleum Co. Inc., Eni Congo SA, Nigerian Agip Exploration Ltd, Eni Canada Holding Ltd, Eni Ghana Exploration and Production Ltd, Eni Trading & Shipping Inc., Eni UK Ltd, Eni Investments Plc, Eni Lasmo Plc, Eni ULX Ltd, Eni UK Holding Plc;
• } sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la completa compliance alla predetta normativa.

Regole per la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale delle operazioni con parti correlate

Le regole per la trasparenza e la correttezza sostanziale e pro-

cedurale delle operazioni con parti correlate adottate dalla Società in linea con i listing standard Consob sono disponibili sul sito internet della Società e nella Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2021.

Sedi secondarie

In ottemperanza a quanto disposto dall'art. 2428, quarto comma del Codice Civile, si attesta che Eni SpA ha le seguenti sedi secondarie:

San Donato Milanese (MI) - Via Emilia, 1; San Donato Milanese (MI) - Piazza Vanoni, 1.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio

Successivamente alla chiusura del bilancio, si evidenzia il provvedimento dell'amministrazione finanziaria italiana nell'ambito del pacchetto di misure adottate dal Governo per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi ucraina, di introdurre per il 2022 un contributo straordinario a carico delle imprese del settore energetico sull'incremento del saldo tra le operazioni attive e le operazioni passive realizzato nel semestre ottobre 2021-marzo 2022 rispetto al corrispondente periodo 2020-2021. In considerazione dell'iter di conversione legislativa ancora in corso, della necessità di provvedimenti attuativi e necessari chiarimenti interpretativi, nonché della indisponibilità di dati completi di comparazione, ad oggi non risulta possibile effettuare una stima attendibile degli impatti a livello consolidato.

Altri fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio sono indicati nel commento all'andamento operativo dei settori di attività.

Glossario

Il glossario dei termini delle attività operative è consultabile sul sito Internet di Eni all'indirizzo eni.com. Di seguito sono elencati quelli di uso più ricorrente.

Barile Unità di volume corrispondente a 159 litri. Un barile di greggio corrisponde a circa 0,137 tonnellate.

Boe (Barrel of Oil Equivalent) Viene usato come unità di misura unificata di petrolio e gas naturale, quest'ultimo viene convertito da metro cubo in barile di olio equivalente utilizzando il coefficiente moltiplicatore di 0,00665.

Capacità installata da rinnovabili Misura la capacità massima degli impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in quota Eni (eolica, solare, da moto ondoso e ogni altra fonte non fossile derivante da risorse naturali, escludendo l'energia nucleare). La capacità si definisce installata quando gli impianti sono in esercizio o quando è raggiunta la "mechanical completion" che rappresenta la fase finale di realizzazione dell'impianto ad eccezione della connessione alla rete.

Compounding Attività specializzata nella produzione di semilavorati in forma granulare derivanti dalla combinazione di due o più prodotti chimici.

Conversione Processi di raffineria che permettono la trasformazione di frazioni pesanti in frazioni più leggere. Appartengono a tali processi il cracking, il visbreaking, il coking, la gassificazione dei residui di raffineria, ecc. Il rapporto fra la capacità di trattamento complessiva di questi impianti e quella di impianti di frazionamento primario del greggio esprime il "grado di conversione della raffineria"; più esso è elevato, più la raffineria è flessibile ed offre maggiori prospettive di redditività.

Elastomeri (o Gomme) Polimeri, naturali o sintetici, che, a differenza delle materie plastiche, se sottoposti a deformazione, una volta cessata la sollecitazione, riacquistano, entro certi limiti, la forma iniziale. Tra gli elastomeri sintetici, i più importanti sono il polibutadiene (BR), le gomme stirene-butadiene (SBR), le gomme etilene-propilene (EPR), le gomme termoplastiche (TPR), le gomme nitriliche (NBR).

Emissioni di NOX (ossidi di azoto) Emissioni dirette totali di ossidi di azoto dovute ai processi di combustione con aria. Sono incluse le emissioni di NOX da attività di flaring, da processi di recupero dello zolfo, da rigenerazione FCC, ecc. Sono comprese le emissioni di NO ed NO2 , mentre sono escluse le emissioni di N2 O.

Emissioni di SOX (ossidi di zolfo) Emissioni dirette totali di ossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO2 ed SO3 . Le principali sorgenti sono gli impianti di combustione, i motori diesel (compresi quelli marini), la combustione in torcia, il gas flaring (se il gas contiene H² S), i processi di recupero dello zolfo, la rigenerazione FCC.

Emissioni GHG Scope 1 Emissioni dirette di GHG derivanti dalle operazioni della Compagnia, prodotte da fonti di proprietà o controllate dalla Compagnia.

Emissioni GHG Scope 2 Emissioni indirette di GHG derivanti dalla generazione di elettricità, vapore e calore acquistato da terze parti e consumate da asset posseduti o controllati dalla Compagnia.

Emissioni GHG Scope 3 Emissioni indirette di GHG associate alla catena del valore dei prodotti Eni.

Extrarete Insieme delle attività di commercializzazione di prodotti petroliferi sul mercato nazionale finalizzate alla vendita a grossisti/rivenditori (soprattutto gasolio), a pubbliche amministrazioni e a consumatori, quali industrie, centrali termoelettriche (olio combustibile), compagnie aeree (jet fuel), trasportatori, condomini e privati. Sono escluse le vendite effettuate tramite la rete di distribuzione dei carburanti, i bunkeraggi marittimi, le vendite a società petrolifere e petrolchimiche, agli importatori e agli organismi internazionali.

Greenhouse Gases (GHG) Gas presenti nell'atmosfera, trasparenti alla radiazione solare, che assorbono le radiazioni infrarosse emesse dalla superficie terrestre. I GHG che interessano le attività di Eni sono: anidride carbonica (CO2 ), metano (CH⁴ ) e protossido di azoto (N2 O). Le emissioni di GHG sono convenzionalmente riportate in CO2 equivalente (CO2 eq.) in conformità con i valori del Global Warming Potential, in linea con il quarto Assessment Report dell'IPCC AR4.

GNL Gas naturale liquefatto, ottenuto a pressione atmosferica con il raffreddamento del gas naturale a -160 °C. Il gas viene liquefatto per facilitarne il trasporto dai luoghi di estrazione a quelli di trasformazione e consumo. Una tonnellata di GNL corrisponde a 1.400 metri cubi di gas.

GPL Gas di petrolio liquefatto, miscela di frazioni leggere di petrolio, gassosa a pressione atmosferica e facilmente liquefatta a temperatura ambiente attraverso una limitata compressione.

Indice di efficienza operativa Eni Rapporto tra le emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 delle principali attività operate di Eni e le rispettive produzioni, convertite per omogeneità in boe.

Intensità emissiva GHG upstream Rapporto tra il 100% delle emissioni GHG Scope 1 degli asset operati upstream e il 100% della produzione lorda operata (espressa in boe).

Materie prime di seconda e terza generazione Materie prime non in concorrenza con il settore alimentare, a differenza di quelle di prima generazione (oli vegetali). La seconda generazione è costituita principalmente da rifiuti agricoli non alimentari e rifiuti agro-urbani (grassi animali, oli da cucina usati e rifiuti agricoli), quelle di terza generazione sono quelle materie non agricole ad alta innovazione (derivanti da alghe o rifiuti).

Moulding Attività di stampaggio di poliolefine espanse per la produzione di manufatti ultraleggeri.

NGL Idrocarburi liquidi o liquefatti recuperati dal gas naturale in apparecchiature di separazione o impianti di trattamento del gas. Fanno parte dei gas liquidi naturali, propano, normal butano e isobutano, isopentano e pentani plus, talvolta definiti come "gasolina naturale" (natural gasoline) o condensati di impianto.

Net GHG Lifecycle Emissions Emissioni GHG Scope 1+2+3 associate alla filiera dei prodotti energetici venduti da Eni, incluse produzioni proprie e acquisti da terzi, contabilizzate su base equity e al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions.

Net Carbon Footprint Emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 associate alle operazioni di Eni, contabilizzate su base equity, al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions.

Net Carbon Intensity Rapporto tra Net absolute GHG lifecycle emissions e il contenuto energetico dei prodotti venduti.

Oil spill Sversamento di petrolio o derivato petrolifero da raffinazione o di rifiuto petrolifero occorso durante la normale attività operativa (da incidente) o dovuto ad azioni che ostacolano l'attività operativa della business unit o ad atti eversivi di gruppi organizzati (da atti di sabotaggio e terrorismo).

Oilfield chemicals Offerta di soluzioni innovative per la fornitura di prodotti chimici e relativi servizi ausiliari per il settore Oil & Gas.

Olefine (o Alcheni) Serie di idrocarburi con particolare reattività chimica utilizzati per questo come materie prime nella sintesi di intermedi e polimeri.

Over/under lifting Gli accordi stipulati tra i partner che regolano i diritti di ciascuno a ritirare pro-quota la produzione disponibile nel periodo. Il ritiro di una quantità superiore o inferiore rispetto alla quota di diritto determina una situazione momentanea di over/under lifting.

Plasmix Nome collettivo delle diverse materie plastiche che attualmente non hanno utilizzo nel mercato del riciclo e possono essere utilizzate come materia prima nei nuovi business Eni relativi all'economia circolare.

Potenziale minerario (volumi di idrocarburi potenzialmente recuperabili) Stima di volumi di idrocarburi recuperabili ma non definibili come riserve per assenza di requisiti di commerciabilità, o perché economicamente subordinati a sviluppo di nuove tecnologie, o perché riferiti ad accumuli non ancora perforati, o dove la valutazione degli accumuli scoperti è ancora a uno stadio iniziale.

Pozzi di infilling (Infittimento) Pozzi realizzati su di un'area in produzione per migliorare il recupero degli idrocarburi del giacimento e per mantenere/aumentare i livelli di produzione.

Production Sharing Agreement (PSA) Tipologia contrattuale vigente nei Paesi produttori dell'area non OCSE caratterizzata dall'intestazione del titolo minerario in capo alla società nazionale dello Stato concedente, alla quale viene di norma conferita l'esclusiva dell'attività di ricerca e produzione idrocarburi, con facoltà di istituire rapporti contrattuali con altre società (estere o locali). Con il contratto, il Committente (la società nazionale) affida al Contrattista (la società terza) il compito di eseguire i lavori di esplorazione e produzione con l'apporto di tecnologie e mezzi finanziari. Sotto il profilo economico il contratto prevede che il rischio esplorativo sia a carico del Contrattista e che la produzione venga suddivisa in due parti: una (Cost Oil) destinata al recupero dei costi del Contrattista; l'altra (Profit Oil) suddivisa a titolo di profitto tra il Committente e il Contrattista secondo schemi di ripartizione variabili. Sulla base di questa configurazione di principio, la contrattualistica specifica può assumere caratteristiche diverse a seconda dei Paesi.

Recupero assistito Tecniche utilizzate per aumentare o prolungare la produttività dei giacimenti.

Riserve Sono le quantità di olio e di gas stimate economicamente producibili, ad una certa data, attraverso l'applicazione di progetti di sviluppo in accumuli noti. In aggiunta le licenze, i permessi, gli impianti, le strutture di trasporto degli idrocarburi ed il finanziamento del progetto, devono esistere, oppure ci deve essere la ragionevole aspettativa che saranno disponibili in un tempo ragionevole. Le riserve si distinguono in: (i) riserve sviluppate: quantità di idrocarburi che si stima di poter recuperare tramite pozzi, facility e metodi operativi esistenti; (ii) riserve non sviluppate: quantità di idrocarburi che si prevede di recuperare a seguito di nuove perforazioni, facility e metodi operativi.

Riserve certe Rappresentano le quantità stimate di olio e gas che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria di giacimento disponibili, sono stimate con ragionevole certezza, economicamente producibili da giacimenti noti alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della stima. Ragionevole certezza significa che esiste un "alto grado di confidenza che le quantità verranno recuperate" cioè che è molto più probabile che lo siano piuttosto che non lo siano. Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve essere ragionevolmente certo (chiara volontà manageriale) che inizierà entro un tempo ragionevole.

Ship-or-pay Clausola dei contratti di trasporto del gas naturale, in base alla quale il committente è obbligato a pagare il corrispettivo per i propri impegni di trasporto anche quando il gas non viene trasportato.

Take-or-pay Clausola dei contratti di acquisto del gas naturale, in base alla quale l'acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, la quantità minima di gas prevista dal contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare, negli anni contrattuali successivi, il gas pagato ma non ritirato per un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale già corrisposto.

UN SDG Gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) sono il piano per realizzare un futuro migliore e più sostenibile per tutti entro il 2030. Adottati da tutti gli Stati membri delle Nazioni Unite nel 2015, affrontano le sfide globali che il mondo sta combattendo, comprese quelle legate alla povertà, alla disuguaglianza, al cambiamento climatico, al degrado ambientale, alla pace e alla giustizia. Per ulteriori dettagli consultare il sito https://unsdg.un.org

Upstream/downstream Il termine upstream riguarda le attività di esplorazione e produzione di idrocarburi. Il termine downstream riguarda le attività inerenti il settore petrolifero che si collocano a valle della esplorazione e produzione.

Vita media residua delle riserve Rapporto tra le riserve certe di fine anno e la produzione dell'anno.

Work-over Operazione di intervento su un pozzo per eseguire consistenti manutenzioni e sostituzioni delle attrezzature di fondo che convogliano i fluidi di giacimento in superficie.

Abbreviazioni

/a	anno	mgl	migliaia
bbl	barili	mld	miliardi
bbl/g	barili/giorno	mln	milioni
boe	barili di petrolio equivalente	n.	numero
boe/g	barili di petrolio equivalente/giorno	NGL	Natural Gas Liquids
/g	giorno	PCA	Production Concession Agreement
GNL	Gas Naturale Liquefatto	ppm	parti per milione
GPL	Gas di Petrolio Liquefatto	PSA	Production Sharing Agreement
GWh	Gigawattora	tep	tonnellate di petrolio equivalente
km	chilometri	ton	tonnellate
mc	metri cubi	TWh	Terawattora

mgl	migliaia
mid	miliardi
min	milioni
n.	numero
NGL	Natural Gas Liquids
PCA	Production Concession Agreement
ppm	parti per milione
PSA	Production Sharing Agreement
tep	tonnellate di petrolio equivalente
ton	tonnellate

Bilancio consolidato 2021

1	RELAZIONE SULLA GESTIONE	1
2	BILANCIO CONSOLIDATO	212
	Schemi di bilancio	214
	Note al bilancio consolidato	222
	Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas previste dalla SEC	338
	Attestazione del management	357
3	BILANCIO DI ESERCIZIO	358
4	ALLEGATI	436

Stato patrimoniale

		31.12.2021		31.12.2020
(€ milioni)	Note	Totale	di cui verso parti correlate	Totale	di cui verso parti correlate
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti	(6)	8.254		9.413
Attività finanziarie destinate al trading	(7)	6.301		5.502
Altre attività finanziarie	(17)	4.308	55	254	41
Crediti commerciali e altri crediti	(8)	18.850	1.301	10.926	802
Rimanenze	(9)	6.072		3.893
Attività per imposte sul reddito	(10)	195		184
Altre attività	(11) (24)	13.634	492	2.686	145
		57.614		32.858
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	(12)	56.299		53.943
Diritto di utilizzo beni in leasing	(13)	4.821		4.643
Attività immateriali	(14)	4.799		2.936
Rimanenze immobilizzate-scorte d'obbligo	(9)	1.053		995
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(16) (37)	5.887		6.749
Altre partecipazioni	(16)	1.294		957
Altre attività finanziarie	(17)	1.885	1.645	1.008	766
Attività per imposte anticipate	(23)	2.713		4.109
Attività per imposte sul reddito	(10)	108		153
Altre attività	(11) (24)	1.029	29	1.253	74
		79.888		76.746
Attività destinate alla vendita	(25)	263		44
TOTALE ATTIVITÀ		137.765		109.648
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine	(19)	2.299	233	2.882	52
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	(19)	1.781	21	1.909
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine	(13)	948	17	849	54
Debiti commerciali e altri debiti	(18)	21.720	2.298	12.936	2.100
Passività per imposte sul reddito	(10)	648		243
Altre passività	(11) (24)	15.756	339	4.872	452
		43.152		23.691
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine	(19)	23.714	5	21.895
Passività per beni in leasing a lungo termine	(13)	4.389	1	4.169	112
Fondi per rischi e oneri	(21)	13.593		13.438
Fondi per benefici ai dipendenti	(22)	819		1.201
Passività per imposte differite	(23)	4.835		5.524
Passività per imposte sul reddito	(10)	374		360
Altre passività	(11) (24)	2.246	415	1.877	23
		49.970		48.464
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita	(25)	124
TOTALE PASSIVITÀ		93.246		72.155
Capitale sociale		4.005		4.005
Utili relativi a esercizi precedenti		22.750		34.043
Riserve per differenze cambio da conversione		6.530		3.895
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale		6.289		4.688
Azioni proprie		(958)		(581)
Utile (perdita) dell'esercizio		5.821		(8.635)
Totale patrimonio netto di Eni		44.437		37.415
Interessenze di terzi		82		78
TOTALE PATRIMONIO NETTO	(26)	44.519		37.493
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		137.765		109.648

Conto economico

		2021		2020		2019
(€ milioni)	Note	Totale	di cui verso parti correlate	Totale	di cui verso parti correlate	Totale	di cui verso parti correlate
Ricavi della gestione caratteristica		76.575	3.000	43.987	1.164	69.881	1.248
Altri ricavi e proventi		1.196	52	960	35	1.160	4
TOTALE RICAVI	(29)	77.771		44.947		71.041
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(30)	(55.549)	(8.644)	(33.551)	(6.595)	(50.874)	(9.173)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti	(8)	(279)	(6)	(226)	(6)	(432)	28
Costo lavoro	(30)	(2.888)	(21)	(2.863)	(36)	(2.996)	(28)
Altri proventi (oneri) operativi	(24)	903	735	(766)	13	287	19
Ammortamenti	(12) (13) (14)	(7.063)		(7.304)		(8.106)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing	(15)	(167)		(3.183)		(2.188)
Radiazioni	(12) (14)	(387)		(329)		(300)
UTILE (PERDITA) OPERATIVO		12.341		(3.275)		6.432
Proventi finanziari	(31)	3.723	79	3.531	114	3.087	96
Oneri finanziari	(31)	(4.216)	(46)	(4.958)	(26)	(4.079)	(36)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading	(31)	11		31		127
Strumenti finanziari derivati	(24) (31)	(306)		351		(14)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI		(788)		(1.045)		(879)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto		(1.091)		(1.733)		(88)
Altri proventi (oneri) su partecipazioni		223		75		281
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI	(16) (32)	(868)		(1.658)		193
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE		10.685		(5.978)		5.746
Imposte sul reddito	(33)	(4.845)		(2.650)		(5.591)
UTILE (PERDITA) DELL'ESERCIZIO		5.840		(8.628)		155
Utile (perdita) dell'esercizio di competenza Eni		5.821		(8.635)		148
Interessenze di terzi		19		7		7
Utile (perdita) per azione (ammontari in € per azione)	(34)
- semplice		1,61		(2,42)		0,04
- diluito		1,60		(2,42)		0,04

Prospetto dell'utile (perdita) complessivo

(€ milioni) Note	2021	2020	2019
Utile (perdita) dell'esercizio	5.840	(8.628)	155
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo:
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti (26)	119	(16)	(42)
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" (26) delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	2		(7)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26)	105	24	(3)
Effetto fiscale (26)	(77)	25	5
	149	33	(47)
Componenti riclassificabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (26)	2.828	(3.314)	604
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (26)	(1.264)	661	(679)
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" (26) delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(34)	32	(6)
Effetto fiscale (26)	372	(192)	197
	1.902	(2.813)	116
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo	2.051	(2.780)	69
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio	7.891	(11.408)	224
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio di competenza Eni	7.872	(11.415)	217
Interessenze di terzi	19	7	7

217

Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

	Patrimonio netto di Eni
(€ milioni)	Note	Capitale sociale	Utili relativi a esercizi precedenti	da conversione per differenze Riserva cambio	rappresentativi Altre riserve e strumenti di capitale	Azioni proprie	Utile (perdita) dell'esercizio	Totale	Interessenze di terzi	Totale patrimonio netto
Saldi al 31 dicembre 2020	(26)	4.005	34.043	3.895	4.688	(581)	(8.635)	37.415	78	37.493
Utile dell'esercizio							5.821	5.821	19	5.840
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	(26)				42			42		42
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto					2			2		2
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI	(26)				105			105		105
Componenti non riclassificabili a conto economico					149			149		149
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	(26)			2.828				2.828		2.828
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	(26)				(892)			(892)		(892)
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(26)				(34)			(34)		(34)
Componenti riclassificabili a conto economico				2.828	(926)			1.902		1.902
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio				2.828	(777)		5.821	7.872	19	7.891
Attribuzione del dividendo di Eni SpA	(26)		429				(1.286)	(857)		(857)
Acconto sul dividendo	(26)		(1.533)					(1.533)		(1.533)
Attribuzione del dividendo di altre società									(5)	(5)
Destinazione perdita residua 2020			(9.921)				9.921
Acquisto azioni proprie	(26)		(400)		400	(400)		(400)		(400)
Piano Incentivazione a lungo termine	(26) (30)		16		(23)	23		16		16
Incremento di interessenze di terzi a seguito di acquisizioni di società controllate									(11)	(11)
Emissioni di obbligazioni subordinate perpetue	(26)				2.000			2.000		2.000
Cedole obbligazioni subordinate perpetue	(26)		(61)					(61)		(61)
Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale			(11.470)		2.377	(377)	8.635	(835)	(16)	(851)
Costi per emissione di obbligazioni subordinate perpetue			(15)					(15)		(15)
Altre variazioni			192	(193)	1				1	1
Altri movimenti di patrimonio netto			177	(193)	1			(15)	1	(14)
Saldi al 31 dicembre 2021	(26)	4.005	22.750	6.530	6.289	(958)	5.821	44.437	82	44.519

segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

	Patrimonio netto di Eni
(€ milioni)	Note	Capitale sociale	Utili relativi a esercizi precedenti	da conversione per differenze Riserva cambio	rappresentativi Altre riserve e strumenti di capitale	Azioni proprie	Utile (perdita) dell'esercizio	Totale	Interessenze di terzi	Totale patrimonio netto
Saldi al 31 dicembre 2019		4.005	35.894	7.209	1.564	(981)	148	47.839	61	47.900
Utile (perdita) dell'esercizio							(8.635)	(8.635)	7	(8.628)
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	(26)				9			9		9
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI	(26)				24			24		24
Componenti non riclassificabili a conto economico					33			33		33
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	(26)			(3.313)	(1)			(3.314)		(3.314)
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	(26)				469			469		469
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(26)				32			32		32
Componenti riclassificabili a conto economico				(3.313)	500			(2.813)		(2.813)
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio				(3.313)	533		(8.635)	(11.415)		7 (11.408)
Attribuzione del dividendo di Eni SpA	(26)		1.542				(3.078)	(1.536)		(1.536)
Acconto sul dividendo	(26)		(429)					(429)		(429)
Attribuzione del dividendo di altre società									(3)	(3)
Destinazione utile residuo 2019			(2.930)				2.930
Annullamento azioni proprie	(26)				(400)	400
Piano incentivazione a lungo termine			7					7		7
Incremento di interessenze di terzi a seguito di acquisizioni di società controllate	(27)								15	15
Emissioni di obbligazioni subordinate perpetue	(26)				3.000			3.000		3.000
Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale			(1.810)		2.600	400	(148)	1.042	12	1.054
Costi per emissione di obbligazioni subordinate perpetue			(25)					(25)		(25)
Altre variazioni			(16)	(1)	(9)			(26)	(2)	(28)
Altri movimenti di patrimonio netto			(41)	(1)	(9)			(51)	(2)	(53)
Saldi al 31 dicembre 2020	(26)	4.005	34.043	3.895	4.688	(581)	(8.635)	37.415	78	37.493

segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

	Patrimonio netto di Eni
(€ milioni)	Capitale sociale	Utili relativi a esercizi precedenti	da conversione per differenze Riserva cambio	Altre riserve	Azioni proprie	Utile (perdita) dell'esercizio	Totale	Interessenze di terzi	Totale patrimonio netto
Saldi al 31 dicembre 2018	4.005	35.189	6.605	1.672	(581)	4.126	51.016	57	51.073
Modifica dei criteri contabili (IAS 28)		(4)					(4)		(4)
Saldi al 1° gennaio 2019	4.005	35.185	6.605	1.672	(581)	4.126	51.012	57	51.069
Utile dell'esercizio						148	148	7	155
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale				(37)			(37)		(37)
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto				(7)			(7)		(7)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI				(3)			(3)		(3)
Componenti non riclassificabili a conto economico				(47)			(47)		(47)
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro			604				604		604
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale				(482)			(482)		(482)
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto				(6)			(6)		(6)
Componenti riclassificabili a conto economico			604	(488)			116		116
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio			604	(535)		148	217	7	224
Attribuzione del dividendo di Eni SpA		1.513				(2.989)	(1.476)		(1.476)
Acconto sul dividendo		(1.542)					(1.542)		(1.542)
Attribuzione del dividendo di altre società								(4)	(4)
Rimborso agli azionisti								(1)	(1)
Destinazione utile residuo 2018		1.137				(1.137)
Acquisto azioni proprie		(400)		400	(400)		(400)		(400)
Piano incentivazione a lungo termine		9					9		9
Operazioni con gli azionisti		717		400	(400)	(4.126)	(3.409)	(5)	(3.414)
Altri movimenti di patrimonio netto		(8)		27			19	2	21
Saldi al 31 dicembre 2019	4.005	35.894	7.209	1.564	(981)	148	47.839	61	47.900

Rendiconto finanziario

(€ milioni)	Note	2021	2020	2019
Utile (perdita) dell'esercizio		5.840	(8.628)	155
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti	(12) (13) (14)	7.063	7.304	8.106
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing	(15)	167	3.183	2.188
Radiazioni	(12) (14)	387	329	300
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(16) (32)	1.091	1.733	88
Plusvalenze nette su cessioni di attività		(102)	(9)	(170)
Dividendi	(32)	(230)	(150)	(247)
Interessi attivi		(75)	(126)	(147)
Interessi passivi		794	877	1.027
Imposte sul reddito	(33)	4.845	2.650	5.591
Altre variazioni		(194)	92	(179)
Flusso di cassa del capitale di esercizio		(3.146)	(18)	366
- rimanenze		(2.033)	1.054	(200)
- crediti commerciali		(7.888)	1.316	1.023
- debiti commerciali		7.744	(1.614)	(940)
- fondi per rischi e oneri		(406)	(1.056)	272
- altre attività e passività		(563)	282	211
Variazione fondo per benefici ai dipendenti		54		(23)
Dividendi incassati		857	509	1.346
Interessi incassati		28	53	88
Interessi pagati		(792)	(928)	(1.029)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati		(3.726)	(2.049)	(5.068)
Flusso di cassa netto da attività operativa		12.861	4.822	12.392
- di cui verso parti correlate	(36)	(4.331)	(4.640)	(6.356)
Flusso di cassa degli investimenti		(7.815)	(5.959)	(11.928)
- attività materiali	(12)	(4.950)	(4.407)	(8.049)
- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing	(13)	(2)		(16)
- attività immateriali	(14)	(284)	(237)	(311)
- imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite	(27)	(1.901)	(109)	(5)
- partecipazioni	(16)	(837)	(283)	(3.003)
- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa		(227)	(166)	(237)
- variazione debiti relativi all'attività di investimento		386	(757)	(307)
Flusso di cassa dei disinvestimenti		536	216	794
- attività materiali		207	12	264
- attività immateriali		1		17
- imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute	(27)	76		187
- imposte pagate sulle dismissioni		(35)		(3)
- partecipazioni		155	16	39
- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa		141	136	195
- variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento		(9)	52	95
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa		(4.743)	1.156	(279)
Flusso di cassa netto da attività di investimento		(12.022)	(4.587)	(11.413)
- di cui verso parti correlate	(36)	(976)	(1.372)	(2.912)

segue Rendiconto finanziario

(€ milioni)	Note	2021	2020	2019
Assunzione di debiti finanziari non correnti	(19)	3.556	5.278	1.811
Rimborsi di debiti finanziari non correnti	(19)	(2.890)	(3.100)	(3.512)
Rimborso di passività per beni in leasing	(13)	(939)	(869)	(877)
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti	(19)	(910)	937	161
Dividendi pagati ad azionisti Eni		(2.358)	(1.965)	(3.018)
Dividendi pagati ad altri azionisti		(5)	(3)	(4)
Rimborso di capitale ad azionisti terzi				(1)
Acquisto di quote di partecipazioni in società consolidate		(17)		(1)
Acquisto di azioni proprie	(26)	(400)		(400)
Emissione di obbligazioni subordinate perpetue	(26)	1.985	2.975
Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue	(26)	(61)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento		(2.039)	3.253	(5.841)
- di cui verso parti correlate	(36)	(13)	164	(817)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti		52	(69)	1
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti		(1.148)	3.419	(4.861)
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio	(6)	9.413	5.994	10.855
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio(a)	(6)	8.265	9.413	5.994

(a) Le disponibilità liquide ed equivalenti al 31 dicembre 2021 comprendono €11 milioni di disponibilità liquide ed equivalenti di società consolidate destinate alla vendita che nello schema di stato patrimoniale sono riportate nella voce "Attività destinate alla vendita".

Note al bilancio consolidato

FATTORI CHE POSSONO INFLUIRE SUI RISULTATI FUTURI

POSSIBILI CONSEGUENZE DEL CONFLITTO TRA RUSSIA E UCRAINA

La crisi nei rapporti tra Russia e Ucraina, che nel febbraio 2022 ha dato origine all'invasione da parte della Russia e ad un conflitto aperto su larga scala con violenti scontri armati e tragica perdita di vite umane, comporta diverse aree di rischio per la situazione economica e finanziaria e le prospettive reddituali del Gruppo.

Rischio macroeconomico

Il possibile prolungarsi del conflitto, l'escalation nell'azione militare, il rischio di allargamento della crisi geopolitica, nonché le sanzioni economiche nei confronti della Russia possono incidere sull'attività produttiva, sulla fiducia dei consumatori e sulle decisioni d'investimento degli operatori frenando la ripresa economica in atto o nel peggiore degli scenari determinando una nuova recessione dopo quella connessa alla crisi del COVID-19. Questo comporterebbe una riduzione della domanda d'idrocarburi e conseguentemente dei prezzi con potenziali ricadute negative sulla performance finanziaria e le prospettive del Gruppo. Subito dopo lo scoppio delle ostilità con l'invasione russa dell'Ucraina, l'Unione Europea, gli USA e il Regno Unito hanno imposto una serie di dure sanzioni economiche e finanziarie alla Russia, che si sono sommate a quelle già in vigore dal 2014 a seguito della illegale annessione della Crimea.

Rischi connessi agli approvvigionamenti di gas naturale e petrolio dalla Russia

Le restrizioni imposte dalla comunità internazionale alla Russia hanno preso di mira principalmente il settore finanziario russo, precludendo l'accesso a finanziamenti da istituzioni finanziarie statunitensi ed europee. Per quanto riguarda i prodotti energetici importati dalla Russia, molti operatori, trader, società petrolifere, raffinatori e altri, hanno deciso su base volontaria di sospendere gli acquisti di greggio e prodotti dalla Russia dando vita a un regime autosanzionatorio; successivamente il Presidente degli Stati Uniti ha emesso un executive order che vieta di importare prodotti energetici russi. Fino a quando il conflitto proseguirà, è possibile che vengano imposte nuove restrizioni più severe. Per il momento il flusso di approvvigionamento di gas dalla Russia è proseguito con regolarità; gli acquisti di gas naturale proveniente dalla Russia rappresentano circa il 43% del totale approvvigionato dall'Eni nel 2021 (circa 30 miliardi di metri cubi, di cui 22 destinati all'Italia). Il management, in coordinamento con le Istituzioni, sta valutando dei piani volti a diversificare/rafforzare fonti di approvvigionamento alternative facendo leva sulle riserve equity, la flessibilità del portafoglio, la disponibilità di infrastrutture e le relazioni di lungo termine con Stati petroliferi prospicienti l'area del mediterraneo. Tali opzioni potrebbero attenuare i possibili impatti di scenari, al momento non prevedibili, di sanzioni di ampia portata della comunità internazionale nei confronti del settore energetico russo o di interruzioni nelle forniture.

In aggiunta, in questa fase non saranno stipulati nuovi contratti di approvvigionamento di greggio russo per il sistema di raffinazione Eni con possibili disottimizzazioni del supply e maggiori costi attualmente non quantificabili.

Rischi finanziari connessi alla volatilità dei prezzi delle commodity

Dallo scoppio della crisi, i mercati delle commodity energetiche sono entrati in una fase di tensione e di volatilità estrema a causa dei timori degli operatori europei sulla stabilità delle forniture di gas via pipeline dalla Russia e di possibili restrizioni nei flussi di petrolio. I prezzi spot del greggio per il riferimento Brent e i principali benchmark delle quotazioni spot del gas naturale nei mercati europei hanno segnato rialzi significativi portandosi ai massimi dal 2008 per il Brent (a circa 130 \$/bbl) e su record storici per il gas. Tale volatilità avrà effetti sui costi e i ricavi dell'esercizio 2022, trainata da possibili aumenti dei prezzi delle materie prime energetiche che potrebbero influenzare sia i ricavi che i costi di acquisto delle materie prime petrolifere e del gas naturale.

Inoltre, l'aumento della volatilità comporta: (i) un aumento del rischio controparte a causa della maggiore esposizione nominale commerciale verso i clienti e delle difficoltà del settore industriale a gestire il sensibile incremento dei costi dell'energia e delle materie prime indotto dalla crisi; (ii) un maggiore rischio finanziario per Eni in relazione alla necessità di incrementare i depositi liquidi a garanzia del settlement delle operazioni in derivati in adempimento agli obblighi di marginazione (margin call). In risposta alla fase di volatilità il Gruppo sta attuando una manovra di tesoreria finalizzata a incrementare le riserve di liquidità per far fronte a prevedibili spike di volatilità.

Possibili impatti sul valore degli attivi di bilancio

Le società Eni presenti in Russia sono indicate negli allegati al presente bilancio. Il Gruppo ha annunciato l'intenzione di uscire dalla joint operation Blue Stream con valore di libro di €40 milioni (Eni 50%) che gestisce il gasdotto per il trasporto di gas di provenienza russa attraverso il Mar Nero, commercializzato congiuntamente da Eni e Gazprom alla società di Stato della Turchia Botas; tale dismissione comporterebbe effetti marginali sul bilancio consolidato.

Non si segnalano altri asset significativi del Gruppo in Russia. Gli effetti della crisi sui risultati economici e finanziari del 2022 e oltre non sono al momento prevedibili nel loro complesso.

IMPATTI COVID-19

Nel corso del 2021 l'attività economica globale ha progressivamente recuperato slancio grazie all'attenuazione degli effetti della pandemia legata al COVID-19 in virtù dell'efficacia della campagna vaccinale in particolare nei paesi OCSE e delle altre misure di contenimento del virus che hanno consentito la graduale riapertura dell'economia e l'aumento della mobilità delle persone. Le politiche monetarie espansive adottate dalle banche centrali e le imponenti misure di stimolo fiscale varate dagli Stati hanno sostenuto i consumi e gli investimenti. In tale ambito, la domanda d'idrocarburi e i prezzi delle materie prime che sono il principale driver dei risultati finanziari di Gruppo hanno registrato un recupero significativo. La domanda energetica globale si è dapprima stabilizzata per poi accelerare in maniera inaspettata nell'ultimo trimestre dell'anno trainata dal consolidamento della ripresa economica, determinando il rimbalzo del prezzo del petrolio aumentato del 70% vs. 2020 a circa 71 \$/barile in media annua, mentre i prezzi del gas hanno registrato aumenti esponenziali per via di un mercato particolarmente corto. Questi andamenti sono alla base del forte recupero di redditività nei settori Exploration & Production e Global Gas & LNG Portfolio e delle solide performance della chimica, trainata dalla ripresa della domanda di commodity, e dei business di Plenitude. Gli effetti della pandemia hanno continuato a pesare sul business Refining & Marketing a causa della lenta ripresa del traffico aereo internazionale e della conseguente debole domanda di jet fuel che ha penalizzato la redditività della raffinazione tradizionale, su cui hanno pesato anche i maggiori costi delle utility indicizzate al gas e i maggiori oneri per acquisto di certificati emissivi, più che raddoppiati a causa della ripresa e dell'aumento del consumo di carbone in sostituzione del gas. Nel complesso, il 2021 ha visto il significativo rimbalzo dei risultati consolidati che chiudono con un utile di €5,8 miliardi rispetto alla perdita di €8,6 miliardi nel 2020 e un flusso di cassa operativo di €12,9 miliardi cresciuto di circa €8 miliardi rispetto al 2020.

Guardando al futuro, i principali rischi per la performance finanziaria di Gruppo sono legati alla possibilità della diffusione di nuove varianti del virus resistenti ai vaccini, nonché alla ripresa dell'inflazione guidata dall'aumento dei costi delle materie prime quale effetto ultimo delle politiche monetarie/fiscali adottate per risollevare le economie colpite dalla pandemia.

1 PRINCIPI CONTABILI, STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI

CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio consolidato è redatto, nella prospettiva della continuità aziendale1 , secondo gli International Financial Reporting Standards (nel seguito "IFRS" o "principi contabili internazionali")² emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell'art. 9 del D.Lgs. 38/05³ . 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 2021, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 17 marzo 2022, 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 infrannuali 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 bilancio, nonché l'ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di riferimento; i risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell'incertezza che caratterizza le ipotesi e le condizioni sulle quali le stime sono basate. Le stime contabili critiche del processo di redazione del bilancio, che comportano un elevato ricorso a giudizi soggettivi, assunzioni e stime relativi a tematiche per loro natura incerte, sono illustrate nella descrizione della relativa accounting policy di seguito riportata. Le modifiche delle condizioni alla base di giudizi, assunzioni e stime adottati possono determinare un impatto rilevante sui risultati successivi.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI FORMULATI PER TENER CONTO DEGLI IMPATTI DEI RISCHI CLIMATICI

Gli effetti delle iniziative per limitare i cambiamenti climatici e il

²²³

⁽¹⁾ Con riferimento agli effetti della pandemia COVID-19 si rinvia a quanto indicato nel precedente paragrafo.

⁽²⁾ Gli IFRS comprendono anche gli International Accounting Standards (IAS), tuttora in vigore, nonché i documenti interpretativi redatti dall'IFRS Interpretations Committee, precedentemente denominato International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e ancor prima Standing Interpretations Committee (SIC). (3) I principi contabili internazionali utilizzati ai fini della redazione del bilancio consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l'esercizio 2021.

potenziale impatto della transizione energetica influenzano le stime contabili e i giudizi significativi formulati dalla Direzione Aziendale per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2021. In particolare, la spinta globale verso un'economia a ridotta intensità emissiva, provvedimenti normativi sempre più restrittivi nei confronti dell'attività Oil & Gas e del consumo degli idrocarburi, schemi di carbon pricing, l'evoluzione tecnologica dei vettori energetici alternativi, nonché i cambiamenti nelle preferenze dei consumatori possono comportare, nel medio-lungo termine, un declino strutturale della domanda degli idrocarburi, un aumento dei costi operativi nonché un maggior rischio di riserve non producibili (c.d. stranded asset) per Eni.

La strategia definita da Eni prevede il raggiungimento della neutralità 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 fondamentali dei diversi mercati energetici che incorpora i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente potranno delinearsi e sono oggetto di costante benchmark con le view degli analisti di mercato e dei peer dell'industria energetica.

Tali scenari sono alla base di stime e giudizi 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 Oil Company; (iii) la definizione delle vite utili e dei valori residui dei fixed asset; (iv) gli impatti sui fondi per rischi e oneri.

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 da organismi internazionali.

PRINCIPI DI CONSOLIDAMENTO

IMPRESE CONTROLLATE

Il bilancio consolidato comprende il bilancio di Eni SpA e delle sue imprese controllate, direttamente o indirettamente. Al riguardo un investitore controlla un'impresa quando è esposto, o ha diritto a partecipare, alla variabilità dei relativi ritorni economici ed è in grado di influenzare tali ritorni attraverso l'esercizio del proprio potere decisionale sulla stessa. Il potere decisionale esiste in presenza di diritti che conferiscono alla controllante l'effettiva capacità di dirigere le attività rilevanti della partecipata, ossia le attività maggiormente in grado di incidere sui ritorni economici della partecipata stessa.

I valori delle imprese controllate sono inclusi nel bilancio consolidato, sulla base di principi contabili uniformi, a partire dalla data in cui se ne assume il controllo e fino alla data in cui tale controllo cessa di esistere.

Le attività e le passività, gli oneri e i proventi delle imprese consolidate sono rilevati integralmente nel bilancio consolidato (c.d. metodo dell'integrazione globale) 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 rilevanti⁴ ai fini della corretta rappresentazione della situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo5 , sono escluse dall'area di consolidamento: (i) le società controllate non significative né singolarmente né nel complesso; e (ii) le società controllate che svolgono il ruolo di operatore unico nella gestione di contratti petroliferi per conto delle società partecipanti all'iniziativa mineraria. In quest'ultimo caso, l'attività è finanziata pro-quota, sulla base di budget approvati, dalle società partecipanti al contratto petrolifero cui sono periodicamente presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dalla gestione del contratto. I costi e i ricavi, nonché i dati operativi (produzioni, riserve, ecc.) dell'iniziativa mineraria sono perciò rilevati pro-quota direttamente nel bilancio delle società partecipanti a cui fanno carico, inoltre, le relative obbligazioni derivanti dall'iniziativa mineraria.

In presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente all'assunzione del controllo (acquisto di interessenze 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 man-

⁽⁴⁾ In base agli IFRS, un'informazione è rilevante se si può ragionevolmente presumere che la relativa omissione, errata presentazione od occultamento influenzi gli utilizzatori principali del bilancio in sede di assunzione di decisioni prese sulla base di tale bilancio.

⁽⁵⁾ Le partecipazioni in società controllate non consolidate con il metodo integrale sono valutate secondo i criteri indicati nel punto "Metodo del patrimonio netto"; per maggiori informazioni si fa rinvio all'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021".

tenuta; (iii) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico⁶ . Il valore dell'eventuale partecipazione 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 i criteri di valutazione applicabili.

INTERESSENZE IN ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO

Il controllo congiunto è la condivisione, su base contrattuale, del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni relative alle attività rilevanti, è richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.

Una joint venture è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti 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 (c.d. 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 afferenti alla joint operation sono valutati in conformità ai criteri di valutazione applicabili alla singola fattispecie.

Le società rappresentate da joint operation non rilevanti sono valutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, 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 del joint arrangement, ad un ammontare pari al valore di iscrizione delle attività nette, precedentemente rilevate, linea per linea, sulla base delle quote di spettanza Eni.

PARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE

Una collegata è un'impresa su cui Eni esercita un'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 valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto "Metodo del patrimonio netto".

Le imprese consolidate, le imprese controllate non consoli-

date, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese collegate sono distintamente indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021", che fa parte integrante delle presenti note. Nello stesso allegato è riportata anche la variazione dell'area di consolidamento verificatasi nell'esercizio.

METODO DEL PATRIMONIO 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.⁷ 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 iscrizione è adeguato 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 del 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 pianificato o non è probabile nel prevedibile futuro (c.d. 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 (c.d. investimento netto), è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite.

Inoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad

⁽⁶⁾ Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo relativi alla ex controllata, per i quali non è previsto il rigiro a conto economico, sono imputati in altra posta del patrimonio netto.

⁽⁷⁾ Quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate non significative escluse dall'area di consolidamento, sono valutate al costo rettificato per perdite di valore.

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 dei criteri sopra indicati è verificata confrontando il valore di iscrizione dell'investimento netto con il relativo valore recuperabile, determinato adottando i criteri indicati 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 cessione 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; (ii) dell'effetto dell'allineamento al relativo fair value dell'eventuale partecipazione residua mantenuta8 ; (iii) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo relativi alla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico9 . 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 iscrizione e pertanto il valore di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.

BUSINESS COMBINATION

Le operazioni di business combination sono rilevate secondo l'acquisition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination è determinato alla data di assunzione del controllo ed è pari al fair value delle attività trasferite, delle passività sostenute, nonché degli eventuali strumenti di capitale emessi dall'acquirente. Il corrispettivo trasferito include anche il fair value delle eventuali attività o passività per corrispettivi potenziali previsti contrattualmente e subordinati al realizzarsi di eventi futuri. I costi direttamente attribuibili all'operazione sono rilevati a conto economico al momento del relativo sostenimento.

Alla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle imprese partecipate è determinato attribuendo ai singoli elementi 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 dei valori correnti attribuiti alle attività e passività alla data di assunzione del controllo, escluso l'eventuale goodwill a essi attribuibile (c.d. partial goodwill method). Nel caso di assunzione del controllo in fasi successive, il costo di acquisto è determinato sommando il fair value della partecipazione precedentemente detenuta nell'acquisita e l'ammontare corrisposto per l'ulteriore quota partecipativa. La differenza tra il fair value della partecipazione precedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione è imputata a conto economico. Inoltre, in sede di assunzione del controllo, eventuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo sono imputati a conto economico ovvero in un'altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il rigiro a conto economico.

Quando la determinazione dei valori delle attività e passività dell'acquisita è operata in via provvisoria nell'esercizio in cui la business combination è conclusa, i valori rilevati sono 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 nette precedentemente posseduta è allineata al relativo fair value alla data di acquisizione del controllo, rilevando a conto economico la differenza11.

Stime contabili e giudizi significativi: partecipazioni 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 ai fini di tale verifica. L'utilizzo di stime contabili significative caratterizza inoltre i processi di allocazione del fair value alle attività e passività identificabili acquisite in sede di business combination. Nel processo di allocazione, anche in sede di rilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto, Eni adotta le metodologie di 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 nei confronti di terzi sono eliminati così come

⁽⁸⁾ Se la partecipazione residua continua ad essere valutata con il metodo del patrimonio netto, in quanto qualificata come joint venture o collegata, la quota mantenuta non è adeguata al relativo fair value.

⁽⁹⁾ Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo relativi alla ex joint venture o collegata, per i quali non è previsto il rigiro a conto economico, sono imputati in un'altra posta del patrimonio netto.

⁽¹⁰⁾ I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto "Valutazioni al fair value".

⁽¹¹⁾ L'acquisizione di interest aggiuntivi in una joint operation rappresentativa di un business, che non comporta l'assunzione del controllo, non determina il remeasurement delle quote precedentemente detenute.

sono eliminati i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli impegni e i rischi tra imprese consolidate. Gli utili non realizzati con società valutate secondo il metodo del patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza del Gruppo. In entrambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quanto rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.

CONVERSIONE DEI BILANCI IN VALUTA DIVERSA DALL'EURO

I bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall'euro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo nonché la valuta di presentazione del bilancio consolidato, sono convertiti in euro applicando alle voci dell'attivo e del passivo 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 passività, per il patrimonio netto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di patrimonio netto "Riserva per differenze cambio da conversione" per la parte di competenza del Gruppo12. La riserva per differenze di cambio è rilevata a conto economico all'atto della dismissione integrale ovvero al momento della perdita del controllo, del controllo congiunto o dell'influenza notevole sulla partecipata. All'atto della dismissione parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta è attribuita al patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi. In caso di dismissione parziale, senza perdita del controllo congiunto o dell'influenza notevole, la quota delle differenze cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta è imputata a conto economico. Il rimborso del capitale effettuato da una controllata operante in valuta diversa dall'euro, senza modifica dell'interessenza partecipativa detenuta, comporta l'imputazione a conto economico della corrispondente quota delle differenze di cambio.

I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta funzionale che per le società che non adottano l'euro è prevalentemente il dollaro USA. I principali cambi utilizzati per operare la conversione dei bilanci in valuta diversa dall'euro sono di seguito indicati:

(ammontare di valuta per €1)	Cambi medi dell'esercizio 2021	Cambi al 31 dicembre 2021	Cambi medi dell'esercizio 2020	Cambi al 31 dicembre 2020	Cambi medi dell'esercizio 2019	Cambi al 31 dicembre 2019
Dollaro USA	1,18	1,13	1,14	1,23	1,12	1,12
Sterlina inglese	0,86	0,84	0,89	0,90	0,88	0,85
Dollaro australiano	1,57	1,56	1,66	1,59	1,61	1,60

CRITERI DI VALUTAZIONE

I criteri di valutazione più significativi adottati per la redazione del bilancio consolidato sono indicati nei punti seguenti.

ATTIVITÀ MINERARIA

Con riferimento alle attività di esplorazione, appraisal e sviluppo sono adottati i principi del successful efforts method di seguito descritti.

ACQUISIZIONE DI PERMESSI ESPLORATIVI

I costi sostenuti per l'acquisizione di diritti esplorativi (o per la loro estensione) sono inizialmente capitalizzati all'interno delle attività immateriali come "diritti esplorativi - unproved" in attesa di valutare l'esito delle attività di esplorazione e valutazione. Tali diritti esplorativi unproved non sono ammortizzati ma 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 possano 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 dei relativi diritti esplorativi unproved è riclassificato, 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 fair value, al netto dei costi di vendita. A partire dall'avvio della produzione, i permessi esplorativi "proved" sono ammortizzati con il metodo dell'unità di prodotto (c.d. metodo UOP, descritto al punto "Ammortamento UOP").

ACQUISIZIONE DI TITOLI MINERARI

I costi sostenuti per l'acquisizione di titoli minerari sono rilevati in relazione alle attività acquisite (potenziale esplorativo, riserve possibili, riserve probabili, riserve certe). Quando l'acquisto riguarda nel complesso riserve e potenziale esplorativo, il costo è attribuito alle diverse attività acquisite sulla base del valore determinato attualizzando i corrispondenti flussi di cassa attesi.

I costi di acquisizione del potenziale esplorativo sono valutati utilizzando i criteri indicati nel precedente punto "Acquisizione di permessi esplorativi". I costi delle riserve certe sono ammortizzati secondo il metodo UOP (v. punto "Ammortamento UOP"). I costi delle riserve probabili e delle riserve possibili (c.d. unproved mineral interest) sono sospesi in attesa dell'esito delle attività di appraisal e di identificazione delle modalità di sviluppo funzionali alla promozione a riserve certe; in caso di esito negativo delle predette attività, sono rilevati a conto economico.

ESPLORAZIONE ED APPRAISAL

I costi esplorativi relativi a studi geologici e geofisici sono rilevati direttamente a conto economico al momento del sostenimento.

I costi direttamente associati ad un pozzo esplorativo sono inizialmente rilevati all'interno delle attività materiali in corso, come "costi di esplorazione e valutazione - unproved" (pozzi esplorativi in progress), fino al momento in cui la perforazione del pozzo è completata e possono continuare ad essere capitalizzati nei 12 mesi successivi in attesa della valutazione dei risultati della perforazione (pozzi esplorativi suspended). Se al termine di tale periodo si accerta che il risultato è negativo o che il ritrovamento non è sufficientemente significativo per giustificarne lo sviluppo, i pozzi sono dichiarati dry/unsuccessful e i relativi costi imputati a conto economico come write-off. Al contrario, tali costi continuano ad essere capitalizzati se e fintanto che: (i) il pozzo ha determinato la scoperta di una quantità di riserve tale da giustificare il suo completamento come pozzo di produzione, e (ii) la società sta compiendo sufficienti progressi volti a valutare le riserve e la fattibilità economica ed operativa del progetto; differentemente, i costi capitalizzati sono imputati a conto economico come write-off. Medesimi criteri di rilevazione sono adottati per i costi relativi all'attività di appraisal. In caso di ritrovamento di riserve certe di petrolio e/o 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 dei 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 dei 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").

SVILUPPO

I costi di sviluppo, ivi inclusi i costi relativi ai 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, prevalentemente con il metodo UOP. In caso di non fattibilità/non prosecuzione dei progetti di sviluppo, i relativi costi sono imputati a conto economico come write-off nel periodo in cui viene deciso l'abbandono del progetto stesso. Le svalutazioni/riprese di valore dei costi di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti per le attività materiali.

AMMORTAMENTO UOP

Con riferimento al processo di ammortamento degli investimenti afferenti l'attività mineraria, considerata la stretta correlazione tra la loro vita utile e la disponibilità delle riserve certe di idrocarburi, l'ammortamento è generalmente effettuato attraverso il metodo UOP applicando agli investimenti da ammortizzare a fine periodo13 l'aliquota ottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel trimestre e le riserve esistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel trimestre stesso. Il metodo è applicato con riferimento al più piccolo insieme che realizza una correlazione diretta tra gli investimenti da ammortizzare e le riserve di idrocarburi. Ai fini dell'ammortamento dei diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti qualificati come "proved" rilevano le riserve certe. Ai fini dell'ammortamento dei costi di esplorazione e di appraisal "proved" e dei costi di sviluppo rilevano le riserve certe sviluppate ovvero le complessive riserve certe ai 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 petrolio e gas ai fini della valutazione della relativa producibilità economica; significative variazioni dei 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'ammortamento integrale di asset non correnti in un arco temporale di breve termine. In tali fattispecie, le riserve utilizzate ai fini della determinazione dell'aliquota di ammortamento UOP, sono stimate in base a parametri di economicità ragionevoli e coerenti con le previsioni di produzione definite dal management, al fine di riflettere meglio le modalità attese di ottenimento dei benefici economici futuri derivanti da tali asset.

PRODUZIONE

I costi relativi all'attività di produzione (estrazione, manutenzione ordinaria dei pozzi, ecc.) sono rilevati a conto economico nell'esercizio in cui sono sostenuti.

PRODUCTION SHARING AGREEMENT E CONTRATTI DI SERVICE

Le riserve relative ai Production Sharing Agreement sono determinate sulla base delle clausole contrattuali relative al rimborso dei costi sostenuti per i lavori di esplorazione, sviluppo e produzione svolti con l'apporto di proprie tecnologie e mezzi finanziari (cost oil) e alla quota di spettanza delle produzioni realizzate non destinate al rimborso dei costi sostenuti (profit oil). I ricavi derivanti dalla cessione delle produzioni ritirate (cost oil e profit oil) sono rilevati per competenza economica; i costi sostenuti relativi alle attività di esplorazione, sviluppo e produzione sono rilevati secondo i criteri indicati in precedenza. 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 oil. In relazione a ciò, è rilevato l'incremento dell'imponibile, tramite l'aumento dei ricavi, e il corrispondente stanziamento dell'onere di imposta. Un meccanismo analogo caratterizza i contratti di service.

CHIUSURA E ABBANDONO DEI POZZI

I costi che si presume di sostenere al termine dell'attività di produzione per l'abbandono dell'area, lo smantellamento, la rimozione delle strutture e il ripristino del sito sono rilevati all'attivo patrimoniale secondo i criteri indicati al punto "Attività materiali" e ammortizzati con il metodo UOP.

Stime contabili e giudizi 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 sui 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; (ii) le stime riguardanti l'andamento futuro dei tassi di produzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento dei costi di sviluppo; (iii) modifiche della normativa fiscale vigente, delle regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv) l'esito di perforazioni e di test di produzione e l'effettiva performance produttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima che può determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso; (v) le variazioni dei prezzi di petrolio e gas naturale che potrebbero influire sulle quantità delle riserve certe, poiché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi esistenti alla data della stima.

Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi operativi e di sviluppo più elevati possono compromettere la capacità della società di produrre economicamente le riserve certe, determinando revisioni negative di stima.

Molti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle riserve certe sono soggetti 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 appraisal e di identificazione delle migliori modalità di sviluppo, richiede, nella maggior parte dei casi, un periodo di tempo maggiore in funzione della complessità del progetto e del volume di investimenti associati.

Durante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi rimangono sospesi all'attivo patrimoniale. Ad ogni modo, tali costi capitalizzati sono oggetto di verifica, almeno annuale, al fine di confermare l'intenzione di sviluppare, o in ogni caso di 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 tipicamente da uno a quattro anni, tra la registrazione iniziale delle riserve e l'avvio della produzione.

Le stime delle riserve rilevano ai fini della determinazione degli ammortamenti (v. punto "Ammortamento UOP"). In particolare, ai fini dell'ammortamento, determinato secondo il metodo UOP, assumendo la costanza delle altre variabili, un aumento delle riserve certe stimato per singolo giacimento riduce la quota di ammortamento a carico del periodo e viceversa. Ai fini del processo di impairment, le stime delle riserve sono utilizzate per la definizione dei flussi di cassa futuri delle attività petrolifere che rappresentano uno degli elementi fondamentali per determinare l'ammontare dell'eventuale svalutazione.

ATTIVITÀ MATERIALI

Le attività materiali, ivi inclusi gli investimenti immobiliari, sono rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di 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 affinché il bene sia pronto all'uso, il prezzo di acquisto o il costo di produzione include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si sarebbero risparmiati, nel periodo 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 ripristino dei siti"). Analoga impostazione è adottata con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione di progetti sociali in aree di sviluppo petrolifero (c.d. social project).

Non è ammesso effettuare rivalutazioni delle attività materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche.

I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione delle attività materiali sono rilevati all'attivo patrimoniale quando è probabile che incrementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Sono rilevati all'attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragioni di sicurezza o ambientali che, seppur non incrementando direttamente i benefici economici futuri delle attività esistenti, sono necessari per lo svolgimento dell'attività aziendale. L'ammortamento delle attività materiali ha inizio quando il bene è pronto all'uso, ossia quando è nel luogo e nelle condizioni necessari perché sia in grado di operare secondo le modalità programmate. Le attività materiali sono ammortizzate 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 ciascuna componente. Il valore da ammortizzare è rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al termine della sua vita utile, se significativo 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 ammortizzati nel periodo di durata della concessione o della vita utile del bene se minore. I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono rilevati all'attivo patrimoniale e 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 leasing. Le spese di manutenzione e riparazione ordinarie, diverse dalle sostituzioni di componenti identificabili, che reintegrano e non incrementano le prestazioni dei beni, sono rilevate a conto economico nell'esercizio in cui sono sostenute. Le attività materiali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita è rilevato a conto economico.

LEASING14

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 corrispettivo¹⁵; 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 data in cui il bene è reso disponibile per l'uso, il locatario rileva, nello stato patrimoniale, un'attività rappresentativa del diritto di utilizzo del bene (di seguito anche "attività per diritto di utilizzo" o "right-of-use asset"), e una passività rappresentativa dell'obbligazione ad effettuare i pagamenti previsti lungo la durata del contratto (di seguito anche "passività per leasing" o "lease liability")16. La durata del leasing è determinata considerando il periodo non annullabile del contratto, nonché, ove vi sia la ragionevole certezza, anche i periodi considerati dalle opzioni di estensione ovvero connessi al mancato esercizio delle opzioni di risoluzione anticipata del contratto.

La passività per leasing è rilevata inizialmente ad un 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; (ii) pagamenti variabili che dipendono da indici o tassi18; (iii) stima del pagamento che il locatario dovrà effettuare a titolo di garanzia del valore residuo del bene locato; (iv) pagamento del prezzo di esercizio dell'opzione di acquisto, se il locatario è ragionevolmente certo di esercitarla; e (v) 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 dei contratti di leasing, della periodicità dei

⁽¹⁴⁾ Per espressa disposizione dell'IFRS 16 sono esclusi dall'ambito di applicazione i leasing per l'esplorazione ed estrazione di risorse minerarie quali quelli afferenti all'utilizzo dei diritti minerari, all'affitto dei terreni e delle eventuali servitù di passaggio connesse con le attività Oil & Gas.

⁽¹⁵⁾ La verifica dell'esistenza delle condizioni indicate è operata all'inception date rappresentata dalla data più recente tra la data di stipula del contratto e quella in cui le parti si impegnano a rispettare i principali termini contrattuali.

⁽¹⁶⁾ Eni si avvale della possibilità, prevista dal principio contabile, di rilevare a conto economico i canoni relativi ai contratti di leasing di breve durata (per determinate classi di asset sottostanti) e a quelli di modico valore.

⁽¹⁷⁾ Come consentito dalle previsioni del principio contabile, le non-lease component non sono generalmente oggetto di separata rilevazione, fatta eccezione per la componente servizio inclusa nel canone unico previsto dai principali contratti afferenti alle attività upstream (drilling rig).

⁽¹⁸⁾ Differentemente, le altre tipologie di pagamenti variabili (ad es. canoni basati sull'utilizzo del bene locato) non sono incluse nel valore di iscrizione della lease liability, ma sono rilevate a conto economico come costi operativi lungo la durata del contratto di leasing.

pagamenti previsti contrattualmente, della valuta nella quale essi sono denominati e delle caratteristiche dell'ambiente economico del locatario (sintetizzate dal country risk premium attribuito ai singoli Paesi in cui opera Eni).

Dopo la rilevazione iniziale, la passività per leasing è valutata sulla base del costo ammortizzato ed è rideterminata, generalmente in contropartita al valore di iscrizione del correlato right-of-use asset, in presenza di una variazione dei pagamenti dovuti per il leasing a seguito principalmente di: (i) rinegoziazioni contrattuali che non danno origine ad un nuovo leasing separato; (ii) variazioni di indici o tassi (a cui sono correlati i pagamenti variabili); o (iii) modifiche nella valutazione in merito all'esercizio delle opzioni contrattualmente previste (opzioni di acquisto del bene locato, opzioni di estensione o di risoluzione anticipata del contratto).

Il diritto di utilizzo di un bene in leasing è inizialmente rilevato al costo, determinato come sommatoria delle seguenti 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 dei costi che il locatario prevede di sostenere per lo smantellamento, la rimozione dell'asset sottostante e la bonifica del sito ovvero per riportare l'asset nelle condizioni stabilite dal contratto. Successivamente alla rilevazione iniziale, il right-of-use asset è rettificato per tener conto delle quote di ammortamento cumulate20, delle eventuali perdite di valore cumulate (v. punto "Impairment delle attività non finanziarie") e degli effetti legati ad eventuali rideterminazioni della passività per leasing.

Nel caso in cui gli ammortamenti dell'attività per diritto di utilizzo e gli interessi passivi maturati sulla lease liability siano direttamente associati alla realizzazione di asset, essi sono capitalizzati su tali asset e successivamente rilevati a conto economico tramite il processo di ammortamento/ 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 (ii) il 100% del right-of-use asset, fatti salvi gli eventuali casi in cui sia ravvisabile contrattualmente la presenza di un sublease posto in essere con gli altri partner dell'iniziativa mineraria (c.d. follower).

La quota di right-of-use asset iscritta dall'operatore e riferibile

agli altri partner dell'iniziativa mineraria è oggetto di recupero attraverso i meccanismi contrattuali della joint operation, che prevedono l'addebito dei costi dell'iniziativa di spettanza dei follower (billing) e relativo pagamento (cash call). I riaddebiti ai follower dei costi sono rilevati dall'operatore come "Altri ricavi e proventi" nel conto economico e inclusi, nel rendiconto finanziario, all'interno del flusso di cassa netto da attività operativa. Differentemente, quando il contratto di leasing è sottoscritto da tutti i partecipanti all'iniziativa mineraria, è rilevata la quota di spettanza del right-of-use asset e della lease liability sulla base del working interest detenuto.

Nessuna rilevazione di attività e passività per leasing è effettuata nei casi in cui Eni non sia considerata "primary responsible" dell'adempimento delle obbligazioni del contratto di leasing e non sia ravvisabile, contrattualmente, la presenza di un sublease.

Quando i contratti di leasing sono posti in essere da società non controllate che svolgono il ruolo di operatore per conto delle società partecipanti all'iniziativa mineraria (c.d. operating company), coerentemente con la previsione dei riaddebiti ai partecipanti dei costi connessi con lo svolgimento delle 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; (iii) l'individuazione e, ove appropriato, la separazione delle non-lease component, in assenza di un prezzo stand-alone osservabile per tali componenti, tenendo anche conto di approfondimenti svolti con esperti esterni; (iv) la rilevazione dei contratti di leasing afferenti a mezzi utilizzati nelle attività Oil & Gas (principalmente drilling rig e FPSO) posti in essere in qualità di operatore dell'iniziativa mineraria intrapresa nell'ambito di una joint operation non incorporata avuto riguardo alle valutazioni sulla natura di "primary responsible" dell'operatore e alla verifica dei rapporti con gli altri partecipanti all'iniziativa mineraria; (v) l'identificazione dei pagamenti variabili e delle loro caratteristiche ai fini della stima per l'inclusione, o meno, nella determinazione della lease liability.

⁽¹⁹⁾ I costi diretti iniziali sono costi incrementali sostenuti dal locatario per l'ottenimento del leasing che non sarebbero stati sostenuti se il contratto di leasing non fosse stato sottoscritto.

⁽²⁰⁾ L'ammortamento è effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e fino alla data più recente tra: (i) il termine della vita utile del right-of-use asset; e (ii) la fine della durata del leasing. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la proprietà dell'asset locato al locatario alla fine della durata del leasing, o se il valore dell'attività per diritto di utilizzo considera anche il fatto che il locatario eserciterà l'opzione di acquisto, il right-of-use asset è ammortizzato sistematicamente lungo la vita utile dell'asset sottostante.

ATTIVITÀ IMMATERIALI

Le attività immateriali riguardano le attività 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 definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile; per il valore da ammortizzare 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 finanziarie".

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 è ammortizzata 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.

I costi relativi all'attività di sviluppo tecnologico sono rilevati all'attivo patrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all'attività di sviluppo è attendibilmente determinabile; (ii) vi è l'intenzione, la disponibilità di risorse finanziarie e la capacità tecnica a rendere l'attività disponibile all'uso o alla vendita; (iii) è dimostrabile che l'attività sia in grado di produrre benefici economici futuri.

Le attività immateriali 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 materiali, attività immateriali e right-of-use asset) è verificata quando eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.

La valutazione di recuperabilità è effettuata per singola cash generating unit (di seguito anche "CGU") rappresentata dal più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attività. Le CGU possono includere i corporate asset, ossia attività che non generano flussi di cassa autonomi, attribuibili su basi ragionevoli e coerenti. I corporate asset non attribuibili ad una specifica CGU sono allocati ad un aggregato più ampio costituito da più CGU. Con riferimento al goodwill, la verifica è effettuata, almeno annualmente e comunque quando si verificano 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 dei valori recuperabili delle CGU che beneficiano dell'infrastruttura comune.

La recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d'uso. Quest'ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso della CGU e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei costi di dismissione. I flussi di cassa attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e 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.

Ai fini della verifica della recuperabilità di cash generating unit che includono right-of-use asset significativi, la determinazione del valore d'uso avviene, generalmente, escludendo dalla stima dei flussi di cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai pagamenti dei canoni di leasing considerati ai fini della determinazione della lease liability.

Per quanto riguarda i prezzi delle commodity, il management assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni 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, oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione (v. punto "Stime contabili e giudizi significativi formulati per tener conto degli impatti dei rischi climatici"). Ai fini dell'impairment test, si considerano anche gli esborsi che si prevede di sostenere per assicurare la compliance con la normativa in materia di emissioni di CO2 (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 decarboniz-

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 forestali possono essere sviluppate in Paesi dove non è presente Eni e tenuto conto

zazione della società - di seguito anche "forestry").

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 headroom 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 flussi 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 è definita sulla base delle informazioni fornite da provider esterni. I WACC sono differenziati in funzione della rischiosità espressa dai settori/business in cui opera l'attività. In particolare, per le attività appartenenti al settore Global Gas & LNG Portfolio (GGP), al business Chimica, al business Power e ai business Retail & Renewables, la rischiosità è stata definita 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 Eni e quella degli altri settori/business. Il valore d'uso è determinato al netto dell'effetto fiscale in quanto questo metodo produce valori sostanzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa al lordo delle imposte ad un tasso di sconto ante imposte derivato, in via iterativa, dal risultato della valutazione post imposte.

Quando il valore di iscrizione della CGU comprensivo del goodwill a essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svalutazioni degli asset non correnti che fanno parte della cash generating unit, è superiore al valore recuperabile, la differenza è oggetto di svalutazione ed è attribuita in via prioritaria al goodwill fino a concorrenza del suo ammontare; l'eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goodwill è imputata pro quota al valore di libro degli asset che costituiscono la CGU, fino all'ammontare del relativo valore recuperabile.

Quando vengono meno 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 pari al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione. Le svalutazioni del goodwill non sono oggetto di ripresa di valore22.

CONTRIBUTI IN CONTO CAPITALE

I contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli organi governativi concedenti per il loro ottenimento e sono rilevati a riduzione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attività cui si riferiscono.

RIMANENZE

Le rimanenze, incluse le scorte d'obbligo, sono valutate al minore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di realizzo; quest'ultimo valore è rappresentato dall'ammontare che l'impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell'attività, al netto dei costi stimati per il completamento e per realizzare la vendita, ovvero, relativamente ai volumi di rimanenze di greggio e prodotti petroliferi sui quali insistono contratti di cessione già stipulati, dal prezzo di vendita pattuito. Le rimanenze derivanti da acquisti operati 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 produttivo non sono oggetto di svalutazione qualora ci si attenda che i prodotti finiti nei quali verranno incorporati saranno venduti ad un prezzo tale da consentire il recupero del costo sostenuto.

Il costo delle rimanenze di idrocarburi (greggio, condensati e gas naturale) e di prodotti petroliferi è determinato applicando il metodo del costo medio ponderato su base trimestrale ovvero, quando la finalità di utilizzo e la velocità di rigiro (turnover) delle rimanenze di greggio e prodotti petroliferi lo giustificano, su un differente arco temporale (ad es. mensile); quello dei prodotti chimici è determinato applicando il costo medio ponderato su base annuale.

In presenza di clausole di "take-or-pay" all'interno di contratti di approvvigionamento a lungo termine di gas naturale, i volumi di gas non ritirati che determinino l'attivazione della clausola "pay", valorizzati alle formule di prezzo previste contrattualmente, sono rilevati nella voce "Altre attività" come "deferred cost" in contropartita alla voce "Debiti commerciali e altri debiti" ovvero all'esborso effettuato per il relativo regolamento. I deferred cost stanziati sono imputati a conto economico: (i) all'atto dell'effettivo ritiro del gas naturale, partecipando alla determinazione del costo medio ponderato del magazzino; (ii) per la parte non recuperabile quando si configura l'impossibilità di ritirare il gas precedentemente non prelevato, secondo le tempistiche contrattualmente previste. Inoltre, i deferred cost stanziati sono oggetto di valutazione, al fine di verificarne la recuperabilità economica, confrontando il loro valore di iscrizione con il relativo valore netto di realizzo determinato in analogia a quanto indicato per le rimanenze.

(22) La svalutazione del goodwill rilevata in un periodo infrannuale non è oggetto di storno neppure nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti in un periodo infrannuale successivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata.

Stime contabili e giudizi significativi: impairment delle attività non finanziarie

La recuperabilità delle attività non finanziarie è verificata quando eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.

Gli eventi che possono determinare una svalutazione di attività non finanziarie sono variazioni nei piani industriali, variazioni nei prezzi di mercato che possono determinare minori performance operative, ridotto utilizzo degli impianti e, per gli asset minerari, significative revisioni in negativo delle stime delle riserve di idrocarburi o incrementi significativi delle stime dei costi di sviluppo e produzione. La decisione se procedere a una svalutazione e la quantificazione della stessa dipendono dalle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi e altamente incerti, tra i quali, l'evoluzione dei prezzi delle commodity, l'evoluzione dei tassi di attualizzazione, le previsioni in merito ai costi di sviluppo e produzione, l'impatto dell'inflazione e dell'evoluzione tecnologica, le previsioni sui profili produttivi e sulle condizioni della domanda e dell'offerta su scala globale o regionale anche in relazione al processo di decarbonizzazione, gli impatti delle modifiche normative e regolamentari, ecc. La definizione delle CGU e l'individuazione dell'appropriato livello di raggruppamento delle stesse ai fini della verifica della recuperabilità del valore di iscrizione del goodwill, di corporate asset nonché di common facility nel settore E&P, richiedono l'espressione di un giudizio da parte della Direzione Aziendale. In particolare, le CGU sono definite considerando, tra l'altro, le modalità con cui il management controlla l'attività operativa (ad es. per linee di business) o assume decisioni in merito a mantenere operativi o dismettere i beni e le attività della società. Analoghe considerazioni rilevano anche ai fini della verifica della recuperabilità fisica dei deferred cost (v. anche punto "Rimanenze") afferenti ai volumi di gas naturale non ritirati a fronte di contratti di approvvigionamento a lungo termine che prevedono clausole di "take-or-pay".

I flussi di cassa attesi utilizzati per la determinazione del valore recuperabile sono quantificati 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'attività 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, dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla produzione. In limitati casi (ad es. per i titoli minerari acquisiti da terzi in sede di business combination), i flussi di cassa attesi tengono conto anche delle riserve possibili opportunamente rischiate, laddove considerate ai fini della determinazione del corrispettivo pagato.

La stima del futuro livello di produzione è basata su assunzioni relative al prezzo futuro delle commodity, ai costi operativi, ai costi di sviluppo ed estrazione, al declino dei campi, alla 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

ATTIVITÀ 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; (ii) attività finanziarie valutate al fair value con imputazione degli effetti tra le altre componenti dell'utile complessivo (di seguito anche OCI); (iii) attività finanziarie valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico.

La rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le attività finanziarie diverse da quelle valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico, dei costi di transazione 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 contrattuali (c.d. business model hold to collect). Per le attività finanziarie valutate al costo ammortizzato sono rilevati a conto economico gli interessi attivi determinati sulla base del tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le svalutazioni23 (v. punto "Svalutazioni di attività finanziarie").

Differentemente, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a OCI (di seguito anche FVTOCI) le attività finanziarie rappresentative di strumenti di debito il cui modello di business prevede la possibilità sia di incassare i flussi di cassa contrattuali sia di realizzarne il valore attraverso la cessione (c.d. business model hold to collect and sell). In tal caso sono rilevati: (i) a conto economico gli interessi attivi, calcolati 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'eliminazione 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 FVTOCI 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. Gli interessi attivi maturati su attività finanziarie destinate al trading concorrono alla valutazione complessiva del fair value dello strumento e sono rilevati, all'interno dei "Proventi (oneri) finanziari", nella sottovoce "Proventi netti su attività finanziarie destinate al trading".

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 numero di giorni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzioni del mercato (ad es. acquisto di titoli su mercati regolamentati), l'operazione è rilevata alla data del regolamento.

DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI

Le disponibilità liquide ed equivalenti comprendono la cassa, i depositi a vista, nonché le attività finanziarie originariamente esigibili, generalmente, entro 3 mesi, prontamente convertibili in cassa e sottoposte ad un irrilevante rischio di variazione di valore.

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 c.d. expected credit loss model²⁴.

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 (c.d. Probability of Default o PD); (iii) la stima, in termini percentuali, della quantità di credito che non si riuscirà a recuperare in caso di default (c.d. Loss Given Default o LGD) definita, sulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacità di recupero) e delle possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni stragiudiziali, contenziosi legali, ecc.).

Con riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la determinazione della Probability of Default delle controparti sono stati adottati i rating interni, già utilizzati ai fini dell'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 Oil Company, la Probability of Default, rappresentata essenzialmente dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, i country risk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l'impairment degli asset non finanziari. 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 omogenei ai 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 controparti25.

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 crediti 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 partecipazione nella società collegata/joint venture, applicando i criteri indicati nel punto "Metodo del patrimonio netto". In applicazione dell'expected credit loss model non si considerano le eventuali rettifiche del valore di iscrizione del long term interest derivanti dall'applicazione dei criteri indicati nel punto "Metodo del patrimonio netto".

Stime contabili e giudizi significativi: svalutazioni di attività finanziarie

La quantificazione delle svalutazioni di attività finanziarie comporta valutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti quali, tra l'altro, la probabilità di default delle controparti (PD), la valutazione delle eventuali mitiganti dell'esposizione, la previsione sulla quantità di credito che non si riuscirà a recuperare in caso di default (LGD), nonché il processo di clusterizzazione della clientela.

Maggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determinazione delle svalutazioni di attività finanziarie sono forniti nella nota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.

PARTECIPAZIONI MINORITARIE

Le attività finanziarie rappresentative di partecipazioni minori-

⁽²⁴⁾ L'expected credit loss model si applica anche ai contratti di garanzia finanziaria emessi non valutati al FVTPL. Le expected credit loss rilevate con riferimento alle garanzie finanziarie emesse non sono rilevanti.

⁽²⁵⁾ Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, è normalmente assunta la piena capacità di recupero in considerazione, tra l'altro, della struttura finanziaria centralizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia finanziarie che patrimoniali.

tarie, 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 tali 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 al costo di una partecipazione minoritaria è consentita nei limitati casi in cui il costo rappresenti un'adeguata stima del fair value.

PASSIVITÀ FINANZIARIE

Le passività finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi di transazione direttamente attribuibili, e sono successivamente valutate al costo ammortizzato.

I sustainability-linked bond, ossia finanziamenti caratterizzati da un aggiornamento periodico del relativo tasso di interesse per riflettere le performance dell'emittente in termini di raggiungimento di obiettivi di sostenibilità (c.d. metrica ESG), sono valutati al costo ammortizzato.

La variazione del tasso di interesse comporta generalmente un aggiornamento prospettico del tasso di interesse effettivo.

Giudizi significativi: passività finanziarie

Le società del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori accordi di estensione dei termini di pagamento, senza prevedere il coinvolgimento di un intermediario finanziario. In tali 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. Ai 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: (i) al momento della riclassifica/ rilevazione inziale del debito, una variazione non monetaria delle passività finanziarie, senza impatti sul rendiconto finanziario; (ii) all'atto del regolamento, la presentazione del relativo esborso nell'ambito del flusso di cassa netto da attività di finanziamento. Con riferimento ai sustainability-linked bond, la Direzione Aziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa avere impatti sulle operations tali da pregiudicare la capacità reddituale dell'emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito.

STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING

Gli strumenti finanziari derivati, ivi inclusi quelli impliciti (c.d. 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 qualificazione delle operazioni come di copertura richiede: (i) la verifica dell'esistenza di una relazione economica tra l'oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la definizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione del rischio, nell'ambito della strategia di risk management definita, effettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento (rebalancing). Le modifiche degli obiettivi 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 dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. copertura della variabilità dei flussi di cassa di attività/ passività per effetto delle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei derivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell'utile complessivo e successivamente 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 (c.d. basis adjustment). Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condizioni per essere qualificati come di copertura, ivi incluse le eventuali componenti inefficaci degli strumenti derivati di copertura, sono rilevate a conto economico. In particolare, le variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto 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 tali fattispecie, l'intero strumento ibrido è classificato in base ai criteri generali previsti per le attività finanziarie (v. punto "Attività finanziarie"). Differentemente, i derivati impliciti incorporati all'interno di passività finanziarie e/o attività non finanziarie, sono scorporati se: (i) le caratteristiche economiche e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi del contratto principale; (ii) lo strumento implicito oggetto di separazione soddisfa la definizione di derivato; (iii) lo strumento ibrido nel suo complesso non è valutato al fair value con impatti a conto economico (FVTPL). La verifica dell'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 quali è previsto il regolamento attraverso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza economica (c.d. normal sale and normal purchase exemption o own use exemption).

COMPENSAZIONE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ FINANZIARIE

Le attività e passività 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).

ELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ FINANZIARIE

Le attività finanziarie cedute sono eliminate dall'attivo patrimoniale quando i diritti contrattuali connessi all'ottenimento dei flussi di cassa associati allo strumento finanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passività finanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l'obbligazione specificata nel contratto è adempiuta, cancellata o scaduta.

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; (ii) è probabile che l'adempimento dell'obbligazione sia oneroso; (iii) 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 trasferirla 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 dei benefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l'effetto finanziario del tempo è significativo e le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l'accantonamento è determinato attualizzando al tasso medio del debito dell'impresa i flussi di cassa attesi determinati tenendo conto dei rischi associati all'obbligazione; l'adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo è rilevato a conto economico alla voce "Proventi (oneri) finanziari".

I costi che l'impresa prevede di sostenere per attuare programmi di ristrutturazione sono iscritti nell'esercizio in cui viene definito formalmente il programma e si è generata nei 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 non può essere stimato attendibilmente 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 dei relativi benefici sia virtualmente certo. Nel caso in cui l'ottenimento dei benefici sia probabile, le attività potenziali sono illustrate nelle note al bilancio. Le attività potenziali sono periodicamente riesaminate al fine di valutare la probabilità di ottenere benefici economici da parte dell'impresa.

FONDI PER LO SMANTELLAMENTO E IL RIPRISTINO DEI SITI

Le passività connesse allo smantellamento delle attività materiali e al ripristino dei siti al termine dell'attività di produzione sono rilevate, al verificarsi delle condizioni indicate al punto "Fondi, passività e attività potenziali", in contropartita alle attività a cui si riferiscono.

In considerazione dell'ampio arco temporale intercorrente tra il momento in cui sorge l'obbligazione e il relativo regolamento, le stime degli oneri da sostenere sono rilevate sulla base del loro valore attuale.

L'adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo è rilevato a conto economico alla voce "Proventi (oneri) finanziari". I fondi sono valutati periodicamente per tener conto dell'aggiornamento dei costi da sostenere, dei vincoli contrattuali, 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 ge-

neralmente in contropartita alle attività a cui si riferiscono; al riguardo, se la variazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al valore di iscrizione dell'attività a cui si 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 AMBIENTALI

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 suoli e delle falde delle aree di proprietà o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione, sempreché la bonifica sia considerata probabile e i relativi costi e tempistiche di sostenimento possano essere attendibilmente stimati. La passività è valutata sulla base dei costi che si presume di sostenere per adempiere all'obbligazione in relazione alla situazione esistente alla data di bilancio, tenendo conto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si è a conoscenza.

Stime contabili e giudizi significativi: fondi smantellamento e ripristino siti, passività ambientali e altri fondi

Eni sostiene delle passività significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attività materiali e di ripristino ambientale dei terreni o del fondo marino al termine dell'attività 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 compiutamente definiti da leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre, questi obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento e di ripristino, nonché della continua evoluzione della sensibilità politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale. La determinazione del tasso di attualizzazione da utilizzare sia nella valutazione iniziale dell'onere sia nelle valutazioni successive, nonché la previsione del timing degli esborsi e il loro eventuale aggiornamento, sono frutto di un processo complesso che comporta l'esercizio di un giudizio professionale da parte della Direzione Aziendale.

Il fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie, essenzialmente, la stima dei costi che saranno 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, tenuto 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 il sopraggiungere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere la rilevazione di tali passività. Eni è soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attività nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attività svolte. I relativi costi sono accantonati quando è probabile l'esistenza di una passività onerosa e l'ammontare può essere stimato attendibilmente26. L'attendibile determinabilità è verificata sulla base delle informazioni disponibili quali, a titolo di esempio, 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. Sebbene Eni attualmente non ritenga 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 polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati – tuttavia non può essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l'altro, dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall'applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente; (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi.

Oltre a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozione delle attività materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti connessi prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La stima degli accantonamenti 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 alla rilevazione iniziale, i fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime effettuate.

⁽²⁶⁾ Nell'ambito delle obbligazioni ambientali assunte, non disponendosi di informazioni in merito alla prevedibile durata di esercizio non sono oggetto di accantonamento i costi, aventi natura operativa, associati alla gestione degli impianti di trattamento delle acque di falda. Al riguardo, Eni valuta periodicamente l'evoluzione delle condizioni di riferimento, ivi incluso il quadro normativo e tecnologico, al fine di verificare il sopraggiungere di cambiamenti, circostanze o eventi che possano determinare l'attivazione di accantonamenti.

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 virtù della cessazione del rapporto di lavoro.

I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di piani, ancorché non formalizzati, che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in piani "a contributi definiti" e piani "a benefici definiti".

Nei piani a contributi definiti l'obbligazione dell'impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un'entità giuridicamente distinta (c.d. fondo), è determinata sulla base dei contributi dovuti.

La passività relativa ai piani a benefici definiti, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali ed è rilevata per competenza coerentemente al periodo lavorativo necessario all'ottenimento dei benefici. Gli interessi netti (c.d. net interest) includono la componente di rendimento delle attività al servizio del piano e il costo per interessi. Il net interest è determinato applicando alle passività, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, il tasso di sconto definito per le passività; il net interest di piani a benefici definiti è rilevato tra i "Proventi (oneri) finanziari".

Per i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell'utile complessivo le variazioni di valore della passività netta (c.d. rivalutazioni) derivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o a rettifiche basate sull'esperienza passata, e dal rendimento delle attività al servizio del piano 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 ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle rivalutazioni sono rilevati interamente a conto economico.

Le passività per benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione anticipata del rapporto di lavoro (c.d. passività per termination benefit) sono iscritte nella data più immediata tra le seguenti: (a) il momento in cui l'impresa non è più in grado di ritirare l'offerta di tali benefici offerti ai dipendenti; e (b) il momento in cui l'impresa rileva i costi di una ristrutturazione che implica il pagamento di benefici dovuti per la cessazione del rapporto di lavoro. Tali passività sono valutate sulla base della natura del beneficio concesso. La passività per termination benefit è determinata applicando le disposizioni previste: (i) per i benefici a breve termine, se ci si attende che i termination benefit siano corrisposti ai dipendenti interamente entro dodici mesi dalla data di chiusura dell'esercizio in cui sono stati rilevati; o (ii) per i benefici a lungo termine se ci si attende che i termination benefit non siano corrisposti ai dipendenti interamente entro i dodici mesi dalla data di chiusura dell'esercizio in cui sono stati rilevati.

PAGAMENTI BASATI SU AZIONI

Il costo lavoro include, coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione che assume, il costo del piano di incentivazione con pagamento basato su azioni. Il costo dell'incentivazione è 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 (c.d. 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 dei 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 connesso 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 oggetto di reversal a conto economico.

Stime contabili e giudizi significativi: benefici per i dipendenti e pagamenti basati su azioni

I piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali che comprendono, tra le altre, i tassi di sconto, il livello delle retribuzioni future, i tassi di mortalità, l'età di 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 sui tassi che maturano su titoli obbligazionari corporate di elevata qualità (ovvero, in assenza di un "deep market" di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle aspettative inflazionistiche dell'area valutaria di riferimento; (ii) il livello delle retribuzioni future è determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di carriera e di anzianità; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali l'andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni di salute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi sanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima dell'andamento di variabili, quali ad esempio la mortalità, il turnover e l'invalidità relative alla popolazione degli aventi diritto.

Normalmente si verificano differenze nel valore della passività (attività) netta dei piani per benefici ai dipendenti derivanti dalle c.d. rivalutazioni rappresentate, tra l'altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono effettivamente realizzate e dal differente rendimento delle attività al servizio del piano rispetto a quello considerato nel net interest. Analogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair value degli strumenti finanziari, l'utilizzo di tecniche di valutazione complesse e l'identificazione tramite l'esercizio di giudizi articolati e/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione caratterizzano inoltre la stima del valore di mercato delle azioni sottostanti i piani di incentivazione.

STRUMENTI DI EQUITY

AZIONI PROPRIE

Le azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio di piani di incentivazione azionaria, sono rilevate al costo e iscritte a riduzione del patrimonio netto. Gli effetti economici derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati nel patrimonio netto.

OBBLIGAZIONI IBRIDE

Le obbligazioni subordinate ibride perpetue sono classificate in bilancio come strumenti di equity, tenuto conto della circostanza che la società emittente ha il diritto incondizionato di differire, fino alla data della propria liquidazione, il rimborso del capitale e il pagamento delle cedole27. Pertanto, il valore ricevuto dai sottoscrittori di tali strumenti, al netto dei relativi costi di emissione, è rilevato ad incremento del patrimonio netto di Gruppo; di converso, i rimborsi del capitale e i pagamenti delle cedole dovute (al momento in cui sorge la relativa obbligazione contrattuale) sono rilevati a decremento del patrimonio netto di Gruppo.

RICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA

La rilevazione dei ricavi da contratti con la clientela è basata sui seguenti cinque step: (i) identificazione del contratto con il cliente; (ii) identificazione delle performance obligation, rappresentate dalle promesse contrattuali a trasferire beni e/o servizi a un cliente; (iii) determinazione del prezzo della transazione; (iv) allocazione del prezzo della transazione alle performance obligation identificate sulla base del prezzo di vendita stand alone di ciascun bene o servizio; (v) rilevazione del ricavo quando la relativa performance obligation risulta soddisfatta, ossia all'atto del trasferimento al cliente del bene o servizio promesso; il trasferimento si considera completato quando il cliente ottiene il controllo del bene o del servizio, che può avvenire nel continuo (over time) o in uno specifico momento temporale (at a point in time). Con riferimento ai prodotti venduti più rilevanti per Eni, il momento del riconoscimento dei ricavi coincide 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.

I ricavi derivanti dalla vendita del greggio e del gas naturale prodotti in campi dove Eni detiene un interesse congiuntamente con altri produttori sono iscritti sulla base delle quantità effettivamente vendute (sales method); i costi sono rilevati 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 incassati 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 presenza 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 scontati (ad es. incentivi di vendita, punti premio del cliente, ecc.), tale opzione rappresenta una performance obligation distinta del contratto solo se l'opzione attribuisce al cliente un diritto significativo che non potrebbe vantare se non avesse sottoscritto il contratto.

Le permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto non rappresentative di operazioni di vendita, non determinano la rilevazione di ricavi.

Stime contabili e giudizi significativi: ricavi da contratti con la clientela

I ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela retail comprendono lo stanziamento per le forniture intervenute tra la data dell'ultima lettura (effettiva o stimata) dei consumi fatturata e il termine dell'esercizio. Tali stanziamenti tengono conto delle informazioni ricevute dai trasportatori e dai distributori in riferimento sia alle quantità allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai consumi effettivi e stimati della clientela, nonché di stime interne sui consumi della clientela. Lo stanziamento dei ricavi è pertanto l'esito di una stima complessa basata sia sui volumi distribuiti ed allocati, comunicati da terzi e suscettibili di essere conguagliati, così come prevede la normativa 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 ricavi 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

I costi sono iscritti quando relativi a beni e servizi venduti o consumati nell'esercizio o per ripartizione sistematica ovvero quando non si possa identificare l'utilità futura degli stessi.

I 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 limitatamente alle quote di emissione di anidride carbonica eccedenti le assegnazioni gratuite. I costi relativi all'acquisto di diritti di emissione in eccesso rispetto alla quantità necessaria a soddisfare gli obblighi normativi sono capitalizzati e rilevati tra le attività immateriali. I proventi relativi alle quote di emissione sono rilevati all'atto del realizzo attraverso la cessione. I diritti di emissione acquistati con finalità di negoziazione sono rilevati 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 conoscenze 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 sviluppo tecnologico che non soddisfano le condizioni per la loro rilevazione all'attivo patrimoniale (v. anche punto "Attività immateriali") sono considerati costi correnti e rilevati a conto economico nell'esercizio di sostenimento.

DIFFERENZE CAMBIO

I ricavi e i costi relativi a operazioni in valuta diversa da quella funzionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l'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 attività e passività non monetarie espresse in valuta diversa da quella funzionale, valutate al costo, sono iscritte 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 diritto 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 fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell'esercizio.

Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori delle attività 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 attività per imposte anticipate è verificata con periodicità, almeno, annuale.

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 o che prevede di applicare in sede di dichiarazione dei redditi; (ii) nei casi in cui ritenga non probabile che l'autorità fiscale accetti il trattamento fiscale incerto, riflette tale incertezza nella determinazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio.

In relazione alle differenze temporanee imponibili associate a partecipazioni in società controllate e collegate, nonché a 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 patrimonio netto, le relative imposte correnti, anticipate e differite, sono anch'esse rilevate nel prospetto dell'utile complessivo o direttamente a patrimonio netto.

Stime contabili e giudizi significativi: imposte sul reddito

La corretta determinazione delle imposte sul reddito nei diversi ordinamenti in cui Eni opera richiede l'interpretazione delle normative fiscali applicabili in ciascuna 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. rifiutando di attuare pianificazioni fiscali aggressive e utilizzando, ove presenti, gli istituti previsti dai vari ordinamenti per mitigare il rischio di contenzioso fiscale), non si può escludere, con certezza, l'insorgenza di contestazioni con le autorità fiscali a seguito di interpretazioni non univoche delle normative fiscali. La composizione di una controversia fiscale, mediante un processo di negoziazione con le autorità fiscali o a seguito della definizione di un contenzioso, può richiedere diversi anni.

La stima dell'ammontare delle passività relative a trattamenti fiscali incerti è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale. Successivamente alla rilevazione iniziale, tali passività sono periodicamente aggiornate per riflettere le variazioni delle stime effettuate, a seguito di modifiche di fatti e circostanze rilevanti.

La necessità di effettuare valutazioni complesse ed esercitare un giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attività 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 vendita se il relativo valore di iscrizione sarà recuperato principalmente attraverso la vendita anziché attraverso l'uso continuativo. Questa condizione si considera rispettata quando la vendita è altamente probabile e l'attività o il 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 come destinate alla vendita, a prescindere dal fatto che, dopo la cessione, si mantenga o meno una quota di partecipazione non di controllo.

Le attività non correnti destinate alla vendita, le attività correnti e non correnti afferenti a gruppi in dismissione e le passività direttamente associabili sono rilevate nello stato patrimoniale separatamente dalle altre attività e passività dell'impresa.

Immediatamente prima della classificazione come 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 il 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 iscrizione, rappresentato dal valore derivante dall'applicazione del metodo del patrimonio netto alla data della riclassifica, e il fair value al netto dei costi di vendita. Le eventuali quote di partecipazione non classificate come attività destinate alla vendita continuano ad essere valutate secondo il metodo del patrimonio netto fino alla conclusione del programma di vendita. L'eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attività non correnti e il fair value al netto dei 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, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla qualificazione dell'attività come destinata alla vendita.

Le attività 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 dei relativi effetti fiscali; i valori economici delle discontinued operation sono indicati anche per gli esercizi posti a confronto.

Quando si verificano eventi che non consentono più di classificare le attività non correnti o i gruppi in 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 attività o il gruppo in dismissione non fossero stati qualificati come destinati alla vendita; e (ii) il valore recuperabile alla data della riclassifica.

VALUTAZIONI AL FAIR VALUE

Il fair value è il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un'attività ovvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passività in una regolare transazione tra operatori di mercato (ossia non in una liquidazione forzosa o in una vendita sottocosto) alla data di valutazione (c.d. exit price).

La determinazione del fair value è basata sulle condizioni di mercato esistenti alla data della valutazione e sulle 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'attività non finanziaria è effettuata considerando la capacità degli operatori di mercato di generare benefici economici impiegando tale attività nel suo massimo e migliore utilizzo, o vendendola ad un altro operatore di mercato che la impiegherebbe nel suo massimo e migliore utilizzo.

La determinazione del massimo e migliore utilizzo dell'asset è effettuata dal punto di vista degli operatori di mercato anche nell'ipotesi in cui l'impresa intenda effettuarne un utilizzo differente; si presume che l'utilizzo corrente da parte della società di un'attività non finanziaria sia il massimo e migliore utilizzo della stessa, a meno che il mercato o altri fattori non suggeriscano che un differente utilizzo da parte degli operatori di mercato sia in grado di massimizzarne il valore.

La valutazione del fair value di una passività, sia finanziaria che non finanziaria, o di un proprio strumento di equity, in assenza di un prezzo quotato, è effettuata considerando la valutazione della corrispondente attività posseduta da un operatore di mercato alla data della valutazione.

Il fair value degli strumenti finanziari è determinato considerando il rischio di credito della controparte di un'attività finanziaria (c.d. Credit Valuation Adjustment o CVA) e il rischio di inadempimento di una passività finanziaria da parte dell'entità stessa (c.d. Debit Valuation Adjustment o DVA).

In assenza di quotazioni di mercato disponibili, il fair value è 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.

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 tecniche di valutazione, risulta intrinsecamente caratterizzata da elementi di aleatorietà e dall'esercizio di un giudizio professionale e potrebbe determinare previsioni di valori differenti rispetto a quelli che si andranno effettivamente a realizzare.

2 SCHEMI DI BILANCIO

Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura. Il prospetto dell'utile (perdita) complessivo indica il risultato economico integrato dei proventi e oneri che per espressa disposizione degli IFRS non sono rilevati a conto economico. Il prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto presenta l'utile (perdita) complessivo dell'esercizio, le operazioni con gli azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto. Lo schema di rendiconto finanziario è predisposto secondo il "metodo indiretto", rettificando l'utile dell'esercizio delle componenti di natura non monetaria.

3 MODIFICHE DEI CRITERI CONTABILI

A partire dall'esercizio 2021 sono entrate in vigore le modifiche all'IFRS 9, allo IAS 39, all'IFRS 7, all'IFRS 4 e all'IFRS 16 "Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse - fase 2" (di seguito le modifiche), volte ad introdurre degli espedienti pratici e delle esenzioni temporanee dall'applicazione di talune disposizioni IFRS in presenza di strumenti finanziari valutati al costo ammortizzato e/o di relazioni di copertura oggetto di modifica a seguito della riforma dei tassi di interesse benchmark. Tale processo di riforma, tutt'ora in corso, prevede la sostituzione di alcuni indici di riferimento, ad esempio il LIBOR (London Interbank Offered Rate), con tassi di riferimento alternativi privi di rischio.

Con riferimento al Gruppo Eni, è stato costituito uno specifico gruppo di lavoro, al fine di monitorare gli sviluppi normativi e le indicazioni del mercato, supportare la valutazione degli impatti della riforma, la misurazione dell'esposizione agli indici in dismissione, l'identificazione delle aree di intervento (ad es. rinegoziazione dei contratti di finanziamento con le controparti, implementazione delle clausole di fallback, aggiornamento dei sistemi informativi, ecc.) e la transizione verso i nuovi tassi risk-free.

Al 31 dicembre 2021, il Gruppo detiene, principalmente, strumenti finanziari indicizzati a tassi di interesse benchmark USD LIBOR, interessato dal processo di riforma, che sarà sostituito entro il 30 giugno 2023 dal SOFR (Secured Overnight Financing Rate). Tali strumenti finanziari sono rappresentati essenzialmente da obbligazioni relative al programma Euro Medium Term Notes per un importo di 1.750 milioni di dollari USA. Il Gruppo ha aderito, nel mese di dicembre, ai protocolli di fallback dell'International Swaps and Derivatives Association (ISDA).

Le altre modifiche ai principi contabili internazionali entrate in vigore dal 1° gennaio 2021 non hanno prodotto effetti significativi.

4 PRINCIPI CONTABILI DI RECENTE EMANAZIONE

PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E OMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA

Con il Regolamento n. 2021/1080 emesso dalla Commissione Europea in data 28 giugno 2021, sono state omologate:

• } le modifiche allo IAS 37, volte a fornire chiarimenti in merito alle modalità di determinazione dell'onerosità di un contratto;
• } le modifiche allo IAS 16, volte a definire che i ricavi derivanti dalla vendita di beni prodotti da un asset prima che lo stesso sia pronto per l'uso previsto siano imputati a conto economico unitamente ai relativi costi di produzione;
• } le modifiche all'IFRS 3, volte a: (i) completare l'aggiornamento dei riferimenti al Conceptual Framework for Financial Reporting presenti nel principio contabile; (ii) fornire chiarimenti in merito ai presupposti per la rilevazione, all'acquisition date, di fondi, passività potenziali e passività per tributi (c.d. levy) assunti nell'ambito di un'operazione di business combination; (iii) esplicitare la circostanza che le attività potenziali non possono essere rilevate nell'ambito di una business combination;
• } il documento "Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2018-2020", contenente modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili internazionali.

Tali modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2022.

Con il Regolamento n. 2021/2036 emesso dalla Commissione Europea in data 19 novembre 2021 è stato omologato l'IFRS 17 "Contratti assicurativi" (di seguito IFRS 17), ivi incluse le relative modifiche, emesse nel 2020, volte, tra l'altro, a differirne di due anni l'entrata in vigore. In particolare, l'IFRS 17, che sostituisce l'IFRS 4 "Contratti assicurativi", definisce l'accounting dei contratti assicurativi emessi e dei contratti di riassicurazione posseduti. Le disposizioni dell'IFRS 17 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2023.

Con il Regolamento n. 2022/357 emesso dalla Commissione Europea in data 2 marzo 2022, sono state omologate:

• } le modifiche allo IAS 1 e all'IFRS Practice Statement 2 (di seguito le modifiche), volte a fornire chiarimenti nell'individuazione delle accounting policy rilevanti da descrivere in bilancio. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2023;
• } le modifiche allo IAS 8 (di seguito le modifiche) che introducono la definizione di stime contabili essenzialmente al fine di agevolare la distinzione tra cambiamenti di stime contabili e cambiamenti di principi contabili. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2023.

PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E NON ANCORA OMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA

In data 23 gennaio 2020, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 1 "Classification of Liabilities as Current or Non-current" (di seguito le modifiche), volte a fornire dei chiarimenti in materia di classificazione delle passività come correnti o non correnti che, per effetto del differimento definito con le modifiche apportate in data 15 luglio 2020 ("Classification of Liabilities as Current or Non-current - Deferral of Effective Date"), entreranno in vigore il, o dopo il, 1° gennaio 2023.

In data 7 maggio 2021, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 12 "Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a Single Transaction" (di seguito le modifiche), volte a richiedere la rilevazione della fiscalità differita per le transazioni che, in sede di rilevazione iniziale, danno origine a differenze temporanee imponibili e deducibili di uguale importo. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2023.

Allo stato Eni sta analizzando i principi contabili sopra indicati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

Modifica della classificazione del joint arrangement Mozambique Rovuma Venture SpA

Nell'ambito del monitoraggio continuo dei fatti e delle circostanze rilevanti ai fini della classificazione dei joint arrangement, a partire dal 31 dicembre 2021, è stata modificata la classificazione della partecipazione detenuta nella società Mozambique Rovuma Venture SpA da joint operation a joint venture. La società è, infatti, recentemente entrata in una nuova fase della propria vita contrassegnata da un'evoluzione del business in termini di maggiore numerosità e complessità dei progetti gestiti con rafforzamento dell'autonomia gestionale e finanziaria.

Gli elementi considerati dal management a supporto della modifica della classificazione comprendono, tra l'altro: (i) il sostanziale completamento del progetto Coral South che rende virtualmente certa la vendita di LNG da parte della società ad una controparte terza rispetto alla compagine sociale; e (ii) l'ampliamento dello scope della società con la previsione di nuovi investimenti in altri progetti – con diverso grado di maturità – ad elevato potenziale minerario. Rileva, in particolare, la progressiva maturazione del rilevante progetto Mamba a valle della dichiarazione di commercialità di ulteriori riserve dell'Area 4 che saranno sviluppate sia in modo autonomo dalla venture di Area 4 sia in maniera coordinata con l'operatore dell'adiacente Area 1 a seguito dell'unitizzazione delle due aree di sviluppo.

In relazione a quanto sopra, l'interesse dei soci deve intendersi a tutti gli effetti sulle attività nette della società (come risultato dei diversi progetti in gestione) e non più come diritti sulle attività e obbligazioni per le passività della stessa. Pertanto, al 31 dicembre 2021, la partecipazione in Mozambique Rovuma Venture SpA è stata rilevata ad un ammontare pari al valore di iscrizione delle attività nette (€355 milioni), precedentemente rilevate, linea per linea, sulla base delle quote di spettanza Eni.

(€ milioni)	Effetto modica classificazione Mozambique Rovuma Venture SpA
Disponibilità liquide ed equivalenti	29
Altre attività	43
Totale attività correnti	72
Immobili, impianti e macchinari	1.318
Altre attività	42
Totale attività non correnti	1.360
TOTALE ATTIVITÀ	1.432
Passività finanziarie	2
Altre passività	56
Totale passività correnti	58
Passività finanziarie	1.008
Fondi per rischi e oneri	7
Altre passività	4
Totale passività non correnti	1.019
TOTALE PASSIVITÀ	1.077
TOTALE ATTIVITÀ NETTE	355

5 BUSINESS COMBINATION E ALTRE TRANSAZIONI SIGNIFICATIVE

BUSINESS COMBINATION

Nel 2021 Eni ha eseguito numerose acquisizioni con esborso di €2.222 milioni, assumendo passività finanziarie nette di €614 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €163 milioni. Il 10 marzo 2021 sono stati finalizzati gli accordi con le autorità della Repubblica Araba d'Egitto (ARE) e il partner spagnolo Naturgy per la risoluzione di tutte le questioni pendenti relative alla fornitura di feed gas all'impianto di Damietta di proprietà della ex joint venture Unión Fenosa Gas SA e del pagamento delle fee di liquefazione da parte delle società di Stato egiziane. Per effetto di tali accordi e della ristrutturazione di Unión Fenosa Gas, Eni ha acquisito la quota del 50% nell'impianto di Damietta e la relativa capacità di liquefazione (5,4 milioni TPA di GNL al 100%), nonché le attività di commercializzazione del gas in Spagna gestite da Unión Fenosa Gas Comercializadora SA (ora Eni España Comercializadora De Gas SAU), controllata di Unión Fenosa Gas SA prima dell'operazione e da Eni post operazione. L'operazione ha comportato nel complesso un conguaglio di cassa a beneficio Eni di €32 milioni rappresentato nel flusso di cassa dei disinvestimenti, l'acquisizione di passività finanziarie nette di €128 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €42 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite di €200 milioni è stata effettuata in via definitiva con rilevazione di goodwill per €2 milioni.

Il 7 aprile 2021 è stata finalizzata l'acquisizione del 100% della società Aldro Energía Y Soluciones SLU, attiva nel mercato della vendita di energia elettrica, gas e servizi nel business retail con un portafoglio di circa 250 mila clienti principalmente in Spagna e Portogallo, nell'ambito della strategia di crescita e di integrazione tra retail e produzione di energia rinnovabili nella linea di business Plenitude. Il corrispettivo dell'operazione è stato di €221 milioni, con l'acquisizione di passività finanziarie nette di €36 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €7 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata in via definitiva con rilevazione di goodwill per €168 milioni. Il 3 giugno 2021 è stata finalizzata l'acquisizione del 100% della società FRI-EL Biogas Holding (ora EniBioCh4in SpA), attiva nel settore della produzione di energia elettrica da bioenergia con 21 impianti ciascuno di potenza nominale di 2 megawatt. Gli asset acquisiti includono un impianto per il trattamento della FORSU - la frazione organica dei rifiuti solidi urbani. L'operazione è parte della strategia di decarbonizzazione di Eni e prevede la conversione della capacità acquisita in unità di produzione di biometano nella linea di business Refining & Marketing. Il corrispettivo dell'operazione è stato di €132 milioni, con l'acquisizione di passività finanziarie nette di €14 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €13 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill per €80 milioni.

Il 29 luglio 2021 è stata finalizzata in Italia l'acquisizione da Glen-

nmont Partners e PGGM Infrastructure Fund di un portafoglio di tredici campi eolici onshore in esercizio, della capacità complessiva di 315 MW. Il corrispettivo dell'operazione è stato di €485 milioni, con l'acquisizione di passività finanziarie nette di €215 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €41 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill per €302 milioni. L'acquisizione riguarda la linea di Business Plenitude.

Il 4 ottobre 2021 è stata finalizzata l'acquisizione di Dhamma Energy Group, proprietaria di una pipeline di progetti di impianti fotovoltaici in Francia e Spagna a vari stadi di maturità di circa 3 GW, nonché di impianti in esercizio o in costruzione della capacità di circa 120 MW. Il corrispettivo dell'operazione è stato di €140 milioni, con l'acquisizione di passività finanziarie nette di €101 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €10 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill per €120 milioni. L'acquisizione riguarda la linea di Business Plenitude.

Il 22 ottobre 2021 è stata finalizzata l'acquisizione da Azora Capital di un portafoglio di nove progetti di energia rinnovabile composto da tre impianti eolici in esercizio e uno in costruzione per un totale di 234 MW e da cinque progetti fotovoltaici in avanzato stadio di sviluppo per circa 0,9 GW. Il corrispettivo dell'operazione è stato di €118 milioni, con l'acquisizione di passività finanziarie nette di €32 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €5 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill per €81 milioni. L'acquisizione riguarda la linea di Business Plenitude.

Il 28 ottobre 2021 è stata finalizzata l'acquisizione del controllo di Finproject esercitando l'opzione di acquisto sulla rimanente quota del 60% del capitale sociale, dopo l'investimento iniziale del 40% fatto nel 2020. La società acquisita complementa il portafoglio di specialties di business chimico dell'Eni gestito da Versalis, consolidando la posizione di leader nel settore italiano delle applicazioni di polimeri formulati a elevate prestazioni e del compounding, meno soggetti alle oscillazioni delle commodity. Il corrispettivo dell'acquisto del 60% è stato di €149 milioni, con l'acquisizione di passività finanziarie nette di €85 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €21 milioni. L'allocazione del prezzo di acquisto (€149 milioni) e del fair value della quota già posseduta (€99 milioni) delle attività nette acquisite è stata effettuata in via definitiva con rilevazione di goodwill per €93 milioni.

Il 2 novembre 2021 è stato rilevato da Zouk Capital e Aretex il 100% di Be Power, società attiva nel segmento delle infrastrutture di ricarica per la mobilità elettrica con circa 6.000 punti di ricarica, che ne fanno il secondo operatore in Italia, con il quale era in essere un accordo di co-branding delle colonnine di ricarica Be Charge. L'operazione è parte della strategia Eni per la transizione energetica nella linea di business Plenitude. Il corrispettivo dell'operazione di €764 milioni è stato versato per il 50% al closing e la restante parte sarà saldata nel 2022; inoltre sono state acquisite attività finanziarie nette di €9 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €24 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill per €728 milioni. I valori patrimoniali, alla data di acquisizione, delle singole business combination effettuate nel 2021 sono riportati nella seguente tabella:

(€ milioni)	Unión Fenosa Gas	Aldro Energía Y Soluciones SLU	(ora EniBioCh4in SpA) FRI-EL Biogas Holding	13 campi eolici Portafoglio di onshore	Dhamma Energy Group	progetti di energia Portafoglio di 9 rinnovabile	Finproject SpA	Be Power	Altre acquisizioni e Rami d'azienda	Totale
Disponibilità liquide ed equivalenti	42	7	13	41	10	5	21	24		163
Attività finanziarie correnti				150	29	6		23		208
Altre attività	370	78	23	32	2	7	92	22	6	632
Totale attività correnti	412	85	36	223	41	18	113	69	6	1.003
Immobili, impianti e macchinari	335		38	423	119	57	35	29	30	1.066
Goodwill	2	168	80	302	120	81	93	728		1.574
Altre attività	41	69	15	43	15	25	205	10	13	436
Totale attività non correnti	378	237	133	768	254	163	333	767	43	3.076
TOTALE ATTIVITÀ	790	322	169	991	295	181	446	836	49	4.079
Passività finanziarie	35	36	11	79		4	102			267
Altre passività	224	37	7	22	4	2	54	30		380
Totale passività correnti	259	73	18	101	4	6	156	30		647
Passività finanziarie	135	7	16	327	140	39	4	38	12	718
Fondi per rischi e oneri			1	4			1	2		8
Passività per imposte differite	15	7		62	8	8	35			135
Altre passività	181	14	1	12		10	2	2	24	246
Totale passività non correnti	331	28	18	405	148	57	42	42	36	1.107
TOTALE PASSIVITÀ	590	101	36	506	152	63	198	72	36	1.754
Totale patrimonio netto di Eni	200	221	132	485	140	118	248	764	13	2.321
Interessenze di terzi			1		3					4
TOTALE PATRIMONIO NETTO	200	221	133	485	143	118	248	764	13	2.325
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO	790	322	169	991	295	181	446	836	49	4.079

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 dei fair value delle attività acquisite.

ALTRE TRANSAZIONI SIGNIFICATIVE

Il 26 febbraio 2021 è stata finalizzata l'acquisizione da Equinor e SSE Renewables di un equity interest del 20% del progetto eolico offshore Dogger Bank (A e B) in UK, che sarà il più grande al mondo del suo genere con l'installazione di una potenza complessiva di 2,4 GW al 100%, con comple-

6 DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI

Le disponibilità liquide ed equivalenti di €8.254 milioni (€9.413 milioni al 31 dicembre 2020) comprendono attività finanziarie esigibili all'origine entro 3 mesi per €5.496 milioni (€6.913 milioni al 31 dicembre 2020) 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 ammortizzato non sono significative.

Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da depositi in euro (€5.589 milioni) e in dollari USA tamento atteso nel 2023-2024. L'operazione apporterà 480 MW di capacità di generazione rinnovabile al portafoglio e agli obiettivi di decarbonizzazione di Eni. Il corrispettivo dell'acquisizione, rilevato nelle partecipazioni valutate al patrimonio netto, è stato di €480 milioni.

(€2.415 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 €115 milioni (€198 milioni al 31 dicembre 2020) in relazione a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.

La scadenza media delle attività finanziarie esigibili all'origine entro 3 mesi è di 15 giorni con un tasso di interesse effettivo negativo dello 0,6% per i depositi in euro (€4.160 milioni) e di 7 giorni con un tasso di interesse effettivo dello 0,1% per i depositi in dollari USA (€1.336 milioni).

7 ATTIVITÀ FINANZIARIE DESTINATE AL TRADING

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Titoli emessi da Stati Sovrani	1.149	1.223
Altri titoli	5.152	4.279
	6.301	5.502

Le attività finanziarie destinate al trading costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l'obiettivo di assicurare al Gruppo la necessaria flessibilità finanziaria in particolari situazioni di mercato, per far fronte a fabbisogni imprevisti e per garantire adeguata elasticità ai programmi di sviluppo. L'attività di gestione di tale liquidità punta all'ottimizzazione del rendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con il vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi.

Le attività finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di prestito titoli per €1.398 milioni (€1.361 milioni al 31 dicembre 2020).

L'analisi per valuta è la seguente:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Euro	3.913	3.731
Dollaro USA	2.336	1.688
Altre valute	52	83
	6.301	5.502

Di seguito l'analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:

	Valore Nominale (€ milioni)	Fair Value (€ milioni)	Classe di rating Moody's	Classe di rating S&P
Titoli quotati emessi da Stati Sovrani
Tasso fisso
Italia	307	315	Baa3	BBB
Cile	167	170	A1	A
Stati Uniti	122	124	Aaa	AA+
Altri(*)	107	108	da Aaa a Baa1	da AAA a A
	703	717
Tasso variabile
Italia	390	392	Baa3	BBB
Svizzera	29	29	Aaa	AAA
Altri	11	11	da Aaa a Baa2	da AA+ a BBB
	430	432
Totale titoli quotati emessi da Stati Sovrani	1.133	1.149
Altri titoli
Tasso fisso
Titoli quotati emessi da imprese industriali	1.792	1.833	da Aa1 a Baa3	da AA+ a BBB
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi	942	955	da Aaa a Baa3	da AAA a BBB
Altri titoli	290	293	da Aaa a Baa3	da AAA a BBB
	3.024	3.081
Tasso variabile
Titoli quotati emessi da imprese industriali	537	540	da Aa1 a Baa3	da AA+ a BBB
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi	1.205	1.215	da Aa1 a Baa3	da AA+ a BBB
Altri titoli	315	316	da Aa1 a Baa2	da AA+ a BBB
	2.057	2.071
Totale Altri titoli	5.081	5.152
Totale Attività finanziarie destinate al trading	6.214	6.301

(*) Di importo unitario inferiore a €50 milioni.

La gerarchia del fair value è di livello 1 per €5.749 milioni e di livello 2 per €552 milioni. Nel corso dell'esercizio 2021 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

8 CREDITI COMMERCIALI E ALTRI CREDITI

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Crediti commerciali	15.524	7.087
Crediti per attività di disinvestimento	8	21
Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione	1.888	2.293
Crediti verso altri	1.430	1.525
	18.850	10.926

I crediti commerciali sono generalmente infruttiferi e prevedono termini di pagamento entro 180 giorni.

L'incremento dei crediti commerciali di €8.437 milioni è riferito ai settori Global Gas & LNG Portfolio per €5.636 milioni, Refining & Marketing e Chimica per €1.405 milioni e Plenitude & Power per €1.039 milioni e riflette l'aumento di rilevanti proporzioni dei prezzi delle commodity energetiche, in particolare del gas, che hanno fatto aumentare il valore nominale dei crediti.

Al 31 dicembre 2021 sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto di crediti essenzialmente commerciali con scadenza 2022 dal valore nominale di €2.059 milioni (€1.377 milioni nell'esercizio 2020 con scadenza 2021). Le cessioni 2021 hanno riguardato crediti relativi al settore Global Gas & LNG Portfolio per €893 milioni, al settore Refining & Marketing e Chimica per €770 milioni e al settore Plenitude & Power per €396 milioni.

L'esposizione maggiore dei crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione riguarda la Nigeria per €681 milioni (€1.015 milioni al 31 dicembre 2020) ed è relativa alla quota dei costi di sviluppo di competenza dei joint venture partner in progetti petroliferi operati da Eni nei quali la Società sostiene upfront tutti i costi dell'iniziativa e li riaddebita ai partner mediante il meccanismo della cash call. L'ammontare dei crediti netti scaduti verso la società di Stato NNPC è di €474 milioni alla data di bilancio (€605 milioni al 31 dicembre 2020). Tale ammontare riguarda per circa il 50% crediti pregressi oggetto di un piano di rientro "Repayment Agreement", 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 azzeramento della quota oggetto dell'accordo atteso entro i prossimi 2 anni. Il credito residuo a fine esercizio è esposto in bilancio al netto dell'attualizzazione pari all'8%, calcolata in base al rischio dell'iniziativa mineraria sottostante. L'altro 50% riguarda i crediti netti maturati per le operazioni 2021 per i quali è stata registrata una significativa progressione dei rimborsi nella parte finale dell'anno.

L'esposizione per cash call verso una società petrolifera nigeriana privata ammonta a €195 milioni (€134 milioni al 31 dicembre 2020) ed è esposta al netto di un fondo svalutazione stimato in base alla loss given default "LGD" definita da Eni per le international oil companies in stato di default. Nel corso dell'esercizio il partner ha sostanzialmente sospeso i pagamenti delle cash call avanzando delle contestazioni, di dubbia fondatezza, relative agli ammontari addebitati. Sono state avviate procedure arbitrali per la risoluzione delle relative dispute.

I crediti verso altri comprendono: (i) per €538 milioni (€376 milioni al 31 dicembre 2020) il valore recuperabile di crediti scaduti nei confronti della società di Stato del Venezuela PDVSA per le forniture di gas prodotto dalla joint venture Cardón IV, partecipata pariteticamente da Eni e Repsol, ceduti dalla venture ai soci. I crediti sono esposti al netto di un fondo svalutazione stimato sulla base delle percentuali di perdita sofferte dai creditori in occasione di default sovrani, tenuto conto delle specificità del settore Oil & Gas, applicato anche per la valutazione della recuperabilità del valore di carico della partecipazione e del long-term interest nell'iniziativa, descritti alla nota n. 17 - Altre attività finanziarie. Ai fini della valutazione di recuperabilità, i rischi legati alla difficile situazione finanziaria del Paese e del relativo contesto operativo sono stati stimati assumendo la dilazione dei tempi d'incasso dei fatturati e dello scaduto che hanno determinato un tasso di circa il 53% di expected credit loss. Nel corso dell'anno l'inasprimento del quadro sanzionatorio USA nei confronti del Venezuela ha impedito di attuare operazioni di compensazione del credito mediante ritiri in kind di prodotti di PDVSA. Pertanto, l'ammontare del credito è aumentato rispetto a fine 2020; (ii) gli importi da ricevere da clienti a seguito dell'attivazione della clausola take-or-pay dei contratti di somministrazione long-term di gas naturale di €325 milioni al 31 dicembre 2020 sono stati incassati nel corso del 2021.

I crediti commerciali e altri crediti sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €12.275 milioni e €5.222 milioni.

250

L'esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti sono state elaborate sulla base di rating interni come segue:

		Credtiti in bonis
(€ milioni)	Rischio basso	Rischio medio	Rischio alto	Crediti in default	Clienti Plenitude	Totale
31.12.2021
Clienti business	4.348	6.628	818	1.560		13.354
National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni	331	884	1	2.674		3.890
Altre controparti	1.854	311	16	137	2.601	4.919
Valore lordo	6.533	7.823	835	4.371	2.601	22.163
Fondo svalutazione	(25)	(416)	(69)	(2.209)	(594)	(3.313)
Valore netto	6.508	7.407	766	2.162	2.007	18.850
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte)	0,4	5,3	8,3	50,5	22,8	14,9
31.12.2020
Clienti business	1.398	2.746	432	1.351		5.927
National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni	841	620	7	2.653		4.121
Altre controparti	1.243	450	28	141	2.173	4.035
Valore lordo	3.482	3.816	467	4.145	2.173	14.083
Fondo svalutazione	(32)	(21)	(29)	(2.429)	(646)	(3.157)
Valore netto	3.450	3.795	438	1.716	1.527	10.926
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte)	0,9	0,6	6,2	58,6	29,7	22,4

Maggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni creditizie sono indicate nella nota n. 1 - Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi.

Le valutazioni di recuperabilità dei crediti commerciali per la fornitura di idrocarburi, prodotti ed energia elettrica alla clientela retail, business e national oil companies e per chiamate fondi nei confronti dei joint operator della Exploration & Production (national oil companies, operatori locali privati o international oil companies) sono riviste in occasione di ogni scadenza di bilancio per riflettere l'andamento dello scenario e i trend correnti di business, nonché eventuali maggiori rischi controparte. L'attenuarsi della crisi economica del COVID-19 e la ripresa dello scenario petrolifero hanno migliorato la situazione debitoria di molte società petrolifere di Stato, ad eccezione 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 accresciuto rischio congiunturale. 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.

L'esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative alla clientela di Plenitude sono state stimate sulla base di una provision matrix come segue:

		Scaduti
(€ milioni)	Non scaduti	da 0 a 3 mesi	da 3 a 6 mesi	da 6 a 12 mesi	oltre 12 mesi	Totale
31.12.2021
Clienti Plenitude:
- Retail	1.291	70	55	92	337	1.845
- Middle	424	22	5	7	188	646
- Altri	57	43	6	1	3	110
Valore lordo	1.772	135	66	100	528	2.601
Fondo svalutazione	(63)	(22)	(27)	(52)	(430)	(594)
Valore netto	1.709	113	39	48	98	2.007
Expected loss (%)	3,6	16,3	40,9	52,0	81,4	22,8
31.12.2020
Clienti Plenitude:
- Retail	1.155	105	50	102	366	1.778
- Middle	75	16	3	8	232	334
- Altri	61					61
Valore lordo	1.291	121	53	110	598	2.173
Fondo svalutazione	(46)	(23)	(22)	(57)	(498)	(646)
Valore netto	1.245	98	31	53	100	1.527
Expected loss (%)	3,6	19,0	41,5	51,8	83,3	29,7

Il fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti è stato stanziato tenendo conto di fattori di mitigazione del rischio controparte di €5.350 milioni (€1.016 milioni al 31 dicembre 2020):

(€ milioni)	2021	2020
Fondo svalutazione iniziale	3.157	3.246
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis	202	112
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default	348	231
Utilizzi su crediti commerciali e altri crediti in bonis	(135)	(82)
Utilizzi su crediti commerciali e altri crediti in default	(421)	(275)
Altre variazioni	162	(75)
Fondo svalutazione finale	3.313	3.157

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 €94 milioni (€7 milioni nel 2020) per le forniture ai clienti industriali di grandi dimensioni per effetto dell'aumento molto significativo delle esposizioni dovuto alle condizioni di mercato; (ii) alla linea di business Plenitude per €71 milioni (€84 milioni nel 2020) e riguardano principalmente la clientela retail.

Gli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti in default sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production per €229 milioni (€118 milioni nel 2020) e riguardano principalmente i crediti per chiamate fondi nei confronti dei joint operator, società di Stato o società private locali in progetti petroliferi operati da Eni; (ii) alla linea di business Plenitude per €101 milioni (€97 milioni nel 2020) e riguardano principalmente la clientela retail.

Gli utilizzi del fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti in bonis e in default per complessivi €556 milioni (€357 milioni nel 2020) sono riferiti: (i) alla linea di business Plenitude per €239 milioni (€200 milioni nel 2020) e riguardano utilizzi a fronte oneri per €196 milioni (€178 milioni nel 2020) riferiti principalmente alla clientela retail; (ii) al settore Exploration & Production di €233 milioni (€101 milioni nel 2020) e riguardano essenzialmente la rideterminazione del valore dei crediti verso la società di Stato NNPC in Nigeria per effetto della risoluzione di una disputa relativa al riconoscimento di costi d'investimento pregressi, oggetto di un arbitrato, nell'ambito di un accordo che ha definito l'estensione e la revisione dei termini contrattuali della licenza. Il recupero del credito avverrà tramite l'attribuzione ad Eni e agli altri partner di una quota di produzione di spettanza della società di Stato.

Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020	2019
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti:
Accantonamenti al fondo svalutazione	(550)	(343)	(620)
Perdite nette su crediti	(66)	(36)	(45)
Utilizzi per esubero	337	153	233
	(279)	(226)	(432)

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

9 RIMANENZE E RIMANENZE IMMOBILIZZATE - SCORTE D'OBBLIGO

Le rimanenze correnti si analizzano come segue:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Materie prime, sussidiarie e di consumo	1.001	706
Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture	1.611	1.580
Prodotti finiti e merci	3.452	1.603
Altre	8	4
Totale rimanenze correnti	6.072	3.893

Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo riguardano le cariche petrolifere 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 €1.481 milioni (€1.463 milioni al 31 dicembre 2020). I prodotti finiti e merci riguardano le scorte di gas naturale e prodotti petroliferi per €2.414 milioni (€874 milioni al 31 dicembre 2020) e prodotti chimici per €626 milioni (€443 milioni al 31 dicembre 2020).

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €570 milioni (€348 milioni al 31 dicembre 2020).

Le rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo di €1.053 milioni (€995 milioni al 31 dicembre 2020), sono possedute da società italiane per €1.032 milioni (€977 milioni al 31 dicembre 2020) e riguardano le quantità minime di greggio e prodotti petroliferi che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge. L'incremento delle rimanenze e delle rimanenze immobilizzate scorte d'obbligo è dovuto essenzialmente alla ripresa dei prezzi del petrolio e dei prodotti petroliferi.

Rimanenze di gas naturale per €269 milioni sono a garanzia dell'esposizione potenziale di bilanciamento nei confronti di Snam Rete Gas SpA.

10 ATTIVITÀ E PASSIVITÀ PER IMPOSTE SUL REDDITO

	31.12.2021				31.12.2020
	Attività		Passività Attività		Passività
(€ milioni)		Correnti Non correnti		Correnti Non correnti		Correnti Non correnti		Correnti Non correnti
Imposte sul reddito	195	108	648	374	184	153	243	360

Le imposte sul reddito sono analizzate alla nota n. 33 - Imposte sul reddito.

Le passività per imposte sul reddito non correnti includono gli oneri di probabile sostenimento per contenziosi e contestazioni pendenti con le Autorità fiscali in relazione alle incertezze applicative delle norme in vigore relativi alle consociate estere del settore Exploration & Production per €230 milioni (€254 milioni al 31 dicembre 2020).

11 ALTRE ATTIVITÀ E PASSIVITÀ

	31.12.2021				31.12.2020
	Attività			Passività	Attività		Passività
(€ milioni)		Correnti Non correnti		Correnti Non correnti		Correnti Non correnti		Correnti Non correnti
Fair value su strumenti finanziari derivati	12.460	51	12.911	115	1.548	152	1.609	162
Passività da contratti con la clientela			482	726			1.298	394
Attività e passività relative ad altre imposte	442	182	1.435	27	450	181	1.124	26
Altre	732	796	928	1.378	688	920	841	1.295
	13.634	1.029	15.756	2.246	2.686	1.253	4.872	1.877

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.

Le attività relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per €498 milioni, di cui €340 correnti determinati dal versamento in acconto effettuato nel mese di dicembre (€475 milioni al 31 dicembre 2020, di cui €315 milioni correnti).

Le altre attività comprendono: (i) il costo d'iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi per €41 milioni (€53 milioni al 31 dicembre 2020) e oltre i 12 mesi per €94 milioni (€651 milioni al 31 dicembre 2020). Il decremento è dovuto al ritiro dei volumi di gas prepagato; (ii) le posizioni di underlifting del settore Exploration & Production di €316 milioni (€338 milioni al 31 dicembre 2020); (iii) crediti non correnti per attività di investimento per €23 milioni (€11 milioni al 31 dicembre 2020).

Le passività correnti da contratti con la clientela sono diminuite per effetto dell'azzeramento degli anticipi in valuta locale compensati con le forniture di gas equity, ricevuti originariamente dalle società di Stato dell'Egitto per il finanziamento delle attività di sviluppo delle riserve nell'ambito dei Concession Agreements nel Paese, tra i quali, in particolare, l'avanzamento del progetto Zohr considerato il sostanziale completamento delle attività d'investimento (€546 milioni al 31 dicembre 2020). Le altre passività da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi incassati dal cliente Engie SA (ex Suez) a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica, di cui la quota a breve termine per €60 milioni (€62 milioni al 31 dicembre 2020) e a lungo termine per €333 milioni (€393 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla raffineria di Taranto per €391 milioni (€394 milioni al 31 dicembre 2020).

I ricavi rilevati nell'esercizio a fronte di passività da contratti con la clientela in essere al 31 dicembre 2021 sono indicati alla nota n. 29 - Ricavi.

Le passività relative ad altre imposte correnti riguardano accise e imposte di consumo per €700 milioni (€516 milioni al 31 dicembre 2020) e passività per Iva per €248 milioni (€212 milioni al 31 dicembre 2020).

Le altre passività comprendono: (i) le passività per posizioni di overlifting del settore Exploration & Production di €630 milioni (€559 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) passività per ricavi e proventi anticipati per €361 milioni (€398 milioni al 31 dicembre 2020), di cui correnti per €90 milioni (€75 milioni al 31 dicembre 2020); (iii) depositi cauzionali per €268 milioni (€261 milioni al 31 dicembre 2020), di cui ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia elettrica per €223 milioni (€228 milioni al 31 dicembre 2020); (iv) il valore del gas non ritirato dai clienti per effetto dell'attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai relativi contratti di lungo termine per €112 milioni (€437 milioni al 31 dicembre 2020) i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati entro i prossimi 12 mesi per €73 milioni (€65 milioni al 31 dicembre 2020) e oltre i 12 mesi per €39 milioni (€372 milioni al 31 dicembre 2020). La riduzione è dovuta al ritiro dei volumi di gas prepagato da parte dei clienti somministrati; (v) passività per attività d'investimento per €103 milioni.

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

12 IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI

(€ milioni)	Terreni e fabbricati	e macchinari E&P Pozzi, impianti	Altre attività materiali	Attività esplorativa e di appraisal E&P	Immobilizzazioni in corso E&P	Altre immobilizzazioni in corso e acconti	Totale
2021
Valore iniziale netto	1.128	39.648	3.299	1.341	7.118	1.409	53.943
Investimenti	18	8	277	380	3.413	854	4.950
Capitalizzazione ammortamenti				28	90		118
Ammortamenti(*)	(49)	(5.421)	(496)				(5.966)
Riprese di valore		1.080	118		337		1.535
Svalutazioni	(101)	(90)	(768)		(85)	(582)	(1.626)
Radiazioni	(1)		(2)	(331)	(18)		(352)
Differenze di cambio da conversione	2	2.956	66	106	546	12	3.688
Rilevazione iniziale e variazione stima		200		(9)	4		195
Variazione dell'area di consolidamento	22		1.001	(199)	(1.119)	43	(252)
Trasferimenti	50	3.841	409	(44)	(3.797)	(459)
Altre variazioni	2	120	(54)	(28)	56	(30)	66
Valore finale netto	1.071	42.342	3.850	1.244	6.545	1.247	56.299
Valore finale lordo	4.175	149.117	30.618	1.244	10.485	3.107	198.746
Fondo ammortamento e svalutazione	3.104	106.775	26.768		3.940	1.860	142.447
2020
Valore iniziale netto	1.218	46.492	3.632	1.563	7.412	1.875	62.192
Investimenti	12	6	229	265	3.127	768	4.407
Capitalizzazione ammortamenti				4	100		104
Ammortamenti(*)	(55)	(5.642)	(508)				(6.205)
Riprese di valore	13	183	342		98	12	648
Svalutazioni	(82)	(1.551)	(972)		(567)	(582)	(3.754)
Radiazioni			(1)	(296)	(7)	(1)	(305)
Differenze di cambio da conversione	(2)	(3.325)	(75)	(119)	(605)	(14)	(4.140)
Rilevazione iniziale e variazione stima		870		(9)	94		955
Trasferimenti	39	2.677	755	(47)	(2.630)	(794)
Altre variazioni	(15)	(62)	(103)	(20)	96	145	41
Valore finale netto	1.128	39.648	3.299	1.341	7.118	1.409	53.943
Valore finale lordo	4.082	136.468	28.839	1.341	11.169	2.742	184.641

Fondo ammortamento e svalutazione 2.954 96.820 25.540 4.051 1.333 130.698

(*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.

Gli investimenti comprendono la capitalizzazione di oneri finanziari per €68 milioni (€73 milioni nel 2020) riferiti al settore Exploration & Production per €54 milioni (€51 milioni nel 2020). Il tasso d'interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è compreso tra lo 0,4% e il 2,1% (1,3% e 2,2% al 31 dicembre 2020).

Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per €3.843 milioni (€3.444 milioni nel 2020).

Gli investimenti sono analizzati per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e non hanno subito variazioni apprezzabili rispetto all'esercizio 2020:

(%)
Fabbricati	2 - 10
Pozzi e impianti di sfruttamento minerario	UOP
Impianti di raffinazione e petrolchimici	3 - 17
Gasdotti e centrali di compressione	4 - 12
Impianti di produzione di energia elettrica	3 - 5
Altri impianti e macchinari	6 - 12
Attezzature industriali e commerciali	5 - 25
Altri beni	10 - 20

Le informazioni relative alle svalutazioni e riprese di valore e la relativa analisi per settore di attività sono indicate alla nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing.

Le differenze di cambio da conversione sono riferite ad imprese con moneta funzionale dollari USA per €3.603 milioni. La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l'incremento dell'asset retirement cost delle attività materiali del

settore Exploration & Production per effetto principalmente della revisione costi in parte compensata dall'effetto diminutivo dovuto all'aumento dei tassi di attualizzazione, nonché la stima degli oneri per social project da sostenere a fronte degli impegni assunti e in corso di formalizzazione tra Eni SpA e la Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell'area della concessione Val d'Agri (€134 milioni).

La variazione dell'area di consolidamento è riferita: (i) al deconsolidamento della società Mozambique Rovuma Venture SpA a seguito del cambio di classificazione da joint operation a joint venture per €1.318 milioni; (ii) all'acquisizione delle società operanti nel business Plenitude per €658 milioni riferite in particolare agli asset eolici onshore in esercizio in Italia (€423 milioni); (iii) all'acquisizione della Spanish Egyptian Gas Co SAE (ora Damietta LNG (DLNG) SAE) per €176 milioni nell'ambito della business combination Unión Fenosa Gas SA. Maggiori informazioni sulle business combination sono fornite alla nota n. 5 - Business combination e altre transazioni significative.

I trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni in esercizio hanno riguardato per €3.556 milioni la messa in servizio di pozzi, impianti e macchinari principalmente in Indonesia, Egitto, Kazakhstan, Stati Uniti, Angola, Italia, Iraq e Messico.

Nell'ambito delle attività esplorative e di appraisal nel corso dell'esercizio sono state rilevate radiazioni per €331 milioni riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell'esercizio sono risultati d'insuccesso, relativi in particolare a iniziative in Gabon, Montenegro, Myanmar, Bahrain, Egitto e Angola.

Le altre variazioni comprendono il valore di libro del participating interest del 5% nella proprietà OML 17 in Nigeria, oggetto di cessione a un operatore locale. La transazione è correntemente oggetto di accertamenti da parte delle autorità antitrust nigeriane per presunta mancanza di preventiva comunicazione.

L'attività esplorativa e di appraisal è relativa per €1.101 milioni ai costi dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d'esito e per €136 milioni ai costi dei pozzi in corso a fine esercizio. Di seguito i movimenti relativi ai pozzi sospesi in attesa d'esito:

(€ milioni)	2021	2020	2019
Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio esercizio	1.268	1.246	1.101
Incrementi per i quali è in corso la determinazione delle riserve certe	288	408	368
Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio	(286)	(226)	(183)
Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe	(43)	(48)	(46)
Cessioni	(3)		(15)
Variazione dell'area di consolidamento	(199)
Differenze cambio da conversione	100	(112)	21
Altre variazioni	(24)
Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio	1.101	1.268	1.246

Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell'esito ("ageing"):
	2021		2020
	(Numero pozzi		(Numero pozzi

	(€ milioni)	(Numero pozzi in quota Eni)	(€ milioni)	(Numero pozzi in quota Eni)	(€ milioni)	(Numero pozzi in quota Eni)
Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa
- fino a 1 anno	175	4,0	157	6,7	185	7,7
- da 1 a 3 anni	269	12,2	250	11,0	171	6,4
- oltre 3 anni	657	19,7	861	19,3	890	26,4
	1.101	35,9	1.268	37,0	1.246	40,5
Costi capitalizzati di pozzi sospesi
- progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi	175	4,0	157	6,7	185	7,7
- progetti per i quali l'attività di delineazione è in corso	567	17,9	631	14,9	556	11,3
- progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento	359	14,0	480	15,4	505	21,5
	1.101	35,9	1.268	37,0	1.246	40,5

I progetti che procedono verso il sanzionamento (€359 milioni) si riferiscono a iniziative nei principali Paesi di presenza (Angola, Congo, Egitto, Indonesia e Nigeria).

Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni

in corso del settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle riserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto in occasione dell'acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:

Totale

(€ milioni) Congo Nigeria Turkmenistan USA Algeria Egitto Emirati Arabi Uniti 2021 Valore iniziale 203 860 114 100 18 468 1.763 Investimenti 3 6 9 Riprese di valore (svalutazioni) nette (1) 3 35 (2) 35 Riclassifica a Proved Mineral Interest (48) (92) (1) (141) Differenze di cambio da conversione 16 80 8 8 1 40 153 Valore finale 218 892 3 68 114 16 508 1.819 2020 Valore iniziale 253 939 139 162 115 19 535 2.162 Investimenti 55 2 57 Riprese di valore (svalutazioni) nette (25) (134) (37) (196) Riclassifica a Proved Mineral Interest (2) (61) (2) (25) (90) Differenze di cambio da conversione (25) (79) (3) (11) (9) (1) (42) (170) Valore finale 203 860 114 100 18 468 1.763

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 €867 milioni corrispondente al prezzo riconosciuto nel 2011 al Governo nigeriano per l'acquisizione del 50% di tale titolo, insieme a un'altra compagnia petrolifera internazionale che contestualmente acquistò il residuo 50%. Considerando i costi di ricerca e presviluppo successivamente capitalizzati, il valore di libro complessivo si ridetermina in €1.176 milioni. Relativamente al Resolution Agreement del 29 aprile 2011 avente a oggetto l'acquisizione della licenza, sono in corso procedimenti giudiziari da parte delle Autorità italiane e nigeriane per asseriti reati di corruzione e riciclaggio di denaro come 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 è in attesa del provvedimento di conversione della licenza in Oil Mining Lease (OML) da parte delle competenti autorità nigeriane per poter avviare le attività di sviluppo delle riserve, avendo presentato istanza di conversione nei termini contrattuali e avendo verificato il rispetto di tutte le condizioni e i requisiti previsti. Sulla base di queste considerazioni Eni ritiene di aver maturato il diritto alla conversione. Coerentemente, la verifica di recuperabilità dell'asset è stata fatta nell'ottica di value-in-use e ne è stata confermata la tenuta del valore di libro anche considerando uno stress test che assume possibili ritardi nell'avvio della produzione. Nel mese di settembre 2020 Eni ha avviato un arbitrato in sede ICSID, il centro internazionale per il regolamento delle controversie in materia di investimenti, per tutelare il valore dell'asset. In caso di espresso diniego alla conversione da parte delle Autorità nigeriane o altra azione che lascia presupporre un esproprio del titolo, sarà considerata in sede di redazione delle prossime informazioni finanziarie la riclassificazione dell'asset in una voce dedicata e la valorizzazione del diritto di natura risarcitoria.

Il fondo svalutazione attività materiali ammonta a €20.796 milioni (€20.343 milioni al 31 dicembre 2020).

Gli immobili, impianti e macchinari comprendono attività concesse in leasing operativo per €372 milioni 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 2020) rilasciate a copertura del pagamento di accise.

I contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a €105 milioni (€103 milioni al 31 dicembre 2020). 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 nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi.

13 DIRITTO DI UTILIZZO BENI IN LEASING E PASSIVITÀ PER BENI IN LEASING

(€ milioni)	stoccaggio (FPSO) Mezzi navali di produzione e	Mezzi navali di perforazione (Drilling rig)	trasporto Oil & Gas e relative basi logistiche per Mezzi navali	locazione stazioni autostradali e Concessioni di servizio	Strutture di logistica per la distribuzione Oil & Gas	Immobili per uffici	Autoveicoli	Altre tipologie	Totale
2021
Valore iniziale netto	2.672	244	446	424	11	652	32	162	4.643
Incrementi		215	583	104	23	34	40	105	1.104
Ammortamenti(*)	(217)	(170)	(274)	(63)	(11)	(122)	(22)	(49)	(928)
Svalutazioni			(25)	(6)	(14)			(14)	(59)
Differenze di cambio da conversione	213	12	11	3		8		6	253
Variazione dell'area di consolidamento						(6)		116	110
Altre variazioni	(1)	(118)	(166)	(8)	5	52	(2)	(64)	(302)
Valore finale netto	2.667	183	575	454	14	618	48	262	4.821
Valore finale lordo	3.366	572	1.268	666	66	948	84	433	7.403
Fondo ammortamento e svalutazione	699	389	693	212	52	330	36	171	2.582
2020
Valore iniziale netto	3.153	313	497	460	6	707	32	181	5.349
Incrementi	79	193	281	49	22	65	24	95	808
Ammortamenti(*)	(232)	(189)	(252)	(57)	(2)	(118)	(22)	(56)	(928)
Svalutazioni				(21)	(15)			(11)	(47)
Differenze di cambio da conversione	(251)	(13)	(13)			(8)		(7)	(292)
Altre variazioni	(77)	(60)	(67)	(7)		6	(2)	(40)	(247)
Valore finale netto	2.672	244	446	424	11	652	32	162	4.643
Valore finale lordo	3.107	528	927	573	29	859	65	293	6.381
Fondo ammortamento e svalutazione	435	284	481	149	18	207	33	131	1.738

(*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su attività materiali.

Il diritto di utilizzo beni in leasing "RoU" è riferito principalmente: (i) al settore Exploration & Production per €3.195 milioni (€3.274 milioni al 31 dicembre 2020) e riguarda principalmente i leasing di unità navali FPSO utilizzate nello sviluppo dei progetti offshore OCTP in Ghana e del Blocco 15/06 West e East hub in Angola della durata compresa tra 8 e 15 anni comprensiva dell'opzione di rinnovo, nonché il noleggio pluriennale di impianti di perforazione offshore ("rig") in relazione alla sola lease component; (ii) al settore Refining & Marketing e Chimica per €765 milioni (€788 milioni al 31 dicembre 2020) e riguarda le concessioni autostradali, le locazioni di terreni, le locazioni di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi, nonché le locazioni di mezzi navali per le attività di shipping e il parco auto dedicato al business car sharing; (iii) al settore Corporate e Altre attività per €541 milioni (€526 milioni al 31 dicembre 2020) e riguarda principalmente i contratti di affitto degli immobili.

Gli incrementi sono riferiti principalmente: (i) al settore Exploration & Production per €392 milioni e riguardano in particolare il noleggio di "rig" di perforazione (€215 milioni) e mezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas (€159 milioni); (ii) al settore Global Gas & LNG Portfolio per €343 milioni e riguardano navi per il trasporto del GNL (€331 milioni); (iii) alla linea di business Refining & Marketing per €251 milioni e riguardano la locazione di mezzi navali per le attività di shipping e stoccaggio della Eni Trade & Biofuels SpA (€108 milioni), nuovi contratti ed estensione di contratti esistenti relativi a concessioni autostradali, locazione terreni, locazione stazioni di servizio e al parco auto dedicato al business car sharing (€122 milioni); (iv) al settore Corporate e Altre attività per €104 milioni e riguardano due aerei ceduti e riacquistati mediante la formula del leaseback (€69 milioni) e locazione di beni per le attività di staff (auto aziendali, informatica, immobili) (€32 milioni).

La variazione dell'area di consolidamento è riferita alla linea di business Plenitude per €75 milioni.

I principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l'asset non è stato ancora messo a disposizione riguardano: (i) un contratto del valore nominale di circa €1,8 miliardi relativo a una unità navale FPSO da utilizzare per lo sviluppo dell'Area 1 in Messico. L'asset è previsto entrare nelle disponibilità del Gruppo come RoU nel 2022 con una durata del contratto fino al 2040; (ii) un contratto dal valore nominale di €437 milioni relativo alla locazione di uffici della durata di 20 anni comprensivo dell'opzione di proroga per ulteriori 6 anni; (iii) contratti di capacità di stoccaggio e di noleggio navi time charter per €311 milioni.

I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono riflessi nella determinazione della passività per leasing sono relativi a: (i) opzioni di proroga o risoluzione di contratti di locazione di immobili ad uso uffici per €302 milioni; (ii) opzioni di proroga relative alla locazione di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi per €130 milioni; (iii) altre opzioni di proroga relativi a contratti di asset a servizio del business upstream per €67 milioni.

(€ milioni)	passività per beni in leasing a lungo Quote a breve di	Passività per beni in leasing a lungo termine termine	Totale
2021
Valore iniziale	849	4.169	5.018
Incrementi		1.102	1.102
Decrementi	(934)	(5)	(939)
Differenze di cambio da conversione		38 231	269
Variazione dell'area di consolidamento		14 89	103
Altre variazioni	981	(1.197)	(216)
Valore finale	948	4.389	5.337
2020
Valore iniziale	889	4.759	5.648
Incrementi		808	808
Decrementi	(866)	(3)	(869)
Differenze di cambio da conversione	(40)	(269)	(309)
Altre variazioni	866	(1.126)	(260)

Valore finale 849 4.169 5.018

Le passività per beni in leasing si analizzano come segue:

La passività per beni in leasing è riferibile per €1.684 milioni (€1.652 milioni al 31 dicembre 2020) 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 €939 milioni; (ii) gli interessi passivi pagati per €307 milioni.

La passività per beni in leasing è denominata in dollari USA per €3.690 milioni e in euro per €1.495 milioni.

La variazione dell'area di consolidamento è riferita alla linea di business Plenitude per €72 milioni.

Le altre variazioni relative al diritto di utilizzo beni in leasing e alle passività per beni in leasing riguardano essenzialmente la chiusura anticipata o la rinegoziazione di contratti di leasing. I debiti per beni in leasing verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020	2019
Altri ricavi e proventi
- proventi da remesurement delle passività per beni in leasing	18	12	6
	18	12	6
Acquisti, prestazioni e costi diversi
- leasing di breve durata	85	67	115
- leasing di modico valore	31	37	39
- canoni di leasing variabili non inclusi nelle passività per beni in leasing	14	7	16
- incrementi per lavori interni - attività materiali	(4)	(2)	(2)
	126	109	168
Ammortamenti e svalutazioni
- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing	928	928	999
- capitalizzazioni ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali	(110)	(96)	(210)
- svalutazioni diritto di utilizzo beni in leasing	59	47	41
	877	879	830
Proventi (oneri) finanziari
- interessi passivi su passività per beni in leasing	(304)	(347)	(378)
- oneri finanziari su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali	5	7	17
- differenze di cambio nette su passività per beni in leasing	(34)	24	(6)
	(333)	(316)	(367)

14 ATTIVITÀ IMMATERIALI

Diritti e potenziale esplorativo	di utilizzazione delle industriale e diritti opere dell'ingegno Diritti di brevetto	immateriali	a vita utile definita	Goodwill	utile indefinita	Totale
888	162	589	1.639	1.297		2.936
12	28	244	284			284
(30)	(89)	(168)	(287)			(287)
	(2)	(14)	(16)	(22)		(38)
21			21			21
(35)			(35)			(35)
	11	226	237	1.574	24	1.835
57		2	59	13		72
	45	(34)	11			11
913	155	845	1.913	2.862	24	4.799
1.707	1.709	4.843	8.259
794	1.554	3.998	6.346
1.031	195	568	1.794	1.265		3.059
18	23	196	237			237
(53)	(92)	(130)	(275)			(275)
(23)		(7)	(30)	(24)		(54)
		24	24			24
(19)	(5)		(24)			(24)
		7	7	70		77
(66)		(3)	(69)	(14)		(83)
	41	(66)	(25)			(25)
888	162	589	1.639	1.297		2.936
1.613	1.623	4.399	7.635
725	1.461	3.810	5.996
			Altre attività	Attività immateriali		Altre attività a vita

I diritti e potenziale esplorativo riguardano il valore di libro residuo dei bonus di firma e dei 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 fintantoché è confermato il committment del management nell'iniziativa. Gli investimenti dell'anno riguardano bonus di firma relativi a nuovi acreage esplorativi in Angola e Costa d'Avorio.

L'analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attività è la seguente:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Diritti esplorativi proved	236	225
Diritti esplorativi unproved	677	653
Altri diritti esplorativi		10
	913	888

I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di sviluppo interno di software, diritti di utilizzazione di processi produttivi e diritti di utilizzazione di software.

Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €35 milioni

sono riferite a titoli minerari esplorativi principalmente per abbandono delle iniziative sottostanti per fattori geopolitici e ambientali.

Le altre attività immateriali riguardano: (i) attività per acquisizione di clientela della linea business Plenitude di €348 milioni (€262 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) concessioni, licenze e marchi e diritti simili per €139 milioni (€88 milioni al 31 dicembre 2020) ed includono diritti di trasporto di gas naturale di importazione dall'Algeria per €32 milioni (€25 milioni al 31 dicembre 2020); (iii) customer relationship per €109 milioni rilevati a seguito dell'acquisizione del gruppo Finproject; (iv) investimenti in corso su gasdotti di cui Eni ha acquisito i diritti di trasporto per €78 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2020).

Le altre attività immateriali a vita utile indefinita riguardano l'acquisizione dei brand XL EXTRALIGHT e Levirex di Finproject.

I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e non hanno subito variazioni apprezzabili rispetto all'esercizio 2020:

Diritti e potenziale esplorativo Diritti di trasporto del gas naturale Altre concessioni, licenze, marchi e diritti simili Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno Attività per acquisizione della clientela Altre immobilizzazioni immateriali	(%)
		UOP
		3
		3 - 33
		20 - 33
		17 - 33
		4 - 20

Il saldo finale della voce goodwill è al netto di svalutazioni cumulate per un totale di €2.500 milioni. Il goodwill per settore di attività e linea di business si analizza come segue:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Plenitude	2.446	1.047
Refining & Marketing	173	93
Exploration & Production	139	146
Chimica	93
Corporate e Altre attività	11	11
	2.862	1.297

La svalutazione del goodwill nel 2021 è riferita essenzialmente al settore Exploration & Production.

La variazione dell'area di consolidamento relativa al goodwill è riferita: (i) per €728 milioni all'acquisizione del 100% di Be Power SpA che tramite la controllata Be Charge è il secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture di ricarica per la mobilità elettrica; (ii) per €168 milioni all'acquisizione del 100% di Aldro Energía y Soluciones SLU attiva nel mercato iberico retail della vendita di energia elettrica, gas e servizi; (iii) per €302 milioni all'acquisito di Eolica Lucana Srl, Green Energy Management Services Srl (GEMS), Finpower Wind Srl, Società Energie Rinnovabili SpA (SER), Società Energie Rinnovabili 1 SpA (SER1) proprietarie di campi eolici onshore in esercizio; (iv) per €120 milioni all'acquisizione di Dhamma Energy Group, proprietaria di una piattaforma per lo sviluppo di impianti fotovoltaici in Francia e Spagna; (v) per €93 milioni all'acquisizione del controllo di Finproject da parte di Versalis; (vi) per €81 milioni all'acquisizione da Azora Capital di un portafoglio di progetti di energia rinnovabile in sviluppo e capacità in esercizio; (vii) per €80 milioni all'acquisizione del 100% di FRI-EL Biogas Holding (ora Eni-BioCh4in SpA), attiva nel settore della bioenergia.

Le informazioni sulle allocazioni del goodwill derivanti dalle operazioni di business combination sono fornite alla nota n. 5 - Business combination e altre transazioni significative. Il goodwill rilevato a seguito di business combination è attribuito alle cash generating unit ("CGU") che beneficiano delle sinergie derivanti dall'acquisizione.

Con riferimento alla linea di business Plenitude relativa alle attività di vendita retail di gas naturale ed elettricità con significativi valori allocati di goodwill, in considerazione della maggiore integrazione tra i vari Paesi in cui opera il Gruppo Plenitude e delle possibili sinergie transnazionali, la CGU definita per la valutazione di recuperabilità del goodwill di complessivi €1.214 milioni derivante dalle acquisizioni è stata estesa dall'Italia all'intero perimetro di attività Mercato e ridenominata Retail. Tale goodwill riguarda: il buy-out delle minorities ex Italgas nel 2003 per €706 milioni, società italiane focalizzate in ambiti territoriali circoscritti, sinergiche ai principali bacini di attività Eni (€198 milioni) in esercizi passati, l'acquisizione nel 2021 del 100% di Aldro Energía y Soluciones SLU attiva nel mercato iberico (€168 milioni), nonché il goodwill preesitente per l'acquisizione di Eni Gas & Power France SA (€95 milioni) e altri importi minori. In sede di impairment test la CGU Retail conferma la tenuta del valore di libro del goodwill.

La recuperabilità del valore di libro della CGU Retail, compreso l'ammontare del goodwill allocato, è stata verificata mediante confronto con il valore d'uso stimato sulla base dei flussi di cassa del piano quadriennale approvato dal management e di un valore terminale calcolato con il metodo della perpetuity dell'ultimo anno del piano assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero, invariato. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC post-tax dell'attività retail rettificato per il rischio dei Paesi di operatività, pari a una media di circa il 4,9%. Non vi sono ipotesi razionali di variazione del tasso di sconto, del tasso di crescita, della redditività o dei volumi che comportino l'azzeramento dell'headroom di circa €5 miliardi del valore d'uso della CGU Retail rispetto al valore di libro, compreso il goodwill ad essa allocato.

Nella linea di business Plenitude relativa alle attività rinnovabili, le CGU sono state individuate a livello di progetto significativo, in alcuni casi raggruppati a livello societario per i progetti/impianti caratterizzati da rilevanti sinergie. I flussi di cassa comprendono sia quelli relativi agli asset esistenti sia quelli connessi al processo di repowering. Per le acquisizioni 2021, l'impairment è stato condotto aggiornando il modello di valutazione utilizzato per l'acquisizione confermando la recuperabilità dei goodwill allocati alle varie CGU.

Il goodwill della linea di business Plenitude relativo all'attività E-mobility è riferito all'acquisizione avvenuta nel 2021 del 100% di Be Power SpA che tramite la controllata Be Charge è il secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture di ricarica per la mobilità elettrica (€728 milioni) ed è stato valutato aggiornando il modello di valutazione dell'operazione.

15 RIPRESE DI VALORE (SVALUTAZIONI) NETTE DI ATTIVITÀ MATERIALI, IMMATERIALI E DIRITTO DI UTILIZZO BENI IN LEASING

Le assunzioni per gli impairment test sul settore Plenitude & Power sono indicate alla nota n. 14 - Attività immateriali. La valutazione di recuperabilità dei valori d'iscrizione delle cash generating unit (CGU) Oil & Gas è la più importante delle stime contabili critiche del bilancio Eni in ragione del peso del capitale investito nel settore sul totale dell'attivo consolidato e della complessità del processo di stima dei valori d'uso. La determinazione dei flussi di cassa futuri associati all'uso delle CGU Oil & Gas è funzione del giudizio e delle valutazioni soggettive del management in relazione all'andamento futuro di variabili caratterizzate da un'elevata alea d'incertezza quali i prezzi di lungo termine degli idrocarburi, le vite utili degli asset, le proiezioni di costi operativi e di sviluppo, i volumi di riserve che saranno effettivamente recuperati, il timing e i costi di decommissioning. Tra queste, i prezzi del petrolio e del gas naturale costituiscono il principale driver di valore e, trattandosi di commodity, presentano un elevato livello di volatilità e di imprevedibilità dovuto alla diretta correlazione con il ciclo macroeconomico. Le previsioni di prezzo adottate da Eni per valutare sia la recuperabilità degli asset iscritti a bilancio sia le decisioni d'investimento, sono elaborate sulla base della view del management sull'evoluzione nel lungo termine dei fondamentali del mercato, tra i quali principalmente l'evoluzione del mix energetico globale nei prossimi venti-trent'anni in relazione agli obiettivi di decarbonizzazione degli Stati definiti nei propri piani nazionali, in linea con gli obiettivi dell'Accordo di Parigi, la velocità del processo di transizione energetica, gli impatti durevoli della pandemia del COVID-19, l'andamento della domanda e dell'offerta di petrolio e gas naturale nel lungo termine, la crescita economica e demografica, l'evoluzione delle tecnologie e delle policy relative al clima e il cambiamento nelle preferenze dei consumatori e degli investitori.

Con riferimento al breve termine, il management considera anche le curve forward e le previsioni di banche d'affari e altri istituti specializzati.

Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell'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 l'azzeramento netto delle emissioni Scope 1+2+3 al 2050. In coerenza con tale percorso che considera le possibili evoluzioni del mercato e delle tecnologie e la progressiva evoluzione del portafoglio prodotti della Compagnia, il management ha adottato l'assunzione di un prezzo del petrolio di lungo termine di 62 \$/bbl in termini reali 2020 fino al 2035, per poi declinare a 46 \$ nel 2050 in relazione all'assunzione di progressivo phase out del petrolio dal mix energetico globale per il conseguimento degli obiettivi climatici definiti dall'Accordo di Parigi.

Per il 2022-2023, le previsioni di prezzo nominale sono rispettivamente \$80 e \$75/barile in considerazione della fase di sostenuta ripresa macroeconomica globale, della disciplina finanziaria e conseguente limitazione degli investimenti delle società petrolifere internazionali quotate e dei problemi produttivi dell'OPEC+; i corrispondenti valori delle assunzioni di impairment test 2020 erano \$55 e \$60/barile.

Per quanto riguarda il prezzo del gas naturale, mentre nel breve termine il benchmark dei prezzi spot dell'Europa continentale "TTF" è previsto in sensibile ripresa a \$21,2 e \$14,4/mmBTU rispettivamente nel 2022 e nel 2023 (vs. \$4,7 e \$4,9/mmBTU quali corrispondenti valori dell'impairment test 2020), nel lungo termine il valore declina in relazione alle ipotesi di progressivo spiazzamento del gas a opera delle rinnovabili e di efficientamento dei consumi per una previsione di prezzo del TTF in moneta reale 2020 di \$8,5/mmBTU nel periodo 2025-2045, per poi declinare ulteriormente a \$6,2/mmBTU nel 2050.

Le previsioni di breve termine sono esposte alle imprevedibili conseguenze del conflitto in corso tra Russia e Ucraina che al momento ha provocato una fase di volatilità senza precedenti nel mercato delle commodity energetiche.

Il tasso di attualizzazione dei flussi di cassa futuri delle CGU è stato stimato come media ponderata del costo del capitale proprio (Ke) e del capitale di debito, in base alla metodologia del capital asset pricing model. Nello specifico, il Ke considera sia il premio per il rischio mercato non diversificabile misurato sulla base dei rendimenti di lungo termine dello S&P 500, sia un premio addizionale che considera l'esposizione ai rischi operativi dei Paesi di attività e i rischi della transizione energetica. Il risultato è un Ke di circa il 10% che ha bilanciato la discesa degli yield sugli asset risk free che entrano sia nel calcolo del Ke sia nella determinazione del costo del debito, mantenendo un costo del capitale di Gruppo nell'intorno del 7%.

Sulla base del rafforzamento dei prezzi degli idrocarburi attesi nel breve-medio termine il management ha rilevato delle parziali riprese di valore delle CGU svalutate nel precedente bilancio. Le riprese di valore più significative hanno riguardato giacimenti a gas in Italia e giacimenti petroliferi in Congo, Libia, Usa, Algeria, Turkmenistan, Nigeria e Timor Est. I tassi di attualizzazione post-tax dei flussi sono compresi in un range 10,7%-6,5%; nel caso della ripresa di valore di maggiore entità (superiore ai €100 milioni) il wacc post-tax del 6,8% si ridetermina in circa 18% pre-tax.

Nel complesso il valore d'uso delle proprietà Oil & Gas stimato allo scenario e ai tassi di attualizzazione Eni, esprime un headroom (differenza tra il valore d'uso e i valori di libro) maggiore del 90% del valore di libro degli asset, compresi i costi che il Gruppo ha pianificato per l'acquisto di crediti di carbonio nell'ambito della partecipazione ai progetti di conservazione delle foreste, che afferiscono al framework REDD+ definito dalle Nazioni Unite. Nel calcolo sono inclusi gli asset di tutte le società consolidate, delle joint ventures e collegate, esclusa la Vår Energi AS e un asset oggetto di arbitrato.

Considerata la soggettività delle assunzioni sottostanti la stima del valore d'uso, il management ha elaborato un'analisi di sensitività dei valori degli asset Oil & Gas agli scenari di decarbonizzazione elaborati dalla IEA: lo SDS WEO '21 e il Net Zero Emission 2050 (NZE 2050). I sensitivity test agli scenari IEA SDS e NZE 2050 riguardano sia le assunzioni di prezzo delle materie prime energetiche diverse da quelle adottate dal management, sia l'utilizzo di un costo per le emissioni di CO2 in tutte le aree geografiche dove Eni svolge attività Oil & Gas sulla base dei prezzi riportati nella tabella seguente:

		Headroom valore d'uso delle CGU O&G vs. Valori di libro eccedenza %	Assunzioni al 2050 in termini reali USD 2020
	Costi CO2 deducibili	Costi CO2 non deducibili	Prezzo Brent	Prezzo gas europeo	Costo CO2
Scenario Eni	~90%	-	46 \$/bbl	6,2 \$/mmBTU	proiezioni costi CO2 EU/ETS + previsione costi di forestry
Scenario IEA SDS WEO 2021	76%	75%	50 \$/bbl	4,5 \$/mmBTU	200-95 per tonnellata di CO2 *
Scenario IEA NZE 2050	35%	32%	24 \$/bbl	3,6 \$/mmBTU	250-55 per tonnellata di CO2 *

(*) Prezzo differenziato a seconda di economia classificata come "avanzata" o "emergente".

Con riferimento allo scenario NZE 2050, per il quale non sono considerate possibili azioni di recupero di valore, quali riprogrammazione/cancellazione di attività di sviluppo pianificate, rinegoziazioni contrattuali, effetto sui costi o azioni volte ad accelerare il pay-back period, si determina un headroom, cioè l'eccedenza del complessivo valore d'uso rispetto al corrispondente valore di bilancio delle CGU E&P, consistente e in eccesso di oltre il 30% rispetto ai dati di bilancio.

La valutazione di recuperabilità degli attivi nel 2021 comprende la svalutazione del valore di libro residuo delle raffinerie e joint operation in Italia e in Europa per un ammontare pari a €1.179 milioni (compresi investimenti di stay-in-business di CGU precedentemente svalutate). Tale perdita ha come driver il sensibile peggioramento dei margini, compressi dal peggioramento dei crack spread dei prodotti e dall'aumento del costo delle utility indicizzate al gas, e le ridotte prospettive di redditività delle CGU Eni a causa di fattori di debolezza strutturale dell'industria della raffinazione europea (dimensione subottimale degli impianti, pressione competitiva da parte di raffinatori più efficienti) e delle proiezioni di modesta ripresa della domanda di carburanti anche per effetto della competizione della mobilità elettrica. Inoltre, i costi operativi sono penalizzati dall'aumento degli oneri per acquisto dei permessi di emissione nell'ambito dello Emissions Trading System europeo.

16 PARTECIPAZIONI

PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

		2021				2020
(€ milioni)	Partecipazioni in imprese controllate	Partecipazioni in joint venture	Partecipazioni in imprese collegate	Totale	Partecipazioni in imprese controllate	Partecipazioni in joint venture	Partecipazioni in imprese collegate	Totale
Valore iniziale	80	2.832	3.837	6.749	86	4.592	4.357	9.035
Acquisizioni e sottoscrizioni	1	558	103	662	2	75	198	275
Cessioni e rimborsi	(21)	(231)	(133)	(385)		(3)	(1)	(4)
Plusvalenze da valutazione al patrimonio netto	6	31	165	202	3	21	14	38
Minusvalenze da valutazione al patrimonio netto	(3)	(910)	(381)	(1.294)	(2)	(1.399)	(332)	(1.733)
Decremento per dividendi	(25)	(586)	(16)	(627)	(5)	(296)	(13)	(314)
Variazione dell'area di consolidamento	5	355		360	3	30	1	34
Differenze di cambio da conversione	2	83	296	381	(4)	(254)	(345)	(603)
Altre variazioni	(1)	(75)	(85)	(161)	(3)	66	(42)	21
Valore finale	44	2.057	3.786	5.887	80	2.832	3.837	6.749

Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano per €480 milioni l'acquisizione del 20% delle partecipazioni Doggerbank Offshore Wind Farm Project 1 Holdco Ltd e Doggerbank Offshore Wind Farm Project 2 Holdco Ltd che stanno sviluppando il progetto eolico offshore nel Mare del Nord britannico Dogger Bank (A e B).

Le cessioni e rimborsi riguardano essenzialmente: (i) la cessione di Unión Fenosa Gas SA per €232 milioni al partner spagnolo Naturgy a seguito della ristrutturazione societaria della venture con la ripartizione degli asset fra i soci; (ii) il rimborso di capitale di Angola LNG Ltd per €130 milioni.

Le minusvalenze da valutazione con il metodo del patrimonio netto sono riferite a: (i) Saipem SpA per €752 milioni dovuta sia alle perdite gestionali su commesse sia alla rilevazione di oneri straordinari e di ristrutturazione. La perdita è stata stimata dal management sulla base delle migliori informazioni disponibili sul mercato e dei risultati preliminari dell'esercizio 2021 annunciati dalla partecipata; (ii) Abu Dhabi Oil Refining Co (TAKREER) per €362 milioni relativi alla perdita di esercizio dovuta principalmente alla rilevazione di svalutazioni di impianti per minori prospettive di redditività e accantonamenti di decommissioning per chiusura di alcune linee produttive.

La valutazione con il metodo del patrimonio netto ha comportato l'iscrizione di una perdita di €78 milioni per la Cardón IV SA (Eni 50%) che opera il giacimento a gas Perla in Venezuela che sconta il rallentamento dell'attività e dei prelievi di gas da parte di PDVSA in relazione al difficile contesto operativo e le perdite su crediti. Il valore residuo di €51 milioni della partecipazione nell'altro progetto venezuelano PetroJunín è stato azzerato per mancanza di prospettive di redditività del progetto. Il decremento per dividendi è riferito per €561 milioni alla Vår Energi AS.

		31.12.2021	31.12.2020
(€ milioni)	Valore contabile	% di partecipazione	Valore contabile	% di partecipazione
Imprese controllate:
- Eni BTC Ltd	2	100,00	24	100,00
- Altre	42		56
	44		80
Imprese in joint venture:
- Vår Energi AS	645	69,85	1.144	69,85
- Mozambique Rovuma Venture SpA	355	35,71
- Cardón IV SA	279	50,00	199	50,00
- Doggerbank Offshore Wind Farm Project 1 Holdco Ltd	246	20,00
- Doggerbank Offshore Wind Farm Project 2 Holdco Ltd	238	20,00
- Saipem SpA	137	31,20	908	31,08
- Lotte Versalis Elastomers Co Ltd	54	50,00	51	50,00
- Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA	27	70,00	32	70,00
- PetroJunín SA		40,00	50	40,00
- Unión Fenosa Gas SA			242	50,00
- Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA			140	49,00
- Altre	76		66
	2.057		2.832
Imprese collegate:
- Abu Dhabi Oil Refining Co (Takreer)	2.151	20,00	2.335	20,00
- Angola LNG Ltd	1.084	13,60	1.039	13,60
- Coral FLNG SA	156	25,00	138	25,00
- Novis Renewables Holdings Llc	75	49,00	65	49,00
- United Gas Derivatives Co	75	33,33	58	33,33
- Bluebell Solar Class A Holdings II Llc	71	99,00
- ADNOC Global Trading Ltd	42	20,00		20,00
- Finproject SpA			73	40,00
- Altre	132		129
	3.786		3.837
	5.887		6.749

Il valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese:

La partecipazione detenuta nella società Mozambique Rovuma Venture SpA è stata riclassificata da joint operation a joint venture. Le motivazioni della riclassifica sono riportate alla n. 4 - Principi contabili di recente emanazione - Modifica della classificazione del joint arrangement Mozambique Rovume Venture SpA.

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 ai patrimoni netti contabili per €487 milioni; la differenza è riferita principalmente alle partecipazioni Doggerbank Offshore Wind Farm Project 1 Holdco Ltd e Doggerbank Offshore Wind Farm Project 2 Holdco Ltd per €483 milioni e riflette le prospettive reddituali delle iniziative valutate all'atto dell'acquisizione.

Al 31 dicembre 2021 i valori di libro e di mercato della Saipem SpA, società partecipata da Eni quotata in borsa, sono i seguenti:

	Saipem SpA
Numero di azioni	308.767.968
% di partecipazione	31,20
Prezzo delle azioni (€)	1,845
Valore di mercato (€ milioni)	570
Valore di libro (€ milioni)	137

Le ulteriori informazioni richieste sulle partecipazioni sono indicate alla nota n. 37 - Altre informazioni sulle partecipazioni.

ALTRE PARTECIPAZIONI

(€ milioni)	2021	2020
Valore iniziale	957	929
Acquisizioni e sottoscrizioni	175	8
Valutazione al fair value con effetto a OCI	105	24
Cessioni e rimborsi		(12)
Differenze di cambio da conversione	57	(61)
Altre variazioni		69
Valore finale	1.294	957

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 attuale degli extra redditi attesi (c.d. 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'1% del costo del capitale considerato nella valutazione non producono significative modifiche alla valutazione del fair value.

Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano per €120 milioni il versamento di acconti per l'acquisto di partecipazioni.

La valutazione al fair value con effetto ad OCI è riferita per €106 milioni alla Novamont SpA.

I dividendi distribuiti dalle altre partecipazioni minoritarie sono commentati alla nota n. 32 - Proventi (oneri) su partecipazioni. Il valore di libro delle partecipazioni al 31 dicembre 2021 include la Nigeria LNG Ltd per €637 milioni (€579 milioni al 31 dicembre 2020), la Saudi European Petrochemical Co 'IBN ZAHR' per €124 milioni (€115 milioni al 31 dicembre 2020) e la Novamont SpA per €183 milioni (€77 milioni al 31 dicembre 2020). Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, collegate e rilevanti al 31 dicembre 2021 sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021" che costituisce parte integrante delle presenti note.

17 ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE

		31.12.2021	31.12.2020
(€ milioni)	Correnti	Non correnti	Correnti	Non correnti
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa a lungo termine	17	1.832	29	953
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa a breve termine	39		22
	56	1.832	51	953
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	4.252		203
	4.308	1.832	254	953
Titoli strumentali all'attività operativa		53		55
	4.308	1.885	254	1.008

I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue:

(€ milioni)	2021	2020
Valore iniziale	352	379
Accantonamenti	41	7
Utilizzi	(15)	(7)
Differenze di cambio da conversione	25	(26)
Altre variazioni		(1)
Valore finale	403	352

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa riguardano finanziamenti concessi principalmente dal settore Exploration & Production (€1.763 milioni) a società collegate e joint agreement per l'esecuzione di progetti industriali di interesse Eni. Tali crediti sono espressione di interessenze di lungo termine nelle iniziative finanziate. L'esposizione maggiore è nei confronti: (i) della Mozambique Rovuma Venture SpA per €1.008 milioni; (ii) della Coral FLNG SA per €383 milioni (€288 milioni al 31 dicembre 2020); (iii) della joint venture Cardón IV SA (Eni 50%) in Venezuela operatore del giacimento a gas Perla, nei confronti della quale è outstanding un credito finanziario di €199 milioni (€383 milioni al 31 dicembre 2020).

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa con scadenza oltre i 5 anni ammontano a €399 milioni (€771 milioni al 31 dicembre 2020).

Il fair value dei crediti finanziari strumentali all'attività operativa non correnti ammonta a €1.832 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra -0,3% e 1,7% (-0,5% e 1,4% al 31 dicembre 2020). La recuperabilità del credito finanziario verso la joint venture Cardón IV SA, oltre che sulla base del modello di expected loss è valutato sulla base della recuperabilità dell'investimento fatto dalla JV per lo sviluppo del giacimento Perla, corrispondente al valore attuale dei flussi di cassa futuri associati alla vendita delle riserve di gas che scontano l'apprezzamento del rischio controparte sotto forma di dilazione dei tempi di incasso dei fatturati futuri.

Per la valutazione delle altre attività 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 €4.233 milioni (€203 milioni al 31 dicembre 2020) depositi vincolati a garanzia di operazioni su contratti derivati riferiti essenzialmente al settore Global Gas & LNG Portfolio e per €19 milioni depositi presso banche come impiego di surplus di liquidità.

I crediti finanziari sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €3.729 milioni e €1.980 milioni.

I titoli strumentali all'attività operativa sono emessi da Stati Sovrani.

Titoli per €20 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2020) sono vincolati a garanzia del cauzionamento bombole del gas sulla base di norme di legge italiane.

L'analisi dei titoli per emittente è la seguente:

Costo Ammortizzato Tasso di rendimento Anno di scadenza Valore Nominale Fair Value (€ milioni) (€ milioni) (€ milioni) nominale %	Classe di rating S&P Classe di rating Moody's
Stati Sovrani
Tasso fisso
Italia 24 24 24 da 0,0 a 1,75 dal 2022 al 2031	Baa3 BBB
Altri(*) 16 16 16 da 0,0 a 0,20 dal 2023 al 2025 da Aa3 a Baa1	Da AA a A
Tasso variabile
Italia 11 11 11 da 0,22 a 0,43 dal 2022 al 2025	Baa3 BBB
Altri 2 2 2 1,10 2022	Baa2 BBB
Totale Stati Sovrani 53 53 53

(*) Di importo unitario inferiore a €10 milioni.

Tutti i titoli in portafoglio scadono entro cinque anni. Il fair value dei titoli è determinato sulla base delle quotazioni di mercato.

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

18 DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Debiti commerciali	16.795	8.679
Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione	552	417
Debiti verso fornitori per attività di investimento	1.732	1.393
Debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione	1.188	1.120
Debiti verso altri	1.453	1.327
	21.720	12.936

L'incremento dei debiti commerciali di €8.116 milioni è riferito ai settori Global Gas & LNG Portfolio per €6.626 milioni e Refining & Marketing e Chimica per €1.220 milioni.

I debiti verso altri comprendono: (i) debiti verso il personale per €328 milioni (€255 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) gli importi ancora dovuti per l'attivazione della clausola take-orpay dei contratti di fornitura long-term di €185 milioni (€376 milioni al 31 dicembre 2020); (iii) debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale per €112 milioni (€92 milioni al 31 dicembre 2020).

I debiti commerciali e altri debiti sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €14.250 milioni e €5.864 milioni. La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza. I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

19 PASSIVITÀ FINANZIARIE

		31.12.2021				31.12.2020
(€ milioni)	a breve termine finanziarie Passività	a lungo termine Quote a breve di passività finanziarie	a lungo termine finanziarie Passività	Totale	a breve termine finanziarie Passività	a lungo termine Quote a breve di passività finanziarie	a lungo termine finanziarie Passività	Totale
Banche	362	347	4.650	5.359	337	759	3.193	4.289
Obbligazioni ordinarie		913	18.049	18.962		1.140	18.280	19.420
Obbligazioni convertibili		399		399			396	396
Sustainability‐Linked Bond		2	996	998
Debiti finanziari rappresentati da titoli di credito	836			836	2.233			2.233
Altri finanziatori	1.101	120	19	1.240	312	10	26	348
	2.299	1.781	23.714	27.794	2.882	1.909	21.895	26.686

L'incremento delle passività finanziarie di €1.108 milioni è dettagliato nella tabella "Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento" riportata alla fine della presente nota. I debiti finanziari rappresentati da titoli di credito riguardano l'emissione di commercial paper da parte delle società finanziarie del Gruppo.

Al 31 dicembre 2021 le passività finanziarie con banche comprendono contratti di finanziamento sustainability-linked, che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo del finanziamento collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità, per €1.300 milioni (tale ammontare non considera le linee di credito committed utilizzate al 31 dicembre 2021).

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 accettabili per la stessa Banca. Al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontavano rispettivamente a €899 milioni e a €1.051 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate.

Le obbligazioni ordinarie riguardano il programma di Euro Medium Term Notes per complessivi €15.542 milioni e altri prestiti obbligazionari per complessivi €3.420 milioni.

Importo Disaggio di emissione e rateo di interesse Totale Valuta Scadenza Tasso (%) (€ milioni) da a da a Società emittente Euro Medium Term Notes Eni SpA 1.000 29 1.029 EUR 2029 3,625 Eni SpA 1.200 15 1.215 EUR 2025 3,750 Eni SpA 1.000 13 1.013 EUR 2023 3,250 Eni SpA 1.000 10 1.010 EUR 2026 1,500 Eni SpA 1.000 10 1.010 EUR 2031 2,000 Eni SpA 1.000 3 1.003 EUR 2030 0,625 Eni SpA 1.000 1 1.001 EUR 2026 1,250 Eni SpA 900 (1) 899 EUR 2024 0,625 Eni SpA 800 1 801 EUR 2028 1,625 Eni SpA 750 11 761 EUR 2024 1,750 Eni SpA 750 7 757 EUR 2027 1,500 Eni SpA 750 (4) 746 EUR 2034 1,000 Eni SpA 700 3 703 EUR 2022 0,750 Eni SpA 650 4 654 EUR 2025 1,000 Eni SpA 600 (3) 597 EUR 2028 1,125 Eni Finance International SA 1.545 (4) 1.541 USD 2026 2027 variabile Eni Finance International SA 795 7 802 EUR 2025 2043 1,275 5,441 15.440 102 15.542 Altri prestiti obbligazionari Eni SpA 883 7 890 USD 2023 4,000 Eni SpA 883 4 887 USD 2028 4,750 Eni SpA 883 883 USD 2029 4,250 Eni SpA 309 1 310 USD 2040 5,700 Eni USA Inc 353 353 USD 2027 7,300 CEF3 Wind Energy SpA 99 (2) 97 EUR 2025 2,010 3.410 10 3.420 18.850 112 18.962

L'analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l'indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:

Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €703 milioni. Nel corso del 2021 non sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie.

Le informazioni relative al prestito obbligazionario convertibile emesso da Eni SpA sono le seguenti:

(€ milioni)

271

Il prestito obbligazionario prevede una formula equity-linked cash-settled non diluitivo con un valore di rimborso legato al prezzo di mercato delle azioni Eni. Gli obbligazionisti hanno la facoltà di esercitare il diritto di conversione in determinati periodi e/o in presenza di determinati eventi, fermo restando che le obbligazioni saranno regolate mediante cassa, senza effetto diluitivo per gli azionisti. Al fine di gestire l'esposizione al rischio di prezzo, sono state acquistate opzioni call sulle azioni Eni che saranno regolate su base netta per cassa (c.d. cash-settled call options). Il prezzo iniziale di conversione delle obbligazioni è stato fissato a €17,62 ed include un premio del 35% rispetto al prezzo di riferimento delle azioni riferibile al momento dell'emissione. Il prestito obbligazionario convertibile è valutato al costo ammortizzato; l'opzione di conversione, implicita negli strumenti finanziari emessi, e le opzioni call sulle azioni Eni acquistate sono valutate a fair value con imputazione degli effetti a conto economico. Il prestito obbligazionario scade nei prossimi 12 mesi.

Nel corso dell'esercizio 2021 Eni, nell'ambito del programma di Euro Medium-Term Notes, ha emesso sustainability-linked bond per un ammontare nominale complessivo di €1.000 milioni le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità, che riguardano: (i) Net Carbon Footprint upstream (emissioni GHG Scope 1 + Scope 2) inferiori o uguali a 7,4 milioni di tonnellate di CO² equivalenti entro il 2024; (ii) capacità installata da fonti rinnovabili di 5 GW entro il 2025. Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse. Le informazioni relative alle obbligazioni sustainability-linked bond sono le seguenti:

(€ milioni)	Importo	e rateo di interesse di emissione Disaggio	Totale	Valuta	Scadenza	Tasso (%)
Eni SpA	1.000	(2)	998	EUR	2028	0,375

Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2021 il programma risulta utilizzato per €16,4 miliardi.

Le passività finanziarie sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono denominate e con l'indicazione del tasso medio ponderato di riferimento.

	31.12.2021				31.12.2020
	Passività finanziarie a breve termine (€ milioni)	Tasso medio (%)	Passività finanziarie passività finanziarie e quote a breve di a lungo termine a lungo termine (€ milioni)	Tasso medio (%)	Passività finanziarie a breve termine (€ milioni)	Tasso medio (%)	Passività finanziarie passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di a lungo termine (€ milioni)	Tasso medio (%)
Euro	1.356		20.399	1,5	1.004		19.142	1,7
Dollaro USA	928	0,2	5.096	3,8	1.870	1,1	4.522	4,6
Altre valute	15	(0,3)			8	(0,5)	140	4,3
Totale	2.299		25.495		2.882		23.804

Al 31 dicembre 2021 Eni dispone di linee di credito uncommitted non utilizzate a breve termine per €6.207 milioni (€7.183 milioni al 31 dicembre 2020) e di linee di credito committed non utilizzate per €2.835 milioni, di cui €2.820 milioni scadenti oltre 12 mesi (€5.295 milioni al 31 dicembre 2020, di cui 4.750 milioni scadenti oltre 12 mesi). Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato. Al 31 dicembre 2021 le linee di credito committed, utilizzate e non utilizzate, comprendono contratti sustainability-linked per €4.850 milioni. L'utilizzo delle linee di credito è avvenuto per adempiere gli obblighi di mantenere un ammontare adeguato di depositi finanziari (margin call) a garanzia del settlement delle operazioni in derivati su commodity in relazione ai significativi aumenti dei prezzi spot del gas e dell'energia elettrica registrati nel dicembre 2021.

Al 31 dicembre 2021 non risultano inadempimenti di clausole contrattuali connesse a contratti di finanziamento.

Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine si analizza come segue:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Obbligazioni ordinarie e Sustainability‐Linked Bond	23.070	22.429
Obbligazioni convertibili	513	497
Banche	5.029	4.008
Altri finanziatori	138	36
	28.750	26.970

l fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra -0,3% e 1,7% (-0,5% e 1,4% al 31 dicembre 2020).

La valutazione al fair value delle passività 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.

VARIAZIONI DELLE PASSIVITÀ FINANZIARIE DERIVANTI DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO

(€ milioni)	e quote a breve di Debiti finanziari a debiti finanziari a lungo termine lungo termine	Debiti finanziari a breve termine	Passività per beni termine e quote a in leasing a lungo breve di passività lungo termine per leasing a	Totale
Valore al 31.12.2020	23.804	2.882	5.018	31.704
Variazioni monetarie	666	(910)	(939)	(1.183)
Differenze di cambio da conversione e da allineamento	255	153	303	711
Variazione dell'area di consolidamento	545	160	103	808
Altre variazioni non monetarie	225	14	852	1.091
Valore al 31.12.2021	25.495	2.299	5.337	33.131
Valore al 31.12.2019	22.066	2.452	5.648	30.166
Variazioni monetarie	2.178	937	(869)	2.246
Differenze di cambio da conversione e da allineamento	(348)	(528)	(333)	(1.209)
Variazione area di consolidamento	64	22	4	90
Altre variazioni non monetarie	(156)	(1)	568	411
Valore al 31.12.2020	23.804	2.882	5.018	31.704

La variazione dell'area di consolidamento è riferita alla linea di business Plenitude per €474 milioni e alla linea di business Refining & Marketing per €213 milioni.

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.

Le altre variazioni non monetarie comprendono €1.102 milioni di assunzioni di passività per beni in leasing (€808 milioni al 31 dicembre 2020).

20 ANALISI DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

Lo schema dell'indebitamento finanziario netto è stato aggiornato sulla base delle indicazioni Consob che ha richiesto nuove voci o nuove aggregazioni di voci esistenti. L'indebitamento finanziario netto posto a confronto è stato rideterminato alla luce del nuovo schema senza modifiche quantitative.

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
A. Disponibilità liquide	2.758	2.500
B, Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	5.496	6.913
C. Altre attività finanziarie correnti	10.553	5.705
D. Liquidità (A+B+C)	18.807	15.118
E. Debito finanziario corrente	3.613	4.022
F. Quota corrente del debito finanziario non corrente	1.415	1.618
G. Indebitamento finanziario corrente (E+F)	5.028	5.640
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D)	(13.779)	(9.478)
I. Debito finanziario non corrente	9.058	7.388
J. Strumenti di debito	19.045	18.676
K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti
L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K)	28.103	26.064
M. Totale indebitamento finanziario (H+L)	14.324	16.586

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono circa €115 milioni soggetti a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.

L'aumento delle altre attività finanziarie correnti è dovuto all'adempimento delle obbligazioni nei confronti delle istituzioni finanziarie e dei commodity-based exchange di incrementare i depositi a garanzia del settlement delle operazioni in derivati su commodity e riflette l'eccezionale aumento dei prezzi spot del gas e dell'energia elettrica registrato in Europa nel dicembre 2021 (margin call).

Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (i) le attività finanziarie destinate al trading che sono commentate alla nota n. 7 - Attività finanziarie destinate al trading; (ii) crediti finanziari che sono commentati alla nota n. 17 - Altre attività finanziarie.

La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non correnti è indicata alla nota n. 19 - Passività finanziarie. La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito finanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente per €948 milioni e €4.389 milioni (rispettivamente €849 milioni e €4.169 milioni al 31 dicembre 2020) di cui, €1.684 milioni (€1.652 milioni al 31 dicembre 2020) relativi alla quota delle passività di competenza dei joint operator nei progetti a guida Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call. Maggiori informazioni sulle passività per beni in leasing sono riportate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.

(€ milioni)	Fondo abbandono e social project e ripristino siti	Fondo rischi ambientali	per contenziosi Fondo rischi	Fondo per imposte non sul reddito	Fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione	Fondo copertura perdite di imprese partecipate	assicurazione OIL Fondo mutua	Fondo esodi agevolati	Altri fondi	Totale
Valore al 31.12.2020	9.362	2.263	385	170	258	198	95	53	654	13.438
Accantonamenti		289	234	34	102	15	2	1	219	896
Rilevazione iniziale e variazione stima	195									195
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo	153	(9)								144
Utilizzi a fronte oneri	(469)	(313)	(90)	(9)	(63)			(3)	(308)	(1.255)
Utilizzi per esuberanza		(10)	(72)	(8)		(16)	(4)	(36)	(45)	(191)
Differenze cambio da conversione	445	2	21	8		3	1		8	488
Altre variazioni	(65)	(16)	(26)	16	(2)	(5)	(1)		(23)	(122)
Valore al 31.12.2021	9.621	2.206	452	211	295	195	93	15	505	13.593

21 FONDI PER RISCHI E ONERI

Il fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie la stima dei costi che saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti (€8.580 milioni). La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l'incremento dell'asset retirement cost delle attività materiali del settore Exploration & Production. Il fondo include anche la stima degli oneri per social project da sostenere a fronte degli impegni assunti e in corso di formalizzazione tra Eni SpA e la Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell'area della concessione Val d'Agri (€134 milioni). Gli oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo rilevati a conto economico di €153 milioni sono stati determinati con tassi di attualizzazione compresi tra -0,4% e 3,8% (-0,2% e 3,7% al 31 dicembre 2020). Gli esborsi connessi agli interventi di smantellamento e di ripristino saranno sostenuti in un arco temporale che copre i prossimi 50 anni.

Il fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi a interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei suoli e delle falde delle aree di proprietà o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione per i quali sussiste, alla data di bilancio, un'obbligazione legale o "constructive" dell'Eni all'esecuzione degli interventi, compresi gli oneri da "strict liability" cioè connessi agli obblighi di ripristino di siti contaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui si verificarono gli episodi di inquinamento o a causa della responsabilità di terzi operatori ai quali Eni è subentrato nella gestione del sito. Il presupposto per la rilevazione di tali costi ambientali è l'approvazione o la presentazione dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero l'assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni quando supportato da adeguate stime. Alla data di bilancio, la consistenza del fondo è riferita alla Eni Rewind SpA per €1.532 milioni e alla linea di business Refining & Marketing per €376 milioni.

Il fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contestazioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura. Il fondo è stato stanziato sulla base della miglior stima della passività esistente alla data di bilancio ed è riferito al settore Exploration & Production per €258 milioni. Gli utilizzi a fronte oneri sono relativi per €61 milioni alla risoluzione di dispute contrattuali del settore Exploration & Production.

Il fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si prevede di sostenere per contenziosi e contestazioni pendenti con le Autorità fiscali in relazione alle incertezze applicative delle norme in vigore ed è riferito al settore Exploration & Production per €186 milioni.

Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione accoglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla compagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance DAC. A fronte di tale passività sono iscritti all'attivo di bilancio €94 milioni di crediti verso compagnie di assicurazione presso le quali sono stati riassicurati parte dei suddetti rischi.

Il fondo copertura perdite di imprese partecipate accoglie gli stanziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate e riguarda in particolare Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) per €144 milioni. Il fondo mutua assicurazione OIL accoglie gli oneri relativi ai premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mutua Assicurazione OIL Insurance Ltd a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere.

Il fondo esodi agevolati è riferito principalmente allo stanziamento degli oneri a carico Eni nell'ambito di procedure di collocamento in mobilità del personale italiano attivate in esercizi precedenti.

22 FONDI PER BENEFICI AI DIPENDENTI

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Piani a benefici definiti:
- TFR	227	258
- Piani esteri a benefici definiti	129	493
- Fisde, altri piani medici esteri e altri	162	182
	518	933
Altri fondi per benefici ai dipendenti	301	268
	819	1.201

L'ammontare della passività relative agli impegni Eni di copertura delle spese sanitarie del personale è determinato considerando, tra l'altro, i contributi versati dall'azienda.

Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano gli incentivi

monetari differiti per €124 milioni, il contratto di espansione per €69 milioni, i piani isopensione di Eni gas e luce SpA Società Benefit per €66 milioni, i premi di anzianità per €29 milioni e gli altri piani a lungo termine per €13 milioni.

I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:

	2021						2020
(€ milioni)	TFR	Piani esteri a benefici definiti	piani medici FISDE, altri esteri e altri	benefici definiti Totale piani a	ai dipendenti per benefici Altri fondi	Totale	TFR	Piani esteri a benefici definiti	piani medici esteri e altri FISDE, altri	benefici definiti Totale piani a	ai dipendenti per benefici Altri fondi	Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio	258	1.140	182	1.580	268	1.848	269	1.044	177	1.490	278	1.768
Costo corrente	1	16	3	20	49	69		23	3	26	50	76
Interessi passivi	1	24	1	26		26	2	27	2	31	1	32
Rivalutazioni:		(118)	(6)	(124)	(11)	(135)	5	48	13	66	4	70
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche	(1)	(3)	(4)	(8)	(1)	(9)	(3)	(10)	2	(11)	2	(9)
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie	(1)	(111)	3	(109)	2	(107)	9	71	13	93	5	98
- Effetto dell'esperienza passata	2	(4)	(5)	(7)	(12)	(19)	(1)	(13)	(2)	(16)	(3)	(19)
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione					107	107		(2)		(2)	20	18
Contributi al piano:		1		1		1		1		1		1
- Contributi dei dipendenti		1		1		1		1		1		1
Benefici pagati	(36)	(39)	(8)	(83)	(56)	(139)	(20)	(33)	(9)	(62)	(63)	(125)
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni	3	(263)	(10)	(270)	(56)	(326)	2	32	(4)	30	(22)	8
Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a)	227	761	162	1.150	301	1.451	258	1.140	182	1.580	268	1.848
Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio		648		648		648		632		632		632
Interessi attivi		12		12		12		15		15		15
Rendimento delle attività a servizio del piano		(5)		(5)		(5)		51		51		51
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione								(3)		(3)		(3)
Contributi al piano:		15		15		15		15		15		15
- Contributi dei dipendenti		1		1		1		1		1		1
- Contributi del datore di lavoro		14		14		14		14		14		14
Benefici pagati		(28)		(28)		(28)		(21)		(21)		(21)
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni		(9)		(9)		(9)		(41)		(41)		(41)
Attività a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b)		633		633		633		648		648		648
Massimale di attività all'inizio dell'esercizio		1		1		1
Modifiche nel massimale di attività								1		1		1
Massimale di attività alla fine dell'esercizio (c)		1		1		1		1		1		1
Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c)	227	129	162	518	301	819	258	493	182	933	268	1.201

I fondi per benefici ai 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 €1 milione e di €268 milioni rispettivamente al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020; a fronte di tale passività è stato iscritto un credito di pari ammontare. Il decremento della passività netta di €267 milioni è dovuto essenzialmente al ricalcolo della passività attuariale con nuovi parametri.

I costi relativi alle passività per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come segue:

(€ milioni)	TFR	Piani esteri a benefici definiti	piani medici FISDE, altri esteri e altri	benefici definiti Totale piani a	ai dipendenti per benefici Altri fondi	Totale
2021
Costo corrente	1	16	3	20	49	69
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione					107	107
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione	1	24	1	26		26
- Interessi attivi sulle attività a servizio del piano		(12)		(12)		(12)
Totale interessi passivi (attivi) netti	1	12	1	14		14
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari"	1	12	1	14		14
Rivalutazioni dei piani a lungo termine					(11)	(11)
Totale	2	28	4	34	145	179
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"	1	16	3	20	145	165
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari"	1	12	1	14		14
2020
Costo corrente		23	3	26	50	76
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione		1		1	20	21
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione	2	27	2	31	1	32
- Interessi attivi sulle attività a servizio del piano		(15)		(15)		(15)
Totale interessi passivi (attivi) netti	2	12	2	16	1	17
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"					1	1
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari"	2	12	2	16		16
Rivalutazioni dei piani a lungo termine					4	4
Totale	2	36	5	43	75	118
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"		24	3	27	75	102
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari"	2	12	2	16		16

I costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell'utile complessivo si analizzano come segue:

	2021 2020
(€ milioni)	TFR	Piani esteri a benefici definiti	piani medici FISDE, altri esteri e altri	benefici definiti Totale piani a	TFR	Piani esteri a benefici definiti	piani medici esteri e altri FISDE, altri	benefici definiti Totale piani a
Rivalutazioni:
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche	(1)	(3)	(4)	(8)	(3)	(10)	2	(11)
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie	(1)	(111)	3	(109)	9	71	13	93
- Effetto dell'esperienza passata	2	(4)	(5)	(7)	(1)	(13)	(2)	(16)
- Rendimento delle attività a servizio del piano		5		5		(51)		(51)
- Modifiche nel massimale di attività						1		1
		(113)	(6)	(119)	5	(2)	13	16

Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:

(€ milioni)	ed equivalenti Disponibilità liquide	rappresentativi Strumenti di capitale	rappresentativi Strumenti di debito	Immobili	Derivati	investimento comuni di Fondi	assicurazione compagnie di detenute da Attività	attività Altre	Totale
31.12.2021
Attività a servizio del piano:
- con prezzi quotati in mercati attivi	95	43	299	8	3	1	23	157	629
- con prezzi non quotati in mercati attivi							4		4
	95	43	299	8	3	1	27	157	633
31.12.2020
Attività a servizio del piano:
- con prezzi quotati in mercati attivi	117	38	297	8	2	76	20	87	645
- con prezzi non quotati in mercati attivi							3		3
	117	38	297	8	2	76	23	87	648

Le principali ipotesi attuariali adottate per valutare le passività alla fine dell'esercizio e per determinare il costo dell'esercizio successivo sono di seguito indicate:

			benefici definiti Piani esteri a	piani medici esteri e altri Fisde, altri	ai dipendenti per benefici
		TFR			Altri fondi
2021
Tasso di sconto	(%)	1,0	0,3-15,3	1,0	0,0-1,0
Tasso tendenziale di crescita dei salari	(%)	2,8	1,5-12,5
Tasso d'inflazione	(%)	1,8	0,7-13,3	1,8	1,8
Aspettativa di vita all'età di 65 anni	(anni)		13-25	24
2020
Tasso di sconto	(%)	0,3	0,1-14,7	0,3	0,0-0,3
Tasso tendenziale di crescita dei salari	(%)	1,8	1,3-12,5
Tasso d'inflazione	(%)	0,8	0,8-12,2	0,8	0,8
Aspettativa di vita all'età di 65 anni	(anni)		13-26	24

Le principali ipotesi attuariali adottate per i piani esteri a benefici definiti più rilevanti si analizzano per area geografica come segue:

		Eurozona	Europa Resto	Africa	Resto del Mondo	Piani esteri a benefici definiti
2021
Tasso di sconto	(%)	0,9-1,2	0,3-1,9	3,0-15,3	6,7	0,3-15,3
Tasso tendenziale di crescita dei salari	(%)	1,5-3,0	2,5-4,0	1,9-12,5	5,0	1,5-12,5
Tasso d'inflazione	(%)	1,5-1,9	0,7-3,5	3,0-13,3	3,0	0,7-13,3
Aspettativa di vita all'età di 65 anni	(anni)	21-23	23-25	13-15		13-25
2020
Tasso di sconto	(%)	0,4-0,8	0,1-1,4	2,6-14,7	6,4-9,8	0,1-14,7
Tasso tendenziale di crescita dei salari	(%)	1,3-3,0	2,5-3,6	2,0-12,5	5,0-9,8	1,3-12,5
Tasso d'inflazione	(%)	1,3-1,9	0,8-3,1	2,6-12,2	3,0-5,0	0,8-12,2
Aspettativa di vita all'età di 65 anni	(anni)	21-22	23-26	13-17		13-26

	Tasso di sconto		Tasso di inflazione	Tasso tendenziale di crescita dei salari	Tasso tendenziale di crescita del costo sanitario	Tasso di crescita delle pensioni
(€ milioni)	Incremento dello 0,5%	Riduzione dello 0,5%	Incremento dello 0,5%	Incremento dello 0,5%	Incremento dello 0,5%	Incremento dello 0,5%
31.12.2021
Effetto sull'obbligazione (DBO)
TFR	(9)	9	6
Piani esteri a benefici definiti	(49)	55	34	11		28
Fisde, altri piani medici esteri e altri	(10)	11			10
Altri fondi per benefici ai dipendenti	(4)	1	1
31.12.2020
Effetto sull'obbligazione (DBO)
TFR	(10)	6	7
Piani esteri a benefici definiti	(84)	92	47	25		67
Fisde, altri piani medici esteri e altri	(10)	7			11
Altri fondi per benefici ai dipendenti	(3)	1	1

L'analisi di sensitività è stata eseguita sulla base dei risultati delle analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazioni con i parametri modificati.

L'ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell'esercizio successivo ammonta a €123 milioni, di cui €40 milioni relativi ai 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:

(€ milioni)	TFR	Piani esteri a benefici definiti	altri piani medici esteri e altri Fisde,	per benefici ai dipendenti Altri fondi
31.12.2021
2022	16	23	9	83
2023	16	24	7	80
2024	18	29	7	69
2025	20	24	7	25
2026	20	25	7	11
Oltre	137	4	125	33
Durata media ponderata (anni)	9,8	17,6	13,6	3,1
31.12.2020
2021	12	44	8	71
2022	13	42	7	66
2023	17	50	7	63
2024	20	63	7	16
2025	21	67	7	12
Oltre	175	227	146	40
Durata media ponderata (anni)	8,2	19,1	13,7	2,8

23 PASSIVITÀ PER IMPOSTE DIFFERITE E ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Passività per imposte differite lorde	10.668	8.581
Attività per imposte anticipate compensabili	(5.833)	(3.057)
Passività per imposte differite	4.835	5.524
Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione	8.546	7.166
Passività per imposte differite compensabili	(5.833)	(3.057)
Attività per imposte anticipate	2.713	4.109

La natura delle differenze temporanee più significative che hanno determinato le passività per imposte differite e attività per imposte anticipate è la seguente:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Passività per imposte differite lorde
- ammortamenti eccedenti	7.346	6.171
- contratti di leasing IFRS 16	1.076	1.089
- contratti derivati	916	27
- differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti	408	415
- abbandono e ripristino siti (attività materiali)	166	199
- applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze	87	56
- altre	669	624
	10.668	8.581
Attività per imposte anticipate lorde
- perdite fiscali portate a nuovo	(7.374)	(6.983)
- abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri)	(2.400)	(2.211)
- ammortamenti deducibili in futuri esercizi	(2.354)	(2.206)
- svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili	(1.417)	(1.213)
- accantonamenti per svalutazione crediti e fondi rischi e oneri non deducibili	(1.095)	(1.371)
- contratti di leasing IFRS 16	(1.091)	(1.113)
- derivati	(343)	(2)
- over/under lifting	(219)	(211)
- benefici ai dipendenti	(155)	(213)
- utili infragruppo	(71)	(117)
- altre	(631)	(591)
	(17.150)	(16.231)
Fondo svalutazione attività per imposte anticipate	8.604	9.065
Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione	(8.546)	(7.166)

La movimentazione delle passività per imposte differite e delle attività per imposte anticipate si analizza come segue:

(€ milioni)	Passività per imposte differite lorde	Attività per imposte anticipate lorde	Fondo svalutazione attività per imposte anticipate	Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione
Valore al 31.12.2020	8.581	(16.231)	9.065	(7.166)
Incrementi	1.977	(1.783)	270	(1.513)
Decrementi	(765)	1.804	(863)	941
Differenze di cambio da conversione	683	(682)	186	(496)
Altre variazioni	192	(258)	(54)	(312)
Valore al 31.12.2021	10.668	(17.150)	8.604	(8.546)
Valore al 31.12.2019	9.583	(15.767)	6.744	(9.023)
Incrementi	960	(2.649)	2.638	(11)
Decrementi	(1.326)	1.357	(130)	1.227
Differenze di cambio da conversione	(725)	742	(192)	550
Altre variazioni	89	86	5	91
Valore al 31.12.2020	8.581	(16.231)	9.065	(7.166)

Le perdite fiscali ammontano a €27.948 milioni e sono utilizzabili illimitatamente per €19.515 milioni. Le perdite fiscali sono riferite a società italiane per €16.260 milioni e a società estere per €11.688 milioni; le relative attività per imposte anticipate al lordo del fondo svalutazione ammontano rispettivamente a €3.914 milioni e €3.460 milioni.

le imprese estere sono riportabili a nuovo in un periodo mediamente superiore a cinque esercizi con una parte rilevante riportabile a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali sono recuperabili con l'aliquota del 24% per le imprese italiane e con un'aliquota media del 29,6% per le imprese estere.

Secondo la normativa fiscale italiana le perdite fiscali possono essere portate a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali delIl fondo svalutazione attività per imposte anticipate è riferito a società italiane per €6.609 milioni e a società estere per €1.995 milioni. Le imposte sono indicate alla nota n. 33 - Imposte sul reddito.

24 STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING

	31.12.2021			31.12.2020
(€ milioni)	Fair value attivo	Fair value passivo	Gerarchia del fair value - Livello	Fair value attivo	Fair value passivo	Gerarchia del fair value - Livello
Contratti derivati non di copertura
Contratti su valute
- Currency swap	113	39	2	125	127	2
- Interest currency swap	30	7	2	128	2	2
- Outright	3	11	2	4	7	2
	146	57		257	136
Contratti su interessi
- Interest rate swap	13	43	2	23	74	2
	13	43		23	74
Contratti su merci
- Future	603	496	1	418	447	1
- Over the counter	102	121	2	89	77	2
- Altro	1	55	2	5		2
	706	672		512	524
	865	772		792	734
Contratti derivati di negoziazione
Contratti su merci
- Over the counter	12.050	11.939	2	1.167	1.451	2
- Future	6.555	5.002	1	440	525	1
- Opzioni				4	3	2
	18.605	16.941		1.611	1.979
Contratti derivati cash flow hedge
Contratti su merci
- Over the counter	7	735	2	209	30	2
- Future	193	1.672	1	119	8	1
	200	2.407		328	38
Contratti su interessi
- Interest rate swap		3	2
		3
	200	2.410		328	38
Opzioni
- Opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili				2	2	2
- Altre opzioni		62	3		51	3
		62		2	53
Totale contratti derivati lordi	19.670	20.185		2.733	2.804
Compensazione	(7.159)	(7.159)		(1.033)	(1.033)
Totale contratti derivati netti	12.511	13.026		1.700	1.771
Di cui:
- correnti	12.460	12.911		1.548	1.609
- non correnti	51	115		152	162

Nel corso dell'esercizio 2021 Eni ha sottoscritto interest currency swap sustainability-linked con primari istituti bancari che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità. Al 31 dicembre 2021 il fair value di tali contratti è passivo per €1 milione. Eni è esposta al rischio mercato, cioè al rischio che variazioni dei prezzi delle commodity energetiche, dei tassi di cambio e dei tassi d'interesse possano ridurre i cash 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 attesi di mercato.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguarda strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting secondo gli IFRS.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati di negoziazione riguarda 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 proprietario.

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 Portfolio con l'obiettivo di minimizzare il rischio di variabilità dei cash flow futuri associati a operazioni commerciali con elevata probabilità o a operazioni commerciali già contrattate derivanti dalla differente indicizzazione dei contratti di somministrazione rispetto ai contratti di approvvigionamento. La medesima logica è utilizzata nell'ambito delle strategie di riduzione del rischio di cambio. Ai fini della qualificazione di tali strumenti come di 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, c.d. hedge ratio, è definito in modo coerente con le strategie e gli obiettivi specifici di risk management definiti. Le relazioni di copertura sono discontinuate in presenza di modifiche delle condizioni di riferimento tali da rendere le operazioni poste in 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.

L'esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati in dollari USA (€2.109 milioni) compresi nel portafoglio di liquidità strategica, è gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una relazione fair value hedge, le differenze di cambio (negative di €153 milioni nel corso del 2021) che maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.083 milioni).

Le opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili al 31 dicembre 2020 riguardano il prestito obbligazionario equity-linked cash-settled. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 19 - Passività finanziarie.

La compensazione degli strumenti finanziari derivati è riferita a Eni Global Energy Markets.

Nel corso dell'esercizio 2021 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

Gli strumenti finanziari di copertura si analizzano come segue:

		31.12.2021		31.12.2020
(€ milioni)	Valore nominale dello strumento di copertura	Variazione fair value efficace	Variazione fair value inefficace	Valore nominale dello strumento di copertura	Variazione fair value efficace	Variazione fair value inefficace
Contratti derivati cash flow hedge
Contratti su commodity
- Over the counter	(461)	(2.016)	(46)	821	(438)
- Future	(364)	534	(5)	541	158	(1)
	(825)	(1.482)	(51)	1.362	(280)	(1)
Contratti su interessi
- Interest rate swap	84	3
	84	3
	(741)	(1.479)	(51)	1.362	(280)	(1)

		31.12.2021		31.12.2020
(€ milioni)	Variazione di valore cumulata dell'oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell'inefficacia delle coperture	Riserva cash flow hedge	Rigiro a conto economico	Variazione di valore cumulata dell'oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell'inefficacia delle coperture	Riserva cash flow hedge	Rigiro a conto economico
Cash flow hedge
Rischio prezzo commodity
- Vendite programmate	86	(1.272)	(215)	284	(7)	(941)
	86	(1.272)	(215)	284	(7)	(941)
Contratti su interessi
- Flussi su ammontari coperti	(3)	3
	(3)	3
	83	(1.269)	(215)	284	(7)	(941)

Di seguito è fornita l'analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell'ambito di coperture cash flow hedge:

Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari.

EFFETTI RILEVATI TRA GLI ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI

Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020	2019
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	(51)	(1)	(2)
Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati	954	(765)	289
	903	(766)	287

I proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity.

I proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati riguardano 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.

EFFETTI RILEVATI TRA I PROVENTI (ONERI) FINANZIARI

(€ milioni)	2021	2020	2019
- Strumenti finanziari derivati su valute	(322)	391	9
- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse	16	(40)	(23)
	(306)	351	(14)

I proventi finanziari netti su strumenti finanziari derivati comprendono la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi e su tassi d'interesse e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. Gli 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 €263 milioni (€44 milioni al 31 dicembre 2020) e passività direttamente associabili €124 milioni riguardano: (i) l'accordo di cessione delle attività in Pakistan a Prime International Oil & Gas Company e riguardano il 100% delle società consolidate Eni AEP Ltd, Eni Pakistan Ltd, Eni Pakistan (M) Ltd Sàrl e Eni New Energy Pakistan (Private) Ltd. Le attività oggetto dell'accordo consistono in partecipazioni in otto licenze di sviluppo e produzione nei bacini Kithar Fold Belt e Middle Indus e quattro licenze di esplorazione nei bacini Middle Indus e Indus Offshore. I valori di iscrizione delle attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili ammontano rispettivamente a €114 milioni (di cui attività correnti €81 milioni) e a €124 milioni (di cui passività correnti €34 milioni); (ii) la cessione della partecipata Gas Distribution Company of Thessaloniki – Thessaly SA attiva nella distribuzione del gas in Grecia per €135 milioni; (iii) la cessione di attività materiali per un valore di iscrizione complessivo di €14 milioni.

26 PATRIMONIO NETTO

PATRIMONIO NETTO DI ENI

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Capitale sociale	4.005	4.005
Utili relativi a esercizi precedenti	22.750	34.043
Riserva per differenze cambio da conversione	6.530	3.895
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale:
- Obbligazioni subordinate perpetue	5.000	3.000
- Riserva legale	959	959
- Riserva per acquisto di azioni proprie	958	581
- Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge	(896)	(5)
- Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti	(117)	(158)
- Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto	54	85
- Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value	141	36
- Altre riserve	190	190
Azioni proprie	(958)	(581)
Utile (perdita) dell'esercizio	5.821	(8.635)
	44.437	37.415

CAPITALE SOCIALE

Al 31 dicembre 2021, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicembre 2020) ed è rappresentato da n. 3.605.594.848 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (stesso ammontare al 31 dicembre 2020).

Il 12 maggio 2021, l'Assemblea Ordinaria degli Azionisti di Eni SpA ha deliberato: (i) la distribuzione del dividendo di €0,24 per azione, con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla data di stacco cedola, a saldo dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2020 di €0,12 per azione; il saldo del dividendo è stato messo in pagamento il 26 maggio 2021, con data di stacco il 24 maggio 2021 e "record date" il 25 maggio 2021. Il dividendo complessivo per azione dell'esercizio 2020 ammonta perciò a €0,36; (ii) l'autorizzazione al Consiglio d'Amministrazione – ai sensi e per gli effetti dell'art. 2357 del Codice Civile – a procedere, entro 18 mesi dalla data della delibera, all'acquisto massimo di un numero di azioni pari al 7% delle azioni ordinarie (e al 7% del capitale sociale) della Società (senza calcolare le azioni proprie già in portafoglio), per un esborso complessivo fino a €1.600 milioni; in esecuzione di detta delibera al 31 dicembre 2021 sono state acquistate n. 34.106.871 azioni proprie per un controvalore complessivo di €400 milioni.

UTILI RELATIVI A ESERCIZI PRECEDENTI

Gli utili relativi a esercizi precedenti comprendono l'effetto della distribuzione dell'acconto sul dividendo 2021 di €1.533 milioni pari a €0,43 per azione che è stato deliberato il 29 luglio 2021 dal Consiglio di Amministrazione ai sensi dell'art. 2433-bis, comma 5, del Codice Civile. L'acconto è stato messo in pagamento il 22 settembre 2021.

RISERVA PER DIFFERENZE CAMBIO

La riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valute diverse dall'euro.

OBBLIGAZIONI SUBORDINATE PERPETUE

Nell'esercizio 2021, Eni ha emesso 2 obbligazioni perpetue subordinate ibride del valore nominale complessivo di €2 miliardi; i costi di emissione ammontano a €15 milioni.

Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessivamente a €5 miliardi.

Le caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1,5 miliardi con periodo di "non-call" di 5,25 anni, con un prezzo di re-offer del 99,403% e una cedola annua del 2,625% fino alla prima data di reset prevista il 13 gennaio 2026. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l'ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 316,7 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal 13 gennaio 2031 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 13 gennaio 2046; (ii) emissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1,5 miliardi con periodo di "non-call" di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13 ottobre 2029. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l'ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di 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) emissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1 miliardo con periodo di "non-call" di 6 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del 2,000% fino alla prima data di reset prevista l'11 maggio 2027. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l'ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 220,4 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall'11 maggio 2032 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall'11 maggio 2047; (iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1 miliardo con periodo di "non-call" di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 99,607% e una cedola annua del 2,750% fino alla prima data di reset prevista l'11 maggio 2030. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di 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.

essere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto

l'ammontare massimo richiesto dalla legge.

RISERVA LEGALE

La riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall'art. 2430 del Codice Civile, non può

RISERVA PER ACQUISTO DI AZIONI PROPRIE

La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costituita per l'acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni dell'Assemblea degli azionisti.

	Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge		Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti			Riserve OCI partecipazioni	Riserva OCI partecipazioni
(€ milioni)	Riserva lorda	Effetto fiscale	Riserva netta	Riserva lorda	Effetto fiscale	Riserva netta	valutate al patrimonio netto(*)	valutate al fair value
Riserva al 31.12.2020	(7)	2	(5)	(205)	47	(158)	85	36
Variazione dell'esercizio	(1.479)	434	(1.045)	119	(77)	42	(32)	105
Differenze cambio				2	(3)	(1)	1
Rigiro a rettifica Rimanenze	2	(1)	1
Rigiro a conto economico	215	(62)	153
Riserva al 31.12.2021	(1.269)	373	(896)	(84)	(33)	(117)	54	141
Riserva al 31.12.2019	(656)	191	(465)	(183)	17	(166)	53	12
Variazione dell'esercizio	(280)	81	(199)	(16)	25	9	32	24
Differenze cambio				(6)	5	(1)
Rigiro a rettifica Rimanenze	(12)	3	(9)
Rigiro a conto economico	941	(273)	668
Riserva al 31.12.2020	(7)	2	(5)	(205)	47	(158)	85	36

RISERVE PER UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO

La riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto al 31 dicembre 2021 comprende -€4 milioni relativi ai piani a benefici definiti per i dipendenti (-€7 milioni al 31 dicembre 2020).

ALTRE RISERVE

Le altre riserve riguardano per €127 milioni la variazione delle riserve di Gruppo in contropartita alle interessenze di terzi a seguito dell'acquisto o cessione di quote di partecipazioni consolidate.

AZIONI PROPRIE

Le azioni proprie ammontano a €958 milioni (€581 milioni al 31 dicembre 2020) e sono rappresentate da n. 65.838.173 azioni ordinarie Eni (33.045.197 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2020) possedute da Eni SpA.

Nell'esercizio 2021, sono state acquistate n. 34.106.871 azioni proprie per un controvalore complessivo di €400 milioni e sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti Eni n. 1.313.895 azioni proprie, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting come previsto dal "Piano di incentivazione di lungo termine 2017-2019" approvato dall'Assemblea di Eni del 13 aprile 2017. L'Assemblea del 13 maggio 2020 ha approvato il Piano di 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 milioni di azioni proprie al servizio del Piano.

RISERVE DISTRIBUIBILI

Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2021 comprende riserve distribuibili per circa €34 miliardi.

PROSPETTO DI RACCORDO DEL RISULTATO DELL'ESERCIZIO E DEL PATRIMONIO NETTO DI ENI SPA CON QUELLI CON-SOLIDATI

	Risultato dell'esercizio		Patrimonio netto
(€ milioni)	2021	2020	31.12.2021	31.12.2020
Come da bilancio di esercizio di Eni SpA	7.675	1.607	51.039	44.707
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio, rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate	(3.324)	(10.660)	(9.910)	(8.839)
Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per:
- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile		(6)	153	193
- rettifiche per uniformità dei principi contabili	1.855	264	4.266	2.086
- eliminazione di utili infragruppo	(176)	88	(654)	(478)
- imposte sul reddito differite e anticipate	(190)	79	(375)	(176)
	5.840	(8.628)	44.519	37.493
Interessenze di terzi	(19)	(7)	(82)	(78)
Come da bilancio consolidato	5.821	(8.635)	44.437	37.415

27 ALTRE INFORMAZIONI

INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI DEL RENDICONTO FINANZIARIO

(€ milioni)	2021	2020	2019
Analisi degli investimenti in imprese consolidate e in rami d'azienda acquisiti
Attività correnti	262	15	1
Attività non correnti	2.698	193	12
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto)	(486)	(64)
Passività correnti e non correnti	(349)	(17)	(6)
Effetto netto degli investimenti	2.125	127	7
Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo	(99)
Interessenze di terzi	(4)	(15)	(2)
Totale prezzo di acquisto	2.022	112	5
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti	(121)	(3)
Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite	1.901	109	5
Analisi dei disinvestimenti di imprese consolidate e di rami d'azienda ceduti
Attività correnti	2		77
Attività non correnti			188
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto)			11
Passività correnti e non correnti			(57)
Effetto netto dei disinvestimenti	2		219
Riclassifica delle differenze di cambio rilevate tra le altre componenti dell'utile complessivo			(24)
Plusvalenza (minusvalenza) per disinvestimenti			16
Totale prezzo di vendita	2		211
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti			(24)
Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute ante business combination	2		187
Business combination Unión Fenosa Gas
Partecipazione Unión Fenosa Gas ceduta	232
a dedurre:
Partecipazioni e rami d'azienda acquistati
Attività correnti	370
Attività non correnti	378
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto)	(128)
Passività correnti e non correnti	(420)
Totale partecipazioni e rami d'azienda acquistati	200
Totale disinvestimenti netti	32
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti	42
Business combination Unión Fenosa Gas al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite	74
Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute	76		187

Gli investimenti del 2021 sono commentati alla nota n. 5 - Business Combination e altre transazioni significative.

I disinvestimenti del 2021 hanno riguardato la ristrutturazione della joint venture Unión Fenosa Gas SA a seguito degli accordi con le autorità della Repubblica Araba d'Egitto (ARE) e il partner spagnolo Naturgy per la risoluzione di tutte le questioni pendenti della joint venture Unión Fenosa Gas con i partner egiziani che ha comportato nel complesso un conguaglio di cassa a beneficio Eni, rappresentato nelle dismissioni.

Gli investimenti del 2020 hanno riguardato l'acquisizione da parte di Eni gas e luce SpA Società Benefit del 70% del gruppo Evolvere che opera nella generazione distribuita da fonti rinnovabili per €97 milioni al netto della cassa acquisita di €3 milioni e l'acquisizione da parte di Eni New Energy SpA del 100% di tre società che detengono i diritti autorizzativi per la realizzazione di tre progetti eolici in Puglia per €12 milioni. L'allocazione del prezzo di acquisto di entrambe le business combination è definitiva. Gli investimenti del 2019 hanno riguardato: (i) l'acquisizione del 60% della SEA SpA operante nel settore dei servizi e delle soluzioni per l'efficienza energetica in ambito residenziale e industriale; (ii) l'acquisizione residua del 32% della joint operation Petroven Srl titolare di un deposito costiero adibito a stoccaggio e movimentazione di prodotti petroliferi.

I disinvestimenti del 2019 hanno riguardato la cessione del 100% della società Agip Oil Ecuador BV titolare del contratto di servizio del giacimento ad olio di Villano.

28 GARANZIE, IMPEGNI E RISCHI

GARANZIE

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Imprese consolidate	6.432	4.758
Imprese controllate non consolidate	190	176
Imprese in joint venture e collegate	3.358	3.800
Altri	180	150
	10.160	8.884

Le garanzie rilasciate nell'interesse di imprese consolidate riguardano principalmente: (i) contratti autonomi e altre garanzie personali rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d'appalto e rispetto degli accordi contrattuali per €3.601 milioni (€3.209 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) contratti autonomi rilasciati dal settore Exploration & Production principalmente in relazione ad attività Oil & Gas per €943 milioni; (iii) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte dell'acquisto di partecipazioni per 913 milioni. L'impegno effettivo ammonta a €6.267 milioni (€4.520 milioni al 31 dicembre 2020).

Le garanzie rilasciate nell'interesse di imprese in joint venture e collegate riguardano principalmente: (i) fidejussioni e altre garanzie personali rilasciate a banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito per €1.413 milioni (€1.533 milioni al 31 dicembre 2020) a beneficio 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 (€1.304 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) contratti autonomi ed altre garanzie personali rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d'appalto e rispetto degli accordi contrattuali per €1.764 milioni (€1.544 milioni al 31 dicembre 2020), di cui €1.260 milioni a beneficio del consorzio delle società appaltatrici del contratto di costruzione della nave Floating Liquefied Natural Gas (FLNG) per lo sviluppo della scoperta di Coral nell'offshore del Mozambico (€1.079 milioni al 31 dicembre 2020); (iii) nel corso del 2021 è stata cancellata la fidejussione di €499 milioni al 31 dicembre 2020 rilasciata da Eni SpA a Treno Alta Velocità - TAV - SpA (ora RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA) per il puntuale e corretto adempimento del progetto e dell'esecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte del CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno (collegata Saipem); (iv) la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell'interesse di Angola LNG Sup-

IMPEGNI E RISCHI

ply Service Llc (Eni 13,60%) a copertura degli impegni relativi al pagamento delle fee di rigassificazione per €179 milioni (€165 milioni al 31 dicembre 2020). L'impegno effettivo ammonta a €1.816 milioni (€1.898 milioni al 31 dicembre 2020).

Le garanzie rilasciate nell'interesse di altri riguardano per €157 milioni (€145 milioni al 31 dicembre 2020) la quota di spettanza della società petrolifera di Stato del Mozambico ENH delle garanzie rilasciate a beneficio del consorzio di finanziatori con i quali è stato strutturato il project financing per lo sviluppo delle riserve gas della scoperta di Coral. L'impegno effettivo ammonta a €124 milioni (€87 milioni al 31 dicembre 2020).

In base a quanto previsto dal contratto petrolifero che regola le attività di ricerca e produzione di idrocarburi dell'Area 4 del Mozambico, Eni SpA in qualità di Parent Company dell'operatore ha emesso contestualmente all'approvazione del piano di sviluppo delle riserve del permesso di esclusiva pertinenza dell'area, una garanzia irrevocabile a beneficio del Governo del Mozambico e di terze parti a copertura di eventuali danni o violazioni contrattuali derivanti dalle attività petrolifere eseguite nell'area 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 €1.324 milioni. 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 Venture SpA (CNPC e ExxonMobil) in proporzione ai participating interest in Area 4.

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Impegni	75.201	69.998
Rischi	934	600
	76.135	70.598

Gli impegni riguardano principalmente: (i) le parent company guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore Exploration & Production per l'attività di esplorazione e produzione di idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire, in €70.039 milioni (€64.294 milioni al 31 dicembre 2020). L'incremento di €5.745 milioni è riferito essenzialmente a differenze di cambio da conversione; (ii) la parent company guarantees per un ammontare complessivo di €3.532 milioni (€3.260 milioni al 31 dicembre 2020) rilasciata nell'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) nel corso del 2021 è cessato definitivamente l'impegno di €1.672 milioni al 31 dicembre 2020 assunto da Eni USA Gas Marketing Llc nei confronti della società Angola LNG Supply Service Llc per l'acquisto del gas rigassificato al terminale di Pascagoula (USA) per 20 anni (fino al 2031); (iv) l'impegno di €385 milioni per la vendita a Snam Rete Gas SpA del 49,9% delle partecipazioni detenute in Trans Tunisian Pipeline Company SpA e Transmediterranean Pipeline Co Ltd, società che gestiscono i gasdotti internazionali che collegano l'Algeria all'Italia; (v) l'impegno di €262 milioni per l'acquisto del 20% del progetto relativo al campo eolico Dogger Bank (C) nel Mare del Nord; (vi) gli impegni della linea di business Plenitude per l'acquisto di progetti nel campo delle energie rinnovabili in Spagna e in Grecia per €250 milioni; (vii) gli impegni, anche per conto del partner Shell Italia E&P SpA, derivanti dalla firma del protocollo di intenti stipulato con la Regione Basilicata, connesso al programma di sviluppo petrolifero proposto da Eni SpA nell'area della Val d'Agri per €106 milioni (€108 milioni al 31 dicembre 2020). Questo impegno contrattuale è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità"; (viii) l'impegno di €99 milioni di EniPower SpA per l'acquisto di due nuove turbine a gas.

I rischi riguardano: (i) indennizzi relativi a impegni assunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per €246 milioni (€230 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) rischi di custodia di beni di terzi per €688 milioni (€370 milioni al 31 dicembre 2020).

ALTRI IMPEGNI E RISCHI

Gli altri impegni e rischi includono la Parent Company Guarantee rilasciata nell'interesse della società a controllo congiunto Cardón IV SA (Eni 50%), titolare della concessione del giacimento Perla 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 determinata secondo la legislazione locale. Il valore complessivo della fornitura in quota Eni (50%) pari a circa €11 miliardi, pur non costituendo un riferimento valido per valorizzare la garanzia prestata, rappresenta il valore teorico massimo del rischio. Analoga garanzia è stata prestata ad Eni da PDVSA per l'adempimento degli obblighi di ritiro da parte di PDVSA GAS. Gli altri impegni includono gli accordi assunti per le iniziative di forestry, poste in essere nell'ambito della strategia low carbon definita dall'impresa, e riguardano in particolare gli impegni per l'acquisto, fino al 2038, di crediti di carbonio prodotti e certificati secondo standard internazionali da soggetti specializzati nei programmi di conservazione delle foreste.

Nella parte finale del 2021 la società partecipata Saipem (quota Eni 31,2%), controllata congiuntamente con l'altro socio di riferimento CDP, ha registrato un significativo deterioramento della business performance con la rilevazione di ingenti perdite su commesse e importanti svalutazioni dell'attivo che hanno eroso in misura rilevante i mezzi propri peggiorando gli indici patrimoniali e di solvibilità. Il peggioramento dei risultati rispetto alle attese è stato comunicato al mercato a inizio 2022. È stato insediato un nuovo management che nel marzo 2022 ha approvato un piano industriale per il recupero di redditività, il miglioramento della generazione di cassa e il rientro dell'indebitamento sulla cui base innestare una manovra di rafforzamento della struttura finanziaria e patrimoniale che prevede un aumento di capitale da €2 miliardi entro fine anno al quale Eni contribuirà in proporzione alla propria quota di partecipazione (circa €0,61 miliardi). In data 5 febbraio 2021 è stato stipulato da EniServizi SpA (Eni-Servizi) per conto di Eni SpA (Eni) un addendum al contratto di locazione di immobile da costruire, sottoscritto tra Eni e la 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. Poiché nemmeno tale nuova data di consegna è stata rispettata, a decorrere dal 1° gennaio 2022 Eni avrebbe titolo per applicare alla Proprietà penali per ritardata consegna del complesso immobiliare. In tale contesto, la Proprietà ha lamentato il fatto che i ritardi non sarebbero a sé interamente imputabili, quanto meno per la realizzazione del complesso immobiliare (non anche per le opere pubbliche), per via del fatto che i lavori sono stati rallentati da: (i) gli effetti della crisi pandemica, (ii) presunti difetti rilevati in relazione a lavori propedeutici alla cessione dell'area e (iii) presunti vizi progettuali. Anche sulla base di tali doglianze, con comunicazioni del novembre e dicembre 2021, la Proprietà ha manifestato l'intenzione di addebitare ad EniServizi e/o Eni almeno parte delle riserve che il suo appaltatore ha formulato nei confronti della Proprietà medesima pari, ad oggi, a circa €117 milioni. A tal riguardo, ferma la completa terzietà ed estraneità di Eni ed EniServizi rispetto ai rapporti contrattuali intercorrenti tra la Proprietà e il suo appaltatore (ribadita in molteplici comunicazioni), si segnala quanto segue:

} i ritardi aventi titolo nei fatti di cui i punti (i) e (ii) sono già stati oggetto di transazione nel citato accordo del 5 febbraio 2021 e quindi riassorbiti nella data di consegna del 31 dicembre 2021;

} quanto al punto (iii), la Proprietà in sede di contratto di acquisto dell'area dichiarò di aver accettato il progetto senza alcuna riserva né eccezione, assumendosi comunque ogni conseguente rischio e responsabilità, nonché accettando espressamente di non avere titolo a qualsivoglia maggiore pagamento, indennizzo o proroga di termini in dipendenza del contenuto del progetto o di errori, omissioni o altri difetti del progetto.

Quanto precede costituisce oggetto di comunicazioni stragiudiziali intercorse tra le parti, non essendo stato instaurato, ad oggi, alcun contenzioso. Al momento, dunque, non si conoscono quali potrebbero essere "petitum", "causa petendi" e allegazioni probatorie di un'eventuale azione giudiziale promossa da controparte.

Inoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali, Eni ha assunto rischi non quantificabili per eventuali indennizzi dovuti agli acquirenti a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.

GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI

Di seguito è fornita la descrizione dei rischi finanziari e della relativa gestione. Con riferimento alle tematiche legate al rischio di credito i parametri adottati per la determinazione delle expected loss, ed in particolare le stime delle probability of default e delle loss given default, sono stati aggiornati per tener conto degli impatti del COVID-19 e dei relativi riflessi sul contesto economico di riferimento.

Al 31 dicembre 2021 la Società dispone di riserve di liquidità che il management reputa sufficienti a far fronte alle obbligazioni finanziarie in scadenza nei prossimi diciotto mesi. Non si registrano effetti significativi sulle operazioni di copertura connesse per effetto degli impatti del COVID-19 sul contesto economico di riferimento.

RISCHI FINANZIARI

La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA nell'esercizio del suo ruolo di indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l'obiettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari ("Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari"). Le "Linee di indirizzo" definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le componenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l'obiettivo di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura dei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.

RISCHIO DI MERCATO

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle 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 sopra indicate "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 attiene alle attività in derivati su commodity. In particolare, Finanza Eni Corporate e Eni Finance International SA garantiscono, rispettivamente, per le società Eni italiane e non italiane la copertura dei fabbisogni e l'assorbimento dei surplus finanziari; su Finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati finanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA assicurano la negoziazione sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l'attività di execution. Eni SpA ed Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA (anche per tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA ed Eni SpA sulla base delle asset class di competenza. I contratti derivati sono stipulati con l'obiettivo di minimizzare l'esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un'ottica di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in derivati classificata come risk reducing sia direttamente o indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed 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 non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L'attività di trading proprietario è segregata ex ante dalle altre attività in appositi portafogli di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA e la relativa esposizione è soggetta a specifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attività di trading proprietario, a livello di Eni, è confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di 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 realizzabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e di Soglie di revisione strategia, ossia del livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione della strategia utilizzata, e in termini di Value at Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni 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 Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell'ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Operativa. Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le "Linee di indirizzo" definiscono le regole per una gestione finalizzata all'ottimizzazione dell'attività "core" e al perseguimento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini commerciali/industriali.

In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi con riferimento all'esposizione di natura commerciale e di trading proprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA. La delega a 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 le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell'ambito dei mercati di riferimento.

Nell'ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziario approvato dal Consiglio di Amministrazione, Eni ha definito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidità all'interno della quale si individua l'ammontare di liquidità 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 tramite operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata della liquidità. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.

RISCHIO DI MERCATO - TASSO DI CAMBIO

L'esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio 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 bilancio 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 il bilancio con moneta funzionale diversa dall'euro non è di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica.

Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di business coinvolte 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 particolare swap e forward, nonché opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su 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 dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell'impresa e sul livello degli oneri finanziari netti.

L'obiettivo di risk 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 i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del "Piano Finanziario" e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare Interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra 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; (ii) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni è costituita dalle componenti contrattualizzate collegate alle attività commerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma afferenti l'orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget, le componenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con ragionevole certezza (esposizione committed) e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione sistematica del rischio 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'interno 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 è oggetto di sistematica attività di gestione/copertura, che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo svolgimento di attività di hedging del rischio strategico, dato il carattere di straordinarietà, è demandato al top management previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione. Sempre previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione, le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere impiegate 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 (Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA) per la gestione del rischio commodity e delle competenti funzioni di finanza operativa per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e 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 identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione o quando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il mantenimento della riserva di liquidità si propongono principalmente di garantire la flessibilità finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es. difficoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro 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 in termini di tipologia di strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento, nonché limiti operativi, quantitativi e di durata; ha individuato altresì un insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di controllo. Più in particolare, l'attività di gestione della liquidità strategica è sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con holding period 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), Stop Loss e altri limiti operativi in termini di 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 né la vendita allo scoperto. L'operatività della gestione obbligazionaria ha avuto inizio nel secondo semestre 2013, per il Portafoglio espresso in euro, e nel 2017 per il Portafoglio espresso in USD. Al 31 dicembre 2021 il rating del portafoglio complessivo di Liquidità Strategica è pari a A-/BBB+ in linea con quello di fine 2020.

VaR (raffrontati con quelli dell'esercizio 2020) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione); relativamente alla liquidità strategica è riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse.

Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2021 in termini di

(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%)

	2021			2020
(€ milioni)	Massimo	Minimo	Media	Fine esercizio	Massimo	Minimo	Media	Fine esercizio
Tasso di interesse(a)	11,04	1,29	3,32	3,66	7,39	1,18	2,93	1,34
Tasso di cambio(a)	0,28	0,11	0,18	0,12	0,48	0,10	0,28	0,18

(a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le seguenti strutture di Finanza operativa: Finanza Operativa Eni Corporate, Eni Finance International SA, Banque Eni SA e Eni Finance USA Inc.

(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)

	2021				2020
(€ milioni)	Massimo	Minimo	Media	Fine esercizio	Massimo	Minimo	Media	Fine esercizio
Portfolio Management Esposizioni Commerciali(a)	42,76	2,91	23,80	2,91	16,10	3,02	8,50	3,02
Trading(b)	1,03	0,12	0,37	0,20	1,57	0,10	0,52	0,25

(a) Il perimetro consiste nell'area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, Green\Traditional Refining & Marketing, Eni gas e luce, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR è calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l'anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell'anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l'andamento del VaR di GGP, Power G&M, GTR&M e di EGL nel corso dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all'interno dell'orizzonte annuo fissato.

(b) L'attività di trading proprietario cross‐commodity, mediante strumenti finanziari, fa capo a Eni Trading & Biofuels e Eni Global Energy Markets (Londra‐Bruxelles‐Singapore) e a Eni Trading & Shipping Inc (Houston).

(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)

	2021			2020
(€ milioni)	Massimo	Minimo	Media	Fine esercizio	Massimo	Minimo	Media	Fine esercizio
Liquidità strategica Portafoglio euro(a)	0,40	0,29	0,33	0,30	0,37	0,29	0,32	0,30

(a) L'operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nel luglio 2013.

(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)

	2021				2020
(€ milioni)	Massimo	Minimo	Media	Fine esercizio	Massimo	Minimo	Media	Fine esercizio
Liquidità strategica Portafoglio dollaro(a)	0,14	0,05	0,11	0,13	0,07	0,03	0,05	0,05

(a) L'operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica in dollari USA è iniziata nell'agosto 2017.

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 quale si stima una probabilità di default e una capacità di recupero sul credito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given Default.

All'interno del modello di gestione e controllo del rischio credito, le esposizioni creditizie sono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura commerciale, sostanzialmente relative ai contratti di vendita delle commodity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finanziaria relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali depositi, derivati e investimenti in titoli mobiliari.

RISCHIO CREDITO PER ESPOSIZIONI DI NATURA COMMERCIALE

Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura commerciale, la gestione del credito è affidata alle unità di business e alle funzioni specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedicate, ed è operata sulla base di 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 economico, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di pagamento e dalle informazioni dei principali info provider specialistici. Per le controparti rappresentate da Entità Statali o ad esse strettamente correlate (es. National Oil 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 serie storiche dei dati relativi agli incassi, periodicamente aggiornate.

RISCHIO CREDITO PER ESPOSIZIONI DI NATURA FINANZIARIA

Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanziaria derivante essenzialmente dall'impiego della liquidità corrente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie valutate al fair value, le policy interne prevedono il controllo dell'esposizione e della concentrazione attraverso limiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie, definite a livello di Consiglio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets 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 individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamento per la singola entità legale e complessivamente per il gruppo di appartenenza, che viene monitorato e controllato attraverso la valutazione giornaliera dell'utilizzo degli affidamenti e l'analisi periodica di Expected Loss e concentrazione.

RISCHIO DI LIQUIDITÀ

Il rischio liquidità è il rischio che l'impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cui l'impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale.

Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi è il mantenimento di un ammontare adeguato di risorse prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell'accesso al mercato dei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa ai programmi di sviluppo Eni. A tal fine Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Società ritiene di disporre di fonti di finanziamento adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito nonché l'accesso, tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, a un'ampia gamma di tipologie di finanziamento a costi competitivi.

A fronte dell'accresciuta volatilità dei mercati delle commodity e del connesso maggior impegno finanziario legato alla marginazione dei 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 il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2021 il programma risulta utilizzato per circa €16,4 miliardi (di cui Eni SpA per €14,1 miliardi). Standard & Poor's assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabile per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody's assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stabile per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabile per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni. Nel corso del 2021 S&P ha rivisto l'outlook di Eni da Negativo a Stabile.

A maggio 2021 Eni ha collocato due emissioni obbligazionarie subordinate ibride del valore nominale complessivo di €2 miliardi, che si aggiungono a quelle già emesse ad ottobre 2020 del valore complessivo di €3 miliardi. Si tratta di strumenti perpetui con opzioni di rimborso anticipato a favore dell'emittente che a fini IFRS sono considerati al 100% Equity. Le agenzie di rating assegnano alle obbligazioni un rating di Baa3/BBB/BBB (Moody's/S&P/Fitch) ed un "equity credit" del 50%.

Nell'ambito del programma di Euro Medium Term Notes, a giugno 2021 Eni ha emesso un bond sustainability-linked del valore complessivo di €1 miliardo. Tale bond rappresenta la prima emissione obbligazionaria sustainability-linked del settore ed è collegata al raggiungimento di obiettivi di sostenibilità relativi a Net Carbon Footprint Upstream (Scope 1 e 2) e capacità installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

Al 31 dicembre 2021, Eni dispone di linee di credito uncommitted non utilizzate a breve termine di €6.207 milioni. Le linee di credito committed totali sono pari a €5.114 milioni (di cui €5.000 milioni in capo a Eni SpA) di cui non utilizzate per €2.835 milioni; i relativi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.

PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI PASSIVITÀ FINANZIARIE, DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI

Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari e alle passività per beni in leasing compresi i pagamenti per interessi, alle passività per strumenti finanziari derivati.

	Anni di scadenza
(€ milioni)	2022	2023	2024	2025	2026	Oltre	Totale
31.12.2021
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve	1.903	4.339	2.272	2.616	3.910	10.668	25.708
Passività finanziarie a breve termine	2.299						2.299
Passività per beni in leasing	920	688	565	508	481	2.147	5.309
Passività per strumenti finanziari derivati	12.911	3	61		23	28	13.026
	18.033	5.030	2.898	3.124	4.414	12.843	46.342
Interessi su debiti finanziari	475	462	386	359	286	905	2.873
Interessi su passività per beni in leasing	282	247	214	184	155	681	1.763
	757	709	600	543	441	1.586	4.636
Garanzie finanziarie	1.599						1.599
	Anni di scadenza
	2021	2022	2023	2024	2025	Oltre	Totale
31.12.2020
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve	1.697	1.518	3.469	2.049	2.730	12.232	23.695
Passività finanziarie a breve termine	2.882						2.882
Passività per beni in leasing	815	593	503	442	413	2.218	4.984
Passività per strumenti finanziari derivati	1.609	26	13	50		73	1.771
	7.003	2.137	3.985	2.541	3.143	14.523	33.332
Interessi su debiti finanziari	502	473	461	387	360	1.164	3.347
Interessi su passività per beni in leasing	295	252	219	192	165	748	1.871
	797	725	680	579	525	1.912	5.218
Garanzie finanziarie	1.072						1.072

Le passività per beni in leasing comprensivi della quota interessi è riferibile per €2.370 milioni (€2.429 milioni al 31 dicembre 2020) alla quota di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call. Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti.

(€ milioni)		Anni di scadenza
	2022	2023-2026	Oltre	Totale
31.12.2021
Debiti commerciali	16.795			16.795
Altri debiti e anticipi	4.925	112	109	5.146
	21.720	112	109	21.941
		Anni di scadenza
	2021	2022-2025	Oltre	Totale
31.12.2020
Debiti commerciali	8.679			8.679
Altri debiti e anticipi	4.257	111	94	4.462
	12.936	111	94	13.141

PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI28

In aggiunta ai debiti finanziari, alle passività per beni in leasing e ai debiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patrimoniale, Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adempimento comporterà esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni sono valorizzate in base al 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 ai quali Eni ha l'obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle 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 principali obbligazioni contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere pagati nel 2022 per lo smantellamento degli asset Oil & Gas e per il risanamento ambientale si basano sulle stime della direzione e non rappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura.

	Anni di scadenza
(€ milioni)	2022	2023	2024	2025	2026	Oltre	Totale
Costi di abbandono e ripristino siti(a)	370	298	448	377	436	10.594	12.523
Costi relativi a fondi ambientali	376	346	297	245	178	706	2.148
Impegni di acquisto(b)	28.862	20.394	17.062	13.873	11.157	67.751	159.099
- Gas
Take-or-pay	25.874	19.547	16.344	13.483	10.934	67.377	153.559
Ship-or-pay	866	487	443	379	217	351	2.743
- Altri impegni di acquisto	2.122	360	275	11	6	23	2.797
Altri Impegni	2					104	106
- Memorandum di intenti Val d'Agri	2					104	106
Totale(c)	29.610	21.038	17.807	14.495	11.771	79.155	173.876

(a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.

(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto.

(c) Il totale dei pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali comprende le obbligazioni delle società classificate come destinate alla vendita per €67 milioni.

IMPEGNI PER INVESTIMENTI

Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma d'investimenti tecnici e in partecipazioni di €28,1 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un progetto è considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement. Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investimenti ambientali.

	Anni di scadenza
(€ milioni)	2022	2023	2024	2025	Oltre	Totale
Impegni per investimenti committed	5.107	3.712	2.273	1.420	2.336	14.848

ALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI

		2021		2020
	Proventi (oneri) rilevati a			Proventi (oneri) rilevati a
(€ milioni)	Valore di iscrizione	Conto economico	Altre componenti dell'utile complessivo	Valore di iscrizione	Conto economico	Altre componenti dell'utile complessivo
Strumenti finanziari valutati al fair value con effetti a conto economico:
- Attività finanziarie destinate al trading(a)	6.301	11		5.502	31
- Strumenti derivati non di copertura e di trading(b)	(611)	597		(19)	(415)
Partecipazioni minoritarie valutate al fair value(c)	1.294	230	105	957	150	24
Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato:
- Crediti commerciali e altri crediti(d)	19.124	(226)		10.955	(213)
- Crediti finanziari(e)	6.140	39		1.207	99
- Titoli(a)	53			55
- Debiti commerciali e altri debiti(a)	21.941	(80)		13.141	(31)
- Debiti finanziari(f)	27.794	(250)		26.686	(632)
Attività (passività) nette per contratti derivati di copertura(g)	96	(215)	(1.264)	(52)	(941)	661

(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi (oneri) finanziari".

(b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli "Altri proventi (oneri) operativi" per €903 milioni di proventi (oneri per €766 milioni nel 2020) e nei "Proventi (oneri) finanziari" per €306 milioni di oneri (proventi per €351 milioni nel 2020).

(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi (oneri) su partecipazioni - Dividendi".

(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nelle "Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti" per €279 milioni di svalutazioni nette (€226 milioni di svalutazioni nette nel 2020) e nei "Proventi (oneri) finanziari" per €53 milioni di proventi (proventi per €13 milioni nel 2020), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d'interesse effettivo per €18 milioni (€22 milioni di interessi attivi nel 2020).

(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi (oneri) finanziari", comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per €53 milioni (€92 milioni nel 2020) e svalutazioni nette per €25 milioni (€1 milione di svalutazioni nette nel 2020).

(f) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi (oneri) finanziari", comprensivi di interessi passivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per €487 milioni (€531 milioni nel 2020). (g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Ricavi della gestione caratteristica" e negli "Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi".

INFORMAZIONI SULLA COMPENSAZIONE DI STRUMENTI FINANZIARI

(€ milioni)	Ammontare lordo delle attività e passività finanziarie	Ammontare lordo delle attività e passività finanziarie compensate	Ammontare netto delle attività e passività finanziarie rilevate nello schema di stato patrimoniale
31.12.2021
Attività finanziarie
Crediti commerciali e altri crediti	20.461	1.611	18.850
Altre attività correnti	20.791	7.157	13.634
Altre attività non correnti	1.031	2	1.029
Passività finanziarie
Debiti commerciali e altri debiti	23.331	1.611	21.720
Altre passività correnti	22.913	7.157	15.756
Altre passività non correnti	2.248	2	2.246
31.12.2020
Attività finanziarie
Crediti commerciali e altri crediti	11.681	755	10.926
Altre attività correnti	3.719	1.033	2.686
Altre attività non correnti	1.253		1.253
Passività finanziarie
Debiti commerciali e altri debiti	13.691	755	12.936
Altre passività correnti	5.905	1.033	4.872
Altre passività non correnti	1.877		1.877

La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda: (i) crediti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production per €1.540 milioni (€753 milioni al 31 dicembre 2020) e crediti e debiti commerciali di Eni Trading & Shipping Inc per €71 milioni (€2 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) altre attività e passività correnti e non correnti relative a strumenti finanziari derivati per €7.159 milioni (€1.033 milioni al 31 dicembre 2020).

Contenziosi

Eni SpA è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente disponibili, tenuto conto dei fondi stanziati e rappresentando che in alcuni casi non è 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 oneri, di seguito sono sintetizzati i procedimenti più significativi per i quali, generalmente e salvo diversa indicazione, non è stato effettuato uno stanziamento al fondo rischi in quanto un esito sfavorevole è giudicato improbabile o l'entità dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.

1. Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente

1.1 Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura penale

i) Eni Rewind SpA (quale società incorporante Eni-Chem Agricoltura SpA – Agricoltura SpA in liquidazione – EniChem Augusta Industriale Srl – Fosfotec Srl) – Sito di Crotone (Discarica di Farina Trappeto). Nel 2010 è stato avviato presso la Procura di Crotone un procedimento penale per disastro ambientale, 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 dalla quale, non vi è stato più alcun conferimento di rifiuti con successiva messa in sicurezza nel 1999-2000. Il procedimento vede imputati alcuni dirigenti di società del Gruppo Eni che si sono succedute nella proprietà della discarica a partire dal 1991. Conclusa l'attività da parte dei periti nel corso del 2014, gli atti sono stati restituiti alla Procura. A seguito della richiesta di rinvio a giudizio della Procura si è svolta l'udienza preliminare. Nonostante in sede di discussione, il PM procedente abbia chiesto il proscioglimento di tutti gli imputati, lo scorso 17 gennaio 2020, il GUP ha chiesto al PM di modificare i capi d'imputazione al fine di meglio precisare modalità e tempi di commissione delle singole condotte contestate. Il PM ha provveduto a precisare, per ciascun imputato, il periodo temporale della presunta posizione di garanzia rivestita, e all'esito dell'udienza preliminare, il 1° luglio 2020 il GUP ha pronunciato sentenza di non luogo a procedere nei confronti di tutti gli imputati e in relazione a tutte le contestazioni, alcuni per non aver commesso il fatto e altri per intervenuta prescrizione. La Società ha, quindi, ritenuto di promuovere appello avverso la sentenza del GUP al fine di ottenere un'assoluzione nel merito anche in relazione alle posizioni degli ex dirigenti del Gruppo Eni prosciolti per intervenuta prescrizione. Si è in attesa di fissazione del giudizio di appello.

• ii) Eni Rewind SpA Crotone Omessa Bonifica. Nell'aprile del 2017 è stato aperto dalla Procura di Crotone un ulteriore 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 tema di bonifica, espressiva della chiara volontà di intervenire in modo risolutivo, e ottenere un'archiviazione del procedimento penale. In data 3 marzo 2020 è stato emanato il 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 nuove indagini, assegnando un termine di 4 mesi al Pubblico Ministero per il loro svolgimento.
• iii) Eni Rewind SpA e Versalis SpA Darsena Porto Torres. Nel 2012 il Tribunale di Sassari, su richiesta della Procura, ha disposto lo svolgimento di un incidente probatorio relativamente al funzionamento della barriera idraulica del sito di Porto Torres (gestito da Eni Rewind SpA) e alla sua capacità di impedire la dispersione della contaminazione, presente all'interno del sito, nel tratto di mare antistante lo stabilimento. Sono stati indagati gli amministratori delegati di Eni Rewind e Versalis, oltre ad alcuni altri manager delle due società, per i quali la Procura aveva richiesto il rinvio a giudizio. Il Tribunale ha autorizzato la citazione dei responsabili civili Eni Rewind e Versalis. Le parti civili costituite hanno chiesto la liquidazione del danno ambientale: il Ministero e la Regione Sardegna per oltre €1,5 miliardi, mentre le altre parti civili si sono rimesse alla valutazione equitativa del Giudice. Il Tribunale, nel luglio 2016 ha assolto gli indagati Eni Rewind e Versalis per il reato di disastro ambientale e deturpamento di bellezze naturali (golfo dell'Asinara), condannando 3 dirigenti Eni Rewind SpA ad un anno e pena sospesa per il reato di disastro ambientale 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 pronuncia di condanna di primo grado, anche in relazione alle statuizioni civili. Si è in attesa del deposito delle motivazioni della sentenza ai fini della relativa impugnazione.

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• iv) Eni Rewind SpA Discarica di Minciaredda, Sito di Porto Torres. Nel 2015 il Tribunale di Sassari, su richiesta della Procura, ha disposto il sequestro dell'area di discarica interna allo stabilimento di Porto Torres denominata "Minciaredda". I reati contestati agli indagati sono gestione di discarica non autorizzata e disastro ambientale mentre a Eni Rewind SpA è contestata anche la violazione 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 associazioni ambientaliste si sono costituite parte civile. Sono state ammesse la Regione Sardegna, il Comune di Sassari, il Comune di Porto Torres e l'Ente Parco Asinara. Il Giudice ha autorizzato la citazione del 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 ha dichiarato inesistente il decreto di rinvio a giudizio nei confronti di Eni Rewind quale responsabile amministrativo ex D.Lgs. n. 231/2001, restituendo gli atti al GUP, che ha successivamente emesso il decreto di fissazione di una nuova udienza preliminare fissata al 31 marzo 2022. Per altro verso, è in corso il dibattimento nei confronti degli imputati.
• v) Eni Rewind SpA Palte fosfatiche, Sito di Porto Torres. Nel 2015 il Tribunale di Sassari ha disposto, su richiesta della Procura, il sequestro preventivo dell'area denominata "palte fosfatiche" ubicata all'interno dello stabilimento di Porto Torres. I reati contestati agli indagati sono disastro ambientale, gestione non autorizzata di discarica di rifiuti pericolosi e altri reati ambientali. Eni Rewind SpA è stata autorizzata sia dal Prefetto che dal Tribunale, a effettuare il miglioramento della delimitazione dell'area di discarica, l'adozione di dispositivi di monitoraggio ambientale dell'area e 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 costituito parte civile il Comune di Porto Torres, il GUP ha pronunciato nei confronti di tutti gli imputati sentenza di non luogo a procedere per intervenuta prescrizione in relazione ai reati di gestione non autorizzata di discarica e getto pericoloso di cose ex art. 674 c.p. nonché nei confronti di Eni Rewind SpA in relazione all'illecito amministrativo ai sensi del D.L-

gs. 231/01, mentre ha disposto il rinvio a giudizio degli imputati davanti al Tribunale di Sassari, all'udienza del 28 maggio 2021, limitatamente al reato di disastro ambientale. Una volta instaurato il giudizio di primo grado si è costituito parte civile il MITE. Il Tribunale, in accoglimento delle eccezioni della difesa, ha dichiarato inesistente il decreto di rinvio a giudizio con restituzione degli atti al GUP. Si è in attesa di fissazione di udienza dinanzi al GUP.

vi) Eni Rewind SpA – Procedimento amianto Ravenna. Procedimento penale avente ad oggetto presunte responsabilità di ex dipendenti di società riconducibili oggi, dopo varie operazioni 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 reati contestati sono omicidio colposo plurimo e disastro ambientale. Sono costituite parti civili, oltre a numerosi familiari delle persone decedute, anche l'ASL di Ravenna, l'INAIL di Ravenna, la CGIL, CISL e UIL Provinciali, Legambiente ed altre associazioni ambientaliste. Eni Rewind SpA è costituita in giudizio quale responsabile civile. In udienza preliminare le difese degli imputati hanno chiesto la pronuncia di intervenuta prescrizione del reato di disastro ambientale per alcuni dei casi di malattie e decessi. Nel febbraio 2014 il GUP presso il Tribunale di Ravenna ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati, riconoscendo invece la prescrizione solo per alcune ipotesi di lesioni colpose. Eni Rewind SpA ha concluso alcuni accordi transattivi. Terminato il dibattimento nel novembre 2016 il Giudice ha pronunciato sentenza di assoluzione per tutti gli imputati con riferimento a 74 casi dei 75 inizialmente contestati nonché per l'ipotesi di disastro. Mentre ha pronunciato condanna per un caso di asbestosi.

Le difese, le parti civili costituite e la Procura hanno impugnato la sentenza davanti la Corte d'Appello di Bologna che ha disposto una perizia. I difensori di Eni hanno ricusato un membro del collegio peritale e la Corte d'Appello ha respinto la richiesta di ricusazione con ordinanza successivamente annullata dalla Corte di Cassazione. In sede di rinvio, su richiesta dei difensori di Eni la Corte d'Appello di Bologna, stante la diversa composizione del collegio giudicante, ha disposto la rinnovazione del giudizio di appello e, conseguentemente, la successiva revoca dell'ordinanza con cui era stata inizialmente disposta la perizia. In data 25 maggio 2020, la Corte d'Appello ha assolto gli imputati, ed il responsabile civile, per 74 casi di mesotelioma, 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, dichiarando altresì inammissibili gli appelli di numerose parti civili. La difesa Eni ha presentato ricorso in Cassazione contro la condanna per asbestosi; alcune parti civili hanno impugnato l'assoluzione per altre patologie. In data 24 novembre 2021 la Corte di Cassazione ha annullato, senza rinvio, la sentenza impugnata nei confronti di un imputato per estinzione del reato, ha annullato senza rinvio agli effetti penali la sentenza di 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, penalmente il procedimento è chiuso ma potranno essere avviati eventuali successivi conteziosi agli effetti civili.

• vii) Raffineria di Gela SpA Eni Mediterranea Idrocarburi (EniMed) SpA – Disastro innominato. Procedimento penale 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 amministrativo da reato ai 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 Giudice ha riunito in questo procedimento altre indagini aventi ad oggetto episodi inquinanti collegati all'esercizio di altri impianti della Raffineria di Gela e ad alcuni fenomeni di perdita di idrocarburi dalle condotte di pertinenza della società EniMed. Il procedimento è in corso nella fase dibattimentale.
• viii) Eni SpA Indagine Val d'Agri. A valle delle indagini condotte per accertare la sussistenza di un traffico illecito di rifiuti prodotti dal Centro Olio Val d'Agri (COVA) di Viggiano e smaltiti in impianti di depurazione su territorio nazionale, nel marzo 2016 la Procura di Potenza ha disposto gli arresti domiciliari per cinque dipendenti Eni e posto sotto sequestro alcuni impianti funzionali all'attività produttiva in Val d'Agri, che conseguentemente è stata interrotta. La difesa ha condotto degli accertamenti tecnici indipendenti avvalendosi di esperti di livello internazionale, i quali hanno accertato la rispondenza dell'impianto alle Best Available Technologies e alle Best Practice internazionali. Parallelamente, la Società ha individuato una soluzione tecnica consi-

stente 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 riavviare la produzione e la reiniezione in giacimento nel pozzo Costa Molina-2 nell'agosto 2016. Su richiesta della Regione è stato aperto l'iter amministrativo di riesame dell'AIA. Nell'ambito del procedimento penale, la Procura ha richiesto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati per le ipotesi di traffico illecito di rifiuti, violazione del divieto di miscelazione di rifiuti, gestione non autorizzata di rifiuti e falso ideologico in atto pubblico, e la persona giuridica Eni ai sensi del D.Lgs. 231/2001. A seguito dell'udienza preliminare, il processo si è aperto nel novembre 2017.

All'esito dell'istruttoria dibattimentale, il Tribunale di Potenza, in data 10 marzo 2021, ha emesso il dispositivo di sentenza con cui, in relazione alla contestazione di falso ideologico in atto pubblico, ha assolto tutti gli imputati; in relazione alle contravvenzioni in contestazione, ha 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 ritenuta costituire l'ingiusto profitto conseguito dal reato, da cui detrarre l'ammontare dei costi sostenuti da Eni per le modifiche all'impianto eseguite nel 2016. A seguito del deposito delle motivazioni da parte del Tribunale, è stato prontamente formulato ricorso in Appello avverso tutti i profili di condanna e si è in attesa di fissazione del giudizio di secondo grado.

ix) 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 Documento di Valutazione dei Rischi occupazionali delle attività del Centro Olio Val d'Agri (COVA). Nel marzo 2017, su richiesta del Consulente della Procura, veniva quindi emesso verbale di contravvenzione da parte dell'Ispettorato del Lavoro di Potenza nei confronti dei Datori di Lavoro storici del COVA per omessa e incompleta valutazione dei rischi chimici del COVA. Nell'ottobre 2017 seguiva, su richiesta del Consulente della Procura, provvedimento di UNMIG di rimansionamento di 25 dipendenti presso il COVA per errato giudizio di idoneità alla mansione 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 delittuose 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.

x) Eni SpA – Procedimento penale Val d'Agri - Spill Serbatoio. Nel febbraio 2017 i NOE del reparto di Potenza rinvenivano un flusso di acqua contaminata da tracce di idrocarburi con provenienza non nota, che scorreva all'interno di un pozzetto grigliato ubicato in area esterna rispetto al confine del Centro Olio Val d'Agri (COVA), sottoposto a sequestro giudiziario. Le attività eseguite da 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 dei monitoraggi ambientali implementati, emergeva il 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, dagli Enti competenti, ai quali successivamente, è stato trasmesso il documento di Analisi di Rischio. A seguito di tale evento è stata aperta un'indagine penale per i reati di disastro ambientale nei confronti dei precedenti Responsabili del COVA, degli Operation Manager in carica dal 2011 e del Responsabile HSE in carica al momento del fatto nonché nei confronti di Eni ai sensi del D.Lgs. 231/01 per il medesimo reato presupposto, e di alcuni pubblici ufficiali appartenenti alle amministrazioni locali per i reati di abuso d'ufficio, falsità materiale e ideologica in atti pubblici commessi nel 2014 e di disastro innominato nella forma omissiva e di cooperazione colposa commesso nel febbraio 2017. Nell'aprile 2017 Eni ha, di propria iniziativa, sospeso l'attività industriale presso il COVA, anticipando quanto disposto dalla Delibera della Giunta Regionale. Nel luglio 2017 Eni ha riavviato l'attività petrolifera avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte 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 danno a quasi tutti i privati proprietari delle aree limitrofe al COVA e impattate dall'evento; con altri invece le trattative sono ancora in corso. I prevedibili esborsi relativi a tali transazioni sono stati stanziati.

Si segnala, altresì, che nel febbraio 2018 la Società ha impugnato le note del Dipartimento dei Vigili del 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 umana e per l'ambiente.

Nel mese di aprile 2019 sono state disposte nei confronti di tre dipendenti misure cautelari, le quali, a seguito di impugnazione, sono state annullate dalla Suprema Corte di Cassazione.

Nel settembre 2019 il Pubblico Ministero disponeva la separazione della posizione di un dipendente, all'epoca sottoposto a misura cautelare, dagli altri indagati Eni, con contestuale formazione nei soli suoi confronti di un autonomo fascicolo e, quindi, richiedeva al Giudice per le Indagini Preliminari l'emissione nei confronti del medesimo del decreto di giudizio immediato cd. custodiale, accolto dal GIP. Il giudizio immediato successivamente è stato sospeso al fine di consentire la prosecuzione delle attività di ripristino ambientale dei luoghi. Nell'ambito del parallelo procedimento nei confronti dei rimanenti dipendenti e di Eni quale ente responsabile ai sensi del D.Lgs. 231/2001, la Procura della Repubblica, dopo aver emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari, ha avanzato richiesta di rinvio a giudizio. All'esito della conseguente udienza preliminare il GUP, con riferimento all'imputazione ad Eni ex D.Lgs. 231/01 per i fatti sino al 2015, ha emesso sentenza di non 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, con istaurazione del giudizio all'udienza del 27 giugno 2022, qualificando l'imputazione nei loro confronti nella fattispecie di reato di disastro innominato, non aderendo alla qualificazione giuridica richiesta dal Pubblico Ministero ai sensi della nuova fattispecie di disastro ambientale.

• xi) Raffineria di Gela SpA/Eni Mediterranea Idrocarburi (EniMed) SpA – Gestione rifiuti discarica CAMASTRA. Nel giugno 2018 la Procura di Palermo ha avviato nei confronti delle società Eni Raffineria di Gela e EniMed un procedimento penale che riguarda un presunto 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 amministrativo da reato di cui al D.Lgs. 231/01. La condotta illecita deriverebbe dalla fraudolenta certificazione dei rifiuti ai fini della ricezione in discarica. A seguito delle attività 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 davanti al Tribunale di Agrigento al quale è stato trasferito per competenza territoriale.
• xii) Versalis SpA Sequestro Preventivo presso lo stabilimento di Priolo Gargallo. Nel febbraio 2019 il Tribunale di Siracusa, su richiesta della Procura, nell'ambito di una indagine riguardante i reati di 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 dei rilievi tecnici formulati dai Consulenti Tecnici nominati dalla Procura, presentano punti di emissioni convogliate e diffuse non conformi alle Best Available Techniques (BAT). Il provvedimento de quo contiene alcuni passaggi relativi al rapporto fra le BAT e le Autorizzazioni Integrate Ambientali (AIA) rilasciate che, secondo le valutazioni tecniche dei consulenti della Procura, non sarebbero legittime in quanto poco coerenti con i dettami normativi. Versalis ha provveduto già da qualche anno alla realizzazione dei miglioramenti impiantistici richiesti dalla Procura e dai suoi consulenti e per tale ragione il provvedimento in questione è stato impugnato dinanzi al Tribunale del Riesame che il 26 marzo 2019 ha disposto il dissequestro degli impianti con annullamento del decreto. Nel marzo 2021 è stato notificato avviso di conclusione delle indagini prelimi-

nari, con la formulazione da parte della Procura delle ipotesi di reato già formulate in precedenza.

• xiii) Eni SpA Incidente mortale Piattaforma offshore Ancona. Il 5 marzo 2019 sulla piattaforma Barbara F al largo di Ancona si è 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 verificato, per circostanze in corso di approfondimento, l'improvviso cedimento di una parte di struttura su cui era installata la gru, causando la caduta in mare della gru stessa e della relativa cabina di comando. Nella caduta alcuni elementi della gru hanno colpito il supply vessel, ferendo due lavoratori contrattisti a bordo dell'imbarcazione, mentre all'interno della cabina di comando si trovava un dipendente Eni, deceduto in tale tragico evento. In relazione a tale evento, la Procura di Ancona ha aperto un'indagine inizialmente contro ignoti disponendo accertamenti tecnici su tutte le parti della gru, immediatamente poste sotto 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 Eni quale persona giuridica ai sensi del D.Lgs. 231/2001 e di due dipendenti della società contrattista proprietaria dell'imbarcazione. Nel maggio 2021 la 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 per il giorno 27 giugno 2022.
• 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 emesso un decreto d'ispezione e sequestro dell'area denominata Isola 32 all'interno della raffineria di Gela dove sono ubicate le vecchie e nuove discariche controllate. Il procedimento penale ha ad oggetto i reati di inquinamento ambientale, omessa bonifica, lesioni personali colpose e gestione illecita di rifiuti. I reati sono contestati in relazione alla gestione delle attività di bonifica dell'area oggi gestite da Eni Rewind SpA, anche per conto delle società Raffineria di Gela, Isaf e Versalis, ove sono ubicate le vecchie discariche, alle attività di decommissioning dell'impianto acido fosforico di proprietà della Isaf gestite sulla base di un contratto di mandato dalla Eni Rewind SpA, nonché alla gestione delle attività in corso di bonifica della falda (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 falda 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 nei confronti di nove dipendenti della Raffineria di Gela e quattro dipendenti della società Eni Rewind SpA. Sono poi stati disposti accertamenti tecnici irripetibili al fine di effettuare delle analisi sia sui piezometri posti sotto sequestro, sia sugli impianti TAF e TAS, con successivo dissequestro appena conclusi gli accertamenti. In data 11 ottobre 2021 è stato notificato un provvedimento di sequestro preventivo emesso dal Giudice per le Indagini Preliminari di Gela, su richiesta della Procura della Repubblica, con riferimento agli impianti asserviti alla bonifica della falda del sito (pozzi di emungimento della falda e impianto di trattamento TAF) gestiti oggi da Eni Rewind nonché alle aree di stabilimento destinate alla attuazione del progetto di bonifica delle acque di falda, nominando un amministratore giudiziario incaricato della relativa gestione. Le società Eni 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.

xv) Eni Rewind SpA e Versalis SpA – Mantova. Procedimento penale in materia di reati 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 le predette società Versalis, Eni Rewind ed Edison ai sensi della responsabilità amministrativa ex D.Lgs. 231/2001. La Procura della Repubblica ipotizza, a seconda di alcune specifiche aree del SIN di Mantova, i reati di gestione di rifiuti non autorizzata, danneggiamento/inquinamento ambientale, omessa comunicazione agli Enti di contaminazione ambientale ed omessa bonifica. A seguito del deposito di memorie difensive, alcune posizioni soggettive sono state stralciate dal procedimento ed archiviate. La Procura della Repubblica ha in seguito formulato richiesta di rinvio a giudizio, in cui sono state sostanzialmente confermate le ipotesi di reato di cui all'atto di chiusura delle indagini. In fase di instaurazione dell'udienza preliminare si sono costituiti quali parti civili il MITE, la Provincia di Mantova, il Comune di Mantova e il Parco Regionale del Mincio e le società Eni Rewind, Versalis ed Edison sono state citate in giudizio quali responsabili civili. L'udienza preliminare è in corso di svolgimento.

• xvi) Versalis SpA. Stabilimento di Brindisi torce di stabilimento ed emissioni odorigene – Procedimento penale n. 6580/18 R.G. Mod. 44 contro ignoti. In data 18 maggio 2018 il direttore dello stabilimento Versalis di Brindisi e altri due dipendenti sono 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 sistema torce di stabilimento. La Società ha collaborato con l'Autorità giudiziaria per fornire le informazioni utili ad escludere che tali eventi possano aver avuto un impatto negativo e significativo sulla qualità dell'aria. Peraltro, la Società sta proseguendo con le attività di analisi sui dati disponibili nonché portando avanti alcuni progetti importanti per la minimizzazione di qualsiasi effetto pregiudizievole, anche solo visivo, del fenomeno del flaring con la realizzazione di un nuovo impianto della torcia a terra. Alla fine del mese di maggio 2020 in concomitanza di una fermata programmata dello stabilimento Versalis, sono state rilevate delle concentrazioni anomale di benzene e toluene poste alla base di un'ordinanza con la quale il Sindaco di Brindisi ha disposto la fermata dell'impianto cracking. L'ordinanza è stata emessa senza che vi siano stati degli accertamenti tecnici sulla reale correlazione tra i picchi rilevati e le attività in corso presso lo stabilimento. Dopo una fitta interlocuzione con le autorità competenti, l'ordinanza è stata revocata. Pur tuttavia, la Procura della Repubblica ha acquisito informazioni e documenti, anche prodotti dalla stessa società, sul tema posto alla base della predetta ordinanza sindacale al fine di verificare, anche sotto il profilo penale, eventuali nessi e responsabilità. La Società ha fornito a tutte le Autorità locali competenti, compresa la Procura della Repubblica, tutte le informazioni e dati utili alla corretta ricostruzione dei fatti. In seguito, nell'ambito del procedimento penale, sono stati iscritti quali soggetti indagati i due direttori pro tempore dello stabilimento ed il responsabile operation per i reati di cui agli artt. 29-quattuordecies D.Lgs. 152/06 e 674 c.p. Il procedimento è pendente in fase di indagine preliminare.
• xvii) Eni SpA R&M Deposito di Civitavecchia Procedimento penale inquinamento falda. Nel periodo in cui ha gestito il Deposito di Civitavecchia (2008-2018) Eni ha 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, ai quali nel corso degli anni è stato più volte fornito riscontro tecnico. Eni risulta indagata ai sensi del D.Lgs. 231/2001. Il PM ha formulato richiesta di rinvio a giudizio. All'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 del 10 febbraio 2022, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio delle persone fisiche con instaurazione del giudizio all'udienza del 26 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 suo rinnovo.

xviii) Eni SpA R&M Raffineria di Livorno – Procedimento penale infortunio sul lavoro. In data 20 ottobre 2020 è stato notificato presso la Raffineria di Livorno un avviso per Eni quale ente sottoposto ad indagini preliminari nell'ambito di un procedimento penale pendente innanzi alla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Livorno in relazione ad un infortunio sul lavoro occorso nell'estate del 2019 presso una cabina elettrica della Raffineria ed inseguito al quale due dipendenti hanno riportato ustioni di secondo e terzo grado. Il reato presupposto per cui è stato aperto il procedimento è quello di lesioni personali aggravate mentre alla società viene contestato l'illecito amministrativo da reato ai sensi del D.Lgs 231/2001.

La Polizia Giudiziaria, delegata dalla locale Procura della Repubblica ha avanzato richieste di esibizione documentale al fine di acquisire gli elementi utili a valutare se la società abbia adottato o meno un modello 231 idoneo con le relative procedure e sistemi di gestione e organizzazione rispetto alla prevenzione del reato ipotizzato.

La società ha raccolto la documentazione richiesta che è stata fornita tempestivamente. Nel settembre 2021 la Procura della Repubblica ha emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari. In seguito, è stato notificato il decreto di citazione a giudizio con prima udienza fissata per il giorno 8 settembre 2022.

• 1.2 Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura civile o amministrativa
• i) Eni Rewind SpA Versalis SpA Eni SpA (R&M) Rada

di Augusta. Con Conferenze dei Servizi del 2005 il 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 effettuare 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, genericamente ricondotto alle attività industriali esercitate nel polo petrolchimico. Le suddette società hanno impugnato a vario titolo gli atti del Ministero eccependo, in particolare, le modalità con le quali sono stati progettati gli interventi di risanamento e acquisite le caratterizzazioni della Rada. Ne sono sorti vari procedimenti amministrativi riuniti presso il TAR che, nell'ottobre 2012, ha accolto i ricorsi presentati dalle 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 interventi 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, richiamando la diffida del 2017, ha confermato la tesi degli Enti sulla responsabilità delle aziende coinsediate per la contaminazione della Rada ed ha affermato un inadempimento alla citata diffida da parte delle società, comunicato anche alla Procura della Repubblica. D'intesa con tutte le altre società coinvolte si è proceduto all'impugnativa di tale verbale e ad ulteriori paralleli approfondimenti tecnici interni a scopo 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 tavolo di confronto con il coinvolgimento di tutti i soggetti interessati e volto ad individuare eventuali misure opportune sui nuovi dati ambientali acquisiti da CNR/ISPRA nel corso del 2019 ferma restando la necessità che gli enti procedano alla corretta individuazione del soggetto responsabile della contaminazione rilevata. Parallelamente la società ha sollecitato, conformemente alle previsioni normative del codice dell'ambiente, l'avvio dell'iter per individuare i soggetti responsabili dell'inquinamento e le rispettive quote di responsabilità, ai 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, assieme ai propri consulenti, gli approfondimenti sullo stato ambientale della Rada e le proprie osservazioni alla Relazione ISPRA-CNR che porterebbero ad escludere qualunque coinvolgimento 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 competenti, ed ha esposto, assieme ai consulenti tecnici incaricati, importanti approfondimenti sulla tematica dello stato ambientale della Rada di Augusta. In gennaio 2021, la Società, ricevuta comunicazione della indizione della seconda riunione della CdS istruttoria di pari oggetto alla prima 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 2021, 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 coinsediate, 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. Sono in corso interlocuzioni con il Ministero e l'LCCS per sollecitare la risposta a tale istanza.

ii) Eni SpA – Eni Rewind SpA – Raffineria di Gela SpA – Ricorso per accertamento tecnico preventivo. 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 conciliativa della lite. Il medesimo tema, peraltro, era stato oggetto di precedenti istruttorie, nell'ambito di differenti procedimenti penali, di cui una conclusasi senza accertamento di responsabilità a carico di Eni o sue controllate e una seconda tuttora pendente in fase di indagini preliminari. Dal dicembre 2015 sono stati notificati alle tre società interessate atti di citazione aventi ad oggetto complessivamente 30 casi di risarcimento danni in sede civile. Tali giudizi pendono nella fase dell'istruttoria. Nel maggio 2018 è stata emessa la prima sentenza di primo grado avente ad oggetto un solo caso. Il Giudice ha rigettato la domanda risarcitoria, riconoscendo la bontà e fondatezza delle argomentazioni difensive delle società convenute in ordine alla insussistenza di prove circa l'esistenza di un nesso di causa tra la patologia e il presunto inquinamento di origine industriale. La sentenza di primo grado è stata impugnata dalla controparte innanzi alla Corte d'Appello di Caltanissetta. Nel giugno 2021 il Tribunale civile di Gela ha emesso una seconda sentenza di merito con la quale ha rigettato la domanda risarcitoria, riconoscendo la bontà e la fondatezza delle argomentazioni difensive delle società convenute in ordine alla insussistenza di prove circa l'esistenza 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 poi dal Tribunale di Gela al 20 aprile 2022.

iii) Eni Rewind SpA – Risarcimento del danno ambientale (Sito di Cengio). Dal 2008 è pendente in primo grado un procedimento presso il Tribunale di Genova attivato dal Ministero dell'Ambiente e dal Commissario delegato alla gestione dello stato di emergenza ambientale nel territorio del Comune di Cengio che hanno citato Eni Rewind affinché venisse condannata al risarcimento del danno ambientale relativo al sito di Cengio. La pretesa ammonta a circa €250 milioni per il danno ambientale, oltre al danno sanitario da quantificarsi in sede di causa. La domanda è basata sulla censura di "inerzia" di Eni Rewind nel dare esecuzione agli interventi ambientali, inerzia tutt'altro che provata. Tra il 2014 e il 2021, la società Eni e il Ministero dell'Ambiente hanno cercato di definire una chiusura transattiva del procedimento, senza però giungere a un accordo definitivo. Il Giudice del procedimento ha riavviato l'iter processuale con il deposito il 30 dicembre 2021 della consulenza tecnica definitiva dal CTU nominato. Tale consulenza risulta particolarmente positiva per Eni Rewind in quanto pone 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, evidenzia 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 richiesta 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.

Il 3 luglio 2020 si è conclusa, con dichiarazione del Ministro dell'Ambiente, la parallela procedura di infrazione comunitaria sull'area A1 (avviata volontariamente dalla società e su richiesta del Ministero dell'Ambiente) di c.d. VIA Postuma, riguardante la mancata sottoposizione a VIA delle bonifiche nel sito industriale di Cengio. La posizione aziendale circa l'adeguatezza delle misure di intervento ambientale adottate si è pertanto ulteriormente consolidata. A marzo 2021 la Commissione di Collaudo ha altresì rilasciato certificato di collaudo delle opere realizzate sui suoli, con ciò ulteriormente rafforzando l'idoneità ripristinatoria delle misure realizzate dalla società. Nell'ambito della vicenda riguardante gli interventi ambientali sul SIN di Cengio, in data 10 agosto 2021, la società ha promosso ricorso straordinario al Presidente della Repubblica avverso la nota MITE del 12 aprile 2021 per l'annullamento della parte in cui è stato richiesto alla società di avviare un nuovo procedimento di bonifica al fine di ricostruire, alla luce di una presunta contaminazione, il modello concettuale e i conseguenti interventi atti al suo contenimento/eliminazione, nonché avverso il parere di ISPRA-ARPA Liguria riferito all'analisi di rischio sanitario per una porzione del sito.

iv) Val d'Agri – Eni/Vibac. A settembre 2019 è stato notificato un atto di citazione dinanzi al Tribunale di Potenza. Gli attori sono 80 persone, residenti in diversi comuni della Val d'Agri, i quali lamentano danni patrimoniali, non patrimoniali, danni biologici e morali, tutti derivanti dalla presenza di Eni sul territorio.

In particolare, nella citazione vengono richiamati in modo puntuale eventi che avrebbero generato impatti negativi sui cittadini e sul territorio (quali es. lo spill del 2017, eventi torcia dal 2014, le emissioni odorigene e acustiche). Al Giudice adito si chiede di dichiarare la responsabilità di Eni per aver causato emissioni in atmosfera di sostanze inquinanti; si chiede altresì di ordinare l'interruzione delle attività inquinanti e subordinare la ripresa delle medesime all'avvenuta realizzazione di tutti gli interventi necessari ad eliminare le asserite situazioni di pericolo; infine, di condannare Eni al pagamento di tutti i danni patrimoniali e non, diretti ed indiretti, presenti e futuri nella misura che sarà quantificata in corso di causa. A esito della fase dibattimentale, il Giudice ha trasmesso alle parti proposta di definizione conciliativa ponendo un termine alle parti per valutare la stessa e per presentare ulteriori proposte in merito. Le parti non hanno aderito alla proposta conciliativa. Nel corso dell'ultima udienza del 19 febbraio 2021 il Giudice ha ritenuto la causa matura per la decisione e ha fissato l'udienza di precisazione delle conclusioni al 30 giugno 2023.

v) Eni SpA – Climate change. Tra il 2017 e il 2018, presso le Corti dello Stato della California sono stati promossi, da parte di autorità governative locali e un'associazione di pescatori, sette contenziosi nei confronti di Eni SpA, di una controllata (Eni Oil & Gas Inc.) e diverse altre compagnie, finalizzati all'ottenimento del risarcimento dei danni riconducibili all'incremento del livello e della temperatura del mare nonché al dissesto del ciclo idrogeologico. Detti procedimenti, inizialmente promossi di fronte alle Corti Statali, sono stati successivamente trasferiti alle Corti Federali su impulso dei convenuti, i quali hanno depositato un'apposita istanza rilevando la carenza di giurisdizione delle 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 Oil & Gas Inc. ha sottoscritto, insieme ad altri convenuti, una petition for rehearing en banc per chiedere una revisione della decisione di rinvio alla Ninth Circuit Court.

La Ninth Circuit Court ha rigettato la petition for rehearing en banc ma, su richiesta dei convenuti, ha concesso una sospensione dei procedimenti di 120 giorni (fino a gennaio 2021) per consentire ai convenuti stessi di presentare una c.d. 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 gennaio 2021 i convenuti hanno, quindi, depositato la suddetta petition for certiorari alla Corte Suprema degli Stati Uniti. Quest'ultima, in accoglimento della petition, ha disposto che la Ninth Circuit Court riconsideri la questione della competenza giurisdizionale valutando tutte le argomentazioni giuridiche a favore della competenza federale. A giugno 2021, i convenuti hanno presentato alla Ninth Circuit Court una mozione ("Consent Motion") che illustra argomenti a favore della competenza federale aggiuntivi rispetto alle difese iniziali.

A inizio luglio 2021, la Consent Motion è stata rigettata. Nelle more della decisione della Ninth Circuit Court – che è attesa entro un anno e che, come indicato dalla Corte Suprema, dovrà in ogni caso prendere in considerazione tutte le potenziali basi giuridiche della competenza federale – i procedimenti rimangono sospesi.

vi) 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 chimica. 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, considerate altamente tossico-nocive e cancerogene. Le analisi svolte dalla Provincia di Vicenza con il diretto coinvolgimento 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'incarico di AD di MITENI tra il 1988 e il 1996, periodo in cui Enichem Synthesis (poi divenuta Syndial/Eni Rewind) ha detenuto il 51% del 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 coinvolta. Dall'azione della Provincia sono scaturiti vari ricorsi al TAR nei quali Eni Rewind è stata chiamata in causa quale "successore" di Enichem per il periodo di gestione del sito quale socio di maggioranza di MITENI. Sulla base di ciò, a febbraio 2020, la Provincia ha esteso il procedimento anche a Eni Rewind la quale con memoria procedimentale ha illustrato alla Provincia le plurime ragioni – formali e sostanziali – che deponevano per la pronta archiviazione del procedimento avviato nei propri confronti.

Tuttavia, in data 5 ottobre 2020 la Provincia ha notificato una diffida ex art. 244 del codice dell'ambiente con cui avrebbe individuato Eni Rewind quale ulteriore 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, ai tavoli tecnici e agli incontri che sarebbero stati indetti dagli Enti Pubblici in relazione agli interventi di bonifica del sito. Avverso tali atti della Provincia Eni Rewind ha infatti proposto ricorso al TAR Veneto. Eni Rewind sta partecipando a tali incontri, sta svolgendo gli interventi ambientali e si è resa disponibile a eseguire – nell'ambito del progetto di MISO approvato – ulteriori interventi antinquinamento su base volontaria e senza prestare alcuna acquiescenza rispetto agli addebiti di responsabilità per l'inquinamento da agenti chimici. Per l'esecuzione di tali interventi è stato accantonato un fondo rischi.

2. Procedimenti in materia di responsabilità penale/amministrativa di impresa

i) 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 Nigeria. Nel luglio 2014 la Procura ha notificato ad Eni SpA un'informazione di garanzia ai sensi del D.Lgs. 231/01 e una richiesta di consegna ex art. 248 c.p.p. Il 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 c.d. "Oil 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 1° ottobre 2019 il Dipartimento di Giustizia americano (DoJ) ha concluso le proprie indagini ai sensi della normativa anticorruzione USA (FCPA), disponendo la chiusura del procedimento.

Nel luglio 2014, il Collegio Sindacale e l'Organismo di Vigilanza hanno deliberato il conferimento di un incarico congiunto a uno studio legale statunitense indipendente, esperto in ambito anticorruzione affinché, previa informativa all'Autorità giudiziaria, fosse espletata una verifica indipendente di natura forense sulla vicenda. I legali statunitensi hanno in sintesi concluso che non sono emerse evidenze di condotte illecite da parte di Eni in relazione alla transazione con il governo nigeriano del 2011 per l'acquisizione della licenza OPL 245 in Nigeria. Gli esiti di tale verifica sono stati messi a disposizione dell'Autorità giudiziaria.

Nel settembre 2014 la Procura di Milano ha notificato a Eni un "restraint order" di un giudice inglese che, a seguito di rogatoria richiesta da parte della Procura di Milano, ha disposto il sequestro di un conto bancario di terzi aperto presso una banca londinese. Poiché l'atto era stato notificato anche ad alcune persone fisiche, tra cui il CEO di Eni e l'allora Chief Development, Operation & Technology Officer di Eni e l'ex CEO di Eni, si era desunto che gli stessi fossero stati iscritti nel registro degli indagati presso la Procura di Milano. All'udienza del settembre 2014 presso la Corte di Londra, Eni e le due persone fisiche coinvolte hanno evidenziato la propria estraneità rispetto al conto corrente sequestrato. In esito all'udienza il sequestro è stato confermato.

Nel dicembre 2016 è stato notificato a Eni l'avviso di conclusione delle indagini preliminari con la richiesta di rinvio a giudizio formulata dalla Procura di Milano nei confronti, tra gli altri, dell'attuale CEO, dell'allora Chief Development, Operation & Technology Officer, di un altro top manager di Eni e dell'ex CEO di Eni, oltre che di Eni ai sensi del D.Lgs. 231/01.

A seguito della notifica dell'avviso di conclusione delle indagini preliminari è stato richiesto ai legali statunitensi 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 altresì resi disponibili i documenti depositati nel procedimento nigeriano più oltre descritto. I legali statunitensi hanno confermato le conclusioni delle precedenti verifiche.

Nel dicembre 2017 il Giudice per le Indagini Preliminari ha disposto il rinvio a giudizio di tutte le parti innanzi al Tribunale di Milano. Nel corso della prima udienza dibattimentale hanno chiesto di costituirsi parte civile la Repubblica Federale della Nigeria, nonché alcune ONG che erano già state estromesse dal Giudice dell'Udienza Preliminare. All'udienza del maggio 2018 ha chiesto di costituirsi parte civile anche l'associazione Asso Consum e il Tribunale ha rinviato all'udienza del giugno 2018 per affrontare tutte le questioni sulle richieste di costituzione di parte civile. In questa udienza il nuovo difensore nominato dal Governo Federale della Nigeria ha insistito per l'ammissione della costituzione di parte civile richiedendo, altresì, la 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 giugno 2021 la Corte d'Appello di Milano ha, altresì, assolto con la medesima formula assolutoria i due soggetti terzi rispetto ad Eni che avevano optato per il rito abbreviato ed erano stati condannati in primo grado. Questa decisone è diventata definitiva. Il successivo 29 luglio il Pubblico Ministero presso la Procura della Repubblica di Milano e la parte civile, Governo della Nigeria, hanno presentato ricorso in Appello. L'udienza è stata fissata per il 19 luglio 2022. Nel gennaio 2017 la controllata Eni Nigerian Agip Exploration Ltd ("NAE") ha ricevuto copia di un provvedimento della Federal High Court di Abuja con il quale viene disposto su richiesta della Economic and Financial Crime Commission ("EFCC") un sequestro temporaneo ("Order") della licenza OPL 245, in pendenza del procedimento per asseriti reati di corruzione e riciclaggio di denaro in corso in Nigeria. Nel marzo 2017 la Corte nigeriana ha accolto il ricorso presentato da NAE e dal suo partner e ha revocato il provvedimento di sequestro. Successivamente Eni è venuta a conoscenza dell'avvenuto deposito delle contestazioni formulate da parte della EFCC e ne ha messo una copia a disposizione dei legali statunitensi incaricati della verifica indipendente di cui sopra. Questi ultimi hanno in sintesi concluso che le ulteriori verifiche da loro effettuate confermano le conclusioni delle precedenti, in base alle quali non è emersa alcuna evidenza di condotta illecita da parte di Eni in relazione all'acquisizione della licenza OPL 245 dal Governo nigeriano.

Nel novembre 2018 Eni SpA e le controllate NAE, NAOC ed AENR (nonché alcune società del gruppo Shell) hanno ricevuto notizia dell'intenzione della Repubblica Federale della Nigeria di promuovere un'azione civile presso le Corti Inglesi per ottenere il risarcimento del danno derivante dalla transazione con la quale la licenza OPL 245 fu assegnata a NAE e SNEPCO (affiliata Shell). Il mese successivo, Eni ha ottenuto copia della documentazione che attesta l'iscrizione a ruolo della causa, il 15 aprile le consociate nigeriane NAE, NAOC ed AENR hanno ricevuto formale notifica dell'avvio del procedimento, mentre l'analoga notifica è stata ricevuta da Eni SpA il 16 maggio 2019. Negli atti introduttivi del giudizio, la domanda è quantificata in 1,092 MUSD o altro valore che sarà stabilito nel corso del procedimento. La Repubblica Federale della Nigeria pone alla base della propria valutazione una stima di valore dell'asset di 3,5 BUSD. La quota di interessenza di Eni è pari al 50%. Si ricorda che la Nigeria è costituita parte civile nel procedimento a Milano e che pertanto la causa di cui sopra appare una duplicazione delle domande formulate a Milano contro le persone fisiche di Eni. In data 22 maggio 2020, il Giudice ha accolto l'eccezione presentata da Eni e ha declinato la propria giurisdizione sul caso, avendo riscontrato la litispendenza con il procedimento a Milano secondo i criteri previsti dal Regolamento (EU) No 1215/2012. Il Giudice ha anche negato al Governo nigeriano il permesso di appellare la decisione. Analogamente la Corte d'Appello ha respinto la domanda del Governo nigeriano di ricorrere contro la decisione rendendo così la stessa definitiva. Il 20 gennaio 2020 alla consociata NAE è stato notificato l'avvio di un nuovo procedimento penale davanti la Federal High Court di Abuja. Il procedimento, prevalentemente incentrato sulle accuse a persone fisiche nigeriane (tra le quali il Ministro della Giustizia in carica nel 2011, all'epoca dei fatti contestati), coinvolge NAE e SNE-PCO in quanto contitolari della licenza OPL 245, alla cui attribuzione nel 2011, nell'ipotesi accusatoria, sarebbero stati associati atti illeciti anche di natura corruttiva compiuti da dette persone fisiche, che NAE e SNEPCO avrebbero illecitamente favorito agevolando lo schema criminoso. L'inizio del processo, inizialmente previsto per fine marzo 2020, è slittato per la chiusura degli uffici giudiziari in Nigeria a causa dell'emergenza COVID-19 ed è ripreso all'inizio del 2021.

ii) Indagine Congo. Nel marzo 2017 la Guardia di Finanza ha notificato a Eni una richiesta di consegna di documenti ex art 248 c.p.p. da cui si rileva che è stato aperto presso la Procura di Milano un fascicolo nei confronti di ignoti. La richiesta è relativa, in particolare, agli accordi sottoscritti da Eni Congo negli anni 2013-2014-2015 con il Ministero degli Idrocarburi, volti ad attività di esplorazione, sviluppo e produzione su alcuni permessi e alle modalità con cui furono individuate le imprese con cui Eni è entrata in partnership. Nel luglio 2017 la Guardia di Finanza, su delega della Procura di Milano, ha notificato a Eni una nuova richiesta di documentazione ex art. 248 c.p.p. e un'informazione di garanzia ai sensi del D.Lgs. 231/01 con riferimento al reato di corruzione internazionale. La richiesta fa espressamente seguito alla precedente richiesta di consegna di documenti del marzo 2017 e ha ad oggetto la verifica dei rapporti tra Eni e le sue controllate, dal 2012 ad oggi, con alcune società terze. Eni ha consegnato tutta la documentazione oggetto della richiesta e ha preso contatto con le competenti Autorità americane (SEC e DoJ) per avviare un'informativa volontaria sul tema. Nel gennaio 2018 la Procura ha richiesto la proroga del termine delle indagini preliminari per ulteriori sei mesi a far data dal 31 gennaio sino al 30 luglio 2018. Successivamente, nel luglio del 2018 la Procura ha richiesto una seconda proroga fino al 28 febbraio 2019. Nell'aprile 2018 la Procura di Milano ha notificato ad Eni un'ulteriore richiesta di documentazione e all'allora Chief Development, Operation & Technology Officer un decreto di perquisizione dal quale lo stesso, insieme ad un altro dipendente Eni, risulta fra gli indagati.

Nell'ottobre 2018 l'Autorità giudiziaria ha eseguito il sequestro dell'account di posta elettronica di un dirigente Eni, già direttore generale di Eni Congo nel periodo 2010- 2013. Nel dicembre 2018 e successivamente nel maggio, nel settembre e dicembre 2019 sono state notificate a Eni provvedimenti di richiesta di documenti ex art. 248 c.p.p. dalla Procura di Milano, aventi ad oggetto i rapporti economici intrattenuti da Eni e le sue controllate con alcune società. Tutta la documentazione richiesta è stata prodotta all'Autorità giudiziaria.

Nel settembre 2019 la Società è stata informata della notifica al CEO di Eni un decreto di perquisizione con contestuale informazione di garanzia per una presunta ipotesi di "Omessa comunicazione del conflitto d'interessi" ex 2629 bis del Codice civile, in relazione alla fornitura di servizi logistici e di trasporto ad alcune società controllate operanti in Africa, fra le quali in particolare Eni Congo SA da parte di alcune società facenti capo alla Petroserve Holding BV nel periodo 2007-2018. La contestazione del reato si fonda sull'asserita riconducibilità al coniuge di una quota della proprietà di tale fornitore per una parte del periodo predetto. Nessuna delle forniture oggetto di indagine è mai stata deliberata dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA. Successivamente in data 15 giugno 2020 la società è stata informata che è stata richiesta una proroga delle indagini relativamente a tale ipotesi fino al 21 dicembre 2020.

Nell'aprile 2018 il Collegio Sindacale, l'Organismo di Vigilanza e il Comitato Controllo e Rischi di Eni hanno deliberato il conferimento di un incarico congiunto ad uno studio legale indipendente e ad una società di consulenza professionale, esperti in ambito anticorruzione affinché, fosse espletata una verifica indipendente di natura forense sulla vicenda. I risultati di tali attività non hanno evidenziato circostanze di fatto idonee a rilevare un diretto coinvolgimento di Eni, né di suoi dipendenti o manager chiave nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura. Nel novembre 2019, a seguito della notifica degli ulteriori atti di indagine, il Collegio Sindacale, il Comitato Controllo e Rischi e l'Organismo di Vigilanza hanno affidato ai consulenti già incaricati nel 2018 un secondo incarico per rivedere le conclusioni raggiunte, alla luce della documentazione processuale resa disponibile a seguito della richiesta di riesame del provvedimento notificato al CEO nel settembre 2019. Il secondo rapporto dei consulenti consegnato nel luglio 2020 integra le conclusioni raggiunte dal primo, in particolare con riferimento alla: (i) ipotesi di verosimile riconducibilità al coniuge dell'Amministratore Delegato di una quota della proprietà del Gruppo Petroserve per alcuni anni quanto meno, a partire dal 2009 sino al 2012; (ii) assenza di riscontri idonei a smentire le dichiarazioni rese dal CEO circa la sua non conoscenza di eventuali interessi del coniuge nella proprietà del predetto Gruppo Petroserve; (iii) assenza di evidenza del fatto che l'attività delle persone coinvolte sia stata svolta nell'interesse di Eni.

In data 9 settembre 2020 è stato notificato ad Eni un decreto di fissazione di udienza in camera di consiglio a seguito di presentazione da parte della Procura di Milano di richiesta di applicazione di misura interdittiva ai sensi degli artt. 45 e ss. del D.Lgs. 231/2001, relativamente ad alcuni campi petroliferi in Congo. In particolare, in via principale viene richiesta l'interdizione dallo sfruttamento dei campi Djambala II, Foukanda II, Mwafi II, Kitina II, Marine VI Bis, Loango, Zatchi da parte di Eni per 2 anni ed in subordine viene richiesta la nomina di un commissario giudiziale deputato alla gestione dei summenzionati campi petroliferi. Il Giudice per le Indagini Preliminari, nel decreto di fissazione dell'udienza per il 21 settembre 2020, dà atto che la sanzione amministrativa si sarebbe prescritta il 14 luglio 2020, considerato che i Pubblici Ministeri datano la commissione degli asseriti reati "fino al 14 luglio 2015", ma che nel caso di specie il termine di prescrizione dei cinque anni sarebbe stato sospeso dalla recente legislazione anti-COVID fino al 16 settembre 2020. Il Giudice dava, altresì, atto della pendenza presso la Corte costituzionale, questione di legittimità costituzionale della legislazione anti-covid suindicata, con particolare riferimento al principio di irretroattività di una norma di sfavore (ex art. 25 comma 2 Cost.). Pertanto, l'udienza inizialmente fissata per il 21 settembre 2020, è stata dapprima rinviata al 10 dicembre 2020 in attesa della pronuncia della Corte costituzionale e, successivamente una volta che la Corte si è pronunciata per la costituzionalità della norma, è stata rinviata al 17 febbraio 2021 anche per attendere il deposito delle motivazioni della sentenza. L'udienza del 17 febbraio 2021 è stata rinviata al 25 marzo 2021, poiché, a seguito della riqualificazione del reato operata dalla Pubblica Accusa, da corruzione internazionale a induzione indebita a dare o promettere utilità, si è definita una ipotesi di applicazione della pena su richiesta delle parti (ex art. 444 c.p.p.). In data 15 marzo 2021 il Consiglio di Amministrazione di Eni SpA ha deliberato il conferimento di procura speciale in favore dei difensori di Eni SpA, responsabile amministrativo, per proporre istanza di applicazione di pena su richiesta delle parti. L'importo della sanzione complessivamente concordata con la Procura è pari a €11,8 milioni.

All'udienza del 25 marzo 2021 il Giudice per le Indagini Preliminari ha accolto l'ipotesi di sanzione concordata e la Procura ha, inoltre, revocato la richiesta di misura interdittiva per Eni SpA.

3. Altri procedimenti in materia penale

i) Eni SpA (R&M) – Procedimenti penali accise sui 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'ambito di tale indagine, estesa poi ad Eni, sono stati acquisiti presso quest'ultima dati e informazioni riguardanti l'assolvimento delle accise in relazione ai quantitativi di carburante esitati dalle tre basi dapprima oggetto d'indagine (Gaeta, Napoli e 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 Stagno (Livorno); (iii) un terzo procedimento, avviato dalla Procura di Roma, avente ad oggetto la presunta sottrazione di prodotto al pagamento delle accise in relazione alle eccedenze di prodotto allo scarico rispetto ai quantitativi indicati nei documenti fiscali di accompagnamento.

I tre filoni sono stati riuniti in un unico procedimento (n. 7320/14) e la Procura di Roma ha condotto un'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 ed attività delegate di perquisizioni e sequestri su tutti i 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 stati effettuati accertamenti tecnici su testate di erogazione carburanti. Nello stesso periodo, le indagini sono state estese ad un cospicuo numero di dipendenti ed ex dipendenti incluso il vertice dell'allora Divisione Refining & Marketing della società.

Nel novembre 2017 è stato eseguito presso le raffinerie e i depositi di Eni in Italia un provvedimento di sequestro preventivo dei misuratori di prodotti petroliferi emesso dal Tribunale di Roma su richiesta della Procura. La Società, anche in considerazione delle conseguenze connesse al fermo totale delle attività di raffinazione e di rifornimento di carburanti, ha interloquito 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 stata 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 Eni, 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 stralciato (proc. n. 22066/17 RGNR) dal principale, per le quali, nel maggio 2017, la Procura aveva richiesto l'archiviazione. All'esito dell'udienza, nel dicembre 2018 il Giudice ha accolto la richiesta di archiviazione per numerose posizioni, tra cui tredici posizioni Eni, mentre ha rigettato la richiesta, 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 davanti al GUP del Tribunale di Roma il quale, all'esito delle discussioni, ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati.

Dal 2020 è pendente il giudizio di primo grado dinanzi al Tribunale Monocratico di Roma per i reati in materia di accise, reato di falsità e frode processuale. È in corso il dibattimento con esame testimoniali e consulenti tecnici.

ii) Eni SpA – Procura della Repubblica di Milano – Proc. Pen. 12333/2017. Nel febbraio 2018 è stato notificato un decreto di perquisizione e sequestro con riferimento alle ipotesi di reato associativo finalizzato alla calunnia ed alle false informazioni rese al Pubblico Ministero. Dal provvedimento risultano indagati, tra gli altri, un ex legale esterno dell'Eni e un ex dirigente di Eni, all'epoca dei fatti contestati dirigente strategico in diversi ruoli aziendali. Secondo quanto riportato nel decreto, l'associazione sarebbe finalizzata ad intralciare l'attività giudiziaria nei procedimenti penali di Milano che vedono coinvolta, tra gli altri, Eni ed alcuni dei suoi amministratori e dirigenti.

A seguito di quanto sopra, il Comitato Controllo e Rischi, sentito il Collegio Sindacale, ha convenuto, unitamente all'Organismo di Vigilanza, di affidare a un soggetto terzo indipendente lo svolgimento di un incarico per una verifica interna su documenti e fatti rilevanti rispetto alle vicende connesse con il citato procedimento, incluse analisi di tipo "forensic". L'incarico è stato conferito il 22 febbraio 2018 e, nella Relazione finale del 12 settembre 2018, presentata al Comitato Controllo e Rischi, all'Organismo di Vigilanza e al Collegio Sindacale, è riportato che dalle analisi svolte, e rispetto alle ipotesi formulate dalla Procura di Milano nel decreto, non emergerebbero evidenze fattuali circa il coinvolgimento del predetto ex dirigente di Eni nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura.

Nel contempo il 19 aprile 2018 il Consiglio di 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 esiti sono stati riportati in una relazione del 22 novembre 2018 che non ha evidenziato circostanze di fatto idonee di per sé a rilevare un diretto coinvolgimento di persone Eni nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura. La relazione è stata presentata al Consiglio di Amministrazione e al Collegio Sindacale di Eni, nonché tramessa all'Organismo di Vigilanza di Eni.

Il 4 giugno 2018 la Consob ha chiesto a Eni e al suo 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 quali il 25 luglio 2020. Per maggiori informazioni sull'attività di vigilanza del Collegio Sindacale e sui relativi esiti si veda la Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea convocata per l'approvazione della 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'ambito di questa richiesta sono state trasmesse alla Procura anche le relazioni del soggetto terzo indipendente 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 stata notificata ad Eni un'informazione di garanzia con riferimento al reato 25 decies D.Lgs. 231/2001 per il reato di cui all'art. 377 bis c.p. (induzione a non rendere dichiarazioni o a rendere 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 ai rapporti intrattenuti con l'ex legale esterno indagato nel procedimento e quella relativa all'interruzione di tali rapporti, i report dell'internal audit ed i verbali degli organi societari che si sono occupati di 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 altresì presentato un esposto all'Autorità giudiziaria per accertare la sussistenza degli estremi per il concorso in truffa di altri soggetti esterni a Eni. In data 14 agosto la Guardia di Finanza ha inviato ad Eni una nuova richiesta di informazioni, avente ad oggetto i rapporti economici intercorsi tra le società del Gruppo Eni ed un professionista esterno. Alla richiesta è stato dato immediato riscontro.

Successivamente, nel novembre 2019 è stata notificata una richiesta di proroga delle indagini preliminari. Per quanto riguarda Eni, vi è stata la richiesta la proroga delle indagini per il reato di cui all'art. 25 decies del D.Lgs. 231/2001 fino al maggio 2020. Inoltre, risultano indagati per diverse ipotesi di reato un ex dirigente dell'ufficio legale, 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 dall'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 rapporti economici con una controparte commerciale, evidenze di impegni lavorativi del Chief Services & Stakeholder Relations Officer relativi ad alcune date temporali del 2014 e del 2016 e la documentazione inerente il licenziamento di un ex dipendente di Eni. Tutta la documentazione richiesta è stata nel tempo prodotta all'Autorità giudiziaria.

In data 9 novembre 2020 la Società è stata informata della notifica al CEO di Eni di un avviso di accertamenti tecnici irripetibili, con contestuale informazione di garanzia finalizzata a consentire la partecipazione, tramite proprio consulente tecnico, alle operazioni tecniche programmate di analisi del contenuto di un dispositivo telefonico sequestrato ad un ex dipendente di Eni.

In relazione a quanto precedentemente richiesto dall'AG nel luglio 2020 e ad integrazione delle informazioni già prodotte, nel periodo gennaio-marzo 2021 è stata 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 nei confronti di dodici persone fisiche e cinque società. Eni SpA, l'Amministratore Delegato, il Director Human Capital & Procurement Coordination ed il 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 & Procurement Coordination di Eni.

Per quanto riguarda le società, ETS è indagata con riferimento all'illecito amministrativo di cui agli artt. 5, comma 1, lett. a), 25 octies, D.Lgs. 231/01 in relazione all'art. 377 bis c.p. per cui è indagato l'allora dirigente apicale. ETS è già stata posta in liquidazione volontaria con delibera del CDA di Eni di luglio 2020 ed efficacia dal 1° gennaio 2021.

4. Contenziosi fiscali

i) Contestazione per omesso pagamento dell'imposta municipale unica (IMU) relativamente ad alcune piattaforme petrolifere localizzate nelle acque territoriali. Sono in essere contenziosi fiscali con alcuni enti locali italiani la cui materia del contendere è l'assoggettabilità ad IMU delle piattaforme petrolifere localizzate nel mare 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 2016- 2019. Tuttavia, la pronuncia del Dipartimento delle Finanze non è vincolante per gli enti locali cui compete il potere impositivo riconosciuto dalla stessa Corte di Cassazione e alcuni di questi hanno notificato avvisi di accertamento per le annualità 2016-2019. Contro tali avvisi la società ha presentato ricorso. Nonostante Eni ritenga che le piattaforme petrolifere ubicate nel mare territoriale debbano essere escluse dalla base imponibile dell'IMU in base all'interpretazione della legge alla luce della risoluzione del Dipartimento delle Finanze, valutati i rischi di soccombenza nei contenziosi pendenti è stato deciso di eseguire un accantonamento al fondo rischi, il cui ammontare esclude l'importo delle sanzioni poiché l'operato dell'Eni ha fatto affidamento sulla risoluzione amministrativa, nonché ha tenuto conto dell'abbattimento della base imponibile che esclude la "componente impiantistica" come previsto dal dettato della norma. Il contenzioso prosegue.

Il D.L. 124/2019 (convertito con Legge 157/2019) ha istituito, a decorrere dal 2020, l'imposta immobiliare 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

• i) Eni Rewind SpA e Versalis SpA Sito di Porto Torres. Procedimento promosso nel 2011 dalla Procura di Sassari per asserito disastro ambientale e avvelenamento di acque e sostanze destinate all'alimentazione nei confronti dell'allora direttore di stabilimento Eni Rewind SpA di Porto Torres e successivamente nei confronti delle società Eni Rewind SpA e Versalis SpA quali presunti responsabili civili. Il procedimento si è concluso con sentenza di non luogo a procedere per intervenuta prescrizione, passata in giudicato.
• ii) Eni Rewind SpA Risarcimento danni per l'inquinamento da DDT del Lago Maggiore (Pieve Vergonte). Nel maggio 2003 il Ministero dell'Ambiente ha citato in giudizio la controllata Eni Rewind chiedendo il risarcimento di un asserito danno ambientale attribuito alla gestione del sito di Pieve Vergonte nel periodo 1990-1996. Con la sentenza di primo grado del luglio 2008, il Tribunale Civile di Torino ha condannato Eni Rewind al risarcimento del danno, quantificandolo in €1.833,5 milioni oltre agli interessi legali dalla data del deposito della sentenza. Eni Rewind ha appellato la predetta sentenza ritenendola fondata su motivazioni errate in fatto e in diritto e comunque assolutamente incongrua la quantificazione del danno, mancando elementi che potessero giustificare l'enorme ammontare della condanna rispetto alla modestia dell'inquinamento contestato dallo stesso Ministero. Nel corso del giudizio di appello il CTU ha convalidato le attività dei tavoli tecnici svolti dalla società con gli enti tecnici nazionali e locali e ha ritenuto che: (i) nessuna ulteriore misura di riparazione primaria debba essere realizzata; (ii) non vi è stato alcun impatto significativo e misurabile sui servizi e le risorse ecologiche che debba essere oggetto di riparazione compensativa o complementare: l'unico impatto registrabile riguarda la pesca, anche in

ragione delle ordinanze di divieto che sono state emesse dagli enti locali, e tale impatto può essere ripristinato con le misure proposte da Eni Rewind per un valore complessivo di circa €7 milioni; (iii) esclude fermamente la necessità cosi come l'opportunità, sotto il profilo giuridico e scientifico, di una attività di dragaggio mentre conferma la correttezza, tecnico-scientifica, dell'approccio di Eni Rewind con MNR (Monitoraggio del Natural Recovery) che stima in 20 anni. Nel marzo 2017 la Corte d'Appello, confermando la valutazione del CTU: (i) ha escluso l'applicazione del risarcimento per equivalente monetario (art. 18 Legge 349/1986); (ii) ha annullato la precedente condanna di Eni Rewind a oltre €1,8 miliardi, e richiesto da parte di Eni Rewind l'esecuzione del Progetto Operativo di Bonifica (POB) per la parte relativa agli interventi sulle acque sotterranee, nonché alcune misure di riparazione compensativa. Il valore delle misure di riparazione individuate dalla Corte, quantificato per la sola ipotesi di mancata o imperfetta esecuzione da parte di Eni Rewind delle stesse, è stimato in circa €9,5 milioni. Si precisa che il POB è stato presentato da Eni Rewind approvato dagli Enti e già in corso di esecuzione (nonché coperto dai relativi fondi); (iii) ha respinto tutte le altre domande del Ministero (inclusa quella per danno non patrimoniale). Nell'aprile 2018 il Ministero dell'Ambiente ha notificato ricorso in Cassazione avverso la sentenza della Corte d'Appello e la Società si è costituita in giudizio. Con sentenza n. 18811 depositata in data 2 luglio 2021 la Corte di Cassazione ha statuito definitivamente sul contenzioso di danno ambientale del Sito di Pieve Vergonte respingendo il ricorso presentato dal Ministero dell'Ambiente e confermando le motivazioni della Corte di Appello. In particolare, la Cassazione ha confermato la bontà delle posizioni difensive presentate dall'azienda in termini di ripristino anche naturale e compensazione per il risarcimento del danno ambientale.

Attività in concessione

Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Exploration & Production e nella linea di business Refining & Marketing. Nel settore Exploration & Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l'accesso di Eni alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. In forza dell'assegnazione della concessione mineraria, Eni sostiene i rischi e i costi connessi all'attività di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alle produzioni realizzate. A fronte delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione della legislazione 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 nei contratti di service il diritto sulle produzioni realizzate è 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 oil). Nella linea di business Refining & Marketing alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessione dalle società concessionarie autostradali per l'erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento delle attività accessorie. A fronte dell'affidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle società 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

I rischi connessi all'impatto delle attività Eni sull'ambiente, sulla salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fattori di rischio e di incertezza - Rischio operation e connessi rischi in materia di HS&E della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterrà costi di ammontare significativo per adempiere gli obblighi previsti dalle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonché per il ripristino ambientale, la bonifica e messa in sicurezza di aree in precedenza adibite a produzioni industriali e siti dismessi. In particolare, per quanto riguarda il rischio ambientale, Eni attualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato in aggiunta ai fondi stanziati e tenuto conto degli interventi già effettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia non può essere escluso con certezza il 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: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall'applicazione del Decreto Legislativo n. 152/2006; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente (es. Legge 68/2015 sugli Ecoreati e Direttiva UE 2015/2193 sugli impianti 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 2021, in Europa ha preso il via la quarta fase del sistema di scambio di quote (EU-ETS), durante la quale l'assegnazione gratuita dei permessi di emissione avviene utilizzando fattori di emissione definiti a livello europeo e specifici per ogni settore industriale (c.d. benchmark), a eccezione della produzione di energia elettrica, per la quale non sono previste assegnazioni gratuite. Tale contesto regolatorio determina per gli impianti Eni soggetti ad Emissions Trading l'assegnazione di un quantitativo di permessi di emissione generalmente inferiore rispetto alle emissioni registrate nell'anno di riferimento, con la necessità di acquistare le quote necessarie ai fini di compliance tramite l'approvvigionamento sul mercato delle emissioni. Nell'esercizio 2021, le emissioni di anidride carbonica delle installazioni Eni sono risultate, complessivamente, superiori rispetto ai permessi assegnati. A fronte di 17,74 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 5,34 milioni di tonnellate di permessi di emissione, facendo registrare un deficit di 12,40 milioni di tonnellate. L'intero deficit è stato compensato tramite l'approvvigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle emissioni.

29 RICAVI

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

(€ milioni)	& Production Exploration	& LNG Portfolio Global Gas	& Marketing e Chimica Refining	Plenitude & Power	e Altre attività Corporate	Totale
2021
Ricavi della gestione caratteristica	8.846	16.973	40.051	10.517	188	76.575
Ricavi per prodotti e servizi venduti:
Ricavi per:
- Vendita greggi	3.573		14.710			18.283
- Vendita prodotti petroliferi	885		18.739			19.624
- Vendita gas naturale e GNL	4.122	16.608	34	3.245		24.009
- Vendita prodotti petrolchimici			5.652		7	5.659
- Vendita altri prodotti	40	6	132	5.316	1	5.495
- Servizi	226	359	784	1.956	180	3.505
	8.846	16.973	40.051	10.517	188	76.575
Tempistiche di trasferimento beni/servizi:
Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento	8.506	16.823	39.836	10.517	72	75.754
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale	340	150	215		116	821
2020
Ricavi della gestione caratteristica	6.359	5.362	24.937	7.135	194	43.987
Ricavi per prodotti e servizi venduti:
Ricavi per:
- Vendita greggi	1.969		9.024			10.993
- Vendita prodotti petroliferi	517		11.852			12.369
- Vendita gas naturale e GNL	3.505	5.000	20	2.741		11.266
- Vendita prodotti petrolchimici			3.277		19	3.296
- Vendita altri prodotti	113	(2)	36	2.366	2	2.515
- Servizi	255	364	728	2.028	173	3.548
	6.359	5.362	24.937	7.135	194	43.987
Tempistiche di trasferimento beni/servizi:
Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento	5.896	5.239	24.639	7.135	78	42.987
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale	463	123	298		116	1.000
2019
Ricavi della gestione caratteristica	10.499	9.230	41.976	7.972	204	69.881
Ricavi per prodotti e servizi venduti:
Ricavi per:
- Vendita greggi	3.505		17.361			20.866
- Vendita prodotti petroliferi	1.189		19.615			20.804
- Vendita gas naturale e GNL	5.454	8.881	214	3.373		17.922
- Vendita prodotti petrolchimici			4.088		22	4.110
- Vendita altri prodotti	68		16	2.503	6	2.593
- Servizi	283	349	682	2.096	176	3.586
	10.499	9.230	41.976	7.972	204	69.881
Tempistiche di trasferimento beni/servizi:
Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento	9.946	9.117	41.727	7.972	86	68.848
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale	553	113	249		118	1.033

316

(€ milioni)	2021	2020	2019
Ricavi rilevati a fronte di passività con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio	658	818	747
Ricavi rilevati a fronte di performance obbligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti	30		10

I ricavi della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività e per area geografica di destinazione alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

I ricavi della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

ALTRI RICAVI E PROVENTI

(€ milioni)	2021	2020	2019
Plusvalenze da vendite di attività materiali, immateriali e rami d'azienda	107	10	152
Altri proventi	1.089	950	1.008
	1.196	960	1.160

Gli altri proventi comprendono €281 milioni (€357 milioni e €368 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019) relativi al recupero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate dall'Eni.

Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

30 COSTI

ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI

(€ milioni)	2021	2020	2019
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci	41.174	21.432	36.272
Costi per servizi	10.646	9.710	11.589
Costi per godimento di beni di terzi	1.233	876	1.478
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	707	349	858
Altri oneri	1.983	1.317	879
	55.743	33.684	51.076
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali	(185)	(128)	(197)
- incrementi per lavori interni - attività immateriali	(9)	(5)	(5)
	55.549	33.551	50.874

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi geologici e geofisici dell'attività esplorativa che ammontano a €194 milioni (€196 milioni e €275 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019).

I costi di ricerca e sviluppo privi dei requisiti per la rilevazione nell'attivo patrimoniale ammontano a €177 milioni (€157 milioni e €194 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019).

I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su diritti di estrazione di idrocarburi per €946 milioni (€673 milioni e €1.183 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019).

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per esuberanza riguardano l'accantonamento netto al fondo rischi ambientali di €279 milioni (utilizzo netto di €15 milioni e accantonamento netto €329 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019) e l'accantonamento netto al fondo rischi per contenziosi di €162 milioni (accantonamenti netti di €76 milioni e di €60 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri. Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per esuberanza sono analizzati per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.

COSTO LAVORO

(€ milioni)	2021	2020	2019
Salari e stipendi	2.182	2.193	2.417
Oneri sociali	455	458	449
Oneri per programmi a benefici ai dipendenti	165	102	85
Altri costi	204	239	213
	3.006	2.992	3.164
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali	(111)	(118)	(152)
- incrementi per lavori interni - attività immateriali	(7)	(11)	(16)
	2.888	2.863	2.996

Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per €94 milioni (€105 milioni e €45 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019) e oneri per programmi a contributi definiti per €97 milioni (€96 milioni e €99 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019).

Gli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti.

I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

NUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI

Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell'area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:

	2021		2020		2019
(numero)	Controllate	Joint operation	Controllate	Joint operation	Controllate	Joint operation
Dirigenti	966	18	993	17	1.014	16
Quadri	9.143	78	9.280	73	9.267	77
Impiegati	15.747	380	15.995	349	15.945	361
Operai	5.476	284	4.780	287	4.910	287
	31.332	760	31.048	726	31.136	741

Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all'inizio e alla fine del periodo.

Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e

operanti all'estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente.

PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI

L'Assemblea nelle sedute del 13 aprile 2017 e del 13 maggio 2020 ha approvato i Piani di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019 e 2020-2022, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l'attuazione dei Piani e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 11 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2017-2019 e di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020- 2022. I Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre attribuzioni di azioni ordinarie ciascuno (rispettivamente, negli anni 2017, 2018 e 2019 e negli anni 2020, 2021 e 2022) e sono destinati all'Amministratore 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 risultati aziendali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti con responsabilità strategiche.

I Piani prevedono l'assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo dei piani è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni da assegnare al termine del vesting period; il costo è rilevato pro rata temporis lungo il vesting period.

Con riferimento al Piano 2017-2019, il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 50%, dall'andamento del Total Shareholder Return (TSR) del titolo Eni, rapportato al TSR dell'indice FTSE Mib di Borsa Italiana, confrontato con quello registrato da un gruppo di competitors di Eni ("Peer Group")29 rapportato anch'esso con il TSR delle rispettive borse valori di riferimento30; e (ii) per il 50%, dalla variazione percentuale annuale del Net Present Value (NPV) delle riserve certe confrontata con l'analoga variazione di ciascuna società del Peer Group.

Con riferimento al Piano 2020-2022, il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 25%, da un obiettivo di mercato di tipo relativo connesso al Total Shareholder Return (TSR) triennale misurato dalla differenza, nel triennio, tra il TSR del Titolo Eni e il TSR dell'indice FTSE Mib di Borsa Italiana, corretto per l'indice di correlazione di Eni, confrontata con le analoghe differenze registrate per ciascuna società di un gruppo di competitors di Eni ("Peer Group"); (ii) per il 20% da un obiettivo industriale di tipo relativo misurato in termini di valore unitario annuale (\$/boe) del Net Present Value delle riserve certe (NPV), confrontato con gli analoghi valori registrati per le società del Peer Group, con risultato finale pari alla media dei risultati annuali nel triennio; (iii) per il 20% da un obiettivo economico-finanziario di tipo assoluto misurato dal Free Cash Flow organico (FCF) cumulato nel triennio di riferimento, consuntivato rispetto all'omologo valore cumulato previsto nei primi 3 anni del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell'anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance. La consuntivazione del FCF viene effettuata al netto degli effetti delle variabili esogene, in applicazione di una metodologia di analisi degli scostamenti predeterminata e approvata dal Comitato Remunerazione, allo scopo di valorizzare l'effettiva performance aziendale derivante dall'azione del management; (iv) per la restante parte (35%) da un obiettivo di sostenibilità ambientale e transizione energetica articolato in tre obiettivi triennali di tipo assoluto e precisamente: (a) per il 15% da un obiettivo di decarbonizzazione misurato dal valore consuntivato a fine triennio dell'Intensità delle Emissioni GHG upstream Scope 1 e Scope 2 equity (tCO2eq./kboe), rispetto all'omologo valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell'anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance; (b) per il 10% da un obiettivo di transizione energetica misurato a fine triennio in termini di Megawatt di capacità installata di generazione elettrica da fonti rinnovabili rispetto all'omologo valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell'anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance; (c) per il 10% da un obiettivo di economia circolare misurato in termini di stato avanzamento a fine triennio di tre progetti rilevanti rispetto allo stato avanzamento previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell'anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance.

In base all'andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni che saranno offerte a titolo gratuito dopo tre anni dall'attribuzione potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente; il 50% delle azioni che saranno effettivamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sarà sottoposto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per un anno dalla data di assegnazione.

Alla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di Eni: (i) nel 2021, n. 2.365.581 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 8,15 euro per azione; (ii) nel 2020, n. 2.922.749 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 4,67 euro per azione; (iii) nel 2019, n. 1.759.273 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 9,88 euro per azione.

La determinazione del fair value è stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri di performance previsti dai piani (con riferimento al Piano 2017-2019, metodo stocastico per la componente del piano afferente al TSR e modello Black-Scholes per la componente afferente al NPV delle riserve; con riferimento al Piano 2020-2022 metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione (tra €11,642 e €12,164 a seconda della grant date per l'attribuzione 2021; tra €5,885 e €8,303 a seconda della grant date per l'attribuzione 2020; €13,714 per l'attribuzione 2019), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (tra 7,1% e 7,4% per l'attribuzione 2021, tra 7,1% e 10,0% per l'attribuzione 2020 e 6,1% per l'attribuzione 2019 del prezzo dell'azione alla data di attribuzione), considerando la volatilità del titolo (tra 44% e 45% per l'attribuzione 2021; tra 41% e 44% per l'attribuzione 2020; 19% per l'attribuzione 2019), le previsioni relative all'andamento dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al termine del vesting period (c.d. lock-up period).

I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati come componente del costo lavoro, ammontano a €16 milioni (€7 milioni e €9 milioni rispettivamente nel 2020 e 2019) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.

COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL

I compensi, incluso i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilità

⁽²⁹⁾ Il Peer Group è composto dalle seguenti società: Apache, BP, Chevron, ConocoPhillips, Equinor, ExxonMobil, Marathon Oil, Occidental, Royal Dutch Shell e Total. (30) La condizione di performance connessa con il TSR ai sensi dei principi contabili internazionali rappresenta una c.d. market condition.

strategica (c.d. key management personnel) in carica nel corso dell'esercizio si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020	2019
Salari e stipendi	29	30	28
Benefici successivi al rapporto di lavoro	3	2	2
Altri benefici a lungo termine	15	12	12
Indennità per cessazione del rapporto di lavoro		21	12
	47	65	54

COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA

I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €10,13 milioni, €7,54 milioni e €9,2 milioni rispettivamente per gli esercizi 2021, 2020 e 2019. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a €0,550 milioni, €0,571 milioni e €0,613 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2021, 2020 e 2019. I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in altre imprese incluse nell'area di consolidamento, che abbiano costituito un costo per Eni, anche se non soggetti all'imposta sul reddito delle persone fisiche.

31 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI

(€ milioni)	2021	2020	2019
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari	3.723	3.531	3.087
Oneri finanziari	(4.216)	(4.958)	(4.079)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading	11	31	127
Strumenti finanziari derivati	(306)	351	(14)
	(788)	(1.045)	(879)

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020	2019
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto
- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari	(475)	(517)	(618)
- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading	11	31	127
- Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori	(94)	(102)	(122)
- Interessi passivi su passività per beni in leasing	(304)	(347)	(378)
- Interessi attivi verso banche	4	10	21
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa	9	12	8
	(849)	(913)	(962)
Differenze attive (passive) di cambio	476	(460)	250
Strumenti finanziari derivati	(306)	351	(14)
Altri proventi (oneri) finanziari
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	67	97	112
- Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale	68	73	93
- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo(a)	(144)	(190)	(255)
- Altri proventi (oneri) finanziari	(100)	(3)	(103)
	(109)	(23)	(153)
	(788)	(1.045)	(879)

(a) La voce riguarda l'incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.

Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing. Gli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting. I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

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 - Partecipazioni.

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

(€ milioni)	2021	2020	2019
Dividendi	230	150	247
Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita	1		19
Altri proventi (oneri) netti	(8)	(75)	15
	223	75	281

I dividendi si riferiscono essenzialmente alla Nigeria LNG Ltd per €144 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co 'IBN ZAHR' per €54 milioni (rispettivamente €113 milioni e €28 milioni nel 2020 e €186 milioni e €46 milioni nel 2019).

33 IMPOSTE SUL REDDITO

(€ milioni)	2021	2020	2019
Imposte correnti:
-imprese italiane	439	199	347
-imprese estere operanti nel settore Exploration & Production	3.609	1.517	4.729
-altre imprese estere	157	84	152
	4.205	1.800	5.228
Imposte differite e anticipate nette:
-imprese italiane	(45)	672	599
-imprese estere operanti nel settore Exploration & Production	552	73	(172)
-altre imprese estere	133	105	(64)
	640	850	363
	4.845	2.650	5.591

Le imposte correnti relative alle imprese italiane comprendono imposte estere per €214 milioni e l'effetto applicazione dell'addizionale Ires prevista dalla Legge n. 7 del 6 febbraio 2009 per €97 milioni. La riconciliazione tra l'onere fiscale teorico determinato applicando l'aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% (stesso valore nel 2020 e nel 2019) e l'onere fiscale effettivo è il seguente:

(€ milioni)	2021	2020	2019
Utile (perdita) ante imposte	10.685	(5.978)	5.746
Aliquota fiscale teorica (Ires) (%)	24,0	24,0	24,0
Imposte teoriche	2.564	(1.435)	1.379
Variazioni in aumento (diminuzione):
- effetto maggiore tassazione delle imprese estere	2.301	1.980	2.934
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	180	97	9
- effetto Irap delle società italiane	140	107	25
- effetto addizionale Ires Legge n. 7/2009 (Libyan Tax)	97
- effetto imposte estere di società italiane	108	108	105
- effetti fiscali relativi ad esercizi precedenti	52	(30)	147
- effetto tassazione dividendi infragruppo	54	96	65
- effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle attività per imposte anticipate	(666)	1.785	938
- altre motivazioni	15	(58)	(11)
	2.281	4.085	4.212
Imposte effettive	4.845	2.650	5.591

La maggiore tassazione delle imprese estere riguarda il settore Exploration & Production per €2.040 milioni (rispettivamente, €1.777 milioni e €2.934 milioni nel 2020 e 2019).

Nel 2020 il Gruppo ha rilevato oneri d'imposta nonostante una perdita ante imposte di €5.978 milioni. Questo è dovuto agli impatti della crisi economica indotta dal COVID-19 sulla domanda degli idrocarburi e alla conseguente revisione dei prezzi di lungo termine e dei cash flow futuri delle attività di Eni. Le minori proiezioni di redditi imponibili futuri hanno avuto due ricadute: la svalutazione delle attività per imposte anticipate iscritte all'attivo di bilancio e il mancato stanziamento del recupero fiscale associato con le perdite gestionali dell'esercizio.

34 UTILE (PERDITA) PER AZIONE

L'utile (perdita) per azione semplice è determinato dividendo l'utile (perdita) dell'esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell'anno, escluse le azioni proprie.

L'utile (perdita) per azione diluito è determinato dividendo l'utile (perdita) dell'esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell'anno, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse. Al 31 dicembre 2021 le azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte dei piani ILT azionario 2017-2019 e 2020-2022.

Ai fini della determinazione dell'utile (perdita) per azione semplice e diluito, l'utile (perdita) netto dell'anno di competenza Eni è rettificato per tener conto della remunerazione delle obbligazioni subordinate perpetue, al netto del relativo effetto fiscale, determinata sulla base del costo ammortizzato.

La determinazione dell'utile (perdita) per azione semplice e diluito è di seguito indicata:

		2021	2020	2019
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) semplice			3.565.973.883 3.572.549.651 3.592.249.603
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario	7.598.593		2.251.406
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) diluito		3.573.572.476 3.572.549.651 3.594.501.009
Utile (perdita) netto di competenza Eni	(€ milioni)	5.821	(8.635)	148
Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale	(€ milioni)	(95)
Utile (perdita) netto di competenza Eni per utile semplice e diluito	(€ milioni)	5.726	(8.635)	148
Utile (perdita) per azione semplice	(ammontari in € per azione)	1,61	(2,42)	0,04
Utile (perdita) per azione diluito	(ammontari in € per azione)	1,60	(2,42)	0,04

35 INFORMAZIONE PER SETTORE DI ATTIVITÀ E PER AREA GEOGRAFICA

INFORMAZIONI PER SETTORE DI ATTIVITÀ

La segment information di Eni è determinata sulla base dei segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal Chief Operating Decision Maker (il CEO) per la valutazione delle performance e le decisioni di allocazione delle risorse.

La struttura organizzativa è imperniata su due Direzioni Generali:

• } La Direzione Generale Natural Resources con il compito di valorizzare il portafoglio upstream Oil & Gas riducendone l'impronta carbonica attraverso una forte azione di 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 CO2 . 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 stoccaggio della CO2 .
• } La Direzione Generale Energy Evolution con il compito di promuovere l'evoluzione dei business di generazione, trasformazione 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, il consumo domestico e delle piccole imprese. Nella Direzione confluiscono i business della generazione di energia elettrica da gas e da fonti rinnovabili, della Raffinazione, della Chimica, del Retail Gas & Power e del Marketing per la mobilità. Le società Versalis (Chimica), Eni Rewind (Ambiente) ed Eni gas e luce, nel loro assetto corrente, rientrano nel perimetro della Direzione.

Dal punto di vista delle informazioni finanziarie per settore di attività "segment information", il management ha considerato che i processi decisionali di allocazione delle risorse e la valutazione delle performance finanziarie/industriali da parte del CEO sono svolte ad un livello di maggiore disaggregazione rispetto alle DG, avuto riguardo cioè alle linee di business che confluiscono nelle due DG. Pertanto, nel rispetto delle disposizioni del principio contabile IFRS 8 che regola l'informativa per settore di attività, la segment information dell'Eni al 31 dicembre 2021 è articolata nei seguenti reportable segment:

Exploration & Production: attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio, condensati e gas naturale, comprende i progetti di conservazione delle foreste (REDD+) e di cattura e stoccaggio della CO2 .

Global Gas & LNG Portfolio (GGP): attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all'ingrosso via gasdotto, trasporto internazionale, acquisto e commercializzazione di GNL. Comprende le attività di trading gas per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset gas.

Refining & Marketing e Chimica: attività di supply, lavorazione, distribuzione e marketing di carburanti e prodotti chimici. I risultati del business Chimica sono stati aggregati con quelli della Refining & Marketing in un unico reportable segment, poiché questi due segmenti operativi presentano ritorni economici simili. Comprende le attività di trading oil e prodotti con finalità di eseguire sul mercato le transazioni di bilanciamento del supply e di stabilizzazione/copertura dei margini commerciali.

Plenitude & Power: attività di vendita al dettaglio di gas, 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 CO² 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 tecnologie, 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.

Le informazioni per settore di attività sono le seguenti:

(€ milioni)	& Production Exploration	Global Gas & LNG Portfolio	Refining & Marketing e Chimica	Plenitude & Power	Corporate e Altre attività	Rettifiche per utili interni	Totale
2021
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore	21.742	20.843	40.374	11.187	1.698
a dedurre: ricavi infrasettori	(12.896)	(3.870)	(323)	(670)	(1.510)
Ricavi da terzi	8.846	16.973	40.051	10.517	188		76.575
Risultato operativo	10.066	899	45	2.355	(816)	(208)	12.341
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	(221)	(139)	(137)	(1)	(186)	(23)	(707)
Ammortamenti	(5.976)	(174)	(512)	(286)	(148)	33	(7.063)
Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing	(194)	(28)	(1.342)	(132)	(27)		(1.723)
Riprese di valore di attività materiali e immateriali	1.438	2		112	4		1.556
Radiazioni	(384)		(2)	(1)			(387)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	8		(333)		(766)		(1.091)
Attività direttamente attribuibili(a)	61.753	10.022	13.326	8.343	1.439	(591)	94.292
Attività non direttamente attribuibili(b)							43.473
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	2.639	17	2.366	667	198		5.887
Passività direttamente attribuibili(a)	17.046	10.072	6.796	3.786	3.338	(49)	40.989
Passività non direttamente attribuibili(b)							52.257
Investimenti in attività materiali e immateriali	3.861	19	728	443	187	(4)	5.234
2020
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore	13.590	7.051	25.340	7.536	1.559
a dedurre: ricavi infrasettori	(7.231)	(1.689)	(403)	(401)	(1.365)
Ricavi da terzi	6.359	5.362	24.937	7.135	194		43.987
Risultato operativo	(610)	(332)	(2.463)	660	(563)	33	(3.275)
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	(98)	(64)	(118)	2	(26)	(45)	(349)
Ammortamenti	(6.273)	(125)	(575)	(217)	(146)	32	(7.304)
Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing	(2.170)	(2)	(1.605)	(56)	(22)		(3.855)
Riprese di valore di attività materiali e immateriali	282		334	55	1		672
Radiazioni	(322)			(7)			(329)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(980)	(15)	(363)	6	(381)		(1.733)
Attività direttamente attribuibili(a)	59.439	4.020	10.716	4.387	1.444	(402)	79.604
Attività non direttamente attribuibili(b)							30.044
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	2.680	259	2.605	217	988		6.749
Passività direttamente attribuibili(a)	17.501	3.785	5.460	2.426	3.316	(83)	32.405
Passività non direttamente attribuibili(b)							39.750
Investimenti in attività materiali e immateriali	3.472	11	771	293	107	(10)	4.644
2019
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore	23.572	11.779	42.360	8.448	1.676
a dedurre: ricavi infrasettori	(13.073)	(2.549)	(384)	(476)	(1.472)
Ricavi da terzi	10.499	9.230	41.976	7.972	204		69.881
Risultato operativo	7.417	431	(682)	74	(688)	(120)	6.432
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	(97)	(234)	(276)	5	(307)	51	(858)
Ammortamenti	(7.060)	(124)	(620)	(190)	(144)	32	(8.106)
Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing	(1.347)		(1.127)	(83)	(13)		(2.570)
Riprese di valore di attività materiali e immateriali	130	5	205	41	1		382
Radiazioni	(292)		(6)	(1)	(1)		(300)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	7	(21)	(63)	10	(21)		(88)
Attività direttamente attribuibili(a)	68.915	4.092	13.569	4.068	1.643	(492)	91.795
Attività non direttamente attribuibili(b)							31.645
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	4.108	346	3.107	141	1.333		9.035
Passività direttamente attribuibili(a)	20.164	3.836	6.272	2.380	3.890	(141)	36.401
Passività non direttamente attribuibili(b)							39.139
Investimenti in attività materiali e immateriali	6.980	15	933	357	89	(14)	8.360
(a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo.

(b) Comprendono le attività/passività non connesse al risultato operativo.

324

INFORMAZIONI PER AREA GEOGRAFICA

Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione

(€ milioni)	Italia	dell'Unione Europea Resto	dell'Europa Resto	Americhe	Asia	Africa	Altre aree	Totale
2021
Attività direttamente attribuibili(a)	23.718	6.902	6.114	5.718	17.483	33.499	858	94.292
Investimenti in attività materiali e immateriali	1.333	199	202	659	1.203	1.604	34	5.234
2020
Attività direttamente attribuibili(a)	17.228	4.159	3.174	4.485	16.360	33.341	857	79.604
Investimenti in attività materiali e immateriali	1.198	152	119	441	1.267	1.443	24	4.644
2019
Attività direttamente attribuibili(a)	19.346	7.237	1.151	5.230	17.898	40.021	912	91.795
Investimenti in attività materiali e immateriali	1.402	306	9	1.017	1.685	3.886	55	8.360

(a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.

Ricavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione

(€ milioni)	2021	2020	2019
Italia	29.968	14.717	23.312
Resto dell'Unione Europea	14.671	9.508	18.567
Resto dell'Europa	12.470	8.191	6.931
Americhe	4.420	2.426	3.842
Asia	7.891	4.182	8.102
Africa	7.040	4.842	8.998
Altre aree	115	121	129
	76.575	43.987	69.881

36 RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:

• (a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l'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 tali 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, poiché si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedura stessa;
• (d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono iniziative di carattere umanitario,

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 scientifico, fanno parte della ordinaria gestione.

Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate escluse dall'area di consolidamento sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021" che si considera parte integrante delle presenti note.

RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI

		31.12.2021			2021
Denominazione (€ milioni)	Crediti e altre attività	Debiti e altre passività	Garanzie	Ricavi	Costi	Altri proventi (oneri) operativi
Joint venture e imprese collegate
Agiba Petroleum Co	13	57			189
Angola LNG Ltd					73
Angola LNG Supply Services Llc			179
Coral FLNG SA	17		1.260	43
Gruppo Saipem	4	134	9	28	174
Karachaganak Petroleum Operating BV	24	213			989
Mellitah Oil & Gas BV	65	290		3	263
Petrobel Belayim Petroleum Co	24	391		2	651
Société Centrale Electrique du Congo SA	50			66
Società Oleodotti Meridionali SpA	6	396		18	12
Vår Energi AS	62	526	495	104	2.224	(409)
Altre(*)	137	53	2	95	234
	402	2.060	1.945	359	4.809	(409)
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Eni BTC Ltd			179
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione)	124	1	1	13
Altre	10	5	10	8	10
	134	6	190	21	10
	536	2.066	2.135	380	4.819	(409)
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Enel	583	461		41	417	373
Gruppo Italgas	1	49		3	560
Gruppo Snam	160	152		159	1.013	1
Gruppo Terna	51	85		203	309	4
GSE - Gestore Servizi Energetici	311	125		2.216	1.238	766
Altre(*)	10	33		20	60
	1.116	905		2.642	3.597	1.144
Altri soggetti correlati		2			33
Groupement Sonatrach - Agip «GSA» e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP»	170	79		30	222
Totale	1.822	3.052	2.135	3.052	8.671	735

(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.

		31.12.2020			2020
Denominazione (€ milioni)	Crediti e altre attività	Debiti e altre passività	Garanzie	Ricavi	Costi	Altri proventi (oneri) operativi
Joint venture e imprese collegate
Agiba Petroleum Co	6	52			201
Angola LNG Supply Services Llc			165
Coral FLNG SA	6		1.079	49
Gas Distibution Company of Thessaloniki - Thessaly SA		13			52
Gruppo Saipem	87	254	509	18	350
Karachaganak Petroleum Operating BV	25	141			816
Mellitah Oil & Gas BV	54	250		2	156
Petrobel Belayim Petroleum Co	65	467			556
Società Oleodotti Meridionali SpA	3	399		20	15
Société Centrale Electrique du Congo SA	48			57
Unión Fenosa Gas SA	11	4	57	9		(3)
Vår Energi AS	39	190	456	85	1.126	(118)
Altre(*)	72	24	1	66	167
	416	1.794	2.267	306	3.439	(121)
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Eni BTC Ltd			165
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione)	112	1	1	11
Altre	5	23	10	4	9
	117	24	176	15	9
	533	1.818	2.443	321	3.448	(121)
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Enel	104	165		51	551	86
Gruppo Italgas	1	177		3	714
Gruppo Snam	189	211		45	1.012
Gruppo Terna	46	62		152	225	8
GSE - Gestore Servizi Energetici	52	37		586	309	40
Altre(*)	8	49		20	63
	400	701		857	2.874	134
Altri soggetti correlati	1	4		2	53
Groupement Sonatrach - Agip «GSA» e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP»	87	52		19	262
Totale	1.021	2.575	2.443	1.199	6.637	13

(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.

			31.12.2019	2019
Denominazione	(€ milioni)	Crediti e altre attività	Debiti e altre passività	Garanzie	Ricavi	Costi	Altri proventi (oneri) operativi
Joint venture e imprese collegate
Agiba Petroleum Co		3	71			229
Angola LNG Supply Services Llc				181
Coral FLNG SA		15		1.168	71
Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA			13			53
Gruppo Saipem		75	227	510	27	503
Karachaganak Petroleum Operating BV		33	198		1	1.134
Mellitah Oil & Gas BV		57	171		3	365
Petrobel Belayim Petroleum Co		50	1.130		7	1.590
Unión Fenosa Gas SA		8	1	57	1	6	63
Vår Energi AS		32	143	482	63	1.481	(64)
Altre(*)		106	29	1	112	87
		379	1.983	2.399	285	5.448	(1)
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Eni BTC Ltd				180
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione)		101	1	3	14
Altre		5	25	14	6	18
		106	26	197	20	18
		485	2.009	2.596	305	5.466	(1)
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Enel		185	284		105	602	(8)
Gruppo Italgas		3	154		1	677
Gruppo Snam		278	229		71	1.208
Gruppo Terna		40	45		171	223	17
GSE - Gestore Servizi Energetici		26	24		549	468	11
Altre		10	19		12	35
		542	755		909	3.213	20
Altri soggetti correlati		2	3		5	37
Groupement Sonatrach - Agip «GSA» e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP»		75	74		33	457
Totale		1.104	2.841	2.596	1.252	9.173	19

(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese 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 Oil & Gas BV, Petrobel Belayim Petroleum Co, Groupement Sonatrach - Agip «GSA», Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP» 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 sostenuti;
• } l'acquisto di GNL da Angola LNG Ltd;
• } la garanzia rilasciata nell'interesse della società Angola LNG Supply Services Llc a copertura degli impegni relativi al pagamento delle fee di rigassificazione;
• } la fornitura di servizi specialistici upstream e la 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 contrat-

to EPCIC per la realizzazione dell'impianto galleggiante di liquefazione del gas (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi);

• } la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Exploration & Production;
• } la vendita di gas alla Société Centrale Electrique du Congo SA;
• } gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto;
• } le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell'interesse di Vår Energi AS, la fornitura di servizi specialistici upstream, l'acquisto di greggio, condensati e gas e la parte realizzata dei contratti a termine di acquisto fisico di gas;
• } la garanzia rilasciata a favore della società Eni BTC Ltd a fronte della costruzione di un oleodotto;
• } la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla società Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione).

I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:

• } la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas, 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 Decreto Legislativo n. 249/2012, il contributo a copertura degli oneri derivanti dall'espletamento delle funzioni ed attività di OCSIT e il contributo corrisposto a GSE per la promozione dell'uso del biometano e altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti.

I rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:

• } costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni per €25 milioni;
• } contributi erogati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni Enrico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per €5 milioni e €3 milioni.

			31.12.2021	2021
Denominazione	(€ milioni)	Crediti	Debiti	Garanzie	Proventi Finanziari	Oneri Finanziari
Joint venture e imprese collegate
Cardón IV SA		199	2		37
Coral FLNG SA		383			4	1
Coral South FLNG DMCC				1.413	2
Mozambique Rovuma Venture SpA		1.008	72
Altre(*)		70	43		35	43
		1.660	117	1.413	78	44
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Altre		38	34		1	1
		38	34		1	1
Imprese controllate dallo Stato
Enel			109
Altre		2	17			1
		2	126			1
Totale		1.700	277	1.413	79	46

RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA

(*) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni.

			31.12.2020	2020
Denominazione	(€ milioni)	Crediti	Debiti	Garanzie	Proventi Finanziari	Oneri Finanziari
Joint venture e imprese collegate
Angola LNG Ltd				228
Cardón IV SA		383			57
Coral FLNG SA		288			22	1
Coral South FLNG DMCC				1.304
Gruppo Saipem		2	167			6
Société Centrale Electrique du Congo SA		83			7
Altre		15	12	1	27	18
		771	179	1.533	113	25
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Altre		36	28		1
		36	28		1
Imprese controllate dallo Stato
Altre			11			1
			11			1
Totale		807	218	1.533	114	26

		31.12.2019	2019
Denominazione (€ milioni)	Crediti	Debiti	Garanzie	Proventi Finanziari	Oneri Finanziari
Joint venture e imprese collegate
Angola LNG Ltd			249
Cardón IV SA	563	5		77
Coral FLNG SA	253				2
Coral South FLNG DMCC			1.425
Société Centrale Electrique du Congo SA	85				20
Altre	18	14	2	18	14
	919	19	1.676	95	36
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Altre	48	28		1
	48	28		1
Imprese controllate dallo Stato
Altre	4	12
	4	12
Totale	971	59	1.676	96	36

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:

• } il finanziamento concesso alla società Cardón IV SA per le attività di sviluppo del giacimento a gas di Perla in Venezuela;
• } 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 Venture per lo sviluppo delle riserve gas nell'offshore del Mozambico.

I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:

} i debiti finanziari per marginazione su contratti derivati verso il gruppo Enel.

330

INCIDENZA DELLE OPERAZIONI O POSIZIONI CON PARTI CORRELATE SULLA SITUAZIONE PATRIMONIALE, SUL RISUL-TATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI

L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella di sintesi:

		31.12.2021		31.12.2020
(€ milioni)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Altre attività finanziarie correnti	4.308	55	1,28	254	41	16,14
Crediti commerciali e altri crediti	18.850	1.301	6,90	10.926	802	7,34
Altre attività correnti	13.634	492	3,61	2.686	145	5,40
Altre attività finanziarie non correnti	1.885	1.645	87,27	1.008	766	75,99
Altre attività non correnti	1.029	29	2,82	1.253	74	5,91
Passività finanziarie a breve termine	2.299	233	10,13	2.882	52	1,80
Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine	1.781	21	1,18	1.909
Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine	948	17	1,79	849	54	6,36
Debiti commerciali e altri debiti	21.720	2.298	10,58	12.936	2.100	16,23
Altre passività correnti	15.756	339	2,15	4.872	452	9,28
Passività finanziarie a lungo termine	23.714	5	0,02	21.895
Passività per beni in leasing a lungo termine	4.389	1	0,02	4.169	112	2,69
Altre passività non correnti	2.246	415	18,48	1.877	23	1,23

L'incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:

		2021 2020			2019
(€ milioni)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Ricavi della gestione caratteristica	76.575	3.000	3,92	43.987	1.164	2,65	69.881	1.248	1,79
Altri ricavi e proventi	1.196	52	4,35	960	35	3,65	1.160	4	0,34
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(55.549)	(8.644)	15,56	(33.551)	(6.595)	19,66	(50.874)	(9.173)	18,03
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti	(279)	(6)	2,15	(226)	(6)	2,65	(432)	28
Costo lavoro	(2.888)	(21)	0,73	(2.863)	(36)	1,26	(2.996)	(28)	0,93
Altri proventi (oneri) operativi	903	735	81,40	(766)	13		287	19	6,62
Proventi finanziari	3.723	79	2,12	3.531	114	3,23	3.087	96	3,11
Oneri finanziari	(4.216)	(46)	1,09	(4.958)	(26)	0,52	(4.079)	(36)	0,88

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:

(€ milioni)	2021	2020	2019
Ricavi e proventi	3.052	1.199	1.252
Costi e oneri	(7.814)	(5.789)	(6.869)
Altri proventi (oneri) operativi	735	13	19
Variazione crediti e debiti commerciali e diversi	(342)	(136)	(839)
Interessi	38	73	81
Flusso di cassa netto da attività operativa	(4.331)	(4.640)	(6.356)
Investimenti in attività materiali e immateriali	(851)	(842)	(2.332)
Variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento	(20)	(370)	(339)
Variazione crediti finanziari	(105)	(160)	(241)
Flusso di cassa netto da attività di investimento	(976)	(1.372)	(2.912)
Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing	(13)	164	(817)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	(13)	164	(817)
Totale flussi finanziari verso entità correlate	(5.320)	(5.848)	(10.085)

L'incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

	2021			2020			2019
(€ milioni)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Flusso di cassa netto da attività operativa	12.861	(4.331)		4.822	(4.640)		12.392	(6.356)
Flusso di cassa netto da attività di investimento	(12.022)	(976)	8,12	(4.587)	(1.372)	29,91	(11.413)	(2.912)	25,51
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	(2.039)	(13)	0,64	3.253	164	5,04	(5.841)	(817)	13,99

37 ALTRE INFORMAZIONI SULLE PARTECIPAZIONI31

INFORMAZIONI SULLE SOCIETÀ CONTROLLATE CONSOLIDATE CON SIGNIFICATIVE INTERESSENZE DI TERZI

Nel 2021 e nel 2020 il Gruppo Eni non ha società controllate con significative interessenze di terzi.

senze di terzi al 31 dicembre 2021 è di €82 milioni (€78 milioni al 31 dicembre 2020).

Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interes-

MODIFICHE DELL'INTERESSENZA PARTECIPATIVA SENZA PERDITA O ACQUISIZIONE DEL CONTROLLO

Nel 2021 e nel 2020 non si segnalano modifiche significative di interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo.

PRINCIPALI ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO E SOCIETÀ COLLEGATE AL 31 DICEMBRE 2021

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Settore di attività	% interessenza partecipativa	% diritti di voto
Joint venture
Cardón IV SA	Caracas (Venezuela)	Venezuela	Exploration & Production	50,00	50,00
Doggerbank Offshore Wind Farm Project 1 Holdco Ltd	Reading (Regno Unito)	Regno Unito	Plenitude	20,00	20,00
Doggerbank Offshore Wind Farm Project 2 Holdco Ltd	Reading (Regno Unito)	Regno Unito	Plenitude	20,00	20,00
Mozambique Rovuma Venture SpA	San Donato Milanese (MI) (Italia)	Mozambico	Exploration & Production	35,71	35,71
Saipem SpA	San Donato Milanese (MI) (Italia)	Italia	Corporate e società finanziarie	30,54	31,20
Vår Energi AS	Sandnes (Norvegia)	Norvegia	Exploration & Production	69,85	69,85
Joint operation
Damietta LNG (DLNG) SAE	Damietta (Egitto)	Egitto	Global Gas & LNG Portfolio	50,00	50,00
GreenStream BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Libia	Global Gas & LNG Portfolio	50,00	50,00
Raffineria di Milazzo ScpA	Milazzo (ME) (Italia)	Italia	Refining & Marketing	50,00	50,00
Collegate
Abu Dhabi Oil Refining Co (Takreer)	Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti)	Emirati Arabi Uniti	Refining & Marketing	20,00	20,00
Angola LNG Ltd	Hamilton (Bermuda)	Angola	Exploration & Production	13,60	13,60
Coral FLNG SA	Maputo (Mozambico)	Mozambico	Exploration & Production	25,00	25,00

(31) L'elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2021 è indicato nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021" che costituisce parte integrante delle presenti note.

I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in joint venture significativa, riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati:

	2021
(€ milioni)	Cardon IV SA	Farm Project 1 Offshore Wind Doggerbank Holdco Ltd	Farm Project 2 Offshore Wind Doggerbank Holdco Ltd	Mozambique Venture SpA Rovuma	Saipem SpA	Vår Energi AS	Altre non rilevanti
Attività correnti	285	22	12	202	6.819	1.382	632
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti	3	20	9	82	1.632	198	88
Attività non correnti	1.947	1.935	1.306	3.810	4.723	16.589	714
Totale attività	2.232	1.957	1.318	4.012	11.542	17.971	1.346
Passività correnti	373	95	59	162	6.844	2.148	853
- di cui passività finanziarie correnti	4			4	1.256	390	296
Passività non correnti	1.301	1.548	1.085	2.856	4.347	14.900	193
- di cui passività finanziarie non correnti	430	1.414	908	2.823	2.679	4.160	22
Totale passività	1.674	1.643	1.144	3.018	11.191	17.048	1.046
Net equity	558	314	174	994	351	923	300
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo %	50,00	20,00	20,00	35,71	31,20	69,85
Valore di iscrizione della partecipazione	279	246	238	355	137	645	157
Ricavi e altri proventi	686				6.880	5.191	341
Costi operativi	(546)				(8.532)	(1.207)	(315)
Altri proventi (oneri) operativi					2	(51)	4
Ammortamenti e svalutazioni	(98)				(616)	(1.825)	(39)
Risultato operativo	42				(2.266)	2.108	(9)
Proventi (oneri) finanziari	(67)	(1)	(1)		(140)	(350)	(22)
Proventi (oneri) su partecipazioni					9
Risultato ante imposte	(25)	(1)	(1)		(2.397)	1.758	(31)
Imposte sul reddito	(131)				(70)	(1.729)	(3)
Risultato netto	(156)	(1)	(1)		(2.467)	29	(34)
Altre componenti dell'utile complessivo	39	31	(9)		(117)	61	5
Totale utile (perdita) complessivo	(117)	30	(10)		(2.584)	90	(29)
Utile (perdita) di competenza del Gruppo	(78)				(752)	20	(97)
Dividendi percepiti dalla joint venture						561	25

	2020
(€ milioni)	Cardón IV SA	Gas Distribution Thessaloniki - Company of Thessaly SA	Saipem SpA	Unión Fenosa Gas SA	Vår Energi AS	Altre non rilevanti
Attività correnti	235	31	6.411	599	804	858
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti		10	1.687	36	222	43
Attività non correnti	2.040	344	4.831	717	16.042	924
Totale attività	2.275	375	11.242	1.316	16.846	1.782
Passività correnti	262	38	4.903	311	189	1.022
- di cui passività finanziarie correnti		11	609	99	33	90
Passività non correnti	1.615	51	3.391	501	15.019	333
- di cui passività finanziarie non correnti	785	39	2.827	421	4.389	237
Totale passività	1.877	89	8.294	812	15.208	1.355
Net equity	398	286	2.948	504	1.638	427
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo %	50,00	49,00	31,08	50,00	69,85
Valore di iscrizione della partecipazione	199	140	908	242	1.144	188
Ricavi e altri proventi	612	62	7.408	854	2.450	286
Costi operativi	(453)	(19)	(6.980)	(805)	(980)	(304)
Ammortamenti e svalutazioni	(95)	(16)	(1.273)	(108)	(3.425)	(85)
Risultato operativo	64	27	(845)	(59)	(1.955)	(103)
Proventi (oneri) finanziari	(98)	(1)	(166)	(29)	31	(21)
Proventi (oneri) su partecipazioni			37	3
Risultato ante imposte	(34)	26	(974)	(85)	(1.924)	(124)
Imposte sul reddito	(58)	(6)	(143)	(2)	603	(4)
Risultato netto	(92)	20	(1.117)	(87)	(1.321)	(128)
Altre componenti dell'utile complessivo	(35)		46	(33)	(273)	(25)
Totale utile (perdita) complessivo	(127)	20	(1.071)	(120)	(1.594)	(153)
Utile (perdita) di competenza del Gruppo	(46)	10	(354)	(68)	(918)	(93)
Dividendi percepiti dalla joint venture		9	3		274	10

I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in società collegata significativa, riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati:

		2021
(€ milioni)	Abu Dhabi Oil Refining Co (TAKREER)	Angola LNG Ltd	Coral FLNG SA	Altre non rilevanti
Attività correnti	3.070	1.234	88	2.855
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti	153	808	8	419
Attività non correnti	16.936	9.736	6.320	4.842
Totale attività	20.006	10.970	6.408	7.697
Passività correnti	3.042	1.061	391	2.577
- di cui passività finanziarie correnti		122	1	139
Passività non correnti	6.208	1.935	5.392	3.857
- di cui passività finanziarie non correnti	5.164	696	5.384	3.632
Totale passività	9.250	2.996	5.783	6.434
Net equity	10.756	7.974	625	1.263
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo %	20,00	13,60	25,00
Valore di iscrizione della partecipazione	2.151	1.084	156	393
Ricavi e altri proventi	21.758	2.739		20.098
Costi operativi	(20.429)	(2.316)		(19.785)
Altri proventi (oneri) operativi				(117)
Ammortamenti e svalutazioni	(3.054)	307		(40)
Risultato operativo	(1.725)	730		156
Proventi (oneri) finanziari	(85)	(61)		(5)
Proventi (oneri) su partecipazioni				52
Risultato ante imposte	(1.810)	669		203
Imposte sul reddito				(16)
Risultato netto	(1.810)	669		187
Altre componenti dell'utile complessivo	892	623	46	74
Totale utile (perdita) complessivo	(918)	1.292	46	261
Utile (perdita) di competenza del Gruppo	(362)	90		52
Dividendi percepiti dalla collegata				16

	2020
(€ milioni)	Abu Dhabi Oil Refining Co (TAKREER)	Angola LNG Ltd	Coral FLNG SA	Altre non rilevanti
Attività correnti	1.391	618	133	623
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti	97	428	83	303
Attività non correnti	17.938	8.633	4.777	4.072
Totale attività	19.329	9.251	4.910	4.695
Passività correnti	4.897	424	172	656
- di cui passività finanziarie correnti	4.404	101		263
Passività non correnti	2.757	1.187	4.186	3.068
- di cui passività finanziarie non correnti	456	999	4.186	2.928
Totale passività	7.654	1.611	4.358	3.724
Net equity	11.675	7.640	552	971
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo %	20,00	13,60	25,00
Valore di iscrizione della partecipazione	2.335	1.039	138	321
Ricavi e altri proventi	11.933	976	1	954
Costi operativi	(12.370)	(548)		(917)
Ammortamenti e svalutazioni	(851)	(508)		(75)
Risultato operativo	(1.288)	(80)	1	(38)
Proventi (oneri) finanziari	(91)	(96)	(11)	(13)
Proventi (oneri) su partecipazioni				16
Risultato ante imposte	(1.379)	(176)	(10)	(35)
Imposte sul reddito	4		2	(9)
Risultato netto	(1.375)	(176)	(8)	(44)
Altre componenti dell'utile complessivo	(1.101)	(710)	(48)	(60)
Totale utile (perdita) complessivo	(2.476)	(886)	(56)	(104)
Utile (perdita) di competenza del Gruppo	(275)	(24)	(2)	(26)
Dividendi percepiti dalla collegata				13

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 privati32. Al riguardo si segnala che quando Eni svolge il ruolo di operatore33 di joint venture non incorporate34, costituite per la gestione di progetti petroliferi, ciascuna erogazione effettuata direttamente da Eni è riportata nel suo ammontare pieno, indipendentemente dalla circostanza che Eni sia rimborsata proporzionalmente dai partner non operatori attraverso il meccanismo dell'addebito dei costi (cash call).

In particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime 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; (iii) i 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 cassa35.

L'informativa di seguito presentata include le erogazioni di importo pari o superiore a €10 mila effettuate da un medesimo soggetto erogante nel corso del 2021, anche tramite una pluralità di atti. Ai sensi delle disposizioni dell'art. 1, comma 125-quinquies della Legge n. 124/2017, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all'articolo 52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234.

⁽³²⁾ Sono escluse le erogazioni operate da società estere del Gruppo a beneficiari esteri.

⁽³³⁾ Nei progetti petroliferi, l'operatore è il soggetto che in forza degli accordi contrattuali gestisce le attività estrattive e in tale ruolo esegue i pagamenti dovuti.

⁽³⁴⁾ Per joint venture non incorporate si intende un raggruppamento di imprese che opera congiuntamente all'interno del progetto in virtù di un contratto.

⁽³⁵⁾ Nel caso di vantaggi economici di natura non monetaria, il criterio per cassa va inteso in senso sostanzialistico, facendo riferimento all'esercizio in cui il beneficio è stato fruito.

Di seguito sono indicate le erogazioni concesse relative essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalità reputazionali, di liberalità e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidarietà:

Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM)(*) 5.125.000 Fondazione Teatro alla Scala 3.088.384 Eni Foundation 2.653.205 Fondazione Giorgio Cini 500.000 Presidio Ospedaliero "Vittorio Emanuele" di Gela 393.255 WEF - World Economic Forum 279.408 Ministero della Salute dell'Angola (MINSA) 265.000 Fondazione Campagna Amica 200.000 The Halo Trust 169.084 Ara Pacis Initiative For Peace ONLUS 149.755 Presidio Ospedaliero di Villa d'Agri "Ospedale San Pio da Pietrelcina" 114.660 Croce Rossa di Ancona, Pesaro, Chieti e Pubblica Assistenza città di Ravenna 92.250 Lebanese Armed Forces (LAF) 90.000 ONG Volontariato Internazionale per lo Sviluppo (VIS) 84.542 Atlantic Council 82.771 Famiglia di un dipendente scomparso 75.000 World Business Council for Sustainable Development 74.335 La Semente - Società Agricola Cooperativa Sociale 70.000 Council on Foreign Relations 62.331 Associazione Pionieri e Veterani Eni 57.000 Indian Red Cross Society (IRCS) 52.434 Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) 51.147 Bruegel 50.000 Cotec - Fondazione per l'innovazione tecnologica 50.000 IFRI - Institut français des relations internationales 50.000 Carnegie Endowment for International Peace (CEIP) 42.082 Parrocchia di Santa Barbara - San Donato Milanese 40.000 Aspen Institute Italia 35.000 E4Impact Foundation 35.000 Italiadecide 35.000 Center for Strategic and International Studies 29.349 Global Reporting Initiative 27.500 CENSIS - Fondazione Centro Studi Investimenti Sociali 25.000 Institute for Human Rights and Business (IHRB) 23.452 AMICAL 22.641 Associazione CILLA Liguria 21.000 Associazione Amici della Luiss 20.000 Centro Studi Americani 20.000 Scuola materna "Sacro Cuore e Maria Ausiliatrice" 20.000 Parrocchia San Domenico Savio - Gela 20.000 Parrocchia di San Giacomo Maggiore Apostolo - Caviaga 20.000 Ospedale "Santo Spirito" e ASL di Pescara 20.000 Voluntary Principles Association (VPA) 11.339 Harvard University 10.221 Parks - Liberi e Uguali 10.000 Sport Insieme Livorno ONLUS 10.000 TDS - Toscana Disabili Sport ASD 10.000 Associazione di Volontariato e di promozione Sociale Pro Loco Sannazzaro 10.000	Soggetto beneficiario	Importo del vantaggio economico corrisposto (€)

(*)L'ammontare include anche il contributo relativo al protocollo tra Eni e la Regione Basilicata.

39 EVENTI ED OPERAZIONI SIGNIFICATIVE NON RICORRENTI

Nel 2021, 2020 e 2019 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.

40 POSIZIONI O TRANSAZIONI DERIVANTI DA OPERAZIONI ATIPICHE E/O INUSUALI

Nel 2021, 2020 e 2019 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

41 FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL'ESERCIZIO

Successivamente alla chiusura del bilancio, si evidenzia il provvedimento dell'amministrazione finanziaria italiana nell'ambito del pacchetto di misure adottate dal Governo per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi ucraina, di introdurre per il 2022 un contributo straordinario a carico delle imprese del settore energetico sull'incremento del saldo tra le operazioni attive e le operazioni passive realizzato nel semestre ottobre 2021-marzo 2022 rispetto al corrispondente periodo 2020-2021. In considerazione dell'iter di conversione legislativa ancora in corso, della necessità di provvedimenti attuativi e necessari chiarimenti interpretativi, nonché della indisponibilità di dati completi di comparazione, ad oggi non risulta possibile effettuare una stima attendibile degli impatti a livello di bilancio consolidato.

Non si segnalano ulteriori fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio ad eccezione di quanto già illustrato nelle note precedenti e nella Relazione sulla gestione.

Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas previste dalla SEC (non sottoposte a revisione contabile)

Le seguenti informazioni, elaborate in base agli "International Financial Reporting Standards" (IFRS), sono presentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). Gli ammontari relativi ai terzi azionisti non sono rilevanti.

COSTI CAPITALIZZATI

I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle attività relative a riserve certe, probabili e possibili, delle attrezzature di supporto e delle altre attività utilizzate nell'esplorazione e produzione, con indicazione del fondo ammortamento e svalutazione. I costi capitalizzati si analizzano per area geografica come segue:

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2021
Società consolidate
Attività relative a riserve certe	18.644	6.953	16.218	21.125	43.947	12.606	12.947	16.407	1.413	150.260
Attività relative a riserve probabili e possibili	20	322	492	34	2.306	11	1.518	878	193	5.774
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni	308	22	1.552	248	1.342	121	38	21	12	3.664
Immobilizzazioni in corso	735	133	1.293	237	1.562	958	1.073	719	53	6.763
Costi capitalizzati lordi	19.707	7.430	19.555	21.644	49.157	13.696	15.576	18.025	1.671	166.461
Fondi ammortamento e svalutazione	(15.506)	(6.194)	(14.244) (14.209)		(36.317)		(3.514) (10.443)	(13.874)	(902)	(115.203)
Costi capitalizzati netti società consolidate(a)	4.201	1.236	5.311	7.435	12.840	10.182	5.133	4.151	769	51.258
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe		11.483	128		1.517			1.987		15.115
Attività relative a riserve probabili e possibili		2.235					12			2.247
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni		36	8		3			7		54
Immobilizzazioni in corso		3.179	9		1.323			227		4.738
Costi capitalizzati lordi		16.933	145		2.843		12	2.221		22.154
Fondi ammortamento e svalutazione		(7.387)	(63)		(313)			(1.324)		(9.087)
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a)		9.546	82		2.530		12	897		13.067
2020
Società consolidate
Attività relative a riserve certe	18.456	6.465	14.596	19.081	39.848	11.278	10.662	14.567	1.359	136.312
Attività relative a riserve probabili e possibili	20	311	454	33	2.163	10	1.411	896	179	5.477
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni	300	20	1.424	216	1.226	109	34	20	11	3.360
Immobilizzazioni in corso	671	147	1.094	193	2.551	1.064	1.469	458	39	7.686
Costi capitalizzati lordi	19.447	6.943	17.568	19.523	45.788	12.461	13.576	15.941	1.588	152.835
Fondi ammortamento e svalutazione	(15.565)	(5.597)	(12.793) (12.161)		(32.248)	(2.839)	(9.003)	(12.612)	(805)	(103.623)
Costi capitalizzati netti società consolidate(a)	3.882	1.346	4.775	7.362	13.540	9.622	4.573	3.329	783	49.212
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe		11.466	68		1.384			1.833		14.751
Attività relative a riserve probabili e possibili		2.131					11			2.142
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni		23	8					6		37
Immobilizzazioni in corso		1.566	9		17			209		1.801
Costi capitalizzati lordi		15.186	85		1.401		11	2.048		18.731
Fondi ammortamento e svalutazione		(6.196)	(59)		(343)			(1.076)		(7.674)
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a)		8.990	26		1.058		11	972		11.057

(a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €767 milioni nel 2021 e €843 milioni nel 2020 per le società consolidate e per €360 milioni nel 2021 e €170 milioni nel 2020 per le società in joint venture e collegate.

COSTI SOSTENUTI

I costi sostenuti 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:

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2021
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe								8		8
Acquisizioni di riserve probabili e possibili			6					3		9
Costi di ricerca	16	96	33	57	136	3	188	83	1	613
Costi di sviluppo(a)	182		497	452	842	185	785	657	27	3.627
Totale costi sostenuti società consolidate	198	96	536	509	978	188	973	751	28	4.257
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca		92								92
Costi di sviluppo(b)		936	59		4			2		1.001
Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate		1.028	59		4			2		1.093
2020
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili			55	2						57
Costi di ricerca	19	20	69	67	61	7	176	63	1	483
Costi di sviluppo(a)	472	235	278	422	620	196	1.024	437	10	3.694
Totale costi sostenuti società consolidate	491	255	402	491	681	203	1.200	500	11	4.234
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca		47								47
Costi di sviluppo(b)		1.481	3		6			14		1.504
Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate		1.528	3		6			14		1.551
2019
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe								144		144
Acquisizioni di riserve probabili e possibili			135	1			23	97		256
Costi di ricerca	20	62	101	94	206	15	232	106	39	875
Costi di sviluppo(a)	1.098	230	749	1.589	1.959	481	1.199	879	43	8.227
Totale costi sostenuti società consolidate	1.118	292	985	1.684	2.165	496	1.454	1.226	82	9.502
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe		1.054								1.054
Acquisizioni di riserve probabili e possibili		1.178								1.178
Costi di ricerca		125					(1)			124
Costi di sviluppo(b)		1.574	4		5			37		1.620
Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate(c)		3.931	4		5		(1)	37		3.976

(a) Gli importi indicati comprendono costi relativi all'abbandono delle attività per €62 milioni nel 2021, per €516 milioni nel 2020 e per €2.069 milioni nel 2019.

(b) Gli importi indicati comprendono decrementi relativi all'abbandono delle attività per €464 milioni nel 2021, costi per €424 milioni nel 2020 e costi per €838 milioni nel 2019.

(c) Include l'allocazione a fair value del prezzo pagato per gli asset acquisiti dalla società Vår Energi AS.

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 indicativi della contribuzione al risultato netto consolidato di Eni. Le relative imposte sul reddito sono calcolate applicando l'aliquota fiscale vigente nel Paese in cui l'impresa opera all'utile, ante imposte, derivante dalle attività di esplorazione e produzione. I ricavi e le imposte sul reddito includono le imposte dovute nei Production Sharing Agreement (PSA) dove l'onere tributario viene assolto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produzione in nome e per conto di Eni a valere sulle quote di Profit oil. I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi si analizzano per area geografica come segue:

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2021
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate	1.680	790	1.133		3.782	1.391	2.020	734	4	11.534
- vendite a terzi		36	2.602	3.637	930	704	380	351	108	8.748
Totale ricavi	1.680	826	3.735	3.637	4.712	2.095	2.400	1.085	112	20.282
Costi di produzione	(326)	(147)	(581)	(399)	(816)	(211)	(251)	(288)	(17)	(3.036)
Costi di trasporto	(4)	(35)	(45)	(10)	(20)	(150)	(5)	(11)		(280)
Imposte sulla produzione	(128)		(192)		(379)		(230)	(28)		(957)
Costi di ricerca	(16)	(72)	(27)	(47)	(238)	(1)	(135)	(21)	(1)	(558)
Ammortamenti e svalutazioni(a)	(31)	(196)	(357)	(990)	(1.468)	(431)	(665)	(243)	(69)	(4.450)
Altri (oneri) proventi	(395)	11	557	(310)	(330)	(120)	(173)	(132)	(2)	(894)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi	780	387	3.090	1.881	1.461	1.182	941	362	23	10.107
Imposte sul risultato	(198)	(156)	(1.450)	(848)	(708)	(394)	(739)	(17)	(15)	(4.525)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate	582	231	1.640	1.033	753	788	202	345	8	5.582
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate		1.831								1.831
- vendite a terzi		1.756	12		365			367		2.500
Totale ricavi		3.587	12		365			367		4.331
Costi di produzione		(388)	(6)		(25)			(15)		(434)
Costi di trasporto		(140)	(1)		(12)					(153)
Imposte sulla produzione			(2)		(112)			(88)		(202)
Costi di ricerca		(35)								(35)
Ammortamenti e svalutazioni		(879)	(3)		42			(154)		(994)
Altri (oneri) proventi		(287)			(158)		(1)	(197)		(643)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		1.858			100		(1)	(87)		1.870
Imposte sul risultato		(1.237)						(66)		(1.303)
Totale risultato delle attività di esplorazio ne e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate		621			100		(1)	(153)		567

(a) Include rivalutazioni nette per €1.263 milioni.

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2020
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate	799	334	616		2.315	788	1.333	434	1	6.620
- vendite a terzi		53	1.610	2.478	784	547	179	204	109	5.964
Totale ricavi	799	387	2.226	2.478	3.099	1.335	1.512	638	110	12.584
Costi di produzione	(332)	(139)	(371)	(367)	(782)	(246)	(236)	(272)	(17)	(2.762)
Costi di trasporto	(4)	(30)	(39)	(11)	(21)	(164)	(4)	(12)		(285)
Imposte sulla produzione	(111)		(135)		(295)		(133)	(13)		(687)
Costi di ricerca	(19)	(14)	(124)	(56)	(77)	(3)	(104)	(112)	(1)	(510)
Ammortamenti e svalutazioni(a)	(1.149)	(252)	(1.158)	(848)	(2.187)	(454)	(1.070)	(678)	(65)	(7.861)
Altri (oneri) proventi	(255)	(45)	(360)	(204)	25	(153)	(90)	(71)	6	(1.147)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi	(1.071)	(93)	39	992	(238)	315	(125)	(520)	33	(668)
Imposte sul risultato	219	69	(671)	(519)	(33)	(134)	(193)	86	(11)	(1.187)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate	(852)	(24)	(632)	473	(271)	181	(318)	(434)	22	(1.855)
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate		862								862
- vendite a terzi		782	10		131			307		1.230
Totale ricavi		1.644	10		131			307		2.092
Costi di produzione		(350)	(7)		(23)			(18)		(398)
Costi di trasporto		(161)	(1)		(11)					(173)
Imposte sulla produzione			(2)		(3)			(76)		(81)
Costi di ricerca		(35)								(35)
Ammortamenti e svalutazioni		(1.163)	(1)		(69)			(50)		(1.283)
Altri (oneri) proventi		(90)	(1)		(35)		(2)	(146)		(274)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		(155)	(2)		(10)		(2)	17		(152)
Imposte sul risultato		469	1					(29)		441
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate		314	(1)		(10)		(2)	(12)		289

(a) Include svalutazioni nette per €1.865 milioni.

342

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2019
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate	1.493	618	1.081		4.576	1.195	2.367	825	5	12.160
- vendite a terzi		30	4.084	3.715	944	766	149	180	227	10.095
Totale ricavi	1.493	648	5.165	3.715	5.520	1.961	2.516	1.005	232	22.255
Costi di produzione	(391)	(181)	(520)	(330)	(847)	(255)	(256)	(273)	(43)	(3.096)
Costi di trasporto	(5)	(31)	(60)	(10)	(39)	(158)	(4)	(15)		(322)
Imposte sulla produzione	(183)		(263)		(483)		(252)	(7)	(6)	(1.194)
Costi di ricerca	(25)	(51)	(30)	(10)	(90)	(39)	(170)	(31)	(43)	(489)
Ammortamenti e svalutazioni(a)	(944)	(201)	(839)	(978)	(3.060)	(444)	(820)	(607)	(97)	(7.990)
Altri (oneri) proventi	(337)	(16)	(452)	(433)	(502)	(71)	(76)	(86)	(1)	(1.974)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi	(392)	168	3.001	1.954	499	994	938	(14)	42	7.190
Imposte sul risultato	148	(11)	(2.561)	(839)	(268)	(326)	(719)	(5)	(31)	(4.612)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate(b)	(244)	157	440	1.115	231	668	219	(19)	11	2.578
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate		1.080								1.080
- vendite a terzi		677	15		207			315		1.214
Totale ricavi		1.757	15		207			315		2.294
Costi di produzione		(336)	(8)		(24)			(25)		(393)
Costi di trasporto		(84)	(1)		(11)					(96)
Imposte sulla produzione			(2)		(7)			(81)		(90)
Costi di ricerca		(47)								(47)
Ammortamenti e svalutazioni		(722)	(1)		(70)			(51)		(844)
Altri (oneri) proventi		(237)	(1)		(28)		(3)	(133)		(402)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		331	2		67		(3)	25		422
Imposte sul risultato		(179)	(2)					(54)		(235)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate		152			67		(3)	(29)		187

(a) Include svalutazioni nette per €1.217 milioni.

(b) Esclude gli effetti sui ricavi, DD&A e imposte connessi a circa 3,8 milioni di boe parte di un long-term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di take-or pay e che sono invece riportati nella segment Information del settore E&P redatta secondo i principi IFRS in quanto la performance obligation del contratto è stata adempiuta ed è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.

RISERVE CERTE DI PETROLIO E GAS NATURALE

Le definizioni utilizzate da Eni per la valutazione e classificazione delle riserve certe di petrolio e gas sono in accordo con la 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 dei 12 mesi dell'esercizio, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall'applicazione di formule contrattuali in essere.

Nel 2021 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 69 \$/barile. Le riserve certe non comprendono le quote di riserve e le royalty di spettanza di terzi.

Le riserve certe di petrolio e gas sono 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 quei casi in cui i costi degli interventi da sostenere sui pozzi esistenti sono relativamente inferiori rispetto al costo di un nuovo pozzo.

Le riserve certe non sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso nuovi pozzi in aree non perforate, oppure da pozzi esistenti che richiedono costi consistenti per la loro messa in produzione. Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri petroliferi indipendenti, tra i più qualificati sul mercato, il compito di effettuare una valutazione36 indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti37. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi e altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l'analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri.

Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono, inoltre, forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future e ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze della valutazione indipendente condotta nel 2021 da Ryder Scott Company, DeGolyer and MacNaughton e Societé Generale de Surveillance hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne.

In particolare, nel 2021 sono state oggetto di valutazioni indipendenti riserve certe per circa il 27% delle riserve Eni al 31 dicembre 202138.

Nel triennio 2019-2021 le valutazioni indipendenti hanno riguardato il 93%39 del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2021 i principali giacimenti non sottoposti a valutazione indipendente nell'ultimo triennio sono Belayim in Egitto e i campi dell'Area 1 in Messico.

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 del Profit oil di spettanza Eni e includono le quote di idrocarburi equivalenti agli obblighi di imposte a carico di Eni assolte in suo nome e per suo conto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produzione. Le riserve certe relative ai PSA rappresentano il 58%, 57% e il 57% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2021, 2020 e 2019. Effetti analoghi a quelli dei PSA si producono nei contratti di servizio; le riserve certe relative a tali contratti rappresentano il 3%, il 4% e il 3% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2021, 2020 e 2019.

Sono inclusi nelle riserve: (i) i volumi di idrocarburi in eccesso rispetto ai costi da recuperare (Excess Cost Oil) che l'impresa ha l'obbligo di ritirare a titolo oneroso in base agli accordi con la società petrolifera di Stato in alcune fattispecie di PSA. Le riserve iscritte in base a tale obbligo rappresentano il 4%, il 3% e il 4% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2021, 2020 e 2019; (ii) le quantità di gas naturale destinate all'autoconsumo pari a 63.277 milioni di

(36) Dal 1991 al 2002 la Società DeGolyer and MacNaughton a cui è stata affiancata, a partire dal 2003, la Società Ryder Scott. Nel 2018 e nel 2021 ha fornito una certificazione indipendente anche la Societé Generale de Surveillance.

⁽³⁷⁾ I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all'indirizzo eni.com nella sezione "Documentazione/Relazione finanziaria annuale 2021".

⁽³⁸⁾ Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.

⁽³⁹⁾ La percentuale sale al 94% considerando le riserve del progetto A-LNG (Eni 13,6%) certificate nel 2020 da Gaffney Cline per conto degli shareholders del consorzio che opera il progetto.

metri cubi nel 2021 (63.338 milioni e 66.024 milioni rispettivamente nel 2020 e 2019); (iii) le quantità di idrocarburi afferenti all'impianto di liquefazione di Angola LNG.

I metodi di valutazione delle riserve certe, l'andamento delle produzioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di incertezza. L'accuratezza delle stime è funzione della qualità delle informazioni disponibili e delle valutazioni di tipo ingegneristico e geologico. I successivi risultati dei pozzi, delle verifiche della produzione possono comportare delle revisioni, in aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziali. Anche le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale hanno un effetto sui volumi delle riserve certe perché le valutazioni delle riserve si basano sui prezzi e sui costi alla data in cui sono effettuate. Le valutazioni delle riserve potrebbero conseguentemente divergere anche in misura significativa dai volumi di petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti.

RISERVE CERTE NON SVILUPPATE

Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2021 ammontano a 2.020 milioni di boe, di cui 990 milioni di barili di liquidi localizzati principalmente in Africa e Asia e 155 miliardi di metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa. Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per 775 milioni di barili di liquidi e 118 miliardi di metri cubi di gas naturale. L'evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell'esercizio è rappresentata dalla seguente tabella:

(milioni di boe)
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2020	2.005
Promozioni	(232)
Nuove scoperte ed estensioni	62
Revisioni di precedenti stime	174
Miglioramenti da recupero assistito	11
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2021	2.020

Nel 2021 le riserve certe non sviluppate sono aumentate di 15 milioni di boe (le riserve certe non sviluppate delle società consolidate sono diminuite di 168 milioni di boe, mentre quelle delle joint ventures e collegate sono aumentate di 183 milioni di boe).

Le principali variazioni sono riferite a:

• i) progressione nella conversione a riserve certe sviluppate (-232 milioni di boe) a seguito dell'avanzamento delle attività di sviluppo, degli start-up della produzione e della revisione di progetti. I principali passaggi a riserve certe sviluppate sono relativi ai giacimenti di Merakes in Indonesia (55 milioni di boe), al progetto LNG in Nigeria (45 milioni di boe), a Mizton in Messico (23 milioni di boe), Snorre in Norvegia (13 milioni di boe), Karachaganak in Kazakhstan (11 milioni di boe) e Zubair in Iraq (8 milioni di boe);
• ii) nuove scoperte ed estensioni pari +62 milioni di boe, di cui 19 milioni di barili di olio e 6 miliardi di metri cubi di gas naturale. L'incremento di 19 milioni di barili è relativo principalmente alla decisione d'investimento dei progetti New Gas Consortium in Angola (6 milioni di barili), di Cuica e

Ndungu nel Blocco 15/06 in Angola (5 milioni di barili) e nel progetto Berkine North in Algeria (5 milioni di barili). L'incremento di 6 miliardi di metri cubi è relativo principalmente al progetto New Gas Consortium in Angola;

• iii) revisioni di precedenti stime (174 milioni di boe), di cui 9 milioni di barili di olio e 25 miliardi di metri cubi di gas. Le revisioni positive per 334 milioni di boe sono principalmente riferite a maggiori entitlements nell'area D in Libia (74 milioni di boe) e Val d'Agri in Italia (23 milioni di boe), nonché all'avanzamento dell'attività di sviluppo presso Zohr in Egitto (58 milioni di boe) e alla finalizzazione di accordi commerciali gas in Nigeria (30 milioni di boe). Le revisioni negative di 160 milioni di boe sono riferite principalmente a effetto prezzo relativi a Zubair in Iraq (-56 milioni di boe), all'Area 1 in Messico (-13 milioni di boe), a Coral in Mozambico (-13 milioni di boe), a Belayim in Egitto (-13 milioni di boe), all'effetto prezzo su Merakes in Indonesia (-11 milioni di boe);
• iv) miglioramenti da recupero assistito (12 milioni di boe) riferiti principalmente al campo di Oooguruk negli Stati Uniti.

RISERVE CERTE DI PETROLIO (COMPRESI CONDENSATI E LIQUIDI DI GAS NATURALE)

(milioni di barili)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2021
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2020	178	34	383	227	624	805	579	224	1	3.055
di cui: sviluppate	146	31	243	172	469	716	297	143	1	2.218
non sviluppate	32	3	140	55	155	89	282	81		837
Acquisizioni								1		1
Revisioni di precedenti stime	32	8	49	11	21	(58)	(74)	21		10
Miglioramenti di recupero assistito					2			10		12
Estensioni e nuove scoperte		(1)	6	2	16					23
Produzione	(13)	(7)	(45)	(30)	(72)	(37)	(29)	(19)		(252)
Cessioni					(2)					(2)
Riserve al 31 dicembre 2021	197	34	393	210	589	710	476	237	1	2.847
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2020		400	12		18			30		460
di cui: sviluppate		176	12		15			30		233
non sviluppate		224			3					227
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		17	(2)		4			(23)		(4)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte		2								2
Produzione		(41)	(1)		(1)			(1)		(44)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2021		378	9		21			6		414
Riserve al 31 dicembre 2021	197	412	402	210	610	710	476	243	1	3.261
Sviluppate	146	209	234	164	444	641	262	170	1	2.271
consolidate	146	34	225	164	435	641	262	164	1	2.072
joint venture e collegate		175	9		9			6		199
Non sviluppate	51	203	168	46	166	69	214	73		990
consolidate	51		168	46	154	69	214	73		775
joint venture e collegate		203			12					215

346

(milioni di barili)
	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2020
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2019	194	41	468	264	694	746	491	225	1	3.124
di cui: sviluppate	137	37	301	149	519	682	245	148	1	2.219
non sviluppate	57	4	167	115	175	64	246	77		905
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime	1	1	(44)	(14)	10	100	114	16		184
Miglioramenti di recupero assistito							5			5
Estensioni e nuove scoperte							1	4		5
Produzione	(17)	(8)	(41)	(23)	(80)	(41)	(32)	(21)		(263)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2020	178	34	383	227	624	805	579	224	1	3.055
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2019		424	12		10			31		477
di cui: sviluppate		219	12		7			31		269
non sviluppate		205			3					208
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		(11)			9					(2)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte		30								30
Produzione		(43)			(1)			(1)		(45)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2020		400	12		18			30		460
Riserve al 31 dicembre 2020	178	434	395	227	642	805	579	254	1	3.515
Sviluppate	146	207	255	172	484	716	297	173	1	2.451
consolidate	146	31	243	172	469	716	297	143	1	2.218
joint venture e collegate		176	12		15			30		233
Non sviluppate	32	227	140	55	158	89	282	81		1.064
consolidate	32	3	140	55	155	89	282	81		837
joint venture e collegate		224			3					227

(milioni di barili)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2019
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2018	208	48	493	279	718	704	476	252	5	3.183
di cui: sviluppate	156	44	317	153	551	587	252	143	5	2.208
non sviluppate	52	4	176	126	167	117	224	109		975
Acquisizioni								29		29
Revisioni di precedenti stime	5	1	37	10	46	79	45	(16)	(4)	203
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte				2	21		2	9		34
Produzione	(19)	(8)	(62)	(27)	(90)	(37)	(32)	(20)		(295)
Cessioni(a)					(1)			(29)		(30)
Riserve al 31 dicembre 2019	194	41	468	264	694	746	491	225	1	3.124
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2018		297	11		12			37		357
di cui: sviluppate		154	11		8			32		205
non sviluppate		143			4			5		152
Acquisizioni		109								109
Revisioni di precedenti stime		45	2					(5)		42
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte		6								6
Produzione		(27)	(1)		(2)			(1)		(31)
Cessioni		(6)								(6)
Riserve al 31 dicembre 2019		424	12		10			31		477
Riserve al 31 dicembre 2019	194	465	480	264	704	746	491	256	1	3.601
Sviluppate	137	256	313	149	526	682	245	179	1	2.488
consolidate	137	37	301	149	519	682	245	148	1	2.219
joint venture e collegate		219	12		7			31		269
Non sviluppate	57	209	167	115	178	64	246	77		1.113
consolidate	57	4	167	115	175	64	246	77		905
joint venture e collegate		205			3					208

(a) Include 0,6 Mboe parte di un long-term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di take-or pay per la quale è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.

Le principali variazioni delle riserve certe di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) indicate nelle tabelle precedenti per il periodo dal 2019 al 2021 sono discusse di seguito.

SOCIETÀ CONSOLIDATE

Acquisizioni

Nel 2019 l'acquisto di riserve certe (29 milioni di barili) è relativo all'acquisizione del 100% del giacimento produttivo Oooguruk in Alaska.

Nel 2020 non sono state effettuate acquisizioni.

Nel 2021 si registrano due acquisizioni (per complessivi 1 milioni di boe) nei campi Lucius negli Stati Uniti e Conwy nel Regno Unito.

Revisioni di precedenti stime

Nel 2019 le revisioni di precedenti stime sono pari a 203 milioni di barili e riguardano principalmente: (i) revisioni positive di 79 milioni di barili in Kazakshtan e riguardano l'avanzamento nelle attività di sviluppo dei giacimenti Kashagan e Karachaganak; (ii) revisioni positive di 37 milioni di barili in Africa Settentrionale riferite principalmente allo sviluppo del progetto Berkine North in Algeria e minori contributi dallo sviluppo di progetti in Libia; (iii) revisioni positive di 46 milioni di barili in Africa Sub-Sahariana e relative all'avanzamento delle attività di sviluppo di progetti in Nigeria e Angola; e (iv) revisioni positive di 45 milioni di barili nel Resto dell'Asia essenzialmente per effetto entitlement.

Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono pari a 184 milioni di barili. 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 milioni sono dovute a maggiori entitlements in Iraq (74 milioni di barili) e all'avanzamento di progetti quali la concessione Umm Shaif/Nasr negli Emirati Arabi Uniti (37 milioni di barili). Le revisioni positive di 10 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 barili), compensate da revisioni negative dei giacimenti Loango e Zatchi in Congo (-18 milioni di barili). In America le revisioni positive di 16 milioni di barili sono dovute a maggiori entitlements in Messico (25 milioni di barili), parzialmente compensati dalla rimozione di riserve non economiche negli USA (-9 milioni di barili). In Egitto le revisioni negative di 14 milioni sono dovute principalmente al progetto Abu Rudeis. In Africa Settentrionale 44 milioni di revisioni negative sono dovute all'effetto prezzo e al taglio degli investimenti principalmente in Libia (-30 milioni di barili) e in Algeria (-17 milioni di barili).

Nel 2021 le revisioni di precedenti stime sono pari a 10 milioni di barili dettagliate come di seguito. In Italia si registrano revisioni positive per 32 milioni di barili dovute principalmente al progetto Val d'Agri. Nel Resto dell'Europa 8 milioni di barili di revisioni positive principalmente nel Regno Unito. Nel Resto dell'Africa Settentrionale le revisioni ammontano a 49 milioni di barili, composte da revisioni positive (+62 milioni di barili) di cui +42 in Libia (principalmente nell'Area D) e +18 milioni di barili in Algeria (BRN +5 milioni di barili e altri campi minori) e revisioni negative (-13 milioni di barili) principalmente in Algeria (BRW -4 milioni di barili) e in altri campi minori. In Egitto si registrano revisioni per 11 milioni di barili, composte da revisioni positive (21 milioni di barili) principalmente in Meleiha e da revisioni negative (-10 milioni di barili) principalmente in Belayim. In Africa Sub-Sahariana, le revisioni sono pari a +21 milioni di barili, composte da revisioni positive (+74 milioni di barili) principalmente in Nigeria (+42 milioni di barili) e Angola (+22 milioni di barili) e da revisioni negative (-53 milioni di barili) di cui -23 milioni di barili in Congo e -13 milioni di barili in Nigeria. In Kazakhstan le revisioni sono negative per 58 milioni di barili, principalmente legate al campo di Karachaganak. Nel Resto dell'Asia le revisioni (-74 milioni di barili) sono dovute a revisioni positive (+21 milioni di barili) negli Emirati Arabi ed a revisioni negative (-95 milioni di barili) principalmente in Iraq. In America si registrano revisioni complessive per 21 milioni di

barili, composte da revisioni positive (+38 milioni di barili) negli Stati Uniti e revisioni negative (-17 milioni di barili) in Messico.

Miglioramenti da recupero assistito

Nel 2019 non sono stati registrati miglioramenti da recupero assistito.

Nel 2020 i miglioramenti da recupero assistito di 5 milioni di barili sono riferiti al progetto Burun in Turkmenistan.

Nel 2021 si totalizzano 12 milioni di barili da miglioramenti da recupero assistito principalmente sul campo di Oooguruk negli Stati Uniti.

Estensioni e nuove scoperte

Nel 2019 le nuove scoperte ed estensioni di 34 milioni di barili sono riferite essenzialmente per 21 milioni di barili alla decisione d'investimento del progetto Assa North in Nigeria e alla scoperta di Agogo nel Blocco operato 15/06 in Angola nonché all'avanzamento delle attività in Nikaitchuq negli Stati Uniti.

Nel 2020 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 5 milioni di barili nei campi Pegasus e Front Runner negli Stati Uniti e Mahani negli Emirati Arabi Uniti.

Nel 2021 le nuove scoperte ed estensioni ammontano a 23

milioni di barili, legate principalmente a Cuica e Ndungu nel Blocco 15/06 e al progetto New Gas Consortium in Angola e ai progetti BKNEP, Zas e Ret in Algeria.

Cessioni

Nel 2019 le cessioni di 29 milioni di barili sono relative per 28 milioni di barili alla cessione dell'intera quota degli asset produttivi in Ecuador.

Nel 2020 non sono state effettuate cessioni.

Nel 2021 si registra la cessione dell'OML 17 in Nigeria per 2 milioni di barili.

SOCIETÀ IN JOINT VENTURE E COLLEGATE

Acquisizioni

Nel 2019 le acquisizioni di 109 milioni di barili fanno riferimento all'acquisizione di asset di ExxonMobil in Norvegia da parte della joint venture Vår Energi.

Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate acquisizioni.

Revisioni di precedenti stime

Nel 2019 le revisioni di precedenti stime positive per 42 milioni di barili sono riferite principalmente all'area Resto d'Europa (45 milioni di barili) a seguito delle attività di sviluppo del progetto Balder X in Norvegia.

Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono negative per 2 milioni di barili. Le revisioni negative nel Resto d'Europa (11 milioni di barili) nei campi di Ringhorne East ed Ekofisk in Norvegia per effetto prezzo sono state compensate dalla revisione positiva in Africa Sub-Sahariana (9 milioni di barili) relativa essenzialmente al progetto Angola LNG per migliori performance.

Nel 2021 le revisioni sono state negative per 4 milioni di barili, localizzate principalmente nel Resto dell'Europa (+17 milioni di barili in Norvegia) e nelle Americhe (-23 milioni di barili in Venezuela). Revisioni minori in Angola, Tunisia e Mozambico.

Estensioni e nuove scoperte

Nel 2019 le estensioni e nuove scoperte di 6 milioni di barili sono riferite allo sviluppo del giacimento Trestakk in Norvegia. Nel 2020 le estensioni e nuove scoperte di 30 milioni di barili sono riferite alla decisione di investimento del progetto Bredaiblikk in Norvegia.

Nel 2021 le estensioni e nuove scoperte ammontano a 2 milioni di barili e sono localizzate in Norvegia.

Cessioni

Nel 2019 le cessioni di 6 milioni di barili sono relative alla cessione di asset minori in Norvegia.

Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate cessioni.

RISERVE CERTE DI GAS NATURALE

(milioni di metri cubi)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2021
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2020	9.862	5.882	62.336	132.859	109.397	56.725	44.992	4.961	13.420	440.434
di cui: sviluppate	7.934	5.489	28.707	127.730	49.581	56.725	19.094	3.075	8.927	307.262
non sviluppate	1.928	393	33.629	5.129	59.816		25.898	1.886	4.493	133.172
Acquisizioni								33		33
Revisioni di precedenti stime	18.726	2.216	9.104	(69)	(25.572)	(6.021)	3.399	3.513	(438)	4.858
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte		141	360		5.276		49			5.826
Produzione(a)	(2.594)	(1.234)	(7.443)	(15.243)	(5.058)	(2.408)	(5.339)	(754)	(879)	(40.952)
Cessioni					(415)					(415)
Riserve al 31 dicembre 2021	25.994	7.005	64.357	117.547	83.628	48.296	43.101	7.753	12.103	409.784
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2020		14.448	379		10.331			44.149		69.307
di cui: sviluppate		11.756	379		4.830			44.149		61.114
non sviluppate		2.692			5.501					8.193
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		6.624	(76)		26.930			(328)		33.150
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte		797								797
Produzione(b)		(3.336)	(32)		(887)			(2.473)		(6.728)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 20201		18.533	271		36.374			41.348		96.526
Riserve al 31 dicembre 2021	25.994	25.538	64.628	117.547	120.002	48.296	43.101	49.101	12.103	506.310
Sviluppate	20.635	19.808	22.390	103.519	54.479	48.287	27.501	47.284	7.525	351.428
consolidate	20.635	6.849	22.119	103.519	49.801	48.287	27.501	5.936	7.525	292.172
joint venture e collegate		12.959	271		4.678			41.348		59.256
Non sviluppate	5.359	5.730	42.238	14.028	65.523	9	15.600	1.817	4.578	154.882
consolidate	5.359	156	42.238	14.028	33.827	9	15.600	1.817	4.578	117.612
joint venture e collegate		5.574			31.696					37.270

(a) Include volumi destinati all'autoconsumo per 5.883 Mscm.

(b) Include volumi destinati all'autoconsumo per 420 Mscm.

		Resto	Africa		Africa		Resto		Australia
(milioni di metri cubi)	Italia	d'Europa	Settentrionale	Egitto	Sub-Sahariana Kazakhstan		dell'Asia	America	e Oceania	Totale
2020
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2019	21.298	7.398	77.532	146.993	116.195	55.747	38.203	6.785	14.350	484.501
di cui: sviluppate	18.592	6.840	38.927	135.274	52.609	55.743	19.403	5.282	9.118	341.788
non sviluppate	2.706	558	38.605	11.719	63.586	4	18.800	1.503	5.232	142.713
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime	(8.155)	132	(7.347)	(1.834)	238	3.902	10.086	(925)	13	(3.890)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte			12	168			1.524	107		1.811
Produzione(a)	(3.281)	(1.648)	(7.861)	(12.468)	(7.036)	(2.924)	(4.821)	(1.006)	(943)	(41.988)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2020	9.862	5.882	62.336	132.859	109.397	56.725	44.992	4.961	13.420	440.434
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2019		21.869	388		8.155			46.661		77.073
di cui: sviluppate		16.914	388		2.520			46.661		66.483
non sviluppate		4.955			5.635					10.590
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		(3.638)	22		3.200			(325)		(741)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione(b)		(3.783)	(31)		(1.024)			(2.187)		(7.025)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2020		14.448	379		10.331			44.149		69.307
Riserve al 31 dicembre 2020	9.862	20.330	62.715	132.859	119.728	56.725	44.992	49.110	13.420	509.741
Sviluppate	7.934	17.245	29.086	127.730	54.411	56.725	19.094	47.224	8.927	368.376
consolidate	7.934	5.489	28.707	127.730	49.581	56.725	19.094	3.075	8.927	307.262
joint venture e collegate		11.756	379		4.830			44.149		61.114
Non sviluppate	1.928	3.085	33.629	5.129	65.317		25.898	1.886	4.493	141.365
consolidate	1.928	393	33.629	5.129	59.816		25.898	1.886	4.493	133.172
joint venture e collegate		2.692			5.501					8.193

(a) Include volumi destinati all'autoconsumo per 6.318 Mscm

(b) Include volumi destinati all'autoconsumo per 441 Mscm

(milioni di metri cubi)
	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2019
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2018	33.958	9.055	81.862	149.366	99.240	56.324	34.446	7.839	18.432	490.522
di cui: sviluppate	27.744	8.502	40.967	94.332	52.973	52.263	23.271	4.351	12.796	317.199
non sviluppate	6.214	553	40.895	55.034	46.267	4.061	11.175	3.488	5.636	173.323
Acquisizioni								207		207
Revisioni di precedenti stime	(8.770)	104	7.547	13.223	21.166	2.238	2.954	(656)	(3.055)	34.751
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte		44			2.215		7.775	102		10.136
Produzione(a)	(3.890)	(1.805)	(11.877)	(15.596)	(5.928)	(2.815)	(5.612)	(691)	(1.027)	(49.241)
Cessioni(b)					(498)		(1.360)	(16)		(1.874)
Riserve al 31 dicembre 2019	21.298	7.398	77.532	146.993	116.195	55.747	38.203	6.785	14.350	484.501
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2018		10.202	382		8.788			48.613		67.985
di cui: sviluppate		7.816	382		1.633			48.613		58.444
non sviluppate		2.386			7.155					9.541
Acquisizioni		11.472								11.472
Revisioni di precedenti stime		2.136	41		373			33		2.583
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte		(51)								(51)
Produzione(c)		(1.885)	(35)		(1.006)			(1.985)		(4.911)
Cessioni		(5)								(5)
Riserve al 31 dicembre 2019		21.869	388		8.155			46.661		77.073
Riserve al 31 dicembre 2019	21.298	29.267	77.920	146.993	124.350	55.747	38.203	53.446	14.350	561.574
Sviluppate	18.592	23.754	39.315	135.274	55.129	55.743	19.403	51.943	9.118	408.271
consolidate	18.592	6.840	38.927	135.274	52.609	55.743	19.403	5.282	9.118	341.788
joint venture e collegate		16.914	388		2.520			46.661		66.483
Non sviluppate	2.706	5.513	38.605	11.719	69.221	4	18.800	1.503	5.232	153.303
consolidate	2.706	558	38.605	11.719	63.586	4	18.800	1.503	5.232	142.713
joint venture e collegate		4.955			5.635					10.590

(a) Include volumi destinati all'autoconsumo per 6.538 Mscm.

(b) Include 498 Mscm parte di un long term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di take-or pay per la quale è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.

(c) Include volumi destinati all'autoconsumo per 315 Mscm.

Le principali variazioni delle riserve certe di gas naturale indicate nelle tabelle precedenti per il periodo dal 2019 al 2021 sono discusse di seguito.

SOCIETÀ CONSOLIDATE

Acquisizioni

Nel 2019 le acquisizioni sono pari a 207 milioni di metri cubi e si riferiscono all'acquisizione di Oooguruk in Alaska.

Nel 2020 non sono state effettuate acquisizioni.

Nel 2021 si registrano 33 milioni di metri cubi di acquisizioni relative al campo Lucius negli Stati Uniti.

Revisioni di precedenti stime

Nel 2019 le revisioni di precedenti stime sono positive per 34.751 milioni di metri cubi e si riferiscono principalmente a: (i) Africa Sub-Sahariana per 21.166 milioni di metri cubi a seguito della decisione finale d'investimento per l'espansione dell'impianto di GNL di Bonny in Nigeria (Eni 10,4%); (ii) Egitto per 13.223 milioni di metri cubi a seguito dell'avanzamento delle attività di sviluppo del giacimento Zohr e di altri progetti minori; e (iii) Africa Settentrionale (7.547 milioni di metri cubi) per lo sviluppo del progetto Berkine North in Algeria. Le revisioni negative di 8.770 milioni di metri cubi in Italia sono riferite alla variazione dei prezzi gas di produzione con conseguenti effetti negativi sull'economicità dei profili di produzione.

Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono negative per 3.890 milioni di metri cubi principalmente in: (i) Italia (-8.155 milioni di metri cubi) riferito essenzialmente ai progetti Hera Lacinia-Linda, Cervia-Arianna, Luna, Annamaria, Val d'Agri e Porto Garibaldi-Agostino e altri campi gas in Adriatico per effetto prezzo; e (ii) Africa Settentrionale (-7.347 milioni di metri cubi) principalmente nei progetti in Libia ( -8.132 milioni di metri cubi) in particolare nei campi di Bahr Essalam ed Area E per effetto prezzo e vari campi in Algeria (522 milioni di metri cubi); (iii) Egitto -1.834 milioni di metri cubi revisioni sul campo di Tuna e sul campo di Zohr per l'effetto prezzo; (iv) America -925 milioni di metri cubi per effetto prezzo su vari campi a gas negli Stati Uniti (-2.215 milioni di metri cubi) principalmente i campi dell'area Alliance parzialmente compensati dall'area Area 1 in Mexico (1.291 milioni di metri cubi). Le revisioni positive si riferiscono principalmente a: (i) Resto dell'Asia (10.086 milioni di metri cubi) per i progetti Merakes in Indonesia (6.440 milioni di metri cubi) per migliori performance e Zubair in Iraq (2.741 milioni di metri cubi) per revisioni profili; e (ii) Kazakhstan (3.902 milioni di metri cubi) per il progetto Karachaganak per revisioni tecniche e maggiori entitlement per effetto prezzo.

Nel 2021 le revisioni totali sono pari a 4.858 milioni di metri cubi come di seguito composte: Italia (18.726 milioni di metri cubi), principalmente dovute al recupero delle code non economiche; Resto dell'Europa (2.216 milioni di metri cubi) nel Regno Unito principalmente dovute al recupero delle code non economiche; Resto Africa Settentrionale (9.104 milioni di metri cubi) principalmente in Libia per effetto prezzo; Egitto (69 milioni di metri cubi), composto da revisioni positive per 3.109 milioni di metri cubi principalmente in Baltim SW e revisioni negative 3.178 milioni di metri cubi principalmente in Port Fouad; Africa Sub-Sahariana revisioni complessive pari a -25.572 milioni di metri cubi, legate principalmente alla riclassificazione del progetto Mozambico da società consolidata a società in joint venture (-33.325 milioni di metri cubi) e a revisioni positive per 7.753 milioni di metri cubi principalmente in Nigeria. In Kazakhstan si registrano -6.021 milioni di metri cubi principalmente in Karachaganak per effetto PSA; nel Resto dell'Asia le revisioni positive di 3.399 milioni di metri cubi sono localizzate principalmente in Indonesia (Merakes); in America i 3.513 milioni di metri cubi di revisioni si sono verificate principalmente negli Stati Uniti per il recupero delle code non economiche; in Australia ed Oceania le revisioni sono pari a -438 milioni di metri cubi principalmente legate al progetto Blacktip.

Miglioramenti da recupero assistito

Nel triennio 2019-2021 non sono stati registrati miglioramenti da recupero assistito.

Estensioni e nuove scoperte

Nel 2019 le nuove scoperte ed estensioni sono pari 10.136 milioni di metri cubi e sono riferite principalmente al Resto dell'Asia (7.775 milioni di metri cubi) a seguito della decisione finale d'investimento del progetto Udr-Ghasha nell'off-shore degli Emirati Arabi Uniti.

Nel 2020 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 1.811 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 milioni di metri cubi e sono riferite principalmente al progetto New Gas Consortium in Angola e in misura minore al progetto Berkine North in Algeria.

Cessioni

Nel 2019 le cessioni di 1.874 milioni di metri cubi sono riferite principalmente al Resto dell'Asia (1.360 milioni di metri cubi) a seguito della cessione della quota del 20% della scoperta Merakes in Indonesia.

Nel 2020 non sono state effettuate cessioni.

Nel 2021 si registrano cessioni per 415 milioni di metri cubi relative all'uscita dall'OML 17 in Nigeria.

SOCIETÀ IN JOINT VENTURE E COLLEGATE

Acquisizioni

Nel 2019 le acquisizioni di 11.472 milioni di metri cubi si riferiscono alla citata acquisizione degli asset norvegesi di ExxonMobil da parte di Vår Energi (Eni 70%).

Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate acquisizioni.

Revisioni di precedenti stime

Nel 2019 le revisioni di precedenti stime positive per 2.583 milioni di metri cubi si riferiscono essenzialmente al Resto d'Europa (2.136 milioni di metri cubi) a seguito dell'avanzamento del progetto Balder X e dei campi Snorre e Smørbukk in Norvegia. Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono negative per 741 milioni di metri cubi. Le revisioni negative nel Resto d'Europa (3.638 milioni di metri cubi) riferite principalmente ai progetti Grane e Midgard in Norvegia sono state parzialmente compensate dalle revisioni positive in Africa Sub-Sahariana (3.200 milioni di metri cubi) per il progetto Angola LNG.

Nel 2021 le revisioni di precedenti stime sono 33.150 milioni di metri cubi, principalmente dovute alla riclassificazione del progetto Mozambico da società consolidata a società in joint venture e collegata.

Estensioni e nuove scoperte

Nel 2019 e 2020 non si sono verificate estensioni e nuove scoperte di rilievo.

Nel 2021 si registrano 797 milioni di metri cubi di estensioni e nuove scoperte, principalmente dovute alla decisione di investimento in Tommeliten Alpha in Norvegia.

Cessioni

Nel 2019 le cessioni sono pari a 5 milioni di metri cubi a seguito della cessione di asset minori nel Resto d'Europa, in particolare in Norvegia.

Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate cessioni.

VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI

I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili dalla produzione e sono determinati applicando alla stima delle produzioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del gas medi dell'anno relativamente al 2021, 2020 e 2019. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinati sulla base delle spese da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati considerati né le possibili variazioni future dei prezzi, né i prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi.

Il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultante dall'applicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell'eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri.

I costi futuri di produzione includono le spese stimate relative alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione senza tenere conto dell'effetto 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 dei pozzi e delle attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla fine dell'esercizio, senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura.

Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo con la normativa fiscale dei Paesi nei quali Eni opera.

Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati, 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:

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
31 dicembre 2021
Società consolidate
Entrate di cassa future	18.933	4.679	33.142	31.344	40.929	36.430	32.594	13.607	1.511	213.169
Costi futuri di produzione	(6.929)	(1.496)	(6.325)	(9.726)	(13.196)	(7.343)	(9.578)	(4.189)	(251)	(59.033)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(4.104)	(865)	(4.688)	(2.036)	(5.117)	(1.750)	(4.278)	(2.298)	(288)	(25.424)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito	7.900	2.318	22.129	19.582	22.616	27.337	18.738	7.120	972	128.712
Imposte sul reddito future	(2.037)	(1.001)	(12.345)	(6.736)	(8.372)		(6.301) (12.899)	(2.386)	(75)	(52.152)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	5.863	1.317	9.784	12.846	14.244	21.036	5.839	4.734	897	76.560
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (2.112)		(170)	(4.516)	(4.211)	(5.608)	(10.703)	(2.295)	(1.980)	(350)	(31.945)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri	3.751	1.147	5.268	8.635	8.636	10.333	3.544	2.754	547	44.615
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future		28.037	230		8.884			5.971		43.122
Costi futuri di produzione		(8.316)	(120)		(1.590)			(1.454)		(11.480)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono		(6.566)	(85)		(95)			(77)		(6.823)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito		13.155	25		7.199			4.440		24.819
Imposte sul reddito future		(8.591)	(9)		(1.286)			(1.309)		(11.195)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione		4.564	16		5.913			3.131		13.624
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%		(1.462)	16		(3.498)			(1.399)		(6.343)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri		3.102	32		2.415			1.732		7.281
Totale	3.751	4.249	5.300	8.635	11.051	10.333	3.544	4.486	547	51.896

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
31 dicembre 2020
Società consolidate
Entrate di cassa future	6.120	1.737	19.780	26.003	26.901	21.519	22.528	6.638	1.599	132.825
Costi futuri di produzione	(3.587)	(753)	(5.431)	(7.515)	(10.909)	(6.224)	(7.241)	(3.382)	(265)	(45.307)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(1.925)	(756)	(4.378)	(1.638)	(4.257)	(1.743)	(4.511)	(1.786)	(246)	(21.240)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito	608	228	9.971	16.850	11.735	13.552	10.776	1.470	1.088	66.278
Imposte sul reddito future	(170)	(61)	(4.946)	(5.320)	(2.988)	(2.313)	(6.774)	(441)	(140)	(23.153)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	438	167	5.025	11.530	8.747	11.239	4.002	1.029	948	43.125
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	(33)	108	(2.413)	(4.101)	(3.714)	(6.040)	(1.681)	(482)	(383)	(18.739)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri	405	275	2.612	7.429	5.033	5.199	2.321	547	565	24.386
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future		15.306	251		1.253			6.291		23.101
Costi futuri di produzione		(5.942)	(98)		(982)			(1.641)		(8.663)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono		(6.244)	(29)		(46)			(137)		(6.456)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito		3.120	124		225			4.513		7.982
Imposte sul reddito future		(576)	(54)		(3)			(1.375)		(2.008)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione		2.544	70		222			3.138		5.974
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%		(1.055)	(43)		(110)			(1.460)		(2.668)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri		1.489	27		112			1.678		3.306
Totale	405	1.764	2.639	7.429	5.145	5.199	2.321	2.225	565	27.692

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Egitto	Africa Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
31 dicembre 2019
Società consolidate
Entrate di cassa future	12.363	3.268	38.083	37.020	48.778	36.435	31.220	11.378	1.686	220.231
Costi futuri di produzione	(5.078)	(1.175)		(6.944) (10.934)	(15.534)	(8.239)	(8.888)	(5.060)	(293)	(62.145)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(3.551)	(1.338)	(4.985)	(1.591)	(6.265)	(2.362)	(6.047)	(2.629)	(225)	(28.993)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito	3.734	755	26.154	24.495	26.979	25.834	16.285	3.689	1.168	129.093
Imposte sul reddito future	(796)	(249)	(13.632)	(7.829)	(9.926)		(5.485) (11.379)	(1.034)	(143)	(50.473)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	2.938	506	12.522	16.666	17.053	20.349	4.906	2.655	1.025	78.620
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	(466)	63	(5.852)	(5.822)	(6.604)	(10.832)	(1.990)	(1.187)	(443)	(33.133)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri	2.472	569	6.670	10.844	10.449	9.517	2.916	1.468	582	45.487
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future		25.094	380		1.787			7.730		34.991
Costi futuri di produzione		(6.953)	(113)		(863)			(2.038)		(9.967)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono		(6.519)	(23)		(59)			(145)		(6.746)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito		11.622	244		865			5.547		18.278
Imposte sul reddito future		(7.020)	(77)		(225)			(1.783)		(9.105)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione		4.602	167		640			3.764		9.173
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%		(1.544)	(88)		(322)			(1.809)		(3.763)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri		3.058	79		318			1.955		5.410
Totale	2.472	3.627	6.749	10.844	10.767	9.517	2.916	3.423	582	50.897

VARIAZIONI DEL VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI

La tabella seguente indica le variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati relativi agli esercizi 2021, 2020 e 2019.

(€ milioni)	Società consolidate	Società in joint venture e collegate	Totale
2021
Valore al 31 dicembre 2020	24.386	3.306	27.692
Aumenti (diminuzioni):
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	(16.402)	(3.381)	(19.783)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione	40.864	9.256	50.120
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	1.304	142	1.446
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	(2.737)	(734)	(3.471)
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	2.877	1.385	4.262
- revisioni delle quantità stimate	1.963	1.665	3.628
- effetto dell'attualizzazione	3.810	514	4.324
- variazione netta delle imposte sul reddito	(14.022)	(5.216)	(19.238)
- acquisizioni di riserve	27		27
- cessioni di riserve	(28)		(28)
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	2.573	344	2.917
Saldo aumenti (diminuzioni)	20.229	3.975	24.204
Valore al 31 dicembre 2021	44.615	7.281	51.896

(€ milioni)	Società consolidate	Società in joint venture e collegate	Totale
2020
Valore al 31 dicembre 2019	45.487	5.410	50.897
Aumenti (diminuzioni):
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	(10.046)	(1.490)	(11.536)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione	(34.188)	(5.324)	(39.512)
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	123	142	265
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	792	(834)	(42)
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	4.147	1.192	5.339
- revisioni delle quantità stimate	36	(285)	(249)
- effetto dell'attualizzazione	7.136	1.065	8.201
- variazione netta delle imposte sul reddito	13.336	3.814	17.150
- acquisizioni di riserve
- cessioni di riserve
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	(2.437)	(384)	(2.821)
Saldo aumenti (diminuzioni)	(21.101)	(2.104)	(23.205)
Valore al 31 dicembre 2020	24.386	3.306	27.692

(€ milioni)	Società consolidate	Società in joint venture e collegate	Totale
2019
Valore al 31 dicembre 2018	52.411	5.241	57.652
Aumenti (diminuzioni):
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	(18.236)	(1.675)	(19.911)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione	(14.972)	(2.247)	(17.219)
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	1.240	86	1.326
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	(1.157)	(916)	(2.073)
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	5.128	687	5.815
- revisioni delle quantità stimate	5.573	1.377	6.950
- effetto dell'attualizzazione	8.666	1.050	9.716
- variazione netta delle imposte sul reddito	6.013	(761)	5.252
- acquisizioni di riserve	260	2.579	2.839
- cessioni di riserve(a)	(429)	(88)	(517)
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	990	77	1.067
Saldo aumenti (diminuzioni)	(6.924)	169	(6.755)
Valore al 31 dicembre 2019	45.487	5.410	50.897

(a) Include il valore relativo ai volumi parte di un long-term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di take-or pay per la quale è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.

Attestazione a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)

• 1. I sottoscritti Claudio Descalzi e Francesco Esposito in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58
• } l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
• } l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato nel corso dell'esercizio 2021.
• 1. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il modello Internal Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.
• 1. Si attesta, inoltre, che:
• 3.1 Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2021:
  • a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
  • b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
  • c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
• 3.2 La relazione sulla gestione comprende un'analisi attendibile dell'andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposti.

17 marzo 2022

/firma/ Claudio Descalzi Claudio Descalzi Amministratore Delegato /firma/ Francesco Esposito

Francesco Esposito Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari

Bilancio di esercizio 2021

1	RELAZIONE SULLA GESTIONE	1
2	BILANCIO CONSOLIDATO	212
3	BILANCIO DI ESERCIZIO	358
	Schemi di bilancio	360
	Note al bilancio di esercizio	366
	Proposte del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli azionisti	433
	Attestazione del management	434
4	ALLEGATI	436

Stato patrimoniale

		31.12.2021		31.12.2020
(€)	Note	Totale	di cui verso parti correlate	Totale	di cui verso parti correlate
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti	(5)	6.629.940.550	592.787.360	8.111.215.941	148.064.138
Altre attività finanziarie destinate al trading	(6)	5.855.346.896		5.020.000.942
Altre attività finanziarie	(16)	4.214.058.273	4.177.330.548	4.822.091.843	4.818.254.040
Crediti commerciali e altri crediti	(7)	12.991.813.160	6.362.071.343	3.755.913.387	2.259.846.477
Rimanenze	(8)	2.582.459.892		1.098.685.672
Attività per imposte sul reddito	(9)	22.351.676		22.138.940
Altre attività	(10)	12.851.272.956	12.545.800.281	1.322.120.444	963.299.411
		45.147.243.403		24.152.167.169
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	(11)	5.213.240.489		6.568.559.866
Diritto di utilizzo beni in leasing	(12)	1.691.231.011		1.888.129.130
Attività immateriali	(13)	246.634.467		100.610.608
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo	(8)	1.103.550.042		993.584.286
Partecipazioni	(15)	56.010.121.022		46.854.796.677
Altre attività finanziarie	(16)	3.256.878.788	3.236.999.184	4.355.079.257	4.335.201.428
Attività per imposte anticipate	(17)	814.222.871		113.439.722
Attività per imposte sul reddito	(9)	77.665.001		77.577.010
Altre attività	(10)	2.056.552.186	1.877.404.294	909.664.462	295.753.995
		70.470.095.877		61.861.441.018
Attività destinate alla vendita	(25)	2.623.295		1.818.699
TOTALE ATTIVITÀ		115.619.962.575		86.015.426.886
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine	(19)	5.865.832.996	5.690.777.240	3.929.488.904	3.730.962.826
Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine	(19)	1.554.576.291		1.848.002.204	119.785.353
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine	(12)	382.795.296	168.663.029	422.865.118	207.609.107
Debiti commerciali e altri debiti	(18)	9.521.008.110	5.214.879.522	4.153.295.991	1.917.841.952
Passività per imposte sul reddito	(9)	116.693.415		4.192.107
Altre passività	(10)	16.304.620.664	15.139.173.598	2.614.236.326	1.549.634.789
		33.745.526.772		12.972.080.650
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine	(19)	20.619.539.276		20.065.902.826	789.167.000
Passività per beni in leasing a lungo termine	(12)	1.939.272.866	1.239.302.612	2.157.524.259	1.472.542.617
Fondi per rischi e oneri	(22)	4.991.702.544		4.890.082.308
Fondi per benefici ai dipendenti	(23)	393.240.086		376.262.838
Passività per imposte sul reddito	(9)			9.276.000
Altre passività	(10)	2.892.166.428	2.229.720.654	837.504.979	308.957.298
		30.835.921.200		28.336.553.210
TOTALE PASSIVITÀ		64.581.447.972		41.308.633.860
PATRIMONIO NETTO	(26)
Capitale sociale		4.005.358.876		4.005.358.876
Riserva legale		959.102.123		959.102.123
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale		39.357.403.796		38.716.402.932
Azioni proprie		(957.944.863)		(581.047.644)
Utile (perdita) dell'esercizio		7.674.594.671		1.606.976.739
TOTALE PATRIMONIO NETTO		51.038.514.603		44.706.793.026
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		115.619.962.575		86.015.426.886

Conto economico

		2021		2020
(€)	Note	Totale	di cui verso parti correlate	Totale	di cui verso parti correlate
Ricavi della gestione caratteristica		38.248.492.636	19.658.288.347	18.017.275.217	7.640.612.530
Altri ricavi e proventi		474.123.441	124.779.409	405.211.908	183.830.866
Totale Ricavi	(28)	38.722.616.077		18.422.487.125
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(29)	(33.127.031.035)	(14.720.101.558)	(18.396.881.872)	(7.729.416.261)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti	(7)	(76.931.805)		(9.745.436)
Costo lavoro	(29)	(1.285.933.456)		(1.238.076.683)
Altri proventi (oneri) operativi	(24)	(2.278.104.747)	(3.537.581.909)	(175.744.436)	(595.058.490)
Ammortamenti	(11),(12),(13)	(930.295.323)		(1.013.552.241)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing	(14)	(454.695.559)		(1.573.456.339)
Radiazioni	(11),(13)	(949.128)		(124.003)
UTILE (PERDITA) OPERATIVO		568.675.024		(3.985.093.885)
Proventi finanziari		2.049.356.799	203.407.131	2.212.522.760	230.642.035
Oneri finanziari		(2.065.954.646)	(83.932.362)	(2.748.914.676)	(97.687.249)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading		11.142.441		26.124.850
Strumenti finanziari derivati		(201.390.025)	105.093.473	210.774.295	(140.562.185)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI	(30)	(206.845.431)		(299.492.771)
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI	(31)	6.917.670.692		6.519.070.297
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE		7.279.500.285		2.234.483.641
Imposte sul reddito	(32)	395.094.386		(627.506.902)
UTILE (PERDITA) DELL'ESERCIZIO		7.674.594.671		1.606.976.739

Prospetto dell'utile (perdita) complessivo

(€ milioni)	Note	2021	2020
Utile (perdita) dell'esercizio		7.675	1.607
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo:
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti	(26)	3	(12)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI	(26)	1	(8)
Effetto fiscale	(26)		3
		4	(17)
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	(26)	(791)	702
Differenze cambio da conversione Joint Operation	(26)	26	(31)
Effetto fiscale	(26)	229	(203)
		(536)	468
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo		(532)	451
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio		7.143	2.058

Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

(€ milioni)	Capitale sociale	Altre riserve di capitale	Riserva legale	Azioni proprie acquistate	Riserva azioni proprie in portafoglio	Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	Riserva fair value partecipazioni minoritarie	Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	Riserva IFRS 10 e 11	Altre riserve	Acconto sul dividendo	Bond Ibrido (o obbligazioni subordinate perpetue)	Utile (perdita) dell'esercizio	Totale
Saldi al 31 dicembre 2020		4.005 10.368	959	(581)	581		10 (12)	(59)		263 24.995		(429) 3.000		1.607 44.707
Utile (perdita) dell'esercizio													7.675	7.675
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo:
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale								3						3
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI							1							1
Componenti non riclassificabili a conto economico							1	3						4
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale						(562)								(562)
Differenze cambio da conversione Joint Operation									26					26
Componenti riclassificabili a conto economico						(562)			26					(536)
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio						(562)	1	3	26				7.675	7.143
Acconto sul dividendo 2021 (€0,43 per azione)										(1.533)				(1.533)
Attribuzione del dividendo residuo 2020 (€0,24 per azione a saldo dell'acconto 2020 di €0,12 per azione)											429		(1.286)	(857)
Destinazione utile residuo 2020									(27)	348			(321)
Acquisto azioni proprie				(400)	400					(400)				(400)
Piano Incentivazione a lungo termine				23	(23)					16				16
Emissioni di obbligazioni subordinate perpetue												2.000		2.000
Cedole obbligazioni subordinate perpetue										(61)				(61)
Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale				(377)	377					(27) (1.630)			429 2.000 (1.607)	(835)
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture S.p.A									(264)	262				(2)
Costi emissioni obbligazioni subordinate perpetue										(15)				(15)
Altre variazioni						21				20				41
Altri movimenti di patrimonio netto						21			(264)	267				24
Saldi al 31 dicembre 2021		4.005 10.368	959	(958)	958	(531)	(11)	(56)	(2)	23.632		5.000		7.675 51.039

segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

(€ milioni)	Capitale sociale	Altre riserve di capitale	Riserva legale	Azioni proprie acquistate	Riserva azioni proprie in portafoglio	Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	Riserva fair value partecipazioni minoritarie	Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	Altre riserve di utili non disponibili	Riserva IFRS 10 e 11	Altre riserve	Acconto sul dividendo	Bond Ibrido (o obbligazioni subordinate perpetue)	Utile (perdita) dell'esercizio	Totale
Saldi al 31 dicembre 2019		4.005 10.368		959 (981)		981 (484)	(4)	(50)	9		311 25.086 (1.542)			2.978	41.636
Utile (perdita) dell'esercizio														1.607	1.607
Altre componenti dell'utile(perdita) complessivo:
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale								(9)							(9)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI							(8)								(8)
Componenti non riclassificabili a conto economico							(8)	(9)							(17)
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale						499									499
Differenze cambio da conversione Joint Operation										(31)					(31)
Componenti riclassificabili a conto economico						499				(31)					468
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio						499	(8)	(9)		(31)				1.607	2.058
Acconto sul dividendo 2020 (€0,12 per azione)												(429)			(429)
Attribuzione del dividendo residuo 2019 (€0,43 per azione a saldo dell'acconto 2019 di €0,43 per azione)												1.542		(3.078)	(1.536)
Destinazione utile residuo 2019										(13)	(87)			100
Annullamento azioni proprie					400 (400)
Piano Incentivazione a lungo termine											7				7
Emissioni di obbligazioni subordinate perpetue													3.000		3.000
Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale					400 (400)					(13)	(80)			1.113 3.000 (2.978)	1.042
Rigiro riserva art.6 comma 2 D.Lgs 38/2005									(9)		9
Costi emissioni obbligazioni subordinate perpetue											(25)				(25)
Altre variazioni						(5)				(4)	5				(4)
Altri movimenti di patrimonio netto						(5)			(9)	(4)	(11)				(29)
Saldi al 31 dicembre 2020	4.005	10.368		959 (581)	581		10 (12)	(59)			263 24.995		(429) 3.000	1.607	44.707

Rendiconto finanziario

(€ milioni)	2021	2020
Utile (perdita) dell'esercizio	7.675	1.607
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti	930	1.013
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing	455	1.573
Radiazioni	1
Effetto valutazione partecipazioni	(894)	2.395
Plusvalenze nette su cessioni di attività	(23)	(7)
Dividendi	(6.006)	(8.914)
Interessi attivi	(176)	(204)
Interessi passivi	520	550
Imposte sul reddito	(395)	628
Altre variazioni	(63)	3
Flusso di cassa del capitale di esercizio	(401)	1.185
- rimanenze	(1.602)	966
- crediti commerciali	(6.097)	1.033
- debiti commerciali	5.283	(1.236)
- fondi per rischi e oneri	(170)	113
- altre attività e passività	2.185	309
Variazione fondo per benefici ai dipendenti	63	5
Dividendi incassati	2.893	8.853
Interessi incassati	179	210
Interessi pagati	(517)	(533)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati	33	62
Flusso di cassa netto da attività operativa	4.274	8.426
- di cui verso parti correlate	3.330	(631)
Flusso di cassa degli investimenti	(9.361)	(8.045)
- attività materiali	(848)	(791)
- attività immateriali	(188)	(21)
- partecipazioni	(8.145)	(6.752)
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa	(293)	(404)
- variazione debiti netti relativi all'attività di investimento	113	(77)
Flusso di cassa dei disinvestimenti	2.063	208
- attività materiali	5	9
- partecipazioni	479	2
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa	1.579	193
- variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento		4
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(110)	778
Flusso di cassa netto da attività di investimento	(7.408)	(7.059)
- di cui verso parti correlate	1.828	(485)
Assunzione (Rimborsi) di debiti finanziari non correnti	955	2.020
Rimborso di passività per beni in leasing	(374)	(337)
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti	1.933	(699)
Dividendi pagati	(2.358)	(1.965)
Acquisto azioni proprie	(400)
Emissione di obbligazioni subordinate perpetue	1.985	2.975
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni subordinate perpetue	(61)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	1.680	1.994
- di cui verso parti correlate	802	(687)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti	(27)	(2)
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti	(1.481)	3.359
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio	8.111	4.752
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio	6.630	8.111

Note al bilancio di esercizio

1 PRINCIPI CONTABILI, STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI

CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio di esercizio di Eni SpA è redatto, nella prospettiva della continuità aziendale1 , 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 di esercizio è redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto, ove appropriato, delle rettifiche di valore, con l'eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione. Questi ultimi sono stati applicati coerentemente a tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato. Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2021 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 17 marzo 2022.

Le informazioni a commento delle voci dello stato patrimoniale e del conto economico, tenuto conto della rilevanza degli importi, sono espresse in milioni di euro.

CRITERI DI VALUTAZIONE

I criteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazione del bilancio consolidato3 , cui si rinvia, fatta eccezione per la rilevazione e valutazione delle partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate.

In particolare, le partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate sono valutate al costo di acquisto4 ; in presenza di piani di incentivazione basati su azioni della controllante attribuiti a dipendenti delle società controllate, il valore di iscrizione delle partecipazioni è incrementato, in assenza di meccanismi di riaddebito, del costo delle attribuzioni effettuate.

In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, la recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione della partecipazione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di vendita, e il valore d'uso. Quest'ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipazione e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione, al netto dei costi di vendita ovvero considerando il complesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate; in assenza di evidenze differenti, il valore d'uso è fatto pari almeno al patrimonio netto a uso consolidato.

La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione, è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite. Con riferimento alle partecipazioni in società classificate come joint operation, nel bilancio di esercizio è rilevata la quota di competenza Eni delle attività/passività e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività/passività e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformità ai criteri di valutazione applicabili alla singola fattispecie. Le partecipazioni in joint venture, precedentemente classificate come joint operation, sono rilevate, alla data della modifica della classificazione del joint arrangement, ad un ammontare pari al valore di iscrizione delle attività nette, precedentemente rilevate, linea per linea, sulla base delle quote di spettanza di Eni SpA.

Le operazioni di compravendita di rami d'azienda e di partecipazioni di controllo poste in essere con società controllate ed aventi finalità meramente riorganizzative sono rilevate in continuità con i relativi valori contabili; l'eventuale differenza tra il prezzo e il valore contabile dell'oggetto trasferito determina in capo alla controllata la rilevazione di un incremento/ decremento del patrimonio e conseguentemente in capo alla controllante un aumento del valore di iscrizione della partecipazione ovvero la rilevazione di un dividendo a conto economico.

Le distribuzioni da società controllate, joint venture e collegate sono imputate a conto economico quando è stabilito il diritto incondizionato a riceverne il pagamento. Una distribuzione eccedente il risultato economico complessivo dell'esercizio in cui è deliberata la distribuzione, rappresenta un evento che fa presumere una perdita di valore e, pertanto, comporta la necessità di verificare la recuperabilità del valore di iscrizione della partecipazione.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI

Con riferimento all'utilizzo di stime contabili e giudizi significativi si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.

2 SCHEMI DI BILANCIO

Con riferimento agli schemi di bilancio si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.

(2) I principi contabili internazionali utilizzati ai fini della redazione del bilancio di esercizio sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l'esercizio 2021. (3) Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, è normalmente assunta la piena capacità di recupero in considerazione, tra l'altro, della struttura finanziaria centralizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia finanziarie che patrimoniali.

⁽¹⁾ Con riferimento agli effetti della pandemia COVID-19 si rinvia a quanto indicato nel paragrafo iniziale delle note al bilancio consolidato "Impatti COVID-19".

⁽⁴⁾ In caso di acquisizione del controllo in fasi successive di una partecipazione in una collegata o joint venture, il valore di iscrizione della partecipazione è determinato come sommatoria del costo sostenuto in ciascuna tranche di acquisto.

3 MODIFICA DEI CRITERI CONTABILI

Come già rappresentato nel bilancio consolidato, a cui si rinvia, a partire dall'esercizio 2021 sono entrate in vigore le modifiche all'IFRS 9, allo IAS 39, all'IFRS 7, all'IFRS 4 e all'IFRS 16 "Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse - fase 2" (di seguito le modifiche), volte ad introdurre degli espedienti pratici e delle esenzioni temporanee dall'applicazione di talune disposizioni IFRS in presenza di strumenti finanziari valutati al costo ammortizzato e/o di relazioni di copertura oggetto di modifica a seguito della riforma dei tassi di interesse benchmark.

Al 31 dicembre 2021, l'esposizione di Eni SpA è rappresentata, essenzialmente, da una linea di credito di 4.500 milioni di dollari USA indicizzata all'USD LIBOR. Con riferimento agli strumenti finanziari derivati si segnala che Eni SpA ha aderito, nel mese di dicembre, ai protocolli di fallback dell'International Swaps and Derivatives Association (ISDA).

Le altre modifiche ai principi contabili internazionali entrate in vigore dal 1° gennaio 2021 non hanno prodotto effetti significativi.

4 PRINCIPI CONTABILI DI RECENTE EMANAZIONE

Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.

MODIFICA DELLA CLASSIFICAZIONE DEL JOINT ARRANGEMENT MOZAMBIQUE ROVUMA VENTURE SPA

Nell'ambito del monitoraggio continuo dei fatti e delle circostanze rilevanti ai fini della classificazione dei joint arrangement, a partire dal 31 dicembre 2021, è stata modificata la classificazione della partecipazione detenuta nella società Mozambique Rovuma Venture SpA da joint operation a joint venture. Le motivazioni sottostanti tale modifica di classificazione sono illustrate nel bilancio consolidato, a cui si rinvia.

La partecipazione in Mozambique Rovuma Venture SpA è stata rilevata ad un ammontare pari al valore di iscrizione delle attività nette (355 milioni di euro), precedentemente rilevate, linea per linea, sulla base delle quote di spettanza di Eni SpA.

(€ milioni)	Effetto modifica classificazione Mozambique Rovuma Venture SpA
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti	(29)
Altre attività	(43)
	(72)
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	(1.318)
Diritto di utilizzo beni in leasing	(2)
Partecipazioni	355
Attività per imposte anticipate	(40)
	(1.005)
TOTALE ATTIVITÀ	(1.077)
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie	(2)
Altre passività	(56)
	(58)
Passività non correnti
Passività finanziarie	(1.008)
Fondi per rischi e oneri	(7)
Passività per imposte sul reddito	(4)
	(1.019)
TOTALE PASSIVITÀ	(1.077)

5 DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI

Le disponibilità liquide ed equivalenti di €6.630 milioni (€8.111 milioni al 31 dicembre 2020) comprendono attività finanziarie esigibili all'origine, generalmente, entro 90 giorni.

Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da depositi in euro e in moneta estera che rappresentano l'impiego sul mercato della liquidità detenuta a vista per le esigenze del Gruppo e da saldi attivi di conto corrente connessi alla gestione degli incassi e dei pagamenti del Gruppo che confluiscono sui conti Eni. L'ammontare di restricted cash è di circa €54 milioni in relazione a misure di pignoramento da parte di terzi.

La scadenza media dei depositi in euro (€4.160 milioni) è di 15 giorni e il tasso di interesse effettivo è negativo dello 0,559%; la scadenza media dei depositi in dollari USA (€1.160 milioni) è di 3 giorni e il tasso di interesse effettivo è 0,066%.

Le expected credit loss su depositi presso banche e Istituti finanziari terzi valutati al costo ammortizzato non sono significative.

6 ATTIVITÀ FINANZIARIE DESTINATE AL TRADING

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Titoli quotati emessi da Stati Sovrani	977	1.003
Altri titoli	4.878	4.017
	5.855	5.020

Le attività finanziarie destinate al trading costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l'obiettivo di assicurare al Gruppo la necessaria flessibilità finanziaria in particolari situazioni di mercato, per far fronte a fabbisogni imprevisti e per garantire adeguata elasticità ai programmi di sviluppo. L'attività di gestione di tale liquidità punta all'ottimizzazione del rendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con il vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi. Le attività finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di prestito titoli per €1.398 milioni (€1.361 milioni al 31 dicembre 2020).

L'analisi per valuta è la seguente:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Euro	3.555	3.337
Dollaro USA	2.248	1.600
Altre valute	52	83
	5.855	5.020

Di seguito l'analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:

	Valore Nominale (€ milioni)	Fair Value (€ milioni)	Classe di rating Moody's	Classe di rating S&P
Titoli quotati emessi da Stati Sovrani
Tasso fisso
Italia	277	284	Baa3	BBB
Cile	159	161	A1	A
Stati Uniti d'America	122	124	Aaa	AA+
Lituania	16	16	A2	A+
Giappone	7	7	A1	A+
Francia	3	3	Aa2	AA
Germania	1	2	Aaa	AAA
Israele	1	1	A2	AA
	586	598
Tasso variabile
Italia	340	342	Baa3	BBB
Svizzera	29	29	Aaa	AAA
Stati Uniti d'America	8	8	Aaa	AA+
	377	379
Totale titoli quotati emessi da Stati Sovrani	963	977
Altri titoli
Tasso fisso
Titoli quotati emessi da imprese industriali	1.779	1.821	Da Aa1 a Baa3	Da AA+ a BBB
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi	865	877	Da Aaa a Baa3	Da AAA a BBB
Altri titoli	262	265	Da Aa3 a Baa3	Da AA- a BBB
	2.906	2.963
Tasso variabile
Titoli quotati emessi da imprese industriali	524	527	Da Aa1 a Baa3	Da AA+ a BBB
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi	1.092	1.101	Da Aa1 a Baa3	Da AA+ a BBB
Altri titoli	286	287	Da Aa1 a Baa2	Da AA+ a BBB
	1.902	1.915
Totale Altri titoli	4.808	4.878
Totale Attività finanziarie destinate al trading	5.771	5.855

Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi.

7 CREDITI COMMERCIALI E ALTRI CREDITI

I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Crediti commerciali	9.509	3.397
Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione	155	127
Anticipi al personale	23	27
Acconti per servizi e forniture	8	12
Crediti verso altri	3.297	193
	12.992	3.756

I crediti commerciali, generalmente, sono infruttiferi e prevedono termini di pagamento entro i 120 giorni. I crediti commerciali riguardano essenzialmente crediti derivanti dalla cessione di gas naturale e di energia elettrica e dalla vendita di prodotti petroliferi. Al 31 dicembre 2021 sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto di crediti commerciali con scadenza 2022 per €1.128 milioni (€557 milioni nel 2020 con scadenza 2021). Le cessioni riguardano crediti commerciali relativi a Global Gas & LNG Portfolio (€839 milioni), Refining & Marketing (€261 milioni) e al Power (€28 milioni).

I crediti verso altri di €3.297 milioni includono principalmen-

te: (i) crediti per dividendi deliberati e non ancora incassati dalla partecipata Eni International BV (€3.178 milioni); (ii) i crediti per il regolamento di rapporti patrimoniali con imprese controllate incluse nel consolidato fiscale (€63 milioni); (iii) i crediti verso imprese controllate incluse nel consolidato IVA (€10 milioni).

I crediti commerciali e altri crediti in moneta diversa dall'euro sono pari a €3.678 milioni.

L'esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti è stata elaborata sulla base di rating interni come segue:

	Crediti in bonis
(€ milioni)	Rischio basso	Rischio medio	Rischio alto	Crediti in default	Totale
31.12.2021
Clientela business	589	2.646	196	341	3.772
Pubbliche Amministrazioni		8		2	10
Altre controparti	163	190		55	408
Imprese controllate	9.159				9.159
Valore lordo	9.911	2.844	196	398	13.349
Fondo svalutazione		(78)	(5)	(274)	(357)
Valore netto	9.911	2.766	191	124	12.992
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte)	…	3,26	3,60	86,98
31.12.2020
Clientela business	283	956	139	299	1.677
Pubbliche Amministrazioni		10		3	13
Altre controparti	82	53		71	206
Imprese controllate	2.160				2.160
Valore lordo	2.525	1.019	139	373	4.056
Fondo svalutazione		(5)	(6)	(289)	(300)
Valore netto	2.525	1.014	133	84	3.756
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte)	…	0,78	6,38	85,00

Maggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni creditizie sono indicate nella nota n. 1 - Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi del bilancio consolidato.

L'attenuarsi della crisi economica del COVID-19 e la ripresa dello scenario petrolifero, con l'aumento molto rilevante dei prezzi del gas naturale e dell'energia elettrica ha incrementato in misura significativa le esposizioni verso i clienti industriali di grandi dimensioni, rendendo opportuna una revisione al rialzo del tasso perdita su crediti atteso per incorporare un accresciuto rischio congiunturale anche nei confronti di clienti affidabili generalmente inclusi nel cluster con rischio di credito medio.

I crediti commerciali e altri crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione crediti di €357 milioni (€300 milioni al 31 dicembre 2020):

(€ milioni)	2021	2020
Fondo svalutazione iniziale	300	311
Accantonamenti su crediti in bonis	78	5
Accantonamenti su crediti in default	10	11
Utilizzi su crediti in bonis	(10)	(1)
Utilizzi su crediti in default	(21)	(26)
Fondo svalutazione finale	357	300

La variazione complessiva del fondo svalutazione di €57 milioni è connessa a: (i) accantonamenti netti rilevati a conto economico per €77 milioni (€9 milioni nel 2020) connessi essenzialmente ai nuovi accantonamenti operati (€88 milioni) relativi essenzialmente alla linea di business GGP per le forniture ai clienti industriali di grandi dimensioni per effetto dell'aumento significativo delle esposizioni allo scenario prezzi, parzialmente compensati dagli utilizzi per esuberanza (€11 milioni); (ii) utilizzo, in conto, del fondo (€20 milioni) per la copertura delle perdite su crediti precedentemente svalutati.

La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti, generalmente, non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.

8 RIMANENZE CORRENTI E RIMANENZE IMMOBILIZZATE – SCORTE D'OBBLIGO

Le rimanenze correnti si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020
Materie prime, sussidiarie e di consumo	323	160
Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture	178	213
Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati e lavori in corso su ordinazione	265	192
Prodotti finiti e merci	1.816	534
	2.582	1.099

Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo di €323 milioni sono costituite da greggi.

I prodotti finiti e merci sono costituiti da prodotti petroliferi (€912 milioni) e da gas naturale depositato principalmente presso Stoccaggi Gas Italia SpA e in Francia (€733 milioni) e di GNL depositato presso il terminale di Zeebrugge, Damietta in Egitto e su navi viaggianti (€171 milioni).

Le rimanenze di gas naturale per €269 milioni sono a garanzia dell'esposizione potenziale di bilanciamento nei confronti di Snam Rete Gas SpA.

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €194 milioni (€24 milioni al 31 dicembre 2020) come di seguito indicato:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Valore iniziale - Rimanenze correnti	24	46
Accantonamenti (utilizzi)	170	(22)
Valore finale - Rimanenze correnti	194	24

Le rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo di €1.104 milioni (€994 milioni al 31 dicembre 2020) includono 2,3 milioni di tonnellate di greggi e prodotti petroliferi a fronte dell'obbligo di cui al D.L. n. 249 del 31 dicembre 2012, in attuazione alla direttiva 2009/119/CE. La misura è determinata annualmente dal Ministero dello Sviluppo Economico.

L'incremento delle rimanenze e delle scorte d'obbligo è dovuto essenzialmente alla ripresa dei prezzi del petrolio e dei prodotti petroliferi.

Altre imposte sul reddito 2 2 1 4

Fondo per imposte sul reddito 9

Crediti per istanze di rimborso 78 78

9 ATTIVITÀ E PASSIVITÀ PER IMPOSTE SUL REDDITO

IRAP 18

Addizionale IRES Legge n. 7/2009 97

Le passività per imposte sul reddito correnti di €117 milioni si riferiscono essenzialmente allo stanziamento dell'addizionale IRES Legge n.7 del 6 febbraio 2009 (cosiddetta Libian Tax) (€97 milioni).

Le imposte sul reddito sono commentate alla nota n. 32 - Imposte sul reddito.

23 78 117 22 78 4 9

10 ALTRE ATTIVITÀ E PASSIVITÀ

		31.12.2021			31.12.2020
	Attività		Passività		Attività		Passività
(€ milioni)		Correnti Non correnti		Correnti Non correnti		Correnti Non correnti		Correnti Non correnti
Fair value su strumenti finanziari derivati	12.603	1.906	15.220	1.866	1.009	338	1.247	387
Passività da contratti per la clientela			425	724			747	393
Attività e Passività relative ad altre imposte:
- Accise e Imposte di consumo	12		386		17		311
- IVA	4		66		4		89
- Royalty su idrocarburi estratti			109				115
- Ritenute IRPEF su lavoro dipendente			8				17
- Altre imposte e tasse	53	2	53	25	58	2	57	25
	69	2	622	25	79	2	589	25
Altre	179	149	38	277	234	569	32	34
	12.851	2.057	16.305	2.892	1.322	909	2.615	839

Il fair value degli strumenti finanziari derivati correnti e non correnti è commentato alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati. Le passività da contratti con la clientela riguardano essenzialmente: (i) le quote a breve e a lungo termine degli anticipi incassati dal cliente Engie SA (ex Suez) a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica rispettivamente per €60 milioni e €333 milioni (€62 milioni e €393 milioni nel 2020); (ii) gli anticipi a lungo termine ricevuti dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto (€391milioni); (iii) i buoni carburante prepagati in circolazione per €242 milioni (€226 milioni nel 2020).

Le altre attività comprendono: (i) il costo d'iscrizione del gas prepagato in esercizi precedenti per effetto della clausola take-orpay dei contratti di fornitura long-term per €103 milioni, di cui €62 milioni previsti oltre i 12 mesi (€493 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) gli anticipi relativi alla capacità di trasporto pluriennale di cui Eni è titolare in corrispondenza dei punti di interconnessione con gasdotti esteri il cui utilizzo è differibile nel tempo ai sensi della Delibera 666/2017/R/GAS (c.d. reshuffling) €46 milioni (€133 milioni nel 2020); (iii) i depositi cauzionali verso fornitori €49 milioni (€46 milioni nel 2020).

Le altre passività comprendono essenzialmente: (i) le passività relative alla compensation riconosciuta ad Eni per il contratto di approvvigionamento gas da destinare all'impianto di Damietta (€117 milioni oltre 12 mesi e €11 milioni entro 12 mesi); (ii) la rinegoziazione con Trans Austria Gasleitung GmbH del contratto passivo di trasporto gas €4 milioni (€8 milioni nel 2020).

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.

11 IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI

	e fabbricati Terreni	e macchinari E&P Pozzi, impianti	Altri impianti e macchinari	e commerciali Attrezzature industriali	Altri beni	Attività esplorativa e di appraisal E&P	in corso e acconti Immobilizzazioni E&P	Altre immobilizzazioni in corso e acconti	Totale
(€ milioni)
2021
Valore iniziale netto	544	2.684	820	138	57	266	1.244	816	6.569
Investimenti	3	1	88	5	7		403	341	848
Capitalizzazioni ammortamenti							25		25
Ammortamenti(a)	(23)	(415)	(93)	(21)	(17)				(569)
Riprese di valore (svalutazioni) nette	(66)	418	(391)	(4)	(3)		63	(502)	(485)
Radiazioni		(1)							(1)
Dismissioni	(1)		(1)						(2)
Trasferimenti	40	170	92	9	3	(88)	(108)	(127)	(9)
Altre variazioni e differenze cambio da conversione		57				23	75		155
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture S.p.A.					(1)	(198)	(1.119)		(1.318)
Valore finale netto	497	2.914	515	127	46	3	583	528	5.213
Valore finale lordo	2.185	15.441	11.184	651	715	3	684	1.990	32.853
Fondo ammortamento e svalutazione	1.688	12.527	10.669	524	669		101	1.462	27.640
2020
Valore iniziale netto	615	2.681	1.392	151	59	293	1.160	1.132	7.483
Deconsolidamento Società Oleodotti Meridionali-SOM SpA			(28)					(10)	(38)
Investimenti	1	1	52	7	14		349	367	791
Capitalizzazioni ammortamenti							22		22
Ammortamenti(a)	(28)	(406)	(144)	(23)	(17)		(3)		(621)
Riprese di valore (svalutazioni) nette	(66)	(299)	(600)	(1)	(1)	(2)	(59)	(501)	(1.529)
Radiazioni
Dismissioni		(1)							(1)
Trasferimenti	22	149	148	4	2	(25)	(128)	(172)
Altre variazioni e differenze cambio da conversione		559					(97)		462
Valore finale netto	544	2.684	820	138	57	266	1.244	816	6.569
Valore finale lordo	2.139	15.226	10.905	635	706	283	1.419	1.869	33.182
Fondo ammortamento e svalutazione	1.595	12.542	10.085	497	649	17	175	1.053	26.613

(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.

Gli investimenti di €848 milioni riguardano essenzialmente: (a) la Refining & Marketing (€422 milioni) in relazione: (i) all'attività di raffinazione e logistica, essenzialmente per attività di asset integrity e stay in business, nonché interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; (ii) all'attività di marketing, per obblighi di legge e stay in business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi; (b) la Exploration & Production (€404 milioni) e sono relativi principalmente alle attività di sviluppo di nuovi progetti e hanno riguardato in particolare: (i) il proseguimento delle attività di presviluppo condotte in Mozambico dalla joint venture Mozambique Rovuma Venture SpA, deconsolidata con decorrenza 31 dicembre 2021; (ii) l'ottimizzazione di giacimenti in produzione attraverso interventi sui pozzi (Monte Alpi, Brenda e Annalisa); (iii) l'avanzamento del programma di perforazione, allacciamento e adeguamento degli impianti di produzione in Val d'Agri; (c) la Corporate (€22 milioni) principalmente per migliorie apportate alle sedi di proprietà o in locazione.

Le altre variazioni di €155 milioni riguardano: (i) l'incremento per la stima degli oneri per social project da sostenere a fronte degli impegni assunti e in corso di formalizzazione tra Eni SpA e la regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell'area della concessione Val d'Agri (€134 milioni); (ii) l'incremento per effetto delle differenze di cambio da conversione della Mozambique Rovuma Venture SpA (€96 milioni); (iii) la riduzione dell'asset retirment cost per effetto principalmente della variazione dei tassi di attualizzazione (€75 milioni).

I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli:

%
Fabbricati	3-16
Pozzi e impianti di sfruttamento	Aliquota UOP
Impianti specifici di raffineria e logistica	5,5-15
Impianti specifici di distribuzione	4-12,5
Altri impianti e macchinari	4-25
Attrezzature industriali e commerciali	7-35
Altri beni	12-25

Il tasso d'interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è del 1,9% (2,01% al 31 dicembre 2020). Gli oneri finanziari capitalizzati ammontano a €53 milioni. I contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a €91 milioni.

12 DIRITTO DI UTILIZZO BENI IN LEASING E PASSIVITÀ PER BENI IN LEASING

Il diritto di utilizzo beni in leasing si analizzano come segue:

(€ milioni)	Tolling	Immobili per uffici	Concessioni autostradali e locazione stazioni di servizio	Mezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas	Mezzi navali di perforazione (Drilling rig)	Autoveicoli	Altre tipologie	Totale
2021
Valore iniziale netto	907	482	169	28	122	21	159	1.888
Incrementi	15	19	38	48	48	33	41	242
Ammortamenti(a)	(103)	(60)	(34)	(27)	(36)	(16)	(62)	(338)
Riprese di valore (svalutazioni) nette	61			2			(26)	37
Altre variazioni		(7)	(6)	(7)	(111)	(5)		(136)
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture S.p.A.		(2)						(2)
Valore finale netto	880	432	167	44	23	33	112	1.691
Valore finale lordo	1.648	593	301	159	89	59	336	3.185
Fondo ammortamento e svalutazione	768	161	134	115	66	26	224	1.494
2020
Valore iniziale netto	986	544	199	74	68	22	134	2.027
Incrementi		1	31	8	115	17	109	281
Ammortamenti(a)	(100)	(60)	(34)	(40)	(59)	(16)	(58)	(367)
Riprese di valore (svalutazioni) nette	21		(21)	(11)			(25)	(36)
Differenze di cambio					(1)			(1)
Altre variazioni		(3)	(6)	(3)	(1)	(2)	(1)	(16)
Valore finale netto	907	482	169	28	122	21	159	1.888
Valore finale lordo	1.633	591	272	121	208	44	296	3.165
Fondo ammortamento e svalutazione	726	109	103	93	86	23	137	1.277

(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su altri asset.

Il diritto di utilizzo beni in leasing "RoU" di €1.691 milioni è riferito essenzialmente: (i) per €880 milioni ai contratti di tolling del Power in relazione in particolare al contratto di tolling di EniPower SpA in forza del quale EniPower produce, tramite le proprie centrali, energia elettrica e vapore esclusivamente per Eni SpA. Eni a sua volta mette a disposizione di EniPower i combustibili necessari e fornisce le indicazioni sulle produzioni da effettuare; (ii) per €432 milioni all'affitto di immobili ad uso ufficio in particolare della Corporate, con una durata residua media di circa 6 anni comprensiva delle opzioni di rinnovo e di risoluzione anticipata; (iii) per €167 milioni le concessioni autostradali, le locazioni di terreni e le locazioni di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi della Refining & Marketing; (iv) per €44 milioni i contratti di leasing delle navi e relative basi logistiche per il trasporto di olio e gas in particolare della Exploration & Production; (v) per €23 milioni i contratti relativi ai mezzi di perforazione navali - drilling rig della Exploration & Production con una durata residua media contrattuale di circa 2 anni; (vi) per €72 milioni al contratto di lavorazione di Raffineria di Gela SpA incluso nelle "altre tipologie".

I canoni variabili, rilevati a conto economico, riguardano essenzialmente: (i) le concessioni autostradali e le locazioni di stazioni di servizio per le quali è prevista la corresponsione di canoni variabili (royalties) sulla base dei volumi di carburanti erogati (€\Mc). L'adozione di tale formula contrattuale è predeterminata nei bandi di gara per l'assegnazione delle concessioni o richiesta dal lessor nel caso delle locazioni di punti vendita ad alta performance, al fine di assicurare il matching tra canoni e flussi di cassa in entrata. Il rapporto dei pagamenti variabili rispetto a quelli totali dovuti per il leasing è nell'ordine del 18%, essenzialmente attribuibile alle concessioni autostradali; (ii) il contratto di lavorazione di Raffineria di Gela SpA che prevede la corresponsione di un compenso variabile sulla base della quantità di materia prima effettivamente lavorata. Il rapporto dei pagamenti variabili rispetto a quelli totali dovuti per il leasing è nell'ordine del 77%.

Le informazioni relative alla recuperabilità del valore d'iscrizione del RoU sono riportate alla nota n. 14 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing.

Le altre variazioni di €136 milioni riguardano in particolare la chiusura anticipata di un contratto di locazione di un mezzo di perforazione navale della Exploration & Production – drilling rig Saipem 10000 – che è stato oggetto di una nuova negoziazione che ha determinato la sottoscrizione del un contratto in capo alla consociata egiziana Ieoc Production BV.

Le passività per beni in leasing si analizzano come segue:

	passività per beni in leasing a lungo	Passività per beni in leasing a lungo
(€ milioni)	Quote a breve di termine	termine	Totale
2021
Valore iniziale	423	2.157	2.580
Incrementi		242	242
Decrementi	(374)		(374)
Altre variazioni	334	(460)	(126)
Valore finale	383	1.939	2.322
2020
Valore iniziale	337	2.320	2.657
Incrementi		281	281
Decrementi	(337)		(337)
Altre variazioni	423	(444)	(21)
Valore finale	423	2.157	2.580

Il totale dei flussi finanziari in uscita per leasing comprende: (i) i pagamenti per il rimborso della quota capitale della passività per beni in leasing di €374 milioni; (ii) i pagamenti per interessi passivi di €81 milioni.

I principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l'asset non è stato ancora messo a disposizione riguardano un contratto dal valore nominale di €437 milioni relativo alla locazione di uffici della durata di 20 anni con opzione di proroga per ulteriori 6 anni. I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono riflessi nella determinazione della passività per leasing sono relativi a opzioni di proroga e risoluzione del contratto di leasing degli immobili ad uso uffici (€302 milioni), stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi (€130 milioni), mezzi di navigazione (€33 milioni).

Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020
Altri ricavi e proventi
- proventi da remeasurement	21	1
	21	1
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi:
- leasing di breve durata	49	13
- leasing di modico valore	15	15
- canoni di leasing variabili non inclusi nelle passività per beni in leasing	161	114
	225	142
Ammortamenti
- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing	338	367
- capitalizzazione ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali	(19)	(15)
	319	352
Riprese di valore (svalutazioni) nette dei diritti utilizzo beni in leasing	37	(36)
Proventi (oneri) finanziari
- interessi passivi su passività per beni in leasing	(76)	(88)
- oneri finanziari capitalizzati su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali	1	1
	(75)	(87)

I coefficienti di ammortamento adottati sono compresi in un intervallo che va dal 3% al 100%.

13 ATTIVITÀ IMMATERIALI

(€ milioni)	Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	utilizzazione delle opere industriale e diritti di Diritti di brevetto dell'ingegno	Immobilizzazioni in corso e acconti	Altre attività immateriali	Attività immateriali a vita utile definita	Attività immateriali a vita utile indefinita: Goodwill	Totale
2021
Valore iniziale netto	11	65	5	3	84	17	101
Investimenti		29	3	156	188		188
Ammortamenti	(1)	(42)		(5)	(48)		(48)
Riprese di valore (svalutazioni) nette		(1)	(5)		(6)	(1)	(7)
Altre variazioni	1	2	2	8	13		13
Valore finale netto	11	53	5	162	231	16	247
Valore finale lordo	388	1.217	13	221	1.839	94	1.933
Fondo ammortamento e svalutazione	377	1.164	8	59	1.608	78	1.686
2020
Valore iniziale netto	16	85	9	31	141	17	158
Investimenti		17	4		21		21
Ammortamenti	(2)	(45)			(47)		(47)
Riprese di valore (svalutazioni) nette	(5)		(3)		(8)		(8)
Trasferimenti	2	8	(12)	2
Altre variazioni			7	(30)	(23)		(23)
Valore finale netto	11	65	5	3	84	17	101
Valore finale lordo	387	1.188	8	495	2.078	94	2.172
Fondo ammortamento e svalutazione	376	1.123	3	492	1.994	77	2.071

Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di €11 milioni riguardano essenzialmente i diritti minerari relativi alle concessioni di giacimenti. Le concessioni sono ammortizzate principalmente con il metodo dell'unità di prodotto (UOP) a decorrere dall'esercizio in cui ha inizio la produzione.

I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno di €53 milioni riguardano essenzialmente i costi di acquisizione e di sviluppo interno di software a supporto delle aree di business e di staff e i diritti di utilizzazione di processi produttivi di raffineria. I coefficienti di ammortamento adottati sono compresi in un intervallo che va dal 12,5% al 100%.

Le immobilizzazioni in corso e acconti di €5 milioni riguardano essenzialmente i costi sostenuti per lo sviluppo di software a supporto delle aree di business.

Le altre attività immateriali di €162 milioni riguardano essenzialmente l'acquisto, effettuato nel corso dell'esercizio 2021, del 50% dei diritti di liquefazione presso l'impianto di Damietta acquisiti a seguito dell'operazione di cessione di Unión Fenosa Gas (€154 milioni).

14 RIPRESE DI VALORE (SVALUTAZIONI) NETTE DI ATTIVITÀ MATERIALI, IMMATERIALI E DIRITTO DI UTILIZZO BENI IN LEASING

Le svalutazioni sono determinate confrontando il valore di libro degli asset con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d'uso (di seguito anche "VIU"). In termini di impairment indicators i fattori considerati ai fini del bilancio consolidato risultano sostanzialmente applicabili anche a Eni SpA. La determinazione dei flussi di cassa futuri associati all'uso delle CGU O&G è funzione del giudizio e delle valutazioni soggettive del management in relazione all'andamento futuro di variabili caratterizzate da un'elevata alea d'incertezza quali i prezzi di lungo termine degli idrocarburi, le vite utili degli asset, le proiezioni di costi operativi/ di sviluppo, i volumi di riserve che saranno effettivamente recuperati, il timing e i costi di decommissioning. La valutazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dal suo utilizzo su base continuativa (c.d. cash generating unit - "CGU"); la definizione delle CGU è operata considerando, tra l'altro, le modalità con cui il management controlla l'attività operativa o assume decisioni in merito a mantenere operativi o dismettere i beni e le attività della società. Le principali CGU di SpA sono: (i) nella Exploration & Production, i campi o insiemi (pool) di campi quando in relazione ad aspetti tecnici, economici o contrattuali i relativi flussi di cassa sono interdipendenti; (ii) nel business Refining & Marketing, le raffinerie, tradizionali e bio, e gli impianti, afferenti i canali di distribuzione (rete ordinaria, autostradale, extra rete).

Ai fini della verifica della recuperabilità del valore di iscrizione le attività per diritti di utilizzo beni in leasing (right-of-use o RoU) significative sono, generalmente, incluse nel valore di iscrizione delle CGU a cui sono riferibili e il relativo valore d'uso è determinato escludendo dalla stima dei flussi di cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai pagamenti dei canoni di leasing considerati ai fini della determinazione della lease liability. I diritti d'uso che non sono specificatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate assets la cui recuperabilità è verificata considerando il complesso delle CGU della società.

Il VIU delle CGU è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla cessione al termine della vita utile. I flussi di cassa sono determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della stima desumibili: (i) per i primi quattro anni della stima, dall'ultimo piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale contenente le previsioni in ordine ai volumi di produzione e vendita, ai profili delle riserve, agli investimenti, ai costi operativi e ai margini e agli assetti industriali e commerciali, nonché all'andamento delle principali variabili monetarie, inflazione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio; (ii) per gli anni successivi al quarto, tenuto conto delle ipotesi sull'evoluzione di lungo termine delle principali variabili macroeconomiche adottate dal management (tassi di inflazione, prezzo del petrolio, etc.), si assumono proiezioni dei flussi di cassa basate: (a) per le CGU Oil & Gas, sulla vita residua delle riserve certe e probabili; (b) per le CGU del business Refining & Marketing sulla vita economico-tecnica degli impianti e le associate proiezioni normalizzate di costi operativi e investimenti di mantenimento; (iii) nella determinazione dei flussi di cassa si considerano gli esborsi che si prevede di sostenere per assicurare la compliance con la normativa in materia di emissioni di CO2 (ad es. Emission Trading Scheme per le CGU localizzate nel mercato unico europeo) ovvero che si prevede di sostenere su base volontaria (forestry); (iv) per quanto riguarda i prezzi delle commodity, il management assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico finanziarie del piano industriale quadriennale e per la valutazione a vita intera degli investimenti. In particolare, ai fini della definizione del piano industriale, le previsioni di prezzo adottate da Eni sono elaborate sulla base della view del management sull'evoluzione nel lungo termine dei fondamentali del mercato, tra i quali principalmente l'evoluzione del mix energetico globale nei prossimi venti, trent'anni in relazione agli obiettivi di decarbonizzazione degli Stati definiti dalla COP21 di Parigi e riaffermati dalla COP26 di Glasgow, la velocità del processo di transizione energetica, gli impatti durevoli della pandemia del COVID-19, l'andamento della domanda e offerta di petrolio e gas naturale nel lungo termine, la crescita economica e demografica, l'evoluzione delle tecnologie e il cambiamento nelle preferenze dei consumatori.

Con riferimento al breve-medio termine, il management considera anche le curve forward e le previsioni di banche d'affari e altri istituti specializzati.

Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell'economia verso un modello low carbon e gli obiettivi della COP21 di Parigi e su tale base ha elaborato una strategia di decarbonizzazione dei prodotti e dei processi industriali di Gruppo traguardando l'azzeramento delle emissioni di ambito tre al 2050. In coerenza con tale percorso che considera le possibili evoluzioni del mercato e delle tecnologie e la progressiva evoluzione del portafoglio prodotti della Compagnia, il management ha adottato l'assunzione di un prezzo del petrolio di lungo termine di 62 \$/bbl in termini reali 2020 fino al 2035, per poi declinare a 46 \$ nel 2050 in relazione all'assunzione di progressivo phase-out del petrolio dal mix energetico globale per il conseguimento degli obiettivi climatici di Parigi.

Per il 2022-2023, le previsioni di prezzo nominale sono rispettivamente 80 \$ e 75 \$/barile in considerazione della fase di sostenuta ripresa macroeconomica globale, della disciplina finanziaria delle società petrolifere internazionali quotate e dei problemi produttivi dell'OPEC+; i corrispondenti valori delle assunzioni di impairment test 2020 erano 55 \$ e 60 \$/barile.

Per quanto riguarda il prezzo del gas naturale, mentre nel breve termine il benchmark dei prezzi spot continentali "TTF" è previsto in sensibile ripresa a 21,2 \$ e 14,3 \$/mm-BTU rispettivamente nel 2022 e nel 2023 (vs. 4,7-4,9 \$/mmbtu quali corrispondenti valori dell'impairment test 2020), nel lungo termine il valore declina in relazione alle ipotesi di progressivo spiazzamento del gas a opera delle rinnovabili per una previsione di prezzo del TTF in moneta reale 2020 di 6,9 \$/Mbtu nel periodo 2025-2045, per poi declinare ulteriormente a 6,2 \$/Mbtu nel 2050.

Ai fini della determinazione del valore d'uso i flussi di cassa, al netto delle imposte, sono attualizzati al costo medio ponderato del capitale (c.d. weighted average cost of capital - "WACC") definito tenendo conto della rischiosità espressa dalle linee di business in cui opera Eni SpA e, ove necessario, rettificato del rischio Paese specifico in cui si trova la cash generating unit oggetto di valutazione.

In particolare, il costo del capitale proprio (Ke) considera sia il premio per il rischio mercato non diversificabile misurato sulla base dei rendimenti di lungo termine dello S&P 500, sia un premio addizionale che considera l'esposizione ai rischi operativi dei Paesi di attività e i rischi della transizione energetica. Il risultato è un Ke di circa il 10% che ha bilanciato la discesa degli yield sugli asset risk free che entrano sia nel calcolo del Ke sia nella determinazione del costo del debito, mantenendo un costo del capitale di Gruppo nell'intorno del 7%.

Le previsioni dei prezzi delle commodity così come quelle degli altri parametri rilevanti considerate ai fini della definizione del piano industriale Eni sono oggetto di costante monitoraggio da parte del management in relazione all'attuale contesto di estrema volatilità e incertezza connessa alla drammatica evoluzione della crisi Ucraino-Russa.

Sulla base dello scenario adottato ai fini della definizione del piano industriale e il rafforzamento dei prezzi degli idrocarburi attesi nel breve-medio termine il management ha rilevato delle parziali riprese di valore delle CGU svalutate nel precedente bilancio in particolare per l'aumento dei prezzi del gas. Le riprese di valore hanno riguardato giacimenti a gas in Italia per €481 milioni. Il tasso di attualizzazione posttax è dell'1,68% che si ridetermina in 6,5% pre-tax.

L'impairment test si completa con la svalutazione del valore di libro residuo delle raffinerie per un ammontare pari a €999 milioni (compresi investimenti di stay-in-business di CGU precedentemente svalutate), con questo azzerando i valori di libro. Il tasso di attualizzazione post-tax e pre-tax relativo alle raffinerie Italia è del 6,7%. Tale perdita ha come driver il sensibile peggioramento dei margini, compressi dal peggioramento dei crack spread dei prodotti e dall'aumento del costo delle utility indicizzate al gas, e le ridotte prospettive di redditività delle CGU Eni a causa di fattori di debolezza strutturale dell'industria della raffinazione europea (dimensione subottimale degli impianti, pressione competitiva da parte di raffinatori più efficienti) e delle proiezioni di modesta ripresa della domanda di carburanti anche per effetto della competizione della mobilità elettrica. Inoltre i costi operativi sono penalizzati dall'aumento degli oneri per acquisto di certificati emissivi nell'ambito dello schema europeo ETS.

Le riprese di valore nette dei diritti di utilizzo beni in leasing (€37 milioni) hanno riguardato principalmente il Power.

Inoltre, nell'ambito della verifica della recuperabilità del valore di iscrizione delle attività si è tenuto conto delle previsioni di costo associate ai progetti di forestry, che rappresenta una delle linee d'azione della strategia di decarbonizzazione Eni prevedendo la partecipazione onerosa a iniziative di conservazione e di ripopolamento delle foreste primarie e secondarie con l'ottenimento di crediti di carbonio, certificati secondo standard internazionali. Il management prevede un progressivo ramp-up di tali iniziative nel medio-lungo termine con l'obiettivo al 2030 di avere un portafoglio di progetti forestry dai quali ottenere un ammontare annuale di crediti di carbonio in grado di coprire il deficit di emissioni dirette residue ("Scope 1 e 2") del settore Exploration & Production ai fini delle neutralità carbonica delle produzioni equity dal 2030 in poi. Tali costi per acquisto crediti di carbonio sono considerati parte dei costi operativi della Exploration & Production e non essendo allocabili sulle singole CGU su basi ragionevoli e coerenti sono riferiti all'intera linea di business e inclusi nel processo di impairment test attraverso il confronto delle previsioni di spesa per le attività forestry, attualizzate, con l'headroom complessivo del settore Exploration & Production determinato sulla base delle assunzioni dell'impairment test.

15 PARTECIPAZIONI

	2021			2020
(€ milioni)	in imprese controllate Partecipazioni	Partecipazioni in imprese collegate e joint venture	Partecipazioni minoritarie	Totale	in imprese controllate Partecipazioni	Partecipazioni in imprese collegate e joint venture	Partecipazioni minoritarie	Totale
Valore iniziale	45.652	1.193	10	46.855	40.977	1.540	18	42.535
Deconsolidamento Società Oleodotti Meridionali-SOM SpA						34		34
Acquisizioni e sottoscrizioni	8.055		90	8.145	6.752	(2)		6.750
Cessioni e conferimenti	(16)	(442)		(458)
Rami d'azienda	(2)			(2)
Rettifiche di valore	1.420	(310)		1.110	(2.018)	(376)		(2.394)
Valutazione al fair value con effetti a PN			1	1			(8)	(8)
Altre variazioni	4			4	(59)	(3)		(62)
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture SpA		355		355
Valore finale	55.113	796	101	56.010	45.652	1.193	10	46.855
Valore finale lordo	69.436	1.576	101	71.113	69.353	1.684	10	71.047
Fondo svalutazione	14.323	780		15.103	23.701	491		24.192

380

Le partecipazioni sono aumentate di €9.155 milioni per effetto delle variazioni indicate nella tabella seguente:

(€ milioni)
Partecipazioni al 31 dicembre 2020	46.855
Acquisizioni e sottoscrizioni	8.145
- Interventi sul capitale	7.929
Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e luce SpA Società Benefit)	3.300
Eni International BV	1.792
Eni Angola SpA	1.578
Eni Petroleum Co Inc	617
Versalis SpA	500
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	90
Eni Natural Energies SpA	41
GreenIT SpA	6
Agenzia Giornalistica Italia SpA	5
- AcquisizIoni	216
Eni España Comercializadora de Gas SAU	114
Serfactoring SpA	12
Altre - Acconti	90
Cessioni e Rimborsi	(458)
- Rimborsi di capitale
Eni West Africa SpA	(16)
- Cessioni
Unión Fenosa Gas SA	(442)
Rami d'azienda	(2)
Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e luce SpA Società Benefit)	32
Eni New Energy SpA	(29)
GreenIT SpA	(6)
EniProgetti SpA	1
Rettifiche di valore	1.110
- Riprese di valore	2.275
Eni Investments Plc	910
Eni Petroleum Co Inc	747
Eni Angola SpA	355
Unión Fenosa Gas SA	200
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	53
Floaters SpA	10
- Svalutazioni	(1.165)
Saipem SpA	(510)
Versalis SpA	(454)
Eni España Comercializadora de Gas SAU	(95)
Raffineria di Gela SpA	(34)
LNG Shipping SpA	(29)
EniProgetti SpA	(21)
Eni Mozambico SpA	(15)
EniServizi SpA	(3)
Società Petrolifera Italiana SpA	(1)
Servizi Aerei SpA	(1)
Eni Timor Leste SpA	(1)
Altre minori	(1)

Segue da pagina precedente

(€ milioni)
Valutazione al fair value con effetti a PN	1
Interporto di Padova SpA	1
Altre variazioni	4
Eni Trading & Shipping SpA - in liquidazione	(325)
Eni Trade & Biofuels SpA	109
Eni Global Energy Markets SpA	216
Versalis SpA	1
Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e luce SpA Società Benefit)	1
Altre	2
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture SpA	355
Partecipazioni al 31 dicembre 2021	56.010

La ricapitalizzazione di Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e luce SpA Società Benefit) di €3.300 milioni è stata operata nell'ambito del programma di prevista quotazione della società e di definizione di una adeguata dotazione patrimoniale della partecipata a supporto, tra l'altro, dei programmi di investimento della partecipata nei business retail e renewables e E-mobility di competenza.

La cessione di Unión Fenosa Gas SA ha determinato: (i) una ripresa di valore fino a concorrenza delle svalutazioni pregresse (€200 milioni) e per la differenza una plusvalenza da cessione (€21 milioni); (ii) un effetto economico negativo connesso con l'acquisizione della partecipazione Unión Fenosa Gas Comercializadora SA (poi Eni España Comercializadora de Gas SAU) per €114 milioni – che ha determinato una svalutazione al day 1 per allineamento ai valori economici (€15 milioni) ulteriormente integrata per tener conto dell'effetto del cash adjustment (€48 milioni). Le altre acquisizioni di €90 milioni si riferiscono all'impegno ad acquisire la partecipazione nella società Crown AB.

L'analisi delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e joint venture con il raffronto tra il valore netto di iscrizione e il patrimonio netto è indicata nella tabella seguente:

	% posseduta al 31.12.2021 Quota	Saldo netto al 31.12.2020	Saldo netto al 31.12.2021	patrimonio netto Valore di	al patrimonio netto Differenza rispetto alla valutazione C=B-A
(€ milioni)			A	B
Partecipazioni in:
Imprese controllate
Agenzia Giornalistica Italia SpA	100,000	10	14	9	(5)
Ecofuel SpA	100,000	48	48	248	200
Eni Angola SpA	100,000	980	2.913	2.392	(521)
Eni Corporate University SpA	100,000	3	3	4	1
Eni Corridor Srl	100,000		…	…
Eni Energia Italia Srl	100,000			…
Eni España Comercializadora De Gas SAU	100,000		19	132	113
Eni Finance International SA	33,613	362	362	533	171
Eni Fuel SpA	100,000	69	70	81	11
Eni Gas Transport Services Srl	100,000	…	…	…
Eni Global Energy Markets SpA	100,000	61	277	(3)	(280)
Eni Insurance Designated Activity Company	100,000	500	500	576	76
Eni International BV	100,000	35.734	37.526	30.485	(7.041)
Eni International Resources Ltd	99,998	1	1	6	5
Eni Investments Plc	99,999	3.201	4.111	3.192	(919)
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	100,000		143	143
Eni Mozambico SpA	100,000	31	16	16
Eni Natural Energies SpA	100,000		40	40
Eni New Energy SpA		28
Eni Nuova Energia Srl	100,000			…
Eni Petroleum Co Inc	63,857	686	2.050	1.205	(845)
Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e luce SpA Società Benefit)	100,000	1.545	4.878	6.450	1.572
Eni Rewind SpA	99,999			73	73
Eni Timor Leste SpA	100,000	6	4	4
Eni Trade & Biofuels SpA	100,000	97	207	103	(104)
Eni Trading & Shipping SpA - in liquidazione	100,000	325		9	9
Eni West Africa SpA	100,000	19	4	4
EniPower SpA	100,000	914	914	898	(16)
EniProgetti SpA	100,000	21		(9)	(9)
EniServizi SpA	100,000	12	10	10
Floaters SpA	100,000	241	251	251
Ieoc SpA	100,000	24	24	58	34
LNG Shipping SpA	100,000	245	217	214	(3)
Raffineria di Gela SpA	100,000	34		(4)	(4)
Serfactoring SpA	100,000	3	15	20	5
Servizi Aerei SpA	100,000	49	47	47
Servizi Fondo Bombole Metano SpA	100,000	14	14	14
Società Petrolifera Italiana SpA	99,964	7	6	6
Trans Tunisian Pipeline Company SpA	100,000	52	52	131	79
Versalis SpA	100,000	330	377	964	587
Totale imprese controllate		45.652	55.113
Imprese collegate e joint venture
DTT Scarl	25,000			…
Mariconsult SpA	50,000	…	…	…
Mozambique Rovuma Venture SpA(a)	35,714		355	355
Norpipe Terminal Holdco Limited	14,200	1	1	1
Saipem SpA	30,542	908	398	137	(261)
Seram SpA	25,000	…	…	…
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA	70,000	28	28	27	(1)
South Italy Green Hydrogen Srl	50,000		…	…
Transmed SpA	50,000	…	…	4	4
Transmediterranean Pipeline Co Ltd	50,000	14	14	52	38
Unión Fenosa Gas SA		242
Totale imprese collegate e joint venture		1.193	796
		46.845	55.909

(a) A partire dal 31 dicembre 2021 la società non è più oggetto di consolidamento proporzionale in quanto non è più qualificata come joint operation

Le riprese di valore delle partecipazioni svalutate in precedenti esercizi del settore Exploration & Production (Eni Angola SpA, Eni Investments Plc, Eni Petroleum Co Inc, Eni Mediterranea Idrocarburi SpA, Floaters SpA) sono state operate a seguito del rafforzamento dei prezzi degli idrocarburi attesi nel breve-medio termine. In particolare, ai fini della valutazione delle partecipazioni, rileva il complesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate e ai relativi headroom determinati considerando i flussi di cassa attesi dallo sfruttamento delle riserve di idrocarburi ad esse ascrivibili, prudenzialmente determinati e opportunamente integrati per tener conto dei costi di struttura e dalla valutazione attuale del magazzino rilevante per alcune società oggetto di valutazione; per gli altri valori dell'attivo e del passivo sono stati considerati consistenti i valori contabili che hanno tenuto conto dei relativi processi di valutazione. In particolare, il valore dei flussi di cassa è stato determinato con riferimento a: (i) i ricavi dalla produzione stimati applicando ai profili produttivi delle riserve certe e probabili attesi dagli assets della partecipata gli scenari di mercato dei prezzi degli idrocarburi; (ii) le stime dei futuri costi di sviluppo, di estrazione, di smantellamento e ripristino degli impianti e dei costi generali specifici; (iii) la stima delle imposte. I flussi di cassa sono stati attualizzati utilizzando un WACC adjusted compreso tra il 6,5% e il 10,7%.

Per le altre partecipazioni, in presenza di impairment indicator, generalmente rappresentati da valori di iscrizione superiori rispetto al valore di patrimonio netto, è stata operata la verifica del valore recuperabile considerando il maggiore tra il fair value e il valore d'uso. Il fair value è determinato generalmente sulla base delle quotazioni di borsa. La stima del valore d'uso è determinata attualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipazione e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione, al netto dei costi di dismissione ovvero considerando il complesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate. In particolare, la stima del valore recuperabile rispetto a quella di libro ha riguardato:

} Eni International BV, holding di partecipazioni, si è proceduto alla determinazione del fair value, oggetto di fairness opinion da parte di soggetto terzo indipendente, adottando l'ottica del market participant, ovvero utilizzando parametri e assunzioni comunemente (mediamente) utilizzate dal mercato. Per la valutazione degli asset/CGU identificate è stato adottato il metodo dell'Unlevered Discounted Cash Flow ("UDCF"). Il metodo dell'UDCF porta ad esprimere il valore della società ("Equity Value") come differenza tra: (i) il valore dei flussi di cassa operativi che prevede di generare ("Enterprise Value") attualizzati ad un tasso che rifletta appropriatamente le condizioni di mercato riferibili alla realtà oggetto di valutazione, e (ii) il suo debito finanziario netto ("Net Financial Position") alla data di riferimento della valutazione. Gli effetti del capitale circolante sono presi in considerazione soltanto nella misura in cui risultino significativi. I flussi di cassa sono stati attualizzati utilizzando un tasso di sconto: (i) del 10% per le partecipate del settore Exploration & Production; (ii) compreso tra il 6% e il 9% per le partecipate del settore Refining & Marketing; (iii) del 7,6% per le partecipate del settore Global Gas & LNG Portfolio. Per le partecipazioni ove non risultano significative presenze di asset/CGU si è tenuto conto del patrimonio netto ad uso consolidato che ha tenuto conto dei relativi processi di valutazione;

• } Versalis SpA, sulla base del valore d'uso della partecipata desumibile dal complesso degli esiti degli impairment test condotti dalla partecipata e dalla valutazione attuale del magazzino della Società, per gli altri valori dell'attivo e del passivo sono stati considerati consistenti i valori contabili che hanno tenuto conto dei relativi processi di valutazione. I flussi di cassa sono stati attualizzati utilizzando un WACC adjusted del 6,5%;
• } Eni Global Energy Markets SpA sulla base del valore dei flussi di cassa del piano quadriennale aziendale e, per gli anni successivi al quarto in base al metodo della perpetuity dell'ultimo anno di piano utilizzando un tasso di attualizzazione WACC adjusted del 6,6%;
• } Eni Trade e Biofuels SpA, con un orizzonte di valutazione a 20 anni, sulla base del valore dei flussi di cassa attualizzati del piano quadriennale aziendale, utilizzando un tasso di attualizzazione WACC adjusted del 6,7%;
• } EniPower SpA sulla base del valore dei flussi di cassa per tutta la durata di vita delle centrali utilizzando un tasso di attualizzazione WACC adjusted tra il 4,9 e 6,1%;
• } Agenzia Giornalistica Italia SpA, sulla base del valore d'uso della partecipata desumibile dai flussi di cassa del piano quadriennale aziendale e, per gli anni successivi al quarto in base al metodo della perpetuity dell'ultimo anno di piano utilizzando un tasso di crescita di 1,3%; il tasso di attualizzazione utilizzato è un WACC adjusted del 7,1%.

Con riferimento a Saipem nella parte finale del 2021 la società, controllata congiuntamente con l'altro socio di riferimento CDP, ha registrato un significativo deterioramento della business performance con la rilevazione di ingenti perdite su commesse e importanti svalutazioni dell'attivo che hanno eroso in misura rilevante i mezzi propri peggiorando gli indici patrimoniali e di redditività. In particolare, il 31 gennaio 2022 la Saipem ha ritirato gli outlook annunciati ad ottobre 2021 e comunicato al mercato la previsione di contrazione dei ricavi e dei risultati consolidati rispetto a quanto precedentemente comunicato nonché la previsione della chiusura del bilancio di esercizio 2021 con perdite significative tali da intaccare, per oltre un terzo, il capitale sociale della società configurando le condizioni di cui all'art. 2446 del codice civile. In relazione alla complessità della situazione riscontrata, è stata definita una nuova organizzazione e integrato il management della società, ai fini della definizione di un nuovo piano industriale per il recupero di redditività, il miglioramento della generazione di cassa e il rientro dell'indebitamento sulla cui base innestare una manovra di rafforzamento della struttura finanziaria e patrimoniale che comporta impegni di cassa e di rilascio di garanzie per i soci così come concordati a valle delle interlocuzioni intercorse. In relazione a quanto sopra la partecipazione nella Saipem è stata oggetto di svalutazione per €510 milioni determinando un valore di iscrizione di €398 milioni. In particolare, ai fini della verifica della recuperabilità del valore di iscrizione della partecipazione, in accordo con lo IAS 36, è stato considerato il maggiore tra il fair value e il valore d'uso della società, nella sua interezza, corrispondente nella circostanza al fair value. Per quanto concerne la definizione del fair value, considerato che le citate ingenti perdite comunicate da Saipem il 31 gennaio 2022 non sono riferibili ad eventi occorsi successivamente alla chiusura del periodo, si è ritenuto necessario adeguare la valutazione di borsa al 31 dicembre 2021, considerando l'eccezionalità del contesto riscontrato, per fattorizzare le informazioni acquisite con la comunicazione del 31 gennaio 2022 configurando un c.d. fair value di livello III funzionale ad esprimere in modo appropriato il valore della partecipazione nella società alla data di bilancio. In particolare, la configurazione del fair value è stata operata applicando alla quotazione del 30 dicembre 2021 la riduzione percentuale di valore registrata tra il prezzo di mercato del giorno (28 gennaio 2022) antecedente la comunicazione di Saipem e il prezzo espresso dal mercato il giorno (31 gennaio 2022) in cui è avvenuta la comunicazione. Sulle partecipazioni non sono costituite garanzie reali né vi sono altre restrizioni alla loro disponibilità.

Il valore di iscrizione delle partecipazioni minoritarie valutate al fair value riguarda essenzialmente la partecipazione del 3,88% nel Porto intermodale Ravenna Società per azioni (€5 milioni), la partecipazione dell'1,30% nella Simest SpA (€4 milioni) e la partecipazione del 1,26% nella Interporto di Padova SpA (€2 milioni).

Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi.

16 ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE

	31.12.2021		31.12.2020
(€ milioni)	Correnti	Non correnti	Correnti	Non correnti
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa	22	3.237	23	4.335
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	4.192		4.799
	4.214	3.237	4.822	4.335
Titoli strumentali all'attività operativa		20		20
	4.214	3.257	4.822	4.355

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa riguardano essenzialmente i finanziamenti a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, concessi alle società del Gruppo, in particolare verso Eni Finance International SA (€2.445 milioni) e Versalis SpA (€739 milioni).

I crediti finanziari non strumentali all'attività operativa riguardano crediti a breve termine verso società controllate, in particolare verso Eni Global Energy Markets SpA (€2.305 milioni) in particolare per i depositi a garanzia del settlement delle operazioni in derivati su commodity e riflette l'eccezionale aumento dei prezzi spot del gas e dell'energia elettrica registrato in Europa nel dicembre 2021 (margin call), Versalis SpA (€583 milioni), Raffineria di Gela SpA (€290 milioni) e Eni New Energy SpA (€541 milioni).

I crediti finanziari in moneta diversa dall'euro ammontano a €3.128 milioni.

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa con sca-

denza oltre i 5 anni ammontano a €917 milioni (€1.234 milioni al 31 dicembre 2020).

Il fair value dei crediti finanziari strumentali ammonta a €3.430 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione in euro compresi tra -0,57% e 0,40% e in dollari compresi tra 0,21% e 1,43%.

Per la valutazione delle altre attività finanziarie a lungo termine è stata considerata la probabilità di default nei successivi 12 mesi non essendosi ravvisati significativi deterioramenti dei meriti di credito.

I crediti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.

Titoli per €20 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2020) sono vincolati a garanzia del cauzionamento bombole del gas sulla base di norme di legge italiane.

Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi.

17 ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Imposte sul reddito anticipate IRES	804	133
Imposte sul reddito differite IRES	(125)	(133)
Imposte sul reddito anticipate IRAP	42	24
Imposte sul reddito differite IRAP	(3)	(2)
Imposte sul reddito anticipate estere	19	6
Imposte sul reddito differite estere	(17)	(2)
Totale Eni SpA	720	26
Imposte anticipate (differite) società in joint operation	94	87
	814	113

La natura delle differenze temporanee che hanno determinato le attività per imposte anticipate è la seguente:

(€ milioni)	Valore al 31.12.2020	Incrementi	Decrementi	Altre variazioni	Valore al 31.12.2021
Imposte differite:
- differenze su attività materiali ed immateriali	(7)	(39)	1		(45)
- differenze su derivati	(4)			4
- altre	(126)	(77)	103		(100)
	(137)	(116)	104	4	(145)
Imposte anticipate:
- differenze su derivati				216	216
- fondi per rischi ed oneri	1.184	199	(208)		1.175
- svalutazione su beni diversi da partecipazioni	967	264	(164)		1.067
- differenze su attività materiali ed immateriali	383	42	(128)		297
- svalutazione crediti	92	4	(3)		93
- fondi per benefici ai dipendenti	83	37	(20)	(2)	98
- perdita fiscale	2.761		(76)		2.685
- altre	148	28	(57)		119
	5.618	574	(656)	214	5.750
- valutazione anticipate	(5.455)	570			(4.885)
	163	1.144	(656)	214	865
Totale Eni SpA	26	1.028	(552)	218	720
Imposte anticipate joint operation	93	44		(38)	99
Imposte differite joint operation	(6)			1	(5)
Totale joint operation	87	44		(37)	94
	113	1.072	(552)	181	814

Le imposte anticipate nette di Eni SpA di €720 milioni risentono della valutazione svolta dal management circa la probabilità di recupero di tali attività considerando le stime dei redditi imponibili futuri, basate sulle previsioni degli imponibili futuri attesi tenendo conto, tra l'altro, delle previsioni del piano quadriennale e delle previsioni long-term coerenti con i processi di impairment. Le altre variazioni delle imposte anticipate nette delle Joint operation riguardano le differenze di cambio da conversione e gli effetti del deconsolidamento della Mozambique Rovuma Venture SpA.

18 DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Debiti commerciali	8.770	3.475
Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione	48	39
Debiti per attività di investimento	210	122
Debiti verso altri	493	517
	9.521	4.153

I debiti commerciali di €8.770 milioni riguardano debiti verso fornitori (€3.832 milioni), debiti verso imprese controllate (€4.708 milioni) e debiti verso imprese collegate, joint venture e altre di gruppo (€230 milioni).

I debiti verso altri di €493 milioni riguardano principalmente: (i) i debiti diversi verso il personale e verso istituti di previdenza sociale (€257 milioni); (ii) debiti verso fornitori gas relativi agli importi da pagare a fronte dell'attivazione della clausola takeor-pay (€185 milioni); (iii) i debiti verso controllate partecipanti al consolidato fiscale (€39 milioni) per la remunerazione dei relativi imponibili negativi.

La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza. I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.

19 PASSIVITÀ FINANZIARIE

Le passività finanziarie si analizzano come segue:

		31.12.2021			31.12.2020
(€ milioni)	a breve termine finanziarie Passività	a lungo temrine Quota a breve di passività finanziarie	a lungo termine finanziarie Passività	Totale	a breve termine finanziarie Passività	a lungo termine Quote a breve di passività finanziarie	a lungo termine finanziarie Passività	Totale
Banche	115	274	4.334	4.723	186	748	3.132	4.066
Obbligazioni ordinarie		880	15.289	16.169		980	15.749	16.729
Sustainability‐Linked Bond		2	996	998
Obbligazioni convertibili		399		399			396	396
Altri finanziatori	5.751			5.751	3.743	120	789	4.652
	5.866	1.555	20.619	28.040	3.929	1.848	20.066	25.843

Eni ha sottoscritto, con primari istituti bancari, contratti finanziari sostenibili per un ammontare complessivo di €8.259 milioni legati al raggiungimento degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite così composti: (i) linee di credito committed per € 4.850 milioni; (ii) finanziamenti per €1.300 milioni; (iii) derivati per la copertura del rischio tasso per €1.109 milioni e bond per €1.000 milioni.

L'analisi per scadenza delle passività finanziarie al 31 dicembre 2021 è la seguente:

(€ milioni)	Valore al 31 dicembre					Scadenza
Tipo	2020	2021	Totale quota a breve termine	2023	2024	2025	2026	Oltre	Totale quote a lungo termine
Banche	4.066	4.723	389	2.327	534	222	991	260	4.334
Obbligazioni ordinarie:
- Euro Medium Term Notes 3,750%	1.216	1.215	14			1.201			1.201
- Euro Medium Term Notes 3,625%	1.028	1.029	33					996	996
- Euro Medium Term Notes 3,250% - Euro Medium Term Notes 1,500%	1.012 1.009	1.013 1.010	15 14	998			996		998 996
- Euro Medium Term Notes 0,625%	1.002	1.003	6					997	997
- Euro Medium Term Notes 1,250%	1.000	1.001	8				993		993
- Euro Medium Term Notes 2,000%	1.010	1.010	12					998	998
- Euro Medium Term Notes 0,625%	898	899	2		897				897
- Euro Medium Term Notes 2,625%	802
- Euro Medium Term Notes 1,625%	801	801	8					793	793
- Euro Medium Term Notes 1,750%	760	761	12		749				749
- Euro Medium Term Notes 1,500%	756	757	11					746	746
- Euro Medium Term Notes 0,750%	702	703	703
- Euro Medium Term Notes 1,000%	653	654	5			649			649
- Euro Medium Term Notes 1,125%	596	597	2					595	595
- Euro Medium Term Notes 1,000%	746	746	2					744	744
- Bond US 4,000%	820	890	11	879					879
- Bond US 4,750%	818	887	13					874	874
- Bond US 5,700%	286	310	4					306	306
- Bond US 4,250%	814	883	5					878	878
	16.729	16.169	880	1.877	1.646	1.850	1.989	7.927	15.289
Sustainability-Linked Bond		998	2					996	996
Obbligazioni convertibili:
- Bond convertibile equity linked	396	399	399
	396	399	399
Altri finanziatori	4.652	5.751	5.751
	4.652	5.751	5.751
	25.843	28.040	7.421	4.204	2.180	2.072	2.980	9.183	20.619

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 accettabili per la stessa banca. Al 31 dicembre 2021 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontano a €880 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate.

L'analisi dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2021 è di seguito indicata:

(€ milioni)	Importo nominale	di interesse e altre emissione, rateo Disaggio di rettifiche	Totale	Valuta	Scadenza	Tasso %
Obbligazioni ordinarie:
- Euro Medium Term Notes	1.200	15	1.215	EUR	2025	3,750
- Euro Medium Term Notes	1.000	29	1.029	EUR	2029	3,625
- Euro Medium Term Notes	1.000	13	1.013	EUR	2023	3,250
- Euro Medium Term Notes	1.000	10	1.010	EUR	2026	1,500
- Euro Medium Term Notes	1.000	3	1.003	EUR	2030	0,625
- Euro Medium Term Notes	1.000	1	1.001	EUR	2026	1,250
- Euro Medium Term Notes	1.000	10	1.010	EUR	2031	2,000
- Euro Medium Term Notes	900	(1)	899	EUR	2024	0,625
- Euro Medium Term Notes	800	1	801	EUR	2028	1,625
- Euro Medium Term Notes	750	11	761	EUR	2024	1,750
- Euro Medium Term Notes	750	7	757	EUR	2027	1,500
- Euro Medium Term Notes	700	3	703	EUR	2022	0,750
- Euro Medium Term Notes	650	4	654	EUR	2025	1,000
- Euro Medium Term Notes	600	(3)	597	EUR	2028	1,125
- Euro Medium Term Notes	750	(4)	746	EUR	2034	1,000
- Bond US	883	7	890	USD	2023	4,000
- Bond US	883	4	887	USD	2028	4,750
- Bond US	309	1	310	USD	2040	5,700
- Bond US	883		883	USD	2029	4,250
	16.058	111	16.169
Sustainability-Linked Bond	1.000	(2)	998	EUR	2028	0,375
Obbligazioni convertibili:
- Bond convertibile equity linked	400	(1)	399	EUR	2022

Nel corso dell'esercizio 2021 Eni, nell'ambito del programma di Euro Medium-Term Notes, ha emesso sustainability-linked bond per un ammontare nominale complessivo di €1.000 milioni le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità. Gli obiettivi di sostenibilità riguardano: (i) Net Carbon Footprint upstream (emissioni GHG Scope 1 + Scope 2) inferiori o uguali a 7,4 milioni di tonnellate di CO2 equivalenti entro il 2024; (ii) capacità installata da fonti rinnovabili di 5 GW entro il 2025. Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse.

L'obbligazione convertibile di €399 milioni prevede una formula equity-linked cash-settled non diluitivo con un valore di rimborso legato al prezzo di mercato delle azioni Eni. Gli obbligazionisti hanno la facoltà di esercitare il diritto di conversione in determinati periodi e/o in presenza di determinati eventi, fermo restando che le obbligazioni saranno regolate mediante cassa, senza effetto diluitivo per gli azionisti. Al fine di gestire l'esposizione al rischio di prezzo, sono state acquistate opzioni call sulle azioni Eni che saranno regolate su base netta per cassa (c.d. cash-settled call options). Il prezzo iniziale di conversione delle obbligazioni è stato fissato a €17,62 ed include un premio del 35% rispetto al prezzo di riferimento delle azioni riferibile al momento dell'emissione. Il prestito obbligazionario convertibile è valutato al costo ammortizzato; l'opzione di conversione, implicita negli strumenti finanziari emessi, e le opzioni call sulle azioni Eni acquistate sono valutate a fair value con imputazione degli effetti a conto economico. Il prestito obbligazionario scade nei prossimi 12 mesi.

Le obbligazioni che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €1.102 milioni, di cui €703 milioni relative a obbligazioni ordinarie e €399 milioni relative a obbligazioni convertibili. Le passività finanziarie verso altri di €5.751 milioni comprendono essenzialmente i rapporti di conto corrente e i depositi intrattenuti dalle società del Gruppo presso Eni SpA, in particolare con la Eni Rewind SpA (€1.338 milioni), Eni Fuel SpA (€343 milioni), EniPower SpA (€259 milioni), LNG Shipping SpA (€305 milioni), Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e Luce Società Benefit SpA) (€2.293 milioni). Le convenzioni in essere al 31 dicembre 2021 prevedono l'applicazione di un tasso nullo per i conti correnti; per i depositi in euro viene applicato un tasso negativo pari allo 0,6229% e un tasso positivo di 0,0278% per i depositi in dollari.

Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive della quota a breve, sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono denominate e con l'indicazione del tasso medio ponderato di riferimento:

	31.12.2021		31.12.2020
(€ milioni)	Passività finanziarie a lungo e quote a breve di passività finanziarie	Tasso medio (%)	Passività finanziarie a lungo e quote a breve di passività finanziarie	Tasso medio (%)
Euro	19.204	1,40	18.386	1,60
Dollaro USA	2.970	4,48	3.528	4,34
	22.174		21.914

Al 31 dicembre 2021, Eni dispone di linee di credito a lungo termine committed per €5.000 milioni (€5.295 milioni al 31 dicembre 2020) di cui non utilizzate per €2.800 milioni; questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato. Nel corso dell'esercizio sono stati operati limitati utilizzi delle linee di credito disponibili per adempiere gli obblighi di mantenere un ammontare adeguato di depositi finanziari (margin call) a garanzia del settlement delle operazioni in derivati su commodity in relazione ai significativi aumenti dei prezzi spot del gas e dell'energia elettrica registrati nel dicembre 2021. Al 31 dicembre 2021 non risultano inadempimenti di clausole contrattuali connesse a contratti di finanziamento.

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.

Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammonta a €25.262 milioni e si analizza come segue:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Obbligazioni ordinarie	20.109	19.589
Obbligazioni convertibili	513	497
Banche	4.640	3.936
Altri finanziatori		909
	25.262	24.931

Il fair value è stato determinato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione per l'euro compresi tra il -0,57% e il 0,40% (tra il -0,58% e il -0,13% al 31 dicembre 2020) e per il dollaro USA compresi tra lo 0,21% e l'1,71% (tra lo 0,24% e l'1,31% al 31 dicembre 2020). La gerarchia del fair value è di livello 2.

I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.

20 VARIAZIONI DELLE PASSIVITÀ FINANZIARIE DERIVANTI DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO

Di seguito è fornita una riconciliazione delle passività finanziarie derivanti dall'attività di finanziamento, che evidenzia le variazioni di tali passività:

(€ milioni)	a breve termine finanziare Passività	e quote a breve di a lungo termine a lungo termine finanziarie finanziarie Passività passività	Passività per beni in leasing a lungo termine e quota a breve di passività a lungo termine per leasing	finanziario lordo Indebitamento Totale
Valore al 31.12.2020	3.929	21.914	2.580	28.423
Variazioni monetarie	1.933	955	(374)	2.514
Differenze cambio da conversione e da allineamento	4	144		148
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture SpA		(1.008)	(2)	(1.010)
Altre variazioni non monetarie		169	118	287
Valore al 31.12.2021	5.866	22.174	2.322	30.362

Le altre variazioni comprendono gli incrementi delle passività per leasing connessi con le nuove attivazioni di contratti e la revisione dei precedenti.

21 ANALISI DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

Lo schema dell'indebitamento finanziario netto è stato aggiornato sulla base delle indicazioni Consob che ha richiesto nuove voci o nuove aggregazioni di voci esistenti. L'indebitamento finanziario netto posto a confronto è stato rideterminato alla luce del nuovo schema senza modiche quantitative.

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
A. Disponibilità liquide ed equivalenti	1.310	1.349
B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	5.320	6.762
C. Altre attività finanziarie correnti	10.047	9.819
D. Liquidità (A+B+C)	16.677	17.930
E. Debito finanziario corrente	7.147	4.909
F. Quota corrente del debito finanziario non corrente	657	1.291
G. Indebitamento finanziario corrente (E+F)	7.804	6.200
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D)	(8.873)	(11.730)
I. Debito finanziario non corrente	6.273	6.078
J. Strumenti di debito	16.285	16.145
K. Debiti commerciali e altri debiti
L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K)	22.558	22.223
M. Totale Indebitamento finanziario (H+L)	13.685	10.493

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono circa €54 milioni soggetti a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.

Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (i) le attività finanziarie destinate al trading che sono commentate alla nota n. 6 - Attività finanziarie destinate al trading; (ii) crediti finanziari non strumentali all'attività operativa che sono commentati alla nota n. 16 - Altre attività finanziarie. Le altre attività finanziarie correnti si incrementano per effetto di depositi a garanzia del settlement delle operazioni in derivati su commodity e riflette l'eccezionale aumento dei prezzi spot del gas e dell'energia elettrica registrato in Europa nel dicembre 2021 (margin call) verso Eni Global Energy Markets SpA; tale fenomeno è compensato dai rimborsi da Eni Finance International SA di crediti finanziari a breve termine. La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non correnti è indicata alla nota n. 19 - Passività finanziarie. La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito finanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente per €383 milioni e €1.939 milioni (rispettivamente €423 milioni e €2.157 milioni al 31 dicembre 2020).

(€ milioni)	Fondo smantellamento e social project e ripristino siti	Fondo rischi e oneri ambientali	Fondo oneri per contratti onerosi	Fondo rischi per contenziosi	e mobilità lunga Fondo esodi	Fondo oneri per Agricoltura SpA cessione	Altri fondi per rischi ed oneri	Totale
Valore al 31.12.2020	3.097	685	328	69	39	134	538	4.890
Rilevazione iniziale e variazioni di stima	59							59
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo	19							19
Accantonamenti	15	138	151	79			276	659
Utilizzi a fronte oneri	(45)	(142)	(48)	(13)	(2)		(302)	(552)
Utilizzi per esuberanza	(2)	(2)		(2)	(31)	(3)	(39)	(79)
Altre variazioni	1						2	3
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture S.p.A.	(7)							(7)
Valore al 31.12.2021	3.137	679	431	133	6	131	475	4.992

22 FONDI PER RISCHI E ONERI

Il fondo smantellamento e ripristino siti e social project di €3.137 milioni accoglie essenzialmente: (i) i costi che si presume di sostenere al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino siti (€2.523 milioni). Il tasso di attualizzazione utilizzato è compreso tra il -0,3153% e il 1,5375%; il periodo previsto degli esborsi è 2022-2064; (ii) la rilevazione di social project a fronte degli impegni assunti con le autorità regionali (€555 milioni). La rilevazione iniziale del fondo e la revisione della stima dell'onere da sostenere sono imputate a rettifica dell'immobilizzazione a fronte della quale è stato stanziato il fondo.

Il fondo rischi e oneri ambientali di €679 milioni riguarda principalmente: (i) gli oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate a Eni Rewind SpA all'atto della cessione delle partecipazioni in Agricoltura SpA e in Singea SpA (€328 milioni); (ii) i rischi a fronte degli interventi di bonifica del suolo e del sottosuolo da attuare nelle stazioni di servizio (€128 milioni), negli impianti per l'estrazione di idrocarburi (€116 milioni), nei depositi e negli impianti di produzione di lubrificanti (€38 milioni), negli impianti di raffinazione (€14 milioni); (iii) la stima degli oneri ambientali connessi agli accordi con Erg SpA per il conferimento a Erg Raffinerie Mediterranee SpA della raffineria e della centrale elettrica di Priolo (€8 milioni) e ad altri siti non operativi (€42 milioni).

Il fondo per contratti onerosi di €431 milioni riguarda gli oneri che si prevede di sostenere per contratti i cui costi di esecuzione sono divenuti superiori ai benefici derivanti dal contratto stesso, in particolare gli oneri da riconoscere alla società Floaters SpA relativi alla cessione della FPSO "Firenze" (€227 milioni).

Il fondo rischi per contenziosi di €133 milioni accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contestazioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura.

Il fondo esodi e mobilità lunga di €6 milioni è relativo allo stanziamento degli oneri a carico Eni nell'ambito di procedure di collocamento in mobilità del personale italiano, ai sensi della Legge 223/1991, nel biennio 2013-2014 e nel biennio 2010-2011.

Il fondo oneri per cessione Agricoltura SpA di €131 milioni si riferisce agli oneri, differenti da quelli ambientali rilevati nel fondo rischi e oneri ambientali, a fronte di garanzie rilasciate ad Eni Rewind SpA all'atto della cessione della partecipazione in Agricoltura SpA.

Gli altri fondi di €475 milioni comprendono: (i) il fondo coperture perdite partecipazioni (€222 milioni) in particolare Eni Rewind SpA (€209 milioni); (ii) gli oneri relativi ai contenziosi con l'Amministrazione Finanziaria per imposte indirette (€88 milioni); (iii) gli oneri sociali e il trattamento di fine rapporto connesso ai piani di incentivazione monetaria differita, di lungo termine e azionaria (€34 milioni); (iv) gli oneri relativi alla maggiorazione dei premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi alla Mutua Assicurazione Oil Insurance Ltd a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere (€14 milioni).

23 FONDI PER BENEFICI AI DIPENDENTI

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Piani a benefici definiti:
- TFR	133	159
- Piani esteri a benefici definiti	2	3
- Fisde e altri	94	97
	229	259
Altri fondi per benefici ai dipendenti	164	117
	393	376

Gli altri fondi per benefici ai dipendenti di €164 milioni riguardano essenzialmente gli incentivi monetari differiti per €99 milioni, il contratto di espansione per €50 milioni e i premi di anzianità per €15 milioni.

I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:

	31.12.2021 31.12.2020
(€ milioni)	TFR	Piani esteri a benefici definiti	Fisde e altri	Totale piani a benefici definiti	Altri fondi per benefici ai dipendenti	Totale	TFR	Piani esteri a benefici definiti	Fisde e altri	Totale piani a benefici definiti	Altri fondi per benefici ai dipendenti	Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio	159	23	97	279	117	396	167	22	90	279	117	396
Costo corrente		1	2	3	34	37		1	2	3	36	39
Interessi passivi							1		1	2		2
Rivalutazioni:	(1)	1	(1)	(1)	(2)	(3)	3		8	11	4	15
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche	(1)		(3)	(4)		(4)	(1)		1		1	1
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie	(1)		3	2	2	4	5		7	12	4	16
- Effetto dell'esperienza passata	1	1	(1)	1	(4)	(3)	(1)			(1)	(1)	(2)
Costo per prestazioni passate					77	77
Benefici pagati	(25)	(2)	(4)	(31)	(20)	(51)	(12)		(4)	(16)	(22)	(38)
Altre variazioni					(42)	(42)					(18)	(18)
Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a)	133	23	94	250	164	414	159	23	97	279	117	396
Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio		21		21		21		20		20		20
Rendimento delle attività a servizio del piano		2		2		2
Contributi al piano:		1		1		1		1		1		1
- Contributi del datore di lavoro		1		1		1		1		1		1
Benefici pagati		(2)		(2)		(2)
Attività a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b)		22		22		22		21		21		21
Massimale di attività/passività onerosa all'inizio dell'esercizio		1		1		1
Modifiche nel massimale di attività/passività onerosa								1		1		1
Massimale di attività/passività onerosa alla fine dell'esercizio (c)		1		1		1		1		1		1
Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c)	133	2	94	229	164	393	159	3	97	259	117	376

Le altre variazioni comprendono la quota dei piani a lungo termine giunti a maturazione e del contratto di espansione la cui erogazione è differita al 2022.

I costi relativi alle passività per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come segue:

(€ milioni)	TFR	Piani esteri a benefici definiti	Fisde e altri	Totale piani a benefici definiti	Altri fondi per benefici ai dipendenti	Totale
2021
Costo corrente		1	2	3	34	37
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione					77	77
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione
Totale interessi passivi (attivi) netti
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari"
Rivalutazioni dei piani a lungo termine					(2)	(2)
Totale		1	2	3	109	112
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"		1	2	3	109	112
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari"
2020
Costo corrente		1	2	3	36	39
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione	1		1	2		2
Totale interessi passivi (attivi) netti:	1		1	2		2
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari"	1		1	2		2
Rivalutazioni dei piani a lungo termine					4	4
Totale	1	1	3	5	40	45
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"		1	2	3	40	43
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari"	1		1	2		2

Le variazioni dei piani a benefici definiti rilevate tra le altre componenti dell'utile complessivo si analizzano come di seguito indicato:

	2021					2020
(€ milioni)	TFR	Piani esteri a benefici definiti	Fisde e altri	Totale piani a benefici definiti	TFR	Piani esteri a benefici definiti	Fisde e altri	Totale piani a benefici definiti
Rivalutazioni:
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche	(1)		(3)	(4)	(1)		1
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie	(1)		3	2	5		7	12
- Effetto dell'esperienza passata	1	1	(1)	1	(1)			(1)
- Rendimento delle attività a servizio del piano		(2)		(2)
- Modifiche nel massimale di attività/passività onerosa						1		1
	(1)	(1)	(1)	(3)	3	1	8	12

Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Attività a servizio del piano:
- con prezzi quotati in mercati attivi	22	21
	22	21

Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:

		TFR	Piani esteri a benefici definiti	Fisde e altri	Altri fondi per benefici ai dipendenti
2021
Tassi di sconto	(%)	1,0	0,9	1,0	0,0 - 1,0
Tasso di inflazione	(%)	1,75	1,5	1,75	1,75
Aspettativa di vita all'età di 65 anni	anni			24
2020
Tassi di sconto	(%)	0,3	0,4	0,3	0,0 - 0,35
Tasso di inflazione	(%)	0,8	1,3	0,8	0,8
Aspettativa di vita all'età di 65 anni	anni			24

Gli effetti derivanti da una modifica ragionevolmente possibile delle principali ipotesi attuariali alla fine dell'esercizio sono di seguito indicati:

	Tasso di sconto		Tasso di inflazione	Tasso tendenziale di crescita dei salari	Tasso tendenziale di crescita del costo sanitario
(€ milioni)	Incremento dello 0,5%	Riduzione dello 0,5%	Incremento dello 0,5%	Incremento dello 0,5%	Incremento dello 0,5%
31.12.2021
Effetto sull'obbligazione (DBO):
TFR	(4)	5	3
Piani esteri a benefici definiti	…	…	…	…
Fisde e altri	(6)	7			7
Altri fondi per benefici ai dipendenti	(3)	1	1
31.12.2020
Effetto sull'obbligazione (DBO):
TFR	(6)	4	4
Piani esteri a benefici definiti
Fisde e altri	(7)	4			7
Altri fondi per benefici ai dipendenti	(2)	…	1

L'analisi di sensitività è stata eseguita sulla base dei risultati delle analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazioni con i parametri modificati.

L'ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell'esercizio successivo ammonta a €65 milioni, di cui €17 milioni relativi ai piani a benefici definiti.

(€ milioni)		TFR	Piani esteri a benefici definiti	Fisde e altri	Altri fondi per benefici ai dipendenti
31.12.2021
2022		11	…	6	48
2023		10	…	4	49
2024		12	…	4	42
2025		13	…	4	10
2026		13	…	4	4
Oltre il 2026		74	…	72	8
Durata media ponderata	anni	7,1	6,0	14,7	2,6
31.12.2020
2021		6	…	5	36
2022		8	…	4	34
2023		10	…	4	35
2024		13	…	4	1
2025		14	…	4	1
Oltre il 2025		108	…	76	7
Durata media ponderata	anni	8,2	7,0	14,8	2,8

Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici ai dipendenti è di seguito indicato:

24 STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING

	31.12.2021		31.12.2020
(€ milioni)	Fair value attivo	Fair value passivo	Fair value attivo	Fair value passivo
Contratti derivati non di copertura
Contratti su valute
- Currency swap	127	40	130	170
- Outright	17	14	12	13
- Interest currency swap	37	32	131	121
	181	86	273	304
Contratti su interessi
- Interest rate swap	53	53	95	88
	53	53	95	88
Contratti su merci
- Over the counter	13.879	15.787	793	1.148
- Future	5	3	2
- Altri		55	5
	13.884	15.845	800	1.148
	14.118	15.984	1.168	1.540
Contratti derivati cash flow hedge
Over the counter	391	1.102	177	92
	391	1.102	177	92
Contratti derivati impliciti
Opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili			2	2
Totale contratti derivati	14.509	17.086	1.347	1.634
Di cui:
- correnti	12.603	15.220	1.009	1.247
- non correnti	1.906	1.866	338	387

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 strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e sui prezzi delle commodity pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni commerciali o finanziarie originarie.

Per ulteriori informazioni sulle valutazioni al fair value, si rinvia alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi.

Le opzioni comprendono l'opzione di conversione implicita nel prestito obbligazionario equity – linked cash – settled non diluitivo. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 19 - Passività finanziarie.

Gli strumenti finanziari di copertura si analizzano come segue:

		31.12.2021		31.12.2020
(€ milioni)	Valore nominale dello strumento di copertura	Variazione fair value efficace	Variazione fair value inefficace	Valore nominale dello strumento di copertura	Variazione fair value efficace	Variazione fair value inefficace
Contratti derivati cash flow hedge
Contratti su merci	(2.441)	(1.320)	102	1.056	(429)	6

Di seguito è fornita l'analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell'ambito di coperture cash flow hedge:

		31.12.2021		31.12.2020
(€ milioni)	Variazione di valore cumulata dell'oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell'inefficacia delle coperture	Riserva cash flow hedge	Rigiro a conto economico	Variazione di valore cumulata dell'oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell'inefficacia delle coperture	Riserva cash flow hedge	Rigiro a conto economico
Cash flow hedge
Rischio prezzo commodity
- Vendite programmate	400	(748)	(529)	424	13	(1.131)

Eni è esposta alle fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dall'esposizione commerciale, Eni utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati organizzati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione che non vengono regolati tramite consegna fisica del sottostante ma sono designati come strumenti di copertura in una relazione cash flow hedge.

Ai fini della qualificazione dell'operazione come di copertura è verificata l'esistenza di una relazione economica tra l'oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da operare la compensazione delle relative variazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte.

Il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento di copertura, c.d. hedge ratio, è definito in modo coerente con le strategie e gli obiettivi specifici di risk management definiti; le relazioni di copertura sono discontinuate in presenza di modifiche delle condizioni di riferimento tali da rendere le operazioni poste in essere non più coerenti con la strategia di copertura; pertanto in queste fattispecie la relazione di copertura non soddisfa più gli obiettivi di risk management definiti e ove opportuno sono attivate le operazione di ribilanciamento della copertura.

La variazione del fair value degli strumenti derivati di copertura rilevata nella riserva cash flow è indicata alla nota n. 26 - Patrimonio netto.

maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.083 milioni).

Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari.

EFFETTI RILEVATI NEGLI ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI

(€ milioni)	2021	2020
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati non di copertura	(2.380)	(182)
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	102	6
	(2.278)	(176)

Gli altri oneri operativi netti di €2.278 milioni (oneri operativi netti di €176 milioni al 31 dicembre 2020) riguardano essenzialmente la rilevazione a conto economico degli effetti relativi al regolamento e alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity in parte privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting.

EFFETTI RILEVATI NEI PROVENTI (ONERI) FINANZIARI

(€ milioni)	2021	2020
Strumenti finanziari derivati su valute	(194)	208
Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse	(7)	3
	(201)	211

Gli oneri finanziari netti su strumenti finanziari derivati di €201 milioni comprendono la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi e su tassi d'interesse e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie.

I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.

25 ATTIVITÀ DESTINATE ALLA VENDITA

Le attività destinate alla vendita di €3 milioni (€2 milioni nel 2020) si riferiscono principalmente a cessioni di impianti di distribuzione.

26 PATRIMONIO NETTO

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Capitale sociale	4.005	4.005
Riserva legale	959	959
Azioni proprie acquistate	(958)	(581)
Riserva azioni proprie in portafoglio	958	581
Altre riserve di capitale:	10.368	10.368
Riserve di rivalutazione:	9.927	9.927
- Legge n. 576/1975	1	1
- Legge n. 72/1983	3	3
- Legge n. 408/1990	2	2
- Legge n. 413/1991	39	39
- Legge n. 342/2000	9.839	9.839
- Legge n. 448/2001	43	43
Riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993	378	378
Riserva conferimenti Leggi n.730/1983, 749/1985, 41/1986	63	63
Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	(531)	10
Riserva fair value partecipazioni minoritarie	(11)	(12)
Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	(56)	(59)
Riserva IFRS 10 e 11	(2)	263
Altre riserve:	23.632	24.995
Riserve di utili:	23.610	24.977
- Riserva disponibile	22.468	23.835
- Riserva da avanzo di fusione	636	636
- Riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986	412	412
- Riserva art.14 Legge n. 342/2000	74	74
- Riserva plusvalenza da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983	19	19
- Riserva art.13 D.Lgs. n. 124/1993	1	1
Riserva piano di incentivazione di lungo termine azionario	22	18
Obbligazioni subordinate perpetue	5.000	3.000
Acconto sui dividendi		(429)
Utile dell'esercizio	7.675	1.607
	51.039	44.707

CAPITALE SOCIALE

Al 31 dicembre 2021, il capitale sociale di Eni è costituito da n. 3.605.594.848 azioni ordinarie. La distribuzione per azionario è articolata come segue: (i) n. 157.552.137 azioni, pari al 4,37%, di proprietà del Ministero dell'Economia e delle Finanze; (ii) n. 936.179.478 azioni, pari al 25,96%, di proprietà della Cassa Depositi e Prestiti SpA; (iii) n. 65.838.173 azioni, pari all' 1,83%, di proprietà di Eni; (iv) n. 2.446.025.060 azioni, pari al 67,84%, di proprietà di altri azionisti. Secondo quanto dispone l'art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, le riserve di rivalutazione iscritte a seguito delle incorporazioni avvenute in esercizi precedenti di Snam SpA, Somicem SpA ed Enifin SpA di complessivi €474 milioni e dalle stesse imputate in aumento

RISERVA LEGALE

La riserva legale di €959 milioni include la differenza di conversione (€132 milioni) derivante dalla ridenominazione del capitale sociale in euro deliberata il 1° giugno 2001 dall'Assemblea che non viene considerata ai fini del raggiungimento del limite del proprio capitale sociale devono considerarsi trasferite per effetto della fusione nel capitale sociale di Eni e concorreranno alla formazione del reddito imponibile ai soli fini IRES in caso di riduzione del capitale sociale per rimborso ai soci. Alla formazione dell'importo di €474 milioni concorrono, perché precedentemente imputate ad aumento del capitale sociale, le seguenti riserve: (i) per Snam, le riserve di rivalutazione: (a) Legge n. 576/1975 di €258 milioni, (b) Legge n. 72/1983 di €70 milioni, (c) Legge n. 413/1991 di €137 milioni, (d) Legge n. 342/2000 di €8 milioni; (ii) per Somicem, la riserva di rivalutazione Legge n. 576/1975 di €0,05 milioni; (iii) per Enifin SpA, la riserva di rivalutazione Legge n. 576/1975 di €0,8 milioni.

fissato dall'art. 2430 del Codice civile ("il quinto del capitale sociale"). La riserva legale, anche al netto della differenza di conversione, ha raggiunto il quinto del capitale sociale richiesto dall'art. 2430 c.c.

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Al 31 dicembre 2021, le azioni proprie acquistate ammontano a €958 milioni (€581 milioni al 31 dicembre 2020), e sono rappresentate da n. 65.838.173 azioni ordinarie. L'Assemblea, nelle sedute del 13 aprile 2017 e del 13 maggio 2020, ha approvato i Piani di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019 e 2020-2022, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l'attuazione dei Piani e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 11 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2017-2019 e di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-2022.

RISERVA AZIONI PROPRIE IN PORTAFOGLIO

La riserva azioni proprie in portafoglio di €958 milioni (€581 milioni al 31 dicembre 2020) è a fronte del valore di iscrizione n. 65.838.173 azioni ordinarie acquistate fino al 31 dicembre 2021 in esecuzione di deliberazioni dell'Assemblea degli azionisti mediante l'utilizzo di altre riserve disponibili. La riserva risulta indisponibile fintanto che le azioni proprie saranno in portafoglio.

ALTRE RISERVE DI CAPITALE

Le altre riserve di capitale di €10.368 milioni riguardano:

• } riserve di rivalutazione: €9.927 milioni. Accolgono l'imputazione, al netto della relativa imposta sostitutiva quando dovuta, dei saldi attivi risultanti dalle rivalutazioni monetarie consentite dalle diverse leggi che si sono succedute nel tempo. Parte delle riserve (€8.001 milioni) derivano dalle ricostituzioni delle corrispondenti riserve risultanti dai bilanci delle società incorporate effettuate in conformità al disposto dell'art. 172, comma 5, del D.P.R n. 917/1986. Queste riserve sono in sospensione di imposta ai soli fini IRES;
• } riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993: €378 milioni. Accoglie la riclassifica della Riserva per acquisto azioni proprie a seguito della scadenza dell'autorizzazione

dell'Assemblea degli azionisti per l'acquisto di azioni proprie (€378 milioni) avvenuta nel 2015. La riserva trae origine dall'adeguamento del patrimonio netto previsto dalla legge citata per gli enti trasformati in società per azioni effettuato nel 1995. Nel 2012 la riserva era stata interamente utilizzata imputandola alla "Riserva per acquisto azioni proprie";

} riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986: €63 milioni. Accoglie i rimborsi effettuati dal Ministero dell'Economia e delle Finanze sulla base delle Leggi citate che hanno autorizzato Eni a contrarre mutui con la Banca Europea degli Investimenti (Leggi n. 730/1983 e 41/1986) e a emettere il prestito obbligazionario Eni 1986/1995 (Legge n. 749/1985) con ammortamento a carico dello Stato.

RISERVA FAIR VALUE STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI CASH FLOW HEDGE AL NETTO DELL'EFFETTO FISCALE

La riserva negativa di €531 milioni riguarda la riserva per la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge stipulati da Global Gas & LNG Portfolio al netto del relativo effetto fiscale, come di seguito indicato:

	Derivati di copertura Cash flow hedge
(€ milioni)	Riserva lorda	Effetto Fiscale	Riserva netta
Riserva al 31 dicembre 2020	13	(3)	10
Variazione dell'esercizio	(1.320)	383	(937)
Rigiro a conto economico	529	(154)	375
Rigiro a rettifica Rimanenze	30	(9)	21
Riserva al 31 dicembre 2021	(748)	217	(531)

RISERVA FAIR VALUE PARTECIPAZIONI MINORITARIE

La riserva fair value partecipazioni minoritarie, negativa per €11 milioni, riguarda essenzialmente la valutazione del fair value della partecipazione in BANCA UBAE SPA.

RISERVA VALUTAZIONE DI PIANI A BENEFICI DEFINITI PER I DIPENDENTI AL NETTO DELL'EFFETTO FISCALE

La riserva valutazione di piani a benefici definiti, negativa di €56 milioni, riguarda la rilevazione delle variazioni dei fondi per benefici ai dipendenti che per effetto delle disposizioni dello IAS 19 sono rilevate nel prospetto dell'utile complessivo. Le rivalutazioni, comprensive degli utili e delle perdite attuariali, rilevati nel prospetto dell'utile complessivo non sono oggetto di successiva imputazione a conto economico.

RISERVA IFRS 10 E 11

La riserva negativa di €2 milioni si è costituita a seguito dell'adozione, con efficacia 1° gennaio 2014, delle disposizioni dei principi contabili internazionali IFRS 10 e IFRS 11 che hanno comportato il consolidamento proporzionale delle società controllate congiuntamente classificate come joint operation. La riserva pertanto deriva dal processo di consolidamento proporzionale e accoglie essenzialmente la differenza tra il valore delle partecipazioni classificate come joint operation, oggetto

ALTRE RISERVE

Le altre riserve di € 23.632 milioni riguardano: Le riserve di utili per €23.610 milioni:

• } riserva disponibile: €22.468 milioni, si decrementa di €1.367 milioni essenzialmente per effetto: (i) dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2021 di €0,43 per azione deliberato dal Consiglio di Amministrazione in data 29 luglio 2021 (€1.533 milioni); (ii) dell'imputazione a specifica riserva indisponibile a fronte degli acquisti delle azioni proprie effettuati per pari importi vincolati fintanto che le azioni proprie saranno in portafoglio (€400 milioni). La riserva inoltre si incrementa per effetto: (i) dall'attribuzione dell'utile 2020 (€348 milioni) in esecuzione della delibera dell'Assemblea ordinaria del 12 maggio 2021; (ii) per gli effetti del deconsolidamento al 31 dicembre 2021 della Mozambique Rovuma Venture SpA a seguito della modifica della qualificazione della partecipata da joint operation a joint venture (€262 milioni), le motivazioni sottostanti tale modifica di classificazione sono illustrate nel bilancio consolidato, a cui si rinvia;
• } riserva da avanzo di fusione: €636 milioni. Accoglie l'avanzo di fusione derivante dall'incorporazione di Est Più SpA, con effetto dal 1° dicembre 2015 (€4 milioni), di Eni Hellas SpA, avvenuta il 1° novembre 2012 (€8 milioni), di Eni Gas & Power GmbH, con effetto dal 1° ottobre 2014 (€5 milioni) e ACAM Clienti SpA, con effetto dal 1° dicembre 2016 (€12 milioni). La riserva include inoltre l'effetto della riclassifica della Riserva per acquisto azioni proprie a seguito della scadenza dell'autorizzazione dell'Assemblea degli azionisti per l'acquisto di azioni proprie (€607 milioni) avvenuta nel 2015. Nel luglio 2012 la riserva, che traeva origine dagli avanzi di fusione derivanti dalle incorporazioni di società, era stata interamente utilizzata imputandola alla "Riserva per acquisto azioni proprie". Alla riserva è attribuita la natura di riserva di utili;
• } riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986:

di eliminazione nel processo di consolidamento, e la frazione corrispondente dell'attivo e passivo della joint operation rilevata. La riserva si riduce per gli effetti del deconsolidamento al 31 dicembre 2021 della Mozambique Rovuma Venture SpA a seguito della modifica della qualificazione della partecipata da joint operation a joint venture (€264 milioni), le motivazioni sottostanti tale modifica di classificazione sono illustrate nel bilancio consolidato, a cui si rinvia.

€412 milioni. Accoglie: (i) ai sensi dell'art. 173, comma 9, del D.P.R. n. 917/1986, la ricostituzione per la parte relativa al patrimonio netto scisso delle riserve risultanti dal bilancio 2003 dell'Italgas SpA in sospensione d'imposta in quanto costituite con contributi in conto capitale incassati fino all'esercizio 1988 (€43 milioni); (ii) ai sensi dell'art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, la ricostituzione delle corrispondenti riserve risultanti dagli ultimi bilanci delle società incorporate relative ai contributi in conto capitale per la parte accantonata in sospensione di imposta ai soli fini IRES in conformità alle diverse formulazioni dell'art. 88 del D.P.R. n. 917/86 che si sono succedute nel tempo;

• } riserva art. 14 Legge n. 342/2000: €74 milioni. Accoglie il riallineamento dei valori fiscalmente riconosciuti ai maggiori valori civilistici delle immobilizzazioni materiali per le quali erano stati stanziati ammortamenti anticipati in sede di attribuzione dell'utile dell'esercizio 1999. La riserva è stata costituita riclassificando la "Riserva ammortamenti anticipati ex art. 67 D.P.R. n. 917/1986" per la parte da considerarsi in sospensione di imposta ai fini IRES;
• } riserva plusvalenze da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983: €19 milioni. Accoglie la ricostituzione, ai sensi dell'art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, della corrispondente riserva dell'incorporata Agip relativa alle plusvalenze in sospensione d'imposta ai fini IRES realizzate nel 1986 a fronte di cessioni di partecipazioni;
• } riserva art. 13 D.Lgs. n. 124/1993: €1 milione. Accoglie, ai sensi dell'art. 13 del D.Lgs. n. 124/1993, la quota dell'utile dell'esercizio attribuito dalle assemblee in misura pari al 3% dello stanziamento al trattamento di fine rapporto versato nel corso dell'esercizio ai fondi pensione Fopdire e Fondenergia ai quali partecipano, rispettivamente, i dirigenti e gli altri dipendenti del Gruppo. Quanto a €0,5, €0,2 e €0,06, €0,006 e €0,006, €0,007 e €0,006 milioni la riserva rappre-

senta la ricostituzione, ai sensi dell'art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, delle corrispondenti riserve delle incorporate AgipPetroli, Snam, EniData, EniTecnologie, Enifin, AgipFuel e Praoil. La riserva è in sospensione d'imposta ai soli fini IRES.

La riserva Piano di Incentivazione di Lungo Termine azionario:

13 maggio 2020 in contropartita del conto economico in relazione ai dipendenti Eni (€15 milioni) e in contropartita alla voce partecipazioni (€7 milioni) in relazione ai dipendenti a ruolo delle società controllate.

OBBLIGAZIONI SUBORDINATE PERPETUE

Nell'esercizio 2021, Eni ha emesso due obbligazioni perpetue subordinate ibride del valore nominale complessivo di €2 miliardi; i costi di emissione ammontano a €15 milioni.

Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessivamente a €5 miliardi.

Le caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1,5 miliardi con periodo di "non-call" di 5,25 anni, con un prezzo di re-offer del 99,403% e una cedola annua del 2,625% fino alla prima data di reset prevista il 13 gennaio 2026. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l'ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 316,7 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal 13 gennaio 2031 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 13 gennaio 2046; (ii) emissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1,5 miliardi con periodo di "non-call" di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13 ottobre 2029. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l'ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di 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) emissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1 miliardo con periodo di "non-call" di 6 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del 2,000% fino alla prima data di reset prevista l'11 maggio 2027. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l'ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 220,4 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall'11 maggio 2032 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall'11 maggio 2047; (iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell'ammontare di €1 miliardo con periodo di "non-call" di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 99,607% e una cedola annua del 2,750% fino alla prima data di reset prevista l'11 maggio 2030. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di 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.

€22 milioni. Accoglie gli effetti dei piani di incentivazione di lungo termine azionario 2017-2019 e 2020-2022 approvati dalle Assemblee degli azionisti nelle sedute del 13 aprile 2017 e del Di seguito la classificazione del patrimonio netto in relazione alla possibilità di utilizzazione:

(€ milioni)	Importo	Possibilità di utilizzazione	Quota diponibile per la distribuzione ai soci
Capitale sociale	4.005
Riserva legale	959	B
Riserve di capitale	10.368		10.368
Riserva di rivalutazione - Legge n. 576/1975	1	A,B,C	1
Riserva di rivalutazione - Legge n. 72/1983	3	A,B,C	3
Riserva di rivalutazione - Legge n. 408/1990	2	A,B,C	2
Riserva di rivalutazione - Legge n. 413/1991	39	A,B,C	39
Riserva di rivalutazione - Legge n. 342/2000	9.839	A,B,C	9.839
Riserva di rivalutazione - Legge n. 448/2001	43	A,B,C	43
Riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993	378	A,B,C	378
Riserva conferimenti Leggi n.730/1983, 749/1985, 41/1986	63	A,B,C	63
Altre riserve	23.032
Riserve di utili:	23.610		23.610
- Riserva disponibile	22.468	A,B,C	22.468
- Riserva da avanzo di fusione	636	A,B,C	636
- Riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986	412	A,B,C	412
- Riserva art.14 Legge n. 342/2000	74	A,B,C	74
- Riserva plusvalenza da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983	19	A,B,C	19
- Riserva art.13 D.Lgs. n. 124/1993	1	A,B,C	1
Riserva piano di incentivazione di lungo termine azionario	22	B
Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	(531)	-
Riserva fair value partecipazioni minoritarie	(11)
Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	(56)
Riserva IFRS 10 e 11	(2)	-
Riserva azioni proprie in portafoglio	958	-
Azioni proprie acquistate	(958)	-
Obbligazioni subordinate perpetue	5.000	-
Utile dell'esercizio	7.675
	51.039

Legenda: A) disponibile per aumento capitale; B) disponibile per copertura perdite; C) disponibile per distribuzione ai soci.

Il patrimonio netto comprende riserve soggette a tassazione in caso di distribuzione, sulle quali tuttavia non sono state stanziate imposte differite perché non se ne prevede la distribuzione. In tal caso sarebbero dovute imposte per circa €0,86 miliardi salvo l'utilizzo di perdite fiscali disponibili. Le riserve vincolate a fronte di rettifiche di valore e accantonamenti dedotti ai soli fini fiscali ammontano a €0,5 miliardi. Le riserve che possono essere distribuite senza concorrere alla formazione del reddito imponibile ammontano a €23,4 miliardi.

27 GARANZIE, IMPEGNI E RISCHI

GARANZIE

Le garanzie di €116.773 milioni (€108.050 milioni al 31 dicembre 2020) si analizzano come segue:

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Imprese controllate	115.221	106.159
Imprese collegate e joint venture	589	1.018
Proprio	858	776
Altri	105	97
Totale	116.773	108.050

Le garanzie prestate nell'interesse di imprese controllate di €115.221 milioni riguardano:

• } per €48.559 milioni le garanzie prestate nell'ambito della transazione con la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi ADNOC che ha previsto l'assegnazione a Eni delle quote di partecipazione nelle concessioni offshore in produzione di Lower Zakum (Eni 5%), di Umm Shaif and Nasr (Eni 10%) e della concessione in fase di sviluppo di Ghasha (Eni 25%) della durata di quarant'anni, nonché dei 3 blocchi esplorativi offshore. Le garanzie rilasciate dell'ammontare massimo rispettivamente di €4.414 milioni (\$5.000 milioni), di €8.829 milioni (\$10.000 milioni) e di €22.072 milioni (\$25.000 milioni) sono a copertura delle obbligazioni contrattuali nei confronti della società di Stato, derivanti dalle operazioni petrolifere connesse ai Concession Agreements tra cui in particolare il conseguimento di alcuni target di produzione e di fattore di recupero delle riserve a medio-lungo termine, un piano di asset integrity e di ottimizzazione/mantenimento della produzione dopo il conseguimento del plateau, il trasferimento di tecnologie e l'adozione di standard operativi best-in-class in materia HSE. Le tre garanzie di €13.244 milioni complessivi (\$15.000 milioni) sono a fronte degli impegni contrattuali assunti per l'attività di esplorazione e produzione di idrocarburi riferito principalmente a Eni Abu Dhabi BV in relazione all'ingresso nei permessi esplorativi dei Blocchi 1, 2 e 3. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
• } per €20.000 milioni la garanzia rilasciata a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance International SA a fronte del programma di emissione di "Medium Term Notes". Al 31 dicembre 2021 l'impegno effettivo, corrispondente al valore nominale e agli interessi dei titoli emessi da Eni Finance International SA, ammonta a €2.340 milioni;
• } per €20.226 milioni le garanzie prestate a fronte degli impegni contrattuali assunti dalle imprese controllate operanti nel settore Exploration & Production, riferite essenzialmente alla realizzazione di un livello minimo di investimenti per iniziative minerarie approvate. L'impegno

effettivo al 31 dicembre 2021 ammonta a €9.271 milioni;

• } per €8.168 milioni, le garanzie rilasciate a favore di terzi e di società controllate, a loro volta manlevate a favore di Eni, a fronte in particolare di partecipazioni a gare di appalto e rispetto di accordi contrattuali relativi al settore Global Gas & LNG Portfolio (€2.017 milioni), Plenitude & Power (1.226 milioni), Altre attività (€836 milioni), Corporate e società finanziarie (€254 milioni), Refining & Marketing (€3.675 milioni), Chimica (€160 milioni). L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
• } per €4.000 milioni la garanzia rilasciata a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance International SA a fronte del programma di emissione di Euro Commercial Paper, fino a un massimo di €4.000 milioni. Al 31 dicembre 2021 l'impegno effettivo è di €534 milioni;
• } per €3.532 milioni la garanzia rilasciata a fronte 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 garanzia rilasciata in data 31 luglio 2019 a favore delle società Adnoc, Abu Dhabi Refining Oil Company, Adnoc Global Trading Ltd a garanzia degli obblighi previsti negli Shareholders Agreement delle società e rimarrà in essere fino a quando sarà mantenuta la partecipazione azionaria;
• } per €2.981 milioni le garanzie rilasciate ad Eni Angola SpA a fronte di contratti di leasing (chartering, operation and maintenance) di navi FPSO da utilizzare nell'ambito dei progetti di sviluppo in Angola. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021 ammonta a € 2.702 milioni;
• } per €4.414 milioni le garanzie rilasciate a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance USA/Eni Finance International a fronte del programma di emissione di USA Commercial Paper. Al 31 dicembre 2021 l'impegno effettivo è 337 milioni;
• } per €1.742 milioni le garanzie concesse a favore di banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito a imprese controllate. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021 ammonta a €1.499 milioni;
• } per €1.236 milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline nell'interesse di Eni Usa Gas Marketing Llc (100% Eni) a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle fee di rigassificazione relative al GNL immesso al terminale di Pascagoula negli Stati Uniti da Eni Usa Gas Marketing Llc. Nell'ambito di tale progetto nel corso del 2018 è cessato l'impegno contrattuale nei confronti della società Gulf LNG Energy Llc (GLE), Gulf LNG Pipeline Llc (GLP) per la fornitura di servizi di importazione e rigassificazione long-term (fino al 2031) di GNL sulla base del contratto "Terminal Use Agreement" (TUA) (stipulato in data 8 dicembre 2007 tra Eni USA da una parte e GLE e GLP dall'altra) dell'ammontare di €948 milioni al 31 dicembre 2017 (undiscounted), in forza di un lodo arbitrale che tra l'altro dichiarava il TUA risolto a far data dal 1° marzo 2016, e di fatto il riconoscimento alla controparte di un compenso equitativo netto di €324 milioni, rilevato nel conto economico 2020. Nonostante la pronuncia del Tribunale arbitrale che dichiarava risolto il TUA, GLE e GLP hanno presentato un ricorso presso la Corte Suprema di New York contro Eni SpA per l'escussione della parent compay guarantee (in base alla quale Eni SpA garantiva il pagamento di determinate commissioni da parte Eni USA ai sensi del TUA), nello specifico, sostenendo che Eni SpA dovrebbe continuare a pagare tali commissioni, nonostante il TUA sia stato risolto nel 2016, per un ammontare massimo di €757 milioni. Eni SpA ritiene che le contestazioni di GLE e GLP siano prive di fondamento e si sta opponendo alle stesse in fase di giudizio;
• } per €157 milioni le garanzie prestate agli enti previdenziali in virtù della validazione di accordi di incentivazione all'esodo dei lavoratori prossimi al trattamento di pensione. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
• } per €90 milioni le garanzie prestate a fronte degli impegni contrattuali assunti essenzialmente dalla Versalis France SAS. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
• } per €45 milioni le garanzie concesse a favore dell'Ammi-

nistrazione finanziaria dello Stato essenzialmente per i rimborsi IVA.

Le garanzie prestate nell'interesse di imprese collegate e joint venture di €589 milioni riguardano:

• } per €293 milioni a garanzia degli impegni assunti dalla Vår Energi AS (società derivante dall'operazione di fusione che ha interessato la ex Eni Norge AS), come shipper in un contratto di trasporto del gas. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
• } per €179 milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell'interesse di Angola LNG Supply Service Llc (13,6% Eni) a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle fee di rigassificazione relative al GNL acquistato dall'Angola LNG Ltd e immesso al terminale di Pascagoula negli Stati Uniti. La garanzia ha efficacia dalla data di sottoscrizione del contratto (10 dicembre 2007) al 2031 e riguarda il 13,6% del contratto. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
• } per €99 milioni, le garanzie prestate a favore di banche in relazione alla concessione di prestiti a Seagas. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
• } per €18 milioni, le garanzie prestate a favore di terzi e di società controllate a fronte di partecipazioni a gare di appalto e rispetto di accordi contrattuali relativi essenzialmente al Gruppo Saipem e rilasciate antecedentemente alla perdita di controllo della Saipem avvenuta nel 2016. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021è pari al valore nominale.

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse proprio di €858 milioni riguardano le manleve a favore di banche a fronte delle garanzie da queste rilasciate a favore delle Amministrazioni statali e società private per partecipazioni a gare d'appalto, acconti ricevuti su contributi a fondo perduto, buona esecuzione lavori e contratti di fornitura e le lettere di patronage rilasciate a favore di banche a fronte di finanziamenti concessi. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2021 ammonta a €858 milioni.

IMPEGNI E RISCHI

(€ milioni)	31.12.2021	31.12.2020
Impegni	126	128
Rischi	674	362
	800	490

Gli impegni di €126 milioni riguardano essenzialmente l'impegno derivante dal contributo alla regione Sicilia per il porto di Gela (€16 milioni), dalla riqualificazione territoriale Comune di Taranto (€4 milioni) dal protocollo di intenti stipulato nel 1998 con la Regione Basilicata connesso al programma di sviluppo petrolifero proposto da Eni nell'area della Val d'Agri che prevede diversi interventi congiunti, in gran parte già regolamentati da accordi attuativi; relativamente a quest'ultima fattispecie al 31 dicembre 2021 l'impegno massimo, anche per conto del partner Shell Italia E&P SpA, è quantificabile in €106 milioni (€64 milioni in quota Eni, di cui €63 milioni come anticipazione finanziaria sulle royalty dovute sulla futura produzione e €1 milione come impegno economico).

I rischi di €674 milioni riguardano essenzialmente i rischi di custodia di beni di terzi costituiti essenzialmente da greggio e prodotti petroliferi presso le raffinerie e i depositi della Società per i quali esiste una polizza assicurativa.

ALTRI IMPEGNI E RISCHI

Gli altri impegni e rischi includono:

• } gli impegni derivanti dai contratti di approvvigionamento di gas naturale di lungo termine stipulati da Eni, che contengono clausole di take-or-pay;
• } gli impegni derivanti da contratti di lungo termine di trasporto di gas naturale dall'estero, con clausole di ship-or-pay, stipulati da Eni con le società proprietarie, o titolari dei diritti di trasporto, dei gasdotti di importazione;
• } con la firma dell'Atto Integrativo del 19 aprile 2011 Eni ha confermato a RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA l'impegno, precedentemente assunto in data 15 ottobre 1991 con la firma della Convenzione con Treno Alta Velocità - TAV SpA (ora RFI
• } Rete Ferroviaria Italiana SpA), a garantire il completamento e la buona esecuzione della linea ferroviaria AV Milano-Verona tratta Treviglio-Brescia. In data 6 giugno 2018 è stato formalizzato il secondo Atto Integrativo che ha esteso l'impegno di Eni a garantire il completamento e la buona esecuzione della linea ferroviaria AV Milano-Verona anche alla tratta Brescia Est-Verona. I suddetti Atti Integrativi vedono impegnato, quale General Contractor, il Consorzio Eni per l'Alta Velocità due. A tutela della garanzia prestata e come previsto dal Regolamento del Consorzio, i consorziati hanno rilasciato in favore di Eni adeguate manleve e garanzie. In data 7 aprile 2021 la tratta Treviglio-Brescia è stata favorevolmente collaudata e rimangono da eseguire delle attività residuali incluse nell'Atto di Sottomissione sottoscritto in data 28 gennaio 2020. Relativamente alla Tratta Brescia Est-Verona nel corso del 2021 si è registrato un avanzamento della produzione pari al 28%;
• } Parent Company Guarantees rilasciate nell'interesse di società del settore Exploration & Production il cui ammontare massimo garantito non è definibile a priori in quanto a copertura di tutti gli obblighi contrattuali derivanti dalla firma dei contratti petroliferi, di acquisizione e cessione di quote societarie e di acquisizione di servizi;
• } le garanzie rilasciate a favore di Eni Rewind SpA a fronte di contratti di cessione di complessi immobiliari per mantenerla indenne da eventuali oneri sopravvenuti;
• } le Parent Company Guarantees rilasciate nell'interesse di Eni Insurance DAC a favore di Oil Insurance Limited-Bermuda;
• } l'impegno a smantellare un impianto dimostrativo a Porto Torres delle tecnologie di "beneficiation" del carbone a basso impatto ambientale, la cui costruzione è stata realizzata da

Eni attraverso società controllate e finanziata dall'Agenzia per la Promozione dello Sviluppo del Mezzogiorno. L'impianto al collaudo sperimentale definitivo è risultato non suscettibile di utilizzazione produttiva. Gli oneri di smantellamento, dedotti i ricavi della vendita delle componenti dell'impianto, sono a carico di Eni;

• } gli impegni con le Autorità locali svizzere assunti in occasione della realizzazione dell'oleodotto Genova-Ingolstadt a garanzia degli obblighi delle società controllate, in relazione alla realizzazione e all'esercizio del tratto svizzero (Oleodotto del Reno SA - 100% Eni Rewind SpA). Dal 31 dicembre 2018 il tratto rimasto e per il quale vige l'impegno di Eni è limitato alla tratta da Thusis al passo Spluga, tratto per il quale sono state avviate, in accordo con le autorità svizzere competenti, le attività di progettazione per la dismissione della condotta valutando al contempo eventuali possibilità di riutilizzo dell'asset;
• } gli accordi assunti per le iniziative di forestry, poste in essere nell'ambito della strategia low carbon definita dall'impresa, e riguardano in particolare gli impegni per l'acquisto, fino al 2038, di crediti di carbonio prodotti e certificati secondo standard internazionali da soggetti specializzati nei programmi di conservazione delle foreste;
• } gli impegni con il Ministerio de Hacienda de la Republica Argentina derivanti dalla concessione esplorativa entro il perimetro dell'area Blocco 124 - Ronda Cosa Afuera nei limiti della quota di partecipazione della controllata Eni nel Consorzio;
• } in data 5 febbraio 2021 è stato stipulato da EniServizi SpA (EniServizi) per conto di Eni SpA (Eni) un addendum al contratto di locazione di immobile da costruire, sottoscritto tra Eni e la Società di gestione del fondo di investimento immobiliare proprietario del nuovo complesso in corso di costruzione in San Donato Milanese (la Proprietà) prevedendosi, fra l'altro, la posticipazione della data di consegna dell'immobile dal 28 luglio 2020 al 31 dicembre 2021. Poiché nemmeno tale nuova data di consegna è stata rispettata, a decorrere dal 1° gennaio 2022 Eni SpA avrebbe titolo per applicare alla Proprietà penali per ritardata consegna del complesso immobiliare. In tale contesto, la Proprietà ha lamentato il fatto che i ritardi non sarebbero a sé interamente imputabili, quanto meno per la realizzazione del complesso immobiliare (non anche per le opere pubbliche), per via del fatto che i lavori sono stati rallentati da: (i) gli effetti della crisi pandemica, (ii) presunti difetti rilevati in relazione a lavori propedeutici alla cessione dell'area e (iii) presunti vizi progettuali. Anche sulla base di tali doglianze, con comunicazioni di novembre e dicembre 2021, la Proprietà ha manifestato l'intenzione di addebitare ad EniServizi e/o Eni almeno parte delle riserve che il suo appaltatore ha formulato nei confronti della Proprietà medesima pari, ad oggi, a circa €117 milioni. A tal riguardo, ferma la completa terzietà ed estraneità di Eni ed EniServizi rispetto ai rapporti contrattuali intercorrenti tra la Proprietà e il suo appaltatore (ribadita in molteplici comunicazioni), rilevano i seguenti aspetti: i ritardi aventi titolo nei fatti di cui i

punti (i) e (ii) sono già stati oggetto di transazione nel citato accordo del 5 febbraio 2021 e quindi riassorbiti nella data di consegna del 31 dicembre 2021; quanto al punto (iii), la Proprietà in sede di contratto di acquisto dell'area dichiarò di aver accettato il progetto senza alcuna riserva né eccezione, assumendosi comunque ogni conseguente rischio e responsabilità, nonché accettando espressamente di non avere titolo a qualsivoglia maggiore pagamento, indennizzo o proroga di termini in dipendenza del contenuto del progetto o di errori, omissioni o altri difetti del progetto. Quanto precede costituisce oggetto di comunicazioni stragiudiziali intercorse tra le parti, non essendo stato instaurato, ad oggi, alcun contenzioso. Al momento, dunque, non si conoscono quali potrebbero essere "petitum", "causa petendi" e allegazioni probatorie di un'eventuale azione giudiziale promossa da controparte.

Gli impegni e le manleve per qualunque fatto, anche di natura economica e/o ambientale, che dovesse insorgere dopo i conferimenti/cessioni di rami d'azienda, derivante e/o comunque riconducibile ad attività svolte anteriormente alla data di decorrenza degli stessi. Tra gli altri:

} il ramo d'azienda "Attività E&P - Pianura Padana" da Eni a Società Padana Energia SpA; decorrenza 31 dicembre 2009.

GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI5

La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal CdA di Eni SpA nell'esercizio del suo ruolo di indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l'obiettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari ("Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari"). Le "Linee di indirizzo" definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le componenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l'obiettivo di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura dei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.

RISCHIO DI MERCATO

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle 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 sopra indicate "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 e Eni Global Energy Markets per quanto attiene alle attività in derivati su commodity. In particolare Finanza Eni Corporate, Eni Finance International SA garantiscono, rispettivamente per le società Eni italiane e non italiane, la copertura dei fabbisogni e l'assorbimento dei surplus finanziari; su Finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati finanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets assicurano la negoziazione sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l'attività di execution. Eni SpA, Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets (anche per tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari, attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets ed Eni SpA sulla base delle asset class di competenza.

I contratti derivati sono stipulati con l'obiettivo di minimizzare l'esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un'ottica di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in derivati 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 non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario la cui attività è svolta da Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets ed è segregata rispetto alle altre operatività soggetta a specifiche azioni di controllo e monitoraggio.

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: (i) stop loss, ovvero della massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale; (ii) soglie di revisione strategia, ossia del livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione della strategia utilizzata, e (iii) Value at Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che, dato il modello organizzativo accentrato, centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici del netting e dell'hedging naturale. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono 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, le "Linee di indirizzo" definiscono le regole per una gestione di questo rischio finalizzata all'ottimizzazione dell'attività "core" e al perseguimento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR, di soglie di revisione strategia, e di stop loss con riferimento all'esposizione di natura commerciale e di trading proprietario. La delega a gestire il rischio di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attività (di natura commerciale e di trading), accentrano le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell'ambito dei mercati di riferimento.

Nell'ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziario approvato dal CdA, Eni ha definito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidità all'interno della quale si individua l'ammontare di liquidità strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni 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 tramite operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata della liquidità. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.

RISCHIO 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: (i) 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); (ii) sul risultato economico e patrimonio netto di bilancio per effetto della conversione di attività e passività di aziende che redigono il bilancio 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 e la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transattivo e l'ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodity; il rischio derivante dalla maturazione del reddito d'esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall'euro non è di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica. Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di business coinvolte 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 particolare swap e forward, nonché opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su 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 MERCATO - TASSO D'INTERESSE

Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell'impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. L'obiettivo di risk 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 i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del "Piano Finanziario" e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare Interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra 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 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: (a) esposizione strategica: esposizioni identificate direttamente dal CdA in quanto frutto di scelte strategiche di investimento o al di fuori dell'orizzonte di pianificazione del rischio. Includono ad esempio le esposizioni 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; (b) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni è costituita dalle componenti contrattualizzate collegate alle attività commerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma afferenti l'orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget, le componenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con ragionevole certezza (esposizione committed) e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione sistematica del rischio 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'interno delle esposizioni commerciali sono ricomprese, in particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flessibilità/opzionalità degli asset; (c) esposizione di trading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery con l'intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di prezzi, spread e/o volatilità ed effettuate a prescindere dalle esposizioni del portafoglio commerciale, dagli asset fisici e contrattuali nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Il rischio strategico non è oggetto di sistematica attività di gestione/copertura che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo svolgimento di attività di hedging del rischio strategico, dato il carattere di straordinarietà, è demandato al top management previa autorizzazione da parte del CdA. Sempre previa autorizzazione da parte del CdA, le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere impiegate 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'espo-

sizione commerciale, Eni, per mezzo dell'unità di Trading ( Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets) per la gestione del rischio commodity e delle competenti funzioni di finanza operativa per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla valorizzazione al 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 business unit esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio della simulazione storica ponderata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno.

RISCHIO MERCATO - LIQUIDITÀ STRATEGICA

Il rischio di mercato riveniente dall'attività di gestione della porzione di riserva di liquidità denominata "liquidità strategica" è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione o quando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il mantenimento della riserva di liquidità si propongono principalmente di garantire la flessibilità finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es. difficoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro 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 in termini di tipologia di strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento, nonché limiti operativi, quantitativi e di durata; ha individuato altresì un insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di controllo. Più in particolare, l'attività di gestione della liquidità strategica è sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con holding period 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), stop loss e altri limiti operativi in termini di 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 né la vendita allo scoperto. L'operatività della gestione obbligazionaria ha avuto inizio nel secondo semestre 2013, per il Portafoglio espresso in euro, e nel 2017 per Portafoglio espresso in USD.

Al 31 dicembre 2021 il rating del portafoglio complessivo di Liquidità Strategica è pari a A-/BBB+ in linea con quello di fine 2020.

Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2021 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell'esercizio 2020) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione); relativamente alla liquidità strategica, è riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse:

(Value at risk - approccio paramentrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%)

	2021				2020
(€ milioni)	Massimo	Minimo	Media	Fine periodo	Massimo	Minimo	Media	Fine periodo
Tasso di interesse(a)	4,90	0,89	1,85	2,70	3,33	0,77	1,32	0,96
Tasso di cambio(a)	0,14	0,04	0,09	0,04	0,34	0,03	0,15	0,09

(a) I valori relativi al VaR di tasso di interesse e di cambio si riferiscono alla sola Finanza operativa Eni Corporate.

(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)

	2021				2020
(€ milioni)	Massimo	Minimo	Media	Fine periodo	Massimo	Minimo	Media	Fine periodo
Portfolio Management Esposizioni Commerciali(b)	33,06	0,70	17,93	0,70	8,52	0,94	3,92	0,96

(b) Il perimetro consiste nelle unità di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing e Green\Traditional Refining&Marketing. Il VaR è calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l'anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell'anno e tutti gli strumenti finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l'andamento del VaR di GPP , Power G&M e GTR&M nel corso dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all'interno dell'orizzonte annuo fissato.

(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)

	2021				2020
(€ milioni)	Massimo	Minimo	Media	Fine periodo	Massimo	Minimo	Media	Fine periodo
Liquidità strategica Portafoglio euro(a)	0,40	0,29	0,33	0,30	0,37	0,29	0,32	0,30

(a) L'operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nel luglio 2013.

	2021
(\$ milioni)	Massimo	Minimo	Media	Fine periodo	Massimo	Minimo	Media	Fine periodo
Liquidità strategica Portafoglio USD(b)	0,14	0,05	0,11	0,13	0,07	0,03	0,05	0,05

(b) L'operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nell'agosto 2017.

RISCHIO 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 quale si stima una probabilità di default e una capacità di recupero sul credito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given Default.

All'interno del modello di gestione e controllo del rischio credito, le esposizioni creditizie sono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura commerciale, sostanzialmente relative ai contratti di vendita delle commodity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finanziaria relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali depositi, derivati e investimenti in titoli mobiliari.

Rischio credito per esposizioni di natura commerciale

Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura commerciale, la gestione del credito è affidata alle unità di business e alle funzioni specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedicate, ed è operata sulla base di 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 economico, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di pagamento e dalle informazioni dei principali info provider specialistici. Per le controparti rappresentate da Entità Statali o ad esse strettamente correlate (es. National Oil Company) la Probability of Default, rappresentata essenzialmente dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, i Country Risk Premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l'impairment degli asset non finanziari. Infine, per le controparti non oggetto di un processo di affidamento individuale l'Expected Loss è determinata, per cluster omogenei, sulla base di un modello generico che sintetizza in un unico parametro (c.d. Ratio di Expected Loss) i valori della Probability of Default e della capacità di recupero (complemento della Loss Given Default) avuto riguardo ai dati storici di recupero dei crediti dalla società, sistematicamente aggiornati, integrati, ove appropriato, di considerazioni prospettiche in merito all'evoluzione del rischio di insolvenza.

Rischio credito per esposizioni di natura finanziaria

Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanziaria derivante essenzialmente dall'impiego della liquidità corrente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie valutate al fair value, le policy interne prevedono il controllo dell'esposizione e della concentrazione attraverso limiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie, definite a livello di Consiglio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets (EGEM) e da Eni Trade & Biofuels (ETB) ed ETS Inc. per l'attività in derivati su commodity nonché dalle società e aree di business limitatamente alle operazioni su fisico con controparti finanziarie, in coerenza con il modello di finanza accentrata. Nell'ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamento per la singola entità legale e complessivamente per il gruppo di appartenenza, che viene monitorato e controllato attraverso la valutazione giornaliera dell'utilizzo degli affidamenti e l'analisi periodica di Expected Loss e concentrazione.

RISCHIO DI LIQUIDITÀ

Il rischio liquidità è il rischio che l'impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cui l'impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale.

Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi è il mantenimento di un ammontare adeguato di risorse prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell'accesso al mercato dei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa ai programmi di sviluppo Eni. A tal fine Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Società ritiene di disporre di fonti di finanziamento adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito nonché l'accesso, tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, a un'ampia gamma di tipologie di finanziamento a costi competitivi.

Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2021 il programma risulta utilizzato per circa €16,4 miliardi (di cui Eni SpA €14,1 miliardi).

Standard & Poor's assegna ad Eni il rating A- con outlook Stable per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody's assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stabile per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabile per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni. Nel corso del 2021 S&P ha rivisto l'outlook di Eni da Negativo a Stabile.

A maggio 2021 Eni ha collocato due emissioni obbligazionarie subordinate ibride del valore nominale complessivo di 2 miliardi di euro, che si aggiungono a quelle già emesse ad ottobre 2020 del valore complessivo di 3 miliardi di euro. Si tratta di strumenti perpetui con opzioni di rimborso anticipato a favore dell'emittente che a fini IFRS sono considerati al 100% Equity. Le agenzie di rating assegnano alle obbligazioni un rating di Baa3 / BBB / BBB (Moody's / S&P / Fitch) ed un "equity credit" del 50%.

Nell'ambito del programma di Euro Medium Term Notes, a giugno 2021 Eni ha emesso un bond sustainability-linked del valore complessivo di €1,0 miliardo. Tale bond rappresenta la prima emissione obbligazionaria sustainability-linked del settore ed è collegata al raggiungimento di obiettivi di sostenibilità relativi a Net Carbon Footprint upstream (Scope 1 e 2) e capacità installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

Al 31 dicembre 2021, Eni SpA dispone di linee di credito uncommitted non utilizzate a breve termine di €6.073 milioni. Le linee di credito committed totali sono pari a €5.000 milioni, di cui non utilizzate per €2.800 milioni, interamente scadenti oltre 12 mesi; i relativi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo, negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.

PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI PASSIVITÀ FINANZIARIE, DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI

Nella tavola che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi.

	Anni di scadenza
(€ milioni)	2022	2023	2024	2025	2026	Oltre	Totale
31.12.2021
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve	1.369	4.211	2.184	2.072	2.991	9.235	22.062
Passività finanziarie a breve termine	5.866						5.866
Passività per beni in leasing	375	318	255	244	198	924	2.314
Passività per strumenti finanziari derivati	15.220	1.633	162	3	22	46	17.086
	22.830	6.162	2.601	2.319	3.211	10.205	47.328
Interessi su debiti finanziari	395	386	313	291	235	788	2.408
Interessi su passività per beni in leasing	67	57	48	41	33	118	364
	462	443	361	332	268	906	2.772
	Anni di scadenza
(€ milioni)	2021	2022	2023	2024	2025	Oltre	Totale
31.12.2020
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve	1.661	2.285	3.446	2.034	2.222	10.166	21.814
Passività finanziarie a breve termine	3.929						3.929
Passività per beni in leasing	407	311	300	241	230	1.075	2.564
Passività per strumenti finanziari derivati	1.248	143	39	1	64	139	1.634
	7.245	2.739	3.785	2.276	2.516	11.380	29.941
Interessi su debiti finanziari	446	387	376	303	279	972	2.763
Interessi su passività per beni in leasing	85	67	56	47	39	149	443
	531	454	432	350	318	1.121	3.206

Nella tavola che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti:

(€ milioni) 31.12.2021 Debiti commerciali Altri debiti e anticipi	Anni di scadenza
	2022	2023-2026	Oltre	Totale
	8.770			8.770
	751	31	39	821
	9.521	31	39	9.591
		Anni di scadenza
(€ milioni)	2021	2022-2025	Oltre	Totale
31.12.2020
Debiti commerciali	3.475			3.475
Altri debiti e anticipi	678	31	27	736
	4.153	31	27	4.211

PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI6

In aggiunta ai debiti finanziari e commerciali rappresentati nello stato patrimoniale, Eni ha in essere un insieme di obbligazioni contrattuali il cui adempimento comporterà l'effettuazione di pagamenti negli esercizi futuri. Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay della Global Gas & LNG Portfolio in base ai quali Eni ha l'obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di 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 principali obbligazioni contrattuali in essere.

	Anni di scadenza
(€ milioni)	2022	2023	2024	2025	2026	Oltre	Totale
Costi di abbandono e ripristino siti(a)	57	89	95	104	183	2.729	3.257
Costi relativi a fondi ambientali	166	126	104	86	41	156	679
Impegni di acquisto(b)	25.764	19.045	15.882	13.063	10.224	66.504	150.482
- Gas
Take-or-pay	24.806	18.503	15.369	12.623	9.936	66.048	147.285
Ship-or-pay	958	542	513	440	288	456	3.197
Altri impegni, di cui:	2					124	126
Memorandum di intenti Val d'Agri	2					104	106
Altri						20	20
Totale	25.989	19.260	16.081	13.253	10.448	69.513	154.544
(a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimo

zione delle strutture e il ripristino dei siti.

(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto.

IMPEGNI PER INVESTIMENTI

Nel prossimo quadriennio Eni SpA (comprensiva delle joint operation) prevede di effettuare un programma di investimenti tecnici di circa €3,3 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti relativi ai progetti committed di maggiori dimensioni. Un progetto è considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement.

	Anni di scadenza
(€ milioni)	2022	2023	2024	2025	Oltre	Totale
Impegni per progetti committed	559	505	265	153	202	1.684

ALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI

Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue:

		2021		2020
			Proventi (oneri) rilevati a		Proventi (oneri) rilevati a
(€ milioni)	Valore di iscrizione	Conto economico	Altre componenti dell'utile complessivo	Valore di iscrizione	Conto economico	Altre componenti dell'utile complessivo
Strumenti finanziari derivati:
- Strumenti finanziari derivati non di copertura(a)	(1.866)	(2.581)		(372)	(393)
- Strumenti finanziari derivati di copertura CFH(b)	(711)	102	(791)	85	6	702
Strumenti finanziari da detenersi sino alla scadenza:
- Titoli	20			20
Strumenti finanziari destinati al trading:
- Titoli(c)	5.855	11		5.020	26
Partecipazioni valutate al fair value:
- Partecipazioni minoritarie	11		1	10		(8)
- Altre imprese disponibili per la vendita	…			…
Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato
- Crediti commerciali e altri crediti(d)	12.992	(27)		3.756	(33)
- Crediti finanziari(c)	7.451	844		9.177	(287)
- Debiti commerciali e altri debiti(e)	(9.521)	(177)		(4.153)	40
- Debiti finanziari(c)	(28.040)	(700)		(25.843)	(206)

(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli "Altri proventi (oneri) operativi" per €2.380 milioni di oneri (oneri per €182 milioni nel 2020) e nei "Proventi (oneri) finanziari" per €201 milioni di oneri (oneri per €211 milioni nel 2020).

(b) Gli effetti a conto economico della quota inefficace sono stati rilevati negli "Altri proventi (oneri) operativi". Rileva inoltre che i reversal a conto economico sono rilevati nei "Ricavi della gestione caratteristica" e negli" Acquisti, prestazioni e costi diversi", oneri per €529 milioni nel 2021 (oneri per €1.131 milioni nel 2020).

(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi (oneri) finanziari".

(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli "Acquisti prestazioni di servizi e costi diversi" per €76 milioni di oneri (oneri per €9 milioni nel 2020) (svalutazioni al netto degli utilizzi) e

nei "Proventi (oneri) finanziari" per le differenze di cambio da allineamento al cambio di fine esercizio per €49 milioni di proventi (oneri per €24 milioni nel 2020).

(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi (oneri) finanziari" per le differenze di cambio da allineamento al cambio di fine esercizio.

INFORMAZIONI SULLE VALUTAZIONI AL FAIR VALUE

Di seguito è indicata la classificazione delle attività e passività valutate al fair value nello schema di stato patrimoniale secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia del fair value prevede i seguenti livelli:

• a) Livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attività o passività finanziarie;
• 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 (prezzi) o indirettamente (in quanto derivati dai prezzi);
• c) Livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.

In relazione a quanto sopra le attività e passività valutate al fair value al 31 dicembre 2021 di Eni SpA sono classificate:

		2021			2020
(€ milioni)	Livello 1	Livello 2	Livello 3	Livello 1	Livello 2	Livello 3
Attività correnti:
Attività finanziarie destinate al trading	5.303	552		4.766	254
Strumenti finanziari derivati non di copertura	5	12.205	2	2	865
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge		391			142
Attività non correnti:
Partecipazioni minoritarie			11			10
Altre attività finanziarie - Titoli	20			20
Strumenti finanziari derivati non di copertura		1.906			303
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge					35
Passività correnti:
Strumenti finanziari derivati non di copertura	3	14.198			1.174
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge		1.019			73
Passività non correnti:
Strumenti finanziari derivati non di copertura		1.783			368
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge		83			19

Nel corso dell'esercizio 2021 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

CONTENZIOSI

Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegate al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente a disposizione, e tenuto conto dei fondi rischi esistenti, Eni SpA ritiene che tali procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti sul bilancio di esercizio. Per una sintesi dei procedimenti più significativi riguardanti Eni SpA si rinvia al paragrafo "Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi" delle Note al bilancio consolidato. Per tali contenziosi, come indicato nelle note al bilancio consolidato, salva diversa indicazione non è stato effettuato alcuno stanziamento perché Eni SpA ritiene improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti ovvero perché l'ammontare dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.

REGOLAMENTAZIONE IN MATERIA AMBIENTALE

Si rinvia al paragrafo "Garanzie, impegni e rischi - Regolamentazione in materia ambientale" delle Note al bilancio consolidato. Con riferimento allo Schema Europeo di Emissions Trading (ETS), nell'esercizio 2021, a fronte di 4,51 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera, sono stati assegnati 2,74 milioni di permessi di emissione. Il deficit risultante (1,77 milioni di tonnellate di permessi di emissione) è stato interamente compensato mediante acquisto di permessi di emissione sul mercato.

28 RICAVI

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

(€ milioni)	2021	2020
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
Gas naturale	15.339	5.113
Prodotti Petroliferi	13.674	8.348
Energia elettrica e utility	3.883	1.793
GNL	3.196	814
Greggi	731	448
Gestione sviluppo sistemi informatici	109	96
Vettoriamento gas su tratte estere	46	63
Altre vendite e prestazioni	1.280	1.345
	38.258	18.020
Variazioni dei lavori in corso su ordinazione	(9)	(3)
	38.249	18.017
(€ milioni)	2021	2020

Ricavi rilevati a fronte di anticipi e altre passività con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio(a)	81	152
Ricavi rilevati a fronte di performance obligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti	30	(17)
	111	135

(a) Per ulteriori informazioni si rinvia alla nota n. 10 - Altre attività e passività

I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono indicati al netto delle seguenti voci:

(€ milioni)	2021	2020
Accise su prodotti petroliferi	(8.501)	(7.616)
Vendite a gestori di stazioni di servizio per consegne fatturate a titolari di carte di credito e carte prepagate	(1.820)	(1.473)
Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise	(449)	(313)
Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture	(272)	(220)
Ricavi operativi relativi a permute greggi	(194)	(85)
Ricavi per operazioni a premio per fidelizzazione clientela		(7)
	(11.236)	(9.714)

I ricavi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.

ALTRI RICAVI E PROVENTI

(€ milioni)	2021	2020
Proventi per attività in joint venture	47	31
Locazioni, affitti e noleggi	44	36
Plusvalenze da cessioni e da conferimenti	11	14
Indennizzi	1	94
Altri proventi	371	230
	474	405

Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.

29 COSTI

ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI

(€ milioni)	2021	2020
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci	28.526	12.215
Costi per servizi	4.873	4.163
Costi per godimento di beni di terzi	312	181
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	357	491
Variazioni rimanenze	(1.613)	969
Altri oneri	672	378
	33.127	18.397

I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci riguardano:

(€ milioni)	2021	2020
Gas naturale	15.648	4.672
Materie prime, sussidiarie	7.802	4.291
Prodotti	4.375	2.737
Semilavorati	497	328
Materiali e materie di consumo	416	320
a dedurre:
Acquisti per investimenti	(174)	(111)
Ricavi recuperi da partner quota costi acquisto per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci	(38)	(22)
	28.526	12.215

I costi per servizi riguardano:

(€ milioni)	2021	2020
Tolling fee per la produzione di energia elettrica	1.129	461
Trasporto e distribuzione di gas naturale	1.123	1.046
Progettazione e direzione lavori	449	487
Manutenzioni	369	337
Consulenze e prestazioni professionali	343	230
Costruzioni, rilievi geologici e geofisici e perforazioni	320	330
Trasporti e movimentazioni	284	240
Costi di vendita diversi	203	168
Sviluppo, gestione infrastrutture e applicativi ICT	198	188
Compensi di lavorazione	170	224
Trasporto e distribuzione di energia elettrica	116	127
Viaggi, missioni e altri	90	96
Postali, telefoniche e ponti radio	82	85
Pubblicità, promozione e attività di comunicazione	62	57
Servizi di modulazione e stoccaggio	57	109
Altri	728	685
	5.723	4.870
a dedurre:
Servizi per investimenti	(629)	(520)
Ricavi recuperi da partner quota costi per servizi	(221)	(187)
	4.873	4.163

I costi di ricerca e sviluppo che non soddisfano le condizioni stabilite per la loro rilevazione nell'attivo patrimoniale, sono rilevati a conto economico e ammontano a €115 milioni. I costi per godimento beni di terzi di €312 milioni comprendono royalties su prodotti petroliferi estratti per €184 milioni (€97 milioni al 31 dicembre 2020).

Gli accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri ammontano a €357 milioni. Le informazioni relative ai fondi rischi e Gli altri oneri di €672 milioni includono essenzialmente: (i) le imposte indirette e tasse (€144 milioni); (ii) gli oneri addebitati dal GSE - Gestore Servizi Energetici relativi a differenziali zonali, gli oneri per transazioni effettuate sulla borsa elettrica e gli altri oneri di gestione delle attività connesse con la commercializzazione dell'energia elettrica (€48 milioni).

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.

COSTO LAVORO

Il costo lavoro si analizza come segue:

(€ milioni)	2021	2020
Salari e stipendi	890	892
Oneri sociali	252	252
Oneri per benefici ai dipendenti	172	106
Costi personale in comando	26	35
Altri costi	75	96
	1.415	1.381
a dedurre:
- proventi relativi al personale	(93)	(111)
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni	(31)	(27)
- ricavi recuperi da partner quota costo lavoro	(5)	(5)
	1.286	1.238

Gli oneri per benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 23 - Fondi per benefici ai dipendenti.

NUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI

Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:

	2021	2020
Dirigenti	606	613
Quadri	4.538	4.691
Impiegati	5.880	6.050
Operai	972	984
	11.996	12.338

Il numero medio dei dipendenti è calcolato come media mensile dei dipendenti per categoria.

PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI

L'Assemblea nelle sedute del 13 aprile 2017 e del 13 maggio 2020 ha approvato i Piani di Incentivazione di Lungo Termine 2017- 2019 e 2020-2022, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l'attuazione dei Piani e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 11 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2017-2019 e di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-2022. I Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre attribuzioni di azioni ordinarie ciascuno (rispettivamente, negli anni 2017, 2018 e 2019 e negli anni 2020, 2021 e 2022) e sono destinati all'Amministratore 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 risultati aziendali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti con responsabilità strategiche. I Piani prevedono l'assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo dei piani è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni da assegnare al termine del vesting period; il costo è rilevato pro rata temporis lungo il vesting period. Con riferimento al Piano 2017-2019, il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 50%, dall'andamento del Total Shareholder Return (TSR) del titolo Eni, rapportato al TSR dell'indice FTSE Mib di Borsa Italiana, confrontato con quello registrato da un gruppo di competitors di Eni ("Peers Group")7 rapportato anch'esso con il TSR delle rispettive borse valori di riferimento8 ; e (ii) per il 50%, dalla variazione percentuale annuale del Net Present Value (NPV) delle riserve certe confrontata con l'analoga variazione di ciascuna società del Peer Group. Con riferimento al Piano 2020-2022, il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 25%, da un obiettivo di mercato di tipo relativo connesso al Total Shareholder Return (TSR) triennale misurato dalla differenza, nel triennio, tra il TSR del Titolo Eni e il TSR dell'indice FTSE Mib di Borsa Italiana, corretto per l'indice di correlazione di Eni, confrontata con le analoghe differenze registrate per ciascuna società di un gruppo di competitors di Eni ("Peer Group"); (ii) per il 20% da un obiettivo industriale di tipo relativo misurato in termini di valore unitario annuale (\$/boe) del Net Present Value delle riserve certe (NPV), confrontato con gli analoghi valori registrati per le società del Peer Group, con risultato finale pari alla media dei risultati annuali nel triennio; (iii) per il 20% da un obiettivo economico/finanziario di tipo assoluto misurato dal Free Cash Flow organico (FCF) cumulato nel triennio di riferimento, consuntivato rispetto all'omologo valore cumulato previsto nei primi 3 anni del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell'anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance. La consuntivazione del FCF viene effettuata al netto degli effetti delle variabili esogene, in applicazione di una metodologia di analisi degli scostamenti predeterminata e approvata dal Comitato Remunerazione, allo scopo di valorizzare l'effettiva performance aziendale derivante dall'azione del management; (iv) per la restante parte (35%) da un obiettivo di sostenibilità ambientale e transizione energetica articolato in tre obiettivi triennali di tipo assoluto e precisamente: (a) per il 15% da un obiettivo di decarbonizzazione misurato dal valore consuntivato a fine triennio dell'Intensità delle Emissioni di GHG upstream Scope 1 e Scope 2 equity (tCO2 eq./ kboe), rispetto all'omologo valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell'anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance; (b) per il 10% da un obiettivo di transizione energetica misurato a fine triennio in termini di Megawatt di capacità installata di generazione elettrica da fonti rinnovabili rispetto all'omologo valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell'anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance; (c) per il 10% da un obiettivo di economia circolare misurato in termini di stato avanzamento a fine triennio di tre progetti rilevanti rispetto allo stato avanzamento previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell'anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance.

In base all'andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni che saranno offerte a titolo gratuito dopo tre anni dall'attribuzione potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente; il 50% delle azioni che saranno effettivamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sarà sottoposto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per un anno dalla data di assegnazione. Alla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di Eni: (i) nel 2021, n. 2.365.581 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 8,15 euro per azione; (ii) nel 2020, n. 2.922.749 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 4,67 euro per azione; (iii) nel 2019, n. 1.759.273 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 9,88 euro per azione.

La determinazione del fair value è stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri di performance previsti dai piani (con riferimento al Piano 2017-2019, metodo stocastico per la componente del piano afferente al TSR e modello Black-Scholes per la componente afferente al NPV delle riserve; con riferimento al Piano 2020-2022 metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione (€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; €13,714, per l'attribuzione 2019), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (7,1% e 7,4% per l'attribuzione 2021, 7,1% e 10,0% per l'attribuzione 2020 e 6,1% per l'attribuzione 2019 del prezzo dell'azione alla data di attribuzione), considerando la volatilità del titolo (44% e 45% per l'attribuzione 2021; 41% e 44% per l'attribuzione 2020; 19% per l'attribuzione 2019), le previsioni relative all'andamento dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al termine del vesting period (c.d. lock-up period).

I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati come componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipendenti della società, ammontano a €13,4 milioni (€5,4 milioni nel 2020) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.

COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL

I compensi spettanti a soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i Dirigenti con responsabilità strategiche (c.d. key management personnel) in carica nel corso dell'esercizio ammontano (inclusi i contributi e gli oneri accessori) a €42 milioni e €54 milioni rispettivamente per il 2021 e il 2020 e si analizzano come segue:

⁽⁷⁾ Il Peer Group è composto dalle seguenti società: Apache, BP, Chevron, ConocoPhillips, Equinor, ExxonMobil, Marathon Oil, Occidental, Royal Dutch Shell e Total. (8) La condizione di performance connessa con il TSR ai sensi dei principi contabili internazionali rappresenta una c.d. market condition.

(€ milioni)	2021	2020
Salari e stipendi	26	25
Benefici successivi al rapporto di lavoro	2	2
Altri benefici a lungo termine	14	11
Indennità per cessazione rapporto di lavoro		16
	42	54

COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E SINDACI

I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €10,13 milioni e i compensi spettanti ai sindaci ammontano a €401 mila (art. 2427, n.16 del Codice civile). Questi compensi riguardano gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuta per lo svolgimento della funzione che abbiano costituito un costo per la Società, anche se non soggetti all'imposta sul reddito delle persone fisiche.

30 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI

(€ milioni)	2021	2020
Proventi (oneri) finanziari:
Proventi finanziari	2.049	2.213
Oneri finanziari	(2.066)	(2.749)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading	11	26
	(6)	(510)
Strumenti finanziari derivati	(201)	211
	(207)	(299)

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto:
Interessi e altri oneri su prestiti obbiligazionari	(406)	(427)
Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori	(91)	(88)
Interessi passivi su passività per beni in leasing	(76)	(88)
Interessi attivi su depositi e c/c	6	6
Proventi (oneri) su attività finanziarie destinate al trading	11	26
Interessi e altri proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	67	67
Commissioni mancato utilizzo linee di credito	(8)	(8)
	(497)	(512)
Differenze attive (passive) di cambio:
Differenze attive realizzate	1.544	1.460
Differenze attive da valutazione	302	573
Differenze passive realizzate	(1.258)	(1.492)
Differenze passive da valutazione	(250)	(706)
	338	(165)
Altri proventi (oneri) finanziari:
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo(a)	(19)	(34)
Interessi e altri proventi su crediti finanziari strumentali all'attività operativa	102	130
Commissioni per servizi finanziari	24	24
Oneri correlati ad operazioni di factoring	(3)	(3)
Altri proventi	8	9
Altri oneri	(12)	(18)
	100	108
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale	53	59
	(6)	(510)

(a) La voce riguarda l'incremento dei fondi rischi ed oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.

Gli strumenti finanziari derivati, negativi di €201 milioni, sono indicati alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.

I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.

31 PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI

I proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020
Dividendi	6.006	8.914
Plusvalenze nette da vendite	21
Altri proventi	2.281	5
Totale proventi	8.308	8.919
Svalutazioni e altri oneri	(1.390)	(2.400)
	6.918	6.519

I proventi su partecipazioni si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020
Dividendi
Eni International BV	5.225	7.990
Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e luce SpA Società Benefit)	185	150
EniPower SpA	164	92
Eni Global Energy Markets SpA	145
Trans Tunisian Pipeline Company SpA	70	157
Eni Insurance DAC	57	65
Eni Trade & Biofuels SpA	56
Ecofuel SpA	24	30
Rafferia di Gela SpA	19
Transmediterranean Pipeline Co Ltd	18	8
Eni Finance International SA	11	29
Eni International Resources Ltd	9	24
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA	8
Norpipe Terminal Holdco Ltd	5	4
Transmed SpA	4	5
Eni Fuel SpA	4	3
LNG Shipping SpA	2	6
Eni Trading & Shipping SpA - in liquidazione		186
Eni Angola SpA		134
Floaters SpA		28
Saipem SpA		3
	6.006	8.914
Plusvalenze nette da vendite
Unión Fenosa Gas SA	21
	21
Altri proventi
Ripresa di valore Eni Investments Plc	910
Ripresa di valore Eni Petroleum Co Inc	747
Ripresa di valore Eni Angola SpA	355
Ripresa di valore Unión Fenosa Gas SA	200
Ripresa di valore Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	53
Ripresa di valore Floaters SpA	10
Utilizzo Fondo coperura perdite Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	6
Altri proventi		5
	2.281	5
Totale proventi	8.308	8.919

Le svalutazioni e gli altri oneri si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020
Svalutazioni
Saipem SpA	510	291
Versalis SpA	454	471
Eni España Comercializadora de Gas SAU	95
LNG Shipping SpA	29	12
Raffineria di Gela SpA	34
EniProgetti SpA	21	17
Eni Mozambico SpA	15	9
EniServizi SpA	3	2
Servizi Aerei SpA	1	12
Società Petrolifera Italiana SpA	1	1
Eni Timor Leste SpA	1
Eni Investments Plc		620
Eni Petroleum Co Inc		457
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA		213
Eni Rewind SpA		190
Unión Fenosa Gas SA		85
Agenzia Giornalistica Italia SpA		6
Eni New Energy SpA		6
Eni West Africa SpA		1
Altre minori	1	1
	1.165	2.394
Altri oneri
Perdite su partecipazione Eni Rewind SpA	209
Perdite su partecipazione EniProgetti SpA	9
Perdite su partecipazione Raffineria di Gela SpA	4
Perdite su partecipazione Eni Mediterranea Idrocarburi SpA		6
Altri oneri	3
	225	6
Totale oneri	1.390	2.400

32 IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito si analizzano come segue:

(€ milioni)	2021	2020
IRES	(1)	66
IRAP	(19)	(2)
Addizionale Legge n. 7/09	(97)
Totale imposte correnti	(117)	64
Imposte differite	4	(76)
Imposte anticipate(a)	473	(660)
Totale imposte differite e anticipate	477	(736)
Totale imposte estere	(6)	(13)
Totale imposte sul reddito di Eni SpA	354	(685)
Imposte correnti relative alla joint operation	(2)	(2)
Imposte anticipate (differite) relative alla joint operation	43	59
Totale imposte sul reddito joint operation	41	57
	395	(628)

(a) Per il commento alle imposte anticipate si rinvia alla nota n. 17 - Attività per imposte anticipate.

L'ultimo esercizio definito da Eni SpA con gli uffici fiscali è quello chiuso al 31 dicembre 2015. Per effetto delle previsioni dei cosiddetti provvedimenti COVID, in ultimo la Legge 26 febbraio 2021 n. 21, gli atti di accertamento relativi all'IRES, IRAP e IVA per l'esercizio 2015 possono essere notificati fino al 28 febbraio 2022. Per effetto dell'allungamento dei termini ordinari di decadenza dell'accertamento introdotti dalla Legge 208/2015, il termine per la notifica degli atti di accertamento del 2016 scade il 31 dicembre 2022.

L'analisi della differenza tra l'aliquota teorica e l'aliquota effettiva di Eni SpA, inclusiva delle joint operation è di seguito analizzata:

		2021			2020
(€ milioni)		Aliquota	Imposta		Aliquota	Imposta
Utile prima delle imposte	7.280	24,00%	1.747	2.235	24,00%	536
Differenza tra valore e costi della produzione	569	4,96%	28	(3.985)	4,96%
Aliquota teorica		24,39%			24,00%
Effetto delle variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all'aliquota teorica:
- dividendi esclusi da tassazione		-19,05%			-91,00%
- cessioni pex		-0,06%
- perdite fiscali società consolidate		-1,52%			1,90%
- valutazione partecipazioni		-3,00%			25,72%
- valutazione anticipate		-7,84%			71,15%
- perdita fiscale per imposte passati esercizi		-0,04%			-2,13%
- addizionale IRES Legge 7/2009		1,33%
- altre variazioni		0,36%			-1,54%
Aliquota effettiva		-5,43%			28,10%

33 RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano:

• a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l'impiego di mezzi finanziari con le imprese controllate, collegate e joint venture, come meglio specificato nel prosieguo;
• b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato italiano, come meglio specificato nel prosieguo;
• c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di Amministrazione. La maggior parte di tali operazioni sono esenti dall'applicazione della normativa interna Eni "Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e Operazioni con Parti Correlate", emanata in attuazione della regolamentazione Consob, poiché si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedura stessa;
• d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, rife-

ribili a Eni SpA, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico e i contributi versati ai fondi pensione. In particolare nel corso del 2021 con: (i) Eni Foundation, costituita senza scopo di lucro e con l'obiettivo di perseguire esclusivamente finalità di solidarietà sociale ed umanitaria nei settori dell'assistenza, della sanità, dell'educazione, della cultura e dell'ambiente, nonché della ricerca scientifica e tecnologica (€3 milioni); (ii) Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM), costituita con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative di formazione e informazione, all'arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l'economia, l'energia e l'ambiente su scala locale e globale (€5 milioni); (iii) fondo pensione dirigenti (€23 milioni).

Tutte le operazioni sono state compiute nell'interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte dell'ordinaria gestione.

422

L'analisi dei rapporti di natura commerciale e diversa con le imprese controllate, collegate e joint venture e con altre società controllate dallo Stato è la seguente:

ESERCIZIO 2021

		31.12.2021				2021
Denominazione	Crediti e altre (€ milioni) attività	Debiti e altre passività	Derivati attivi	Derivati Passivi	Garanzie	Ricavi(a)	Costi(b)	Altri proventi (oneri) operativi
Imprese controllate
Agip Caspian Sea BV	4				13.903	10
Agip Karachaganak BV	5	1			3.051	11	1
Aldro Energía y Soluciones SLU					85
Ecofuel SpA	6	9			32	4	133
Eni Abu Dhabi BV	6	2			48.559	28	2
Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV					3.532
Eni Algeria Exploration BV	6	1			95	10
Eni Angola Exploration BV	4				81	8
Eni Angola SpA	37				2.998	71
Eni Austria GmbH	11				12	107
Eni Deutschland GmbH	102	2			7	713	13
Eni España Comercializadora De Gas SAU	92	2	10	54	28	803	6	(158)
Eni Finance International SA	2		60	36		3
Eni Fuel SpA	761	34			57	2.194	12
Eni gas & power France SA	323		212	289	98	1.192		(123)
Eni Global Energy Markets SpA	2.890	2.455	10.143	11.889	1.959	5.893		(2.091)
Eni Hewett Limited					130
Eni Indonesia Limited	6	14			6	34	87
Eni Insurance Designated Activity Company	1				57	1	34
Eni International BV	1				177	2
Eni Lasmo plc					571
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	33	61			25	94	281
Eni México, S.de RL de CV	14				224	42
Eni Muara Bakau BV	6	13				11	134
Eni North Africa BV	9	14			23	26	115
Eni Petroleum Co. Inc.	12	1			163	21	3
Eni Petroleum US LLC					403
Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e luce SpA Società Benefit)	449	18	3.918	4.653	1.121	2.455		(1.169)
Eni Rewind SpA	27	151			838	54	325
Eni Suisse SA	17	1				177	3
Eni Trade & Biofuels SpA	495	1.491	5	3	2.793	2.463	9.612	(1)
Eni Trading & Shipping Inc					721
Eni UK Limited	12	2			143	27	5
Eni ULX Limited					264
Eni US Operating Co. Inc.					618
Eni USA Gas Marketing LLC					1.275
EniPower Mantova SpA	20	64			6	21	211
EniPower SpA	61	227			10	114	821
EniProgetti SpA	10	39			12	23	99
EniServizi SpA	17	22			11	48	123
Ieoc Production BV	24	2				76	2
LNG Shipping SpA	12	2			30	18	89
Nigerian Agip Oil Company Limited	42				72	44	-
Raffineria di Gela SpA	37	40			68	80	177
Trans Tunisian Pipeline Company SpA	11	16					153
Versalis France SAS					95
Versalis SpA	269	25	1		160	867	87
Altre*	148	76			551	391	186
	5.982	4.785	14.349	16.924	85.064	18.136	12.714	(3.542)

		31.12.2021	2021
Denominazione (€ milioni)	Crediti e altre attività	Debiti e altre passività	Derivati attivi	Derivati Passivi	Garanzie	Ricavi(a)	Costi(b)	Altri proventi (oneri) operativi
Imprese collegate e joint venture
Angola LNG Ltd							65
Angola LNG Supply Services LLC					179
Società EniPower Ferrara Srl	12	65			5	20	187
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA	6	396				18	12
Vår Energi AS	21	109			293	41	596
Altre*	80	59			13	85	142
	119	629			490	164	1.002
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Snam	153	151				139	1.013
GSE - Gestore Servizi Elettrici	156	64				2.073	636
Gruppo Terna	20	5		7		14	50	4
Altre imprese a controllo statale*	6	17				9	59
	335	237		7		2.235	1.758	4
Fondi pensione, fondazioni e altri soggett icorrelati		2					31
	6.436	5.653	14.349	16.931	85.554	20.535	15.505	(3.538)

(a) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando.

(b) I costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando. (*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.

ESERCIZIO 2020

		31.12.2020			2020
Denominazione	(€ milioni)	Crediti e altre attività	Debiti e altre passività	Derivati attivi	Derivati Passivi	Garanzie	Ricavi(a)	Costi(b)	Altri proventi (oneri) operativi
Imprese controllate
Agip Caspian Sea BV		3				12.834	11
Agip Karachaganak BV		4				2.816	12	1
Ecofuel SpA		1	4			11	4	114
Eni Abu Dhabi BV		5	2			44.827	21	2
Eni Abu Dhabi Refining & Trading B.V.						3.260
Eni AEP Ltd						101
Eni Algeria Exploration BV		9	1			98	14
Eni Angola SpA		35	1			2.806	68
Eni Austria GmbH		7				15	74
Eni Deutschland GmbH		93	2			12	489	22
Eni Finance International SA		1		79	175		2
Eni France Sàrl		2				54	16
Eni Fuel SpA		180	27			54	601	8
Eni Gas & Power France SA		127				70	504
Eni gas e luce SpA		245	9	208	250	659	1.523		(42)
Eni Hewett Ltd						64
Eni Insurance Designated Activity Company		69	7			75	95	41
Eni International BV		1				163	2
Eni Lasmo PLC						527
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA		25	29			20	76	158
Eni México S. de RL de CV		14	1			178	37
Eni Mozambique Engineering Ltd		3	3				7	67
Eni Muara Bakau BV		46	43				11	102
Eni North Africa BV		15	5			21	35	74
Eni Petroleum Co. Inc.		7	2			151	15	8
Eni Petroleum US LLC						372
Eni Rewind SpA		25	130			847	46	293
Eni Suisse SA		8	1				115	5
Eni Trade & Biofuels SpA (ex Eni Energia Srl)						178
Eni Trading & Shipping Inc.						480
Eni Trading & Shipping SpA		748	1.027	771	995	2.702	2.251	4.127	(576)
Eni ULX Ltd						265
Eni US Operating Co. Inc.						646
Eni USA Gas Marketing Llc						1.177
Eni Venezuela BV		4					72	127
EniPower Mantova SpA		17	24			6	13	83
EniPower SpA		63	74			10	94	363
EniProgetti SpA		13	78			10	19	117
EniServizi SpA		18	17			14	42	123
Ieoc Production BV		29	3				74	1
Nigerian Agip Oil Company Ltd		36				67	53
Raffineria di Gela SpA		8	10			68	30	136
Trans Tunisian Pipeline Company SpA		5	14					107
Versalis France SAS						95
Versalis SpA		120	16		1	150	516	76	15
Altre*		198	89			600	424	176
		2.184	1.619	1.058	1.421	76.503	7.366	6.331	(603)

		31.12.2020						2020
Denominazione	(€ milioni)	Crediti e altre attività	Debiti e altre passività	Derivati attivi	Derivati Passivi	Garanzie	Ricavi(a)	Costi(b)	Altri proventi (oneri) operativi
Imprese collegate e joint venture
Angola LNG Supply Services LLC						165
Gruppo Saipem		1	21			509	6	15
Società EniPower Ferrara Srl		3	19			6	8	85
Società Oleodotti Meridionali SpA - SOM SpA		3	399				20	15
Unión Fenosa Gas SA						57	1
Vår Energi AS		20	25			279	32	97
Altre*		20	6			2	75	53
		47	470			1.018	142	265
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Snam		182	209				27	1.011
GSE - Gestore Servizi Energetici		20	21				548	236
Gruppo Terna		20	11	1	1		9	55	8
Altre imprese a controllo statale *		7	22				12	59
		229	263	1	1		596	1.361	8
Fondi pensione, fondazioni e altri soggetti correlati			3					35
		2.460	2.355	1.059	1.422	77.521	8.104	7.992	(595)

(a) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando.

(b) I costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando. (*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.

I rapporti più significativi con le imprese controllate, collegate e joint venture riguardano:

• } l'acquisto di greggio da Eni Trade & Biofuels SpA e da Eni Mediterranea Idrocarburi SpA sulla base dei corrispettivi legati alle quotazioni dei greggi di riferimento sui mercati internazionali riconosciuti;
• } la fornitura di prodotti petroliferi a società italiane controllate (tra le principali Eni Fuel SpA, Eni Mediterranea Idrocarburi SpA, Eni Trade & Biofuels SpA, Versalis SpA), nonché di greggi a Eni Deutschland GmbH e prodotti petroliferi a controllate estere (tra le principali Eni Austria GmbH ed Eni Suisse SA). I rapporti sono regolati sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni dei prodotti e dei greggi sui mercati internazionali di riferimento riconosciuti;
• } la fornitura di gas e GNL a società controllate in Italia (Eni Plenitude SpA Società Benefit - ex Eni gas e luce SpA, Eni Global Energy Markets SpA, Versalis SpA,) e all'estero (Eni Gas & Power France SA, Eni España Comercializadora de Gas SAU) sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici;
• } la fornitura di energia elettrica e vapore a società controllate (Eni Plenitude SpA Società Benefit - ex Eni gas e luce SpA, EniPower SpA, Versalis SpA);
• } l'acquisto di gas e GNL da società controllate e collegate (tra le principali Eni Mediterranea Idrocarburi SpA, Eni North Africa BV, Eni Muara Bakau BV, Eni Global Energy Markets SpA, Eni Indonesia Limited, Angola LNG Ltd e Vår Energi AS) sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici;
• } l'acquisizione di servizi di ingegneria da EniProgetti SpA;
• } l'acquisto di carburante per aviazione da Eni Deutschland GmbH sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni del prodotto sui mercati internazionali riconosciuti;
• } la fornitura di servizi specialistici nel campo dell'upstream petrolifero a società controllate e collegate (tra le principali Ieoc Production BV, Eni Angola SpA, Eni México S. De R.L., Nigerian Agip Oil Company Ltd e Eni North Africa BV) fatturati sulla base dei costi sostenuti;
• } l'acquisizione di servizi di trasporto gas all'estero da Trans Tunisian Pipeline Company SpA;
• } l'acquisto di prodotti petrolchimici da Ecofuel SpA sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni sui mercati internazionali riconosciuti dei prodotti;
• } l'acquisizione di vapore ed energia elettrica e titoli ambientali da EniPower SpA e di energia elettrica da EniPower Mantova Spa e Società EniPower Ferrara Srl;
• } l'acquisizione del servizio di cabotaggio (via mare) di prodotti da Eni Trade & Biofuels SpA e LNG Shipping SpA;
• } il riconoscimento a Eni Rewind SpA degli oneri ambientali sostenuti a fronte di garanzie rilasciate all'atto della cessione delle partecipazioni in Agricoltura SpA e Singea SpA;
• } il contratto di lavorazione per la produzione di biocarburan-

ti con Raffineria di Gela SpA rilevati sulla base delle disposizioni dell'IFRS16;

• } il contratto di tolling con le società EniPower SpA ed Eni-Power Mantova SpA che prevede la consegna in conto lavorazione del gas e la messa a disposizione dell'energia elettrica rilevati sulla base delle disposizioni dell'IFRS16;
• } gli anticipi ricevuti da Società Oleodotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto.

Eni ha inoltre rapporti commerciali con società di scopo finalizzati alla prestazione di servizi al Gruppo Eni (tra le principali EniServizi SpA ed Eni Insurance Designated Activity Company). In particolare, i rapporti con EniServizi SpA che svolge servizi generali quali la gestione di immobili, la ristorazione, la guardiania, l'approvvigionamento dei beni non strategici e la gestione di magazzini. In considerazione dell'attività svolta e della natura della correlazione (società possedute interamente o pressoché interamente), i servizi forniti da queste società sono regolati sulla base di tariffe definite sulla base dei costi sostenuti – così come quelli che Eni fornisce alle proprie controllate in ambito informatico, amministrativo, finanziario, legale e di procurement e della remunerazione del capitale investito.

La stipula di contratti derivati a copertura del rischio commodity con Eni Trade & Biofuels SpA, Eni Global Energy Markets SpA, Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e luce SpA), Eni España Comercializadora de Gas SAU ed Eni Gas & Power France SA.

I rapporti più significativi con le imprese controllate dallo Stato riguardano:

• } la compravendita di energia elettrica, gas e titoli ambientali, 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 decreto legislativo n. 249/12, 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;
• } 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;
• } l'acquisizione di servizi di trasporto, di stoccaggio e servizi di distribuzione dal Gruppo Snam nonché la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici.

L'analisi dei rapporti di natura finanziaria con le imprese controllate, collegate e joint venture e con altre società controllate dallo Stato è la seguente:

ESERCIZIO 2021

			31.12.2021
Denominazione	(€ milioni)	Crediti	Debiti	Garanzie	Proventi	Oneri	Derivati
Imprese controllate
Banque Eni SA		593					1
Eni Finance International SA		2.483	139	25.797	112	35	108
Eni Finance USA Inc				2.843	1
Eni Fuel SpA			343		3
Eni Global Energy Markets SpA		2.305	256	307	9		14
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA			110		1
Eni New Energy SpA		581			2
Eni Plenitude SpA Società Benefit (ex Eni gas e luce SpA Società Benefit)		3	2.293		8		(1)
Eni Rewind SpA		4	1.338	11	11
Eni Trade & Biofuels SpA		75	198	986	20	1
Eni Trading & Shipping Inc			4	143
EniPower Mantova SpA			377			12
EniPower SpA			1.291		2	32
EniProgetti SpA		51	4
Floaters SpA			62
Ieoc SpA			58
LNG Shipping SpA			311		1
Raffineria di Gela SpA		290	74		1	1
Serfactoring SpA		139	18		1
Versalis SpA		1.322	7	22	11
Altre*		132	187	48	19	1	(17)
		7.978	7.070	30.157	202	82	105
Imprese collegate e joint venture
Damietta LNG (DLNG) SAE				99
Altre*		29	27		1	2
		29	27	99	1	2	-
Imprese controllate dallo Stato
Altre imprese a controllo statale*			2
			2
		8.007	7.099	30.256	203	84	105

(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.

ESERCIZIO 2020

			31.12.2020			2020
Denominazione	(€ milioni)	Crediti	Debiti	Garanzie	Proventi	Oneri	Derivati
Imprese controllate
Banque Eni SA		128
Eni Angola SpA		318			2
Eni Finance International SA		6.915	909	25.659	153	38	(149)
Eni Finance USA Inc				3.044	1
Eni gas e luce SpA		3	97		8
Eni Global Energy Markets SpA (ex Eni Energy Activities Srl)			61
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA		50	44		1
Eni New Energy SpA		75			1
Eni Rewind SpA		3	1.670	11	9
Eni Trade & Biofuels SpA			97	31	1
Eni Trading & Shipping Inc			4	64
Eni Trading & Shipping SpA		11	829	800	23		2
EniPower Mantova SpA			402			13
EniPower SpA			1.442		1	34
EniProgetti SpA		68	10		1
LNG Shipping SpA			270		1	2
Raffineria di Gela SpA		212	93		1	3
Serfactoring SpA		151	1		1
Versalis SpA		1.268	19	21	8		1
Altre*		64	215	26	18	2	5
		9.266	6.163	29.656	230	92	(141)
Imprese collegate e joint venture
Gruppo Saipem			138			4
Altre*		35	15		1	2
		35	153		1	6
Imprese controllate dallo Stato
Altre imprese a controllo statale *			5
			5
		9.301	6.321	29.656	231	98	(141)

(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.

Eni provvede alla centralizzazione e copertura dei rischi di cambio e di tasso di interesse delle società del Gruppo attraverso la stipula di contratti derivati con le stesse e con le controparti terze.

I rapporti finanziari con le imprese del Gruppo sono regolati in forza di una convenzione in base alla quale Eni provvede alla copertura dei fabbisogni finanziari e all'impiego della liquidità del Gruppo. Le condizioni applicate fanno riferimento ai tassi di mercato correnti al momento delle transazioni (tassi Euribor e cambi Banca Centrale Europea), con spread coerenti con i livelli di primarie controparti attribuibili alla società del Gruppo.

I rapporti finanziari comprendono le passività finanziarie per beni in leasing.

Per l'illustrazione delle principali garanzie con parti correlate si rinvia alla nota n. 27 - Garanzie, Impegni e rischi.

INCIDENZA DELLE OPERAZIONI O POSIZIONI CON PARTI CORRELATE SULLA SITUAZIONE PATRIMONIALE, SUL RISUL-TATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI

L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella riepilogativa:

		31.12.2021			31.12.2020
(€ milioni)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Disponibilità liquide ed equivalenti	6.630	593	8,94	8.111	148	1,82
Altre attività finanziarie (correnti)	4.214	4.177	99,12	4.822	4.818	99,92
Crediti commerciali e altri crediti	12.992	6.362	48,97	3.756	2.260	60,17
Altre Attività (correnti)	12.851	12.546	97,63	1.322	963	72,84
Altre Attività finanziarie (non correnti)	3.257	3.237	99,39	4.355	4.335	99,54
Altre Attività (non correnti)	2.057	1.877	91,25	909	296	32,56
Passività finanziarie a breve termine	5.866	5.691	97,02	3.929	3.731	94,96
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	1.555	-	n.s.	1.848	120	6,49
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine	383	169	44,13	423	208	49,17
Debiti commerciali e altri debiti	9.521	5.215	54,77	4.153	1.918	46,18
Altre passività (correnti)	16.305	15.139	92,85	2.615	1.550	59,27
Passività finanziarie a lungo termine	20.619	-	n.s.	20.066	789	3,93
Passività per beni in leasing a lungo termine	1.939	1.239	63,90	2.157	1.473	68,29
Altre passività (non correnti)	2.892	2.230	77,11	839	309	36,83

L'incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:

		2021			2020
(€ milioni)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Ricavi della gestione caratteristica	38.249	19.658	51,39	18.017	7.641	42,41
Altri ricavi e proventi	474	125	26,37	405	184	45,43
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	33.127	14.720	44,44	18.397	7.729	42,01
Altri proventi (oneri) operativi	(2.278)	(3.538)	n.s.	(176)	(595)	n.s.
Proventi finanziari	2.049	203	9,91	2.213	231	10,44
Oneri finanziari	2.066	84	4,07	2.749	98	3,56
Strumenti finanziari derivati	(201)	105	n.s.	211	(141)	n.s.

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella:

(€ milioni)	2021	2020
Ricavi e proventi	32.773	8.102
Costi e oneri	(31.096)	(8.691)
Variazione dei crediti commerciali, diversi ed altre attività	(17.266)	735
Variazione dei debiti commerciali, diversi ed altre passività	18.822	(929)
Interessi	97	152
Flusso di cassa netto da attività operativa	3.330	(631)
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali	(80)	(35)
Variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento	(15)	19
Variazione crediti finanziari	1.923	(469)
Flusso di cassa netto da attività di investimento	1.828	(485)
Variazione debiti finanziari	1.051	(493)
Rimborsi di passività per leasing	(249)	(194)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	802	(687)
Totale flussi finanziari verso entità correlate	5.960	(1.803)

L'incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

		2021			2020
(€ milioni)	Totale	Entità correlate	Incidenza %	Totale	Entità correlate	Incidenza %
Flusso di cassa da attività operativa	4.274	3.330	77,91	8.426	(631)	n.s.
Flusso di cassa da attività di investimento	(7.408)	1.828	n.s.	(7.059)	(485)	n.s.
Flusso di cassa da attività di finanziamento	1.680	802	47,74	1.994	(687)	n.s.

34 EROGAZIONI PUBBLICHE - INFORMATIVA EX ART. 1, COMMI 125-129, LEGGE N. 124/2017

Ai sensi dell'art. 1, comma 125-bis, della Legge n. 124/2017 e successive modificazioni, di seguito sono indicate le informazioni in merito alle erogazioni ricevute da parte di entità ed enti pubblici italiani, ad esclusione delle società in controllo pubblico quotate e loro partecipate; inoltre ai sensi dell'art. 1, comma 126, della medesima legge, applicabile a Eni SpA in quanto società controllata di diritto o di fatto, direttamente o indirettamente, dallo Stato, sono indicate anche le erogazioni concesse a imprese, persone ed enti pubblici e privati italiani ed esteri.

In particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime 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; (iii) i 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 cassa9. L'informativa di seguito presentata include le erogazioni di importo pari o superiore a €10 mila effettuate da un medesimo soggetto erogante nel corso del 2021, anche tramite una pluralità di atti.

Ai sensi delle disposizioni dell'art. 1, comma 125-quinquies della Legge n. 124/2017, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all'articolo 52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234.

Di seguito sono indicate le erogazioni concesse relative essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalità reputazionali, di liberalità e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidarietà:

Soggetto beneficiario	Importo del vantaggio economico corrisposto (€)
Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM)(*)	5.125.000
Fondazione Teatro alla Scala	3.088.384
Eni Foundation	2.653.205
Fondazione Giorgio Cini	500.000
Presidio Ospedaliero "Vittorio Emanuele" di Gela	393.255
WEF - World Economic Forum	279.408
Fondazione Campagna Amica	200.000
Ara Pacis Initiative For Peace ONLUS	149.755
Presidio Ospedaliero di Villa d'Agri "Ospedale San Pio da Pietrelcina"	114.660
Croce Rossa di Ancona, Pesaro, Chieti e Pubblica Assistenza città di Ravenna	92.250
Lebanese Armed Forces (LAF)	90.000
Atlantic Council	82.771
World Business Council for Sustainable Development	74.335
La Semente - Società Agricola Cooperativa Sociale	70.000
Council on Foreign Relations	62.331
Associazione Pionieri e Veterani Eni	57.000
Extractive Industries Transparency Initiative (EITI)	51.147
Bruegel	50.000
Cotec - Fondazione per l'Innovazione Tecnologica	50.000
IFRI - Institut Français des Relations Internationales	50.000
Carnegie Endowment for International Peace (CEIP)	42.082
Parrocchia di Santa Barbara - San Donato Milanese	40.000
Aspen Institute Italia	35.000
E4Impact Foundation	35.000
Italiadecide	35.000
Center for Strategic and International Studies	29.349
Global Reporting Initiative	27.500
CENSIS - Fondazione Centro Studi Investimenti Sociali	25.000
Institute for Human Rights and Business (IHRB)	23.452
Associazione CILLA Liguria	21.000
Associazione Amici della Luiss	20.000
Centro Studi Americani	20.000
Scuola materna "Sacro Cuore e Maria Ausiliatrice"	20.000
Parrocchia San Domenico Savio - Gela	20.000
Parrocchia di San Giacomo Maggiore Apostolo - Caviaga	20.000
Ospedale "Santo Spirito" e ASL di Pescara	20.000
Voluntary Principles Association (VPA)	11.339
Harvard University	10.221
Parks - Liberi e Uguali	10.000
Sport Insieme Livorno ONLUS	10.000
TDS - Toscana Disabili Sport ASD	10.000
Associazione di Volontariato e di promozione Sociale Pro Loco Sannazzaro	10.000

(* ) L'ammontare include anche il contributo relativo al protocollo tra Eni e la regione Basilicata.

35 EVENTI ED OPERAZIONI SIGNIFICATIVE NON RICORRENTI

Nel 2021 e 2020 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.

36 POSIZIONI O TRANSAZIONI DERIVANTI DA OPERAZIONI ATIPICHE E/O INUSUALI

Nel 2021 e 2020 non si rilevano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

37 FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL'ESERCIZIO

Successivamente alla chiusura del bilancio, si evidenzia il provvedimento dell'amministrazione finanziaria italiana, nell'ambito del pacchetto di misure adottate dal Governo per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi ucraina, di introdurre per il 2022 un contributo straordinario a carico delle imprese del settore energetico sull'incremento del saldo tra le operazioni attive e le operazioni passive, realizzato nel semestre ottobre 2021 - marzo 2022 rispetto al corrispondente periodo 2020-2021. In considerazione dell'iter di conversione legislativa ancora in corso, della necessità di provvedimenti attuativi e necessari chiarimenti interpretativi, nonché della indisponibilità di dati completi di comparazione, ad oggi non risulta possibile effettuare una stima attendibile degli impatti.

Proposte del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli azionisti

Signori Azionisti,

• Il Consiglio di Amministrazione Vi propone di:
• } approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2021 di Eni SpA che chiude con l'utile di 7.674.594.670,59 euro;
• } attribuire l'utile dell'esercizio di 7.674.594.670,59 euro, come segue:
  • agli Azionisti a titolo di dividendo l'importo di 0,43 euro per ciascuna delle azioni che risulteranno in circolazione alla data di stacco cedola, escluse le azioni proprie in portafoglio a quella data. Il pagamento del saldo dividendo 2021 di 0,43 euro sarà effettuato il 25 maggio 2022, con data di stacco il 23 maggio 2022 e "record date" il 24 maggio 2022;
  • l'utile dell'esercizio residuo è attribuito alla riserva disponibile.

Il dividendo relativo all'esercizio 2021 si determina tra acconto sul dividendo di 0,43 euro per azione deliberato, in forza della delega conferita dall'Assemblea degli azionisti del 12 maggio 2021, dal Consiglio di Amministrazione in data 29 luglio 2021, prelevato da riserva disponibile, e saldo dividendo di 0,43 euro per azione, prelevato dall'utile di esercizio, in 0,86 euro per azione.

17 marzo 2022

per il Consiglio di Amministrazione

La Presidente

Lucia Calvosa

Attestazione a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)

• 1. I sottoscritti Claudio Descalzi e Francesco Esposito in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
• } l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
• } l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d'esercizio nel corso dell'esercizio 2021.
• 1. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2021 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il modello Internal Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.
• 1. Si attesta, inoltre, che:
• 3.1 Il bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2021:
  • a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
  • b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
  • c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente.
• 3.2 La relazione sulla gestione comprende un'analisi attendibile dell'andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell'emittente, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui è esposto.

17 marzo 2022

/firma/ Claudio Descalzi Claudio Descalzi Amministratore Delegato

/firma/ Francesco Esposito Francesco Esposito Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari

Allegati 2021

1	RELAZIONE SULLA GESTIONE	1
2	BILANCIO CONSOLIDATO	212
3	BILANCIO DI ESERCIZIO	358
4	ALLEGATI	436
	Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2021	438
	Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021	438
	Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi dell'esercizio	477
	Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione	480
	Relazione della società di revisione sulla dichiarazione consolidata di carattere non finanziario	481
	Relazione della società di revisione sul bilancio consolidato	485
	Relazione della società di revisione sul bilancio d'esercizio	493
	Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli Azionisti	500

Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2021

PARTECIPAZIONI DI ENI SPA AL 31 DICEMBRE 2021

In conformità a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del D.Lgs. 127/1991 e della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese controllate, a controllo congiunto e collegate di Eni SpA al 31 Dicembre 2021, nonché delle altre partecipazioni rilevanti. Le imprese sono suddivise per settore di attività e, nell'ambito di ciascun settore di attività, tra Italia ed estero e in ordine alfabetico. Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la

sede legale, la sede operativa, il capitale, i soci e le rispettive percentuali di possesso; per le imprese consolidate è indicata la percentuale consolidata di pertinenza di Eni; per le imprese non consolidate partecipate da imprese consolidate è indicato il criterio di valutazione. In nota è riportata l'indicazione delle partecipazioni con azioni quotate in mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'Unione Europea, la percentuale di voto spettante nell'assemblea ordinaria se diversa da quella di possesso. I codici delle valute indicati negli elenchi sono conformi all'International Standard ISO 4217.

Al 31 Dicembre 2021, le imprese di Eni SpA sono così ripartite:

	Imprese Controllate			Imprese a Controllo Congiunto e Collegate			Altre partecipazioni rilevanti(a)
	Italia	Estero	Totale	Italia	Estero	Totale	Italia	Estero	Totale
Imprese consolidate con il metodo integrale	73	202	275
Imprese consolidate joint operation				3	7	10
Partecipazioni di imprese consolidate(b)
Valutate con il metodo del patrimonio netto	5	33	38	25	54	79
Valutate con il metodo del costo	5	5	10	4	26	30
Valutate con il metodo del fair value							4	22	26
	10	38	48	29	80	109	4	22	26
Partecipazioni di imprese non consolidate
Possedute da imprese a controllate		6	6		4	4
Possedute da imprese a controllo congiunto					4	4
		6	6		8	8
Totale	83	246	329	32	95	127	4	22	26

(a) Riguardano le partecipazioni in imprese diverse dalle controllate, controllate congiunte e collegate superiori al 2% o al 10% del capitale, rispettivamente se quotate o non quotate. (b) Le partecipazioni in imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio netto e con il metodo del costo riguardano le imprese non significative.

SOCIETÀ CONTROLLATE E A CONTROLLO CONGIUNTO ASSOGGETTATE A REGIME FISCALE PRIVILEGIATO

Il Decreto Legislativo 29 novembre 2018, n. 241, di recepimento della Direttiva UE recante norme contro le pratiche di elusione fiscale, ha modificato la nozione di Stato o territorio a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 47-bis del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917. A seguito delle suddette modifiche e delle modifiche apportate all'art. 167 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917, le disposizioni in materia di imprese estere controllate, CFC, si applicano se i soggetti controllati non residenti integrano congiuntamente le seguenti condizioni: a) sono assoggettati a tassazione effettiva inferiore alla metà di quella a cui sarebbero stati soggetti qualora residenti in Italia; b) oltre un terzo dei proventi rientra in una o più delle seguenti categorie: interessi, canoni, dividendi, redditi da leasing finanziario, redditi da attività assicurativa e bancaria, proventi derivanti da prestazione di servizi e compravendita di beni infragruppo con valore economico aggiunto scarso o nullo. Al 31 dicembre 2021, Eni controlla 5 società che beneficiano di un regime fiscale privilegiato.

Le suddette 5 società sono soggette ad imposizione in Italia perché incluse nella dichiarazione dei redditi di Eni. Nessuna società controllata che beneficia di un regime fiscale privilegiato ha emesso strumenti finanziari e tutti i bilanci 2021 sono oggetto di revisione contabile.

IMPRESA CONSOLIDANTE

IMPRESE CONTROLLATE

Exploration & Production

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni Angola SpA	San Donato Milanese (MI)	Angola	EUR	20.200.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	Gela (CL)	Italia	EUR	5.200.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni Mozambico SpA	San Donato Milanese (MI)	Mozambico	EUR	200.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni Natural Energies SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	100.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni Timor Leste SpA	San Donato Milanese (MI)	Timor Est	EUR	4.386.849	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni West Africa SpA	San Donato Milanese (MI)	Angola	EUR	1.000.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Floaters SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	200.120.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Ieoc SpA	San Donato Milanese (MI)	Egitto	EUR	7.518.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Società Petrolifera Italiana SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	8.034.400	Eni SpA Soci Terzi	99,96 0,04	99,96	C.I.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'UE.

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ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Agip Caspian Sea BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Kazakhstan	EUR	20.005	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Agip Energy and Natural Resources (Nigeria) Ltd	Abuja (Nigeria)	Nigeria	NGN	5.000.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	95,00 5,00	100,00	C.I.
Agip Karachaganak BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Kazakhstan	EUR	20.005	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Burren Energy (Bermuda) Ltd(1)	Hamilton (Bermuda)	Regno Unito	USD	12.002	Burren Energy Plc	100,00	100,00	C.I.
Burren Energy (Egypt) Ltd	Londra (Regno Unito)	Egitto	GBP	2	Burren Energy Plc	100,00		P.N.
Burren Energy Congo Ltd(2)	Tortola (Isole Vergini Britanniche)	Repubblica del Congo	USD	50.000	Burren En. (Berm) Ltd	100,00	100,00	C.I.
Burren Energy India Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	2	Burren Energy Plc	100,00	100,00	C.I.
Burren Energy Plc	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	28.819.023	Eni UK Holding Plc Eni UK Ltd	99,99 ()	100,00	C.I.
Burren Shakti Ltd(1)	Hamilton (Bermuda)	Regno Unito	USD	213.138	Burren En. India Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Abu Dhabi BV(3)	Amsterdam (Paesi Bassi)	Emirati Arabi Uniti	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni AEP Ltd	Londra (Regno Unito)	Pakistan	GBP	471.000	Eni UK Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Albania BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Albania	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Algeria Exploration BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Algeria	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Algeria Ltd Sàrl	Lussemburgo (Lussemburgo)	Algeria	USD	20.000	Eni Oil Holdings BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Algeria Production BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Algeria	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Ambalat Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	1	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni America Ltd	Dover (USA)	USA	USD	72.000	Eni UHL Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Angola Exploration BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Angola	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Angola Production BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Angola	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Argentina Exploración y Explotación SA	Buenos Aires (Argentina)	Argentina	ARS	31.997.266	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	95,00 5,00	100,00	C.I.
Eni Arguni I Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	1	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Australia BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Australia	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(1) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.

(2) Società non assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, 917: la società opera con stabile organizzazione in Congo ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano.

(3) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano.

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Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni Australia Ltd	Londra (Regno Unito)	Australia	GBP	20.000.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Bahrain BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Bahrain	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni BB Petroleum Inc	Dover (USA)	USA	USD		1.000 Eni Petroleum Co Inc	100,00	100,00	C.I.
Eni BTC Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1	Eni International BV	100,00		P.N.
Eni Bukat Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	1	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Canada Holding Ltd	Calgary (Canada)	Canada	USD	3.938.200.001	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni CBM Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	USD	2.210.728	Eni Lasmo Plc	100,00		P.N.
Eni China BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Cina	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Congo SA	Pointe-Noire (Repubblica del Congo)	Repubblica del Congo	USD	17.000.000	Eni E&P Holding BV Eni Int. NA NV Sàrl Eni International BV	99,99 () ()	100,00	C.I.
Eni Côte d'Ivoire Ltd	Londra (Regno Unito)	Costa d'Avorio	GBP	1	Eni Lasmo Plc	100,00	100,00	C.I.
Eni Cyprus Ltd	Nicosia (Cipro)	Cipro	EUR	2.008	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Denmark BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Groenlandia	EUR	20.000	Eni International BV	100,00		P.N.
Eni do Brasil Investimentos em Exploração e Produção de Petróleo Ltda	Rio de Janeiro (Brasile)	Brasile	BRL	1.593.415.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	99,99 ()		P.N.
Eni East Ganal Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	1	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni East Sepinggan Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	1	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Elgin/Franklin Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	100	Eni UK Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Energy Russia BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Exploration & Production Holding BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	29.832.777,12	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Gabon SA	Libreville (Gabon)	Gabon	XAF	4.000.000.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Ganal Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	2	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Gas & Power LNG Australia BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Australia	EUR	1.013.439	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Ghana Exploration and Production Ltd	Accra (Ghana)	Ghana	GHS	21.412.500	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni Hewett Ltd	Aberdeen (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	3.036.000	Eni UK Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Hydrocarbons Venezuela Ltd	Londra (Regno Unito)	Venezuela	GBP	8.050.500	Eni Lasmo Plc	100,00		P.N.
Eni India Ltd	Londra (Regno Unito)	India	GBP	44.000.000	Eni Lasmo Plc	100,00		P.N.
Eni Indonesia Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	100	Eni ULX Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Indonesia Ots 1 Ltd(4)	Grand Cayman (Isole Cayman)	Indonesia	USD	1,01	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni International NA NV Sàrl	Lussemburgo (Lussemburgo)	Regno Unito	USD	25.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Investments Plc	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	750.050.000	Eni SpA Eni UK Ltd	99,99 ()	100,00	C.I.
Eni Iran BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Iran	EUR	20.000	Eni International BV	100,00		P.N.
Eni Iraq BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Iraq	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Ireland BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Irlanda	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Isatay BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Kazakhstan	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni JPDA 03-13 Ltd	Londra (Regno Unito)	Australia	GBP	250.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni JPDA 06-105 Pty Ltd	Perth (Australia)	Australia	AUD	80.830.576	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni JPDA 11-106 BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Australia	EUR	50.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Kenya BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Kenya	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Krueng Mane Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	2	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Lasmo Plc	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	337.638.724,25	Eni Investments Plc Eni UK Ltd	99,99 ()	100,00	C.I.
Eni Lebanon BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Libano	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Liverpool Bay Operating Co Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1	Eni UK Ltd	100,00		P.N.
Eni LNS Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1	Eni UK Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Marketing Inc	Dover (USA)	USA	USD	1.000	Eni Petroleum Co Inc	100,00	100,00	C.I.
Eni Maroc BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Marocco	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni México S. de RL de CV	Città del Messico (Messico)	Messico	MXN	3.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	99,90 0,10	100,00	C.I.
Eni Middle East Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1	Eni ULT Ltd	100,00	100,00	C.I.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(4) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società è fiscalmente residente nel Regno Unito ed opera con stabile organizzazione in Indonesia assoggettata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano.

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Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni MOG Ltd (in liquidazione)	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	0(a)	Eni Lasmo Plc Eni LNS Ltd	99,99 ()	100,00	C.I.
Eni Montenegro BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Repubblica del Montenegro	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Mozambique Engineering Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1	Eni Lasmo Plc	100,00	100,00	C.I.
Eni Mozambique LNG Holding BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Muara Bakau BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Indonesia	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Myanmar BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Myanmar	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni New Energy Egypt SAE	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	250.000	Eni International BV Ieoc Exploration BV Ieoc Production BV	99,98 0,01 0,01		P.N.
Eni North Africa BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Libia	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni North Ganal Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	1	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Oil & Gas Inc	Dover (USA)	USA	USD	100.800	Eni America Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Oil Algeria Ltd	Londra (Regno Unito)	Algeria	GBP	1.000	Eni Lasmo Plc	100,00	100,00	C.I.
Eni Oil Holdings BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	450.000	Eni ULX Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Oman BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Oman	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Pakistan Ltd	Londra (Regno Unito)	Pakistan	GBP	90.087	Eni ULX Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Pakistan (M) Ltd Sàrl	Lussemburgo (Lussemburgo)	Pakistan	USD	20.000	Eni Oil Holdings BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Petroleum Co Inc	Dover (USA)	USA	USD	156.600.000	Eni SpA Eni International BV	63,86 36,14	100,00	C.I.
Eni Petroleum US Llc	Dover (USA)	USA	USD	1.000	Eni BB Petroleum Inc	100,00	100,00	C.I.
Eni Qatar BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	20.000	Eni International BV	100,00		P.N.
Eni RAK BV(5)	Amsterdam (Paesi Bassi)	Emirati Arabi Uniti	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Rapak Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	2	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni RD Congo SA	Kinshasa (Repubblica Democratica del Congo)	Repubblica Democratica del Congo	CDF	750.000.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	99,99 ()		P.N.
Eni Rovuma Basin BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Mozambico	EUR	20.000	Eni Mozambique LNG H. BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Sharjah BV(5)	Amsterdam (Paesi Bassi)	Emirati Arabi Uniti	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.

• (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
• (a) Azioni senza valore nominale.
• (5) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti e svolge un'attività economica effettiva.

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Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni South Africa BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Repubblica Sudafricana	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni South China Sea Ltd Sàrl	Lussemburgo (Lussemburgo)	Cina	USD	20.000	Eni International BV	100,00		P.N.
Eni TNS Ltd	Aberdeen (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1.000	Eni UK Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Tunisia BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Tunisia	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Turkmenistan Ltd(6)	Hamilton (Bermuda)	Turkmenistan	USD	20.000	Burren En. (Berm) Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni UHL Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1	Eni ULT Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni UK Holding Plc	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	424.050.000	Eni Lasmo Plc Eni UK Ltd	99,99 ()	100,00	C.I.
Eni UK Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	50.000.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni UKCS Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	100	Eni UK Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Ukraine Holdings BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	20.000	Eni International BV	100,00		P.N.
Eni Ukraine Llc (in liquidazione)	Kiev (Ucraina)	Ucraina	UAH	98.419.627,51	Eni Ukraine Hold. BV Eni International BV	99,99 0,01
Eni Ukraine Shallow Waters BV (in liquidazione)	Amsterdam (Paesi Bassi)	Ucraina	EUR	20.000	Eni Ukraine Hold. BV	100,00
Eni ULT Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	93.215.492,25	Eni Lasmo Plc	100,00	100,00	C.I.
Eni ULX Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	200.010.000	Eni ULT Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni US Operating Co Inc	Dover (USA)	USA	USD	1.000	Eni Petroleum Co Inc	100,00	100,00	C.I.
Eni USA Gas Marketing Llc	Dover (USA)	USA	USD	10.000	Eni Marketing Inc	100,00	100,00	C.I.
Eni USA Inc	Dover (USA)	USA	USD	1.000	Eni Oil & Gas Inc	100,00	100,00	C.I.
Eni Venezuela BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Venezuela	EUR	20.000	Eni Venezuela E&P H.	100,00	100,00	C.I.
Eni Venezuela E&P Holding SA	Bruxelles (Belgio)	Belgio	USD	254.443.200	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	99,99 ()	100,00	C.I.
Eni Ventures Plc (in liquidazione)	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	0(a)	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	99,99 ()		Co.
Eni Vietnam BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Vietnam	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni West Ganal Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	1	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni West Timor Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GBP	1	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Yemen Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1.000	Burren Energy Plc	100,00		P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(6) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione in Turkmenistan ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano.

(a) Azioni senza valore nominale

445

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eurl Eni Algérie	Algeri (Algeria)	Algeria	DZD	1.000.000	Eni Algeria Ltd Sàrl	100,00		P.N.
First Calgary Petroleums LP	Wilmington (USA)	Algeria	USD	1	Eni Canada Hold. Ltd FCP Partner Co ULC	99,99 0,01	100,00	C.I.
First Calgary Petroleums Partner Co ULC	Calgary (Canada)	Canada	CAD	10	Eni Canada Hold. Ltd	100,00	100,00	C.I.
Ieoc Exploration BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Egitto	EUR	20.000	Eni International BV	100,00		P.N.
Ieoc Production BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Egitto	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Lasmo Sanga Sanga Ltd(7)	Hamilton (Bermuda)	Indonesia	USD	12.000	Eni Lasmo Plc	100,00	100,00	C.I.
Liverpool Bay CCS Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	10.000	Eni Lasmo Plc	100,00		P.N.
Liverpool Bay Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	USD	1	Eni ULX Ltd	100,00		P.N.
Llc "Eni Energhia"	Mosca (Russia)	Russia	RUB	2.000.000	Eni Energy Russia BV Eni Oil Holdings BV	99,90 0,10		P.N.
Mizamtec Operating Company S. de RL de CV	Città del Messico (Messico)	Messico	MXN	3.000	Eni US Op. Co Inc Eni Petroleum Co Inc	99,90 0,10	100,00	C.I.
Nigerian Agip CPFA Ltd	Lagos (Nigeria)	Nigeria	NGN	1.262.500	NAOC Ltd Agip En Nat Res. Ltd Nigerian Agip E. Ltd	98,02 0,99 0,99		Co.
Nigerian Agip Exploration Ltd	Abuja (Nigeria)	Nigeria	NGN	5.000.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	99,99 0,01	100,00	C.I.
Nigerian Agip Oil Co Ltd	Abuja (Nigeria)	Nigeria	NGN	1.800.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	99,89 0,11	100,00	C.I.
Zetah Congo Ltd(8)	Nassau (Bahamas)	Repubblica del Congo	USD	300	Eni Congo SA Burren En. Congo Ltd	66,67 33,33		Co.
Zetah Kouilou Ltd(8)	Nassau (Bahamas)	Repubblica del Congo	USD	2.000	Eni Congo SA Burren En. Congo Ltd Soci Terzi	54,50 37,00 8,50		Co.

^(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

⁽⁷⁾ Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società è fiscalmente residente nel Regno Unito ed opera con stabile organizzazione in Indonesia assoggettata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano.

⁽⁸⁾ Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni Corridor Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	Eni SpA	100,00		P.N.
Eni Gas Transport Services Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	120.000	Eni SpA	100,00		Co.
Eni Global Energy Markets SpA	Roma	Italia	EUR	41.233.720	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
LNG Shipping SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	240.900.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Trans Tunisian Pipeline Co SpA	San Donato Milanese (MI)	Tunisia	EUR	1.098.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni España Comercializadora De Gas SAU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	2.340.240	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni G&P Trading BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Turchia	EUR	70.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Gas Liquefaction BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Société de Service du Gazoduc Transtunisien SA - Sergaz SA	Tunisi (Tunisia)	Tunisia	TND	99.000	Eni International BV Soci Terzi	66,67 33,33	66,67	C.I.
Société pour la Construction du Gazoduc Transtunisien SA - Scogat SA	Tunisi (Tunisia)	Tunisia	TND	200.000	Eni International BV Eni SpA LNG Shipping SpA Trans Tunis. P. Co SpA	99,85 0,05 0,05 0,05	100,00	C.I.

REFINING & MARKETING E CHIMICA

Refining & Marketing

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Ecofuel SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	52.000.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni Fuel SpA	Roma	Italia	EUR	59.944.310	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni Trade & Biofuels SpA	Roma	Italia	EUR	22.568.759	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni4Cities SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	Ecofuel SpA	100,00		P.N.
EniBioCh4in Alexandria Srl Società Agricola	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	EniBioCh4in SpA Soci Terzi	70,00 30,00	70,00	C.I.
EniBioCh4in Annia Srl Società Agricola	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Appia Srl Società Agricola	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	10.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Aprilia Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	10.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Briona Srl Società Agricola	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	20.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Calandre Energia Srl Società Agricola	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	10.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Gardilliana Società Agricola Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Grupellum Società Agricola Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	100.000	EniBioCh4in SpA Soci Terzi	98,00 2,00	98,00	C.I.
EniBioCh4in Jonica Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	20.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Maddalena Società Agricola Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Medea Srl Società Agricola	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Momo Società Agricola Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	20.000	EniBioCh4in SpA Soci Terzi	95,00 5,00	95,00	C.I.
EniBioCh4in Mortara Società Agricola Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	20.000	EniBioCh4in SpA Soci Terzi	95,00 5,00	95,00	C.I.
EniBioCh4in Pannellia BioGas Srl Società Agricola	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Plovera Società Agricola Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	20.000	EniBioCh4in SpA Soci Terzi	98,00 2,00	98,00	C.I.
EniBioCh4in Quadruvium Srl Società Agricola	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Rhodigium Società Agricola Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	20.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in San Benedetto Po Srl Società Agricola	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	10.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
EniBioCh4in Service BioGas Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Società Agricola Il Bue Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	10.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	2.500.000	Ecofuel SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Vigevano Srl Società Agricola	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	100.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
EniBioCh4in Villacidro Agricole Società Agricola a responsabilità limitata	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	10.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
Petroven Srl	Genova	Italia	EUR	918.520	Ecofuel SpA	100,00	100,00	C.I.
Po' Energia Srl Società Agricola	Bolzano	Italia	EUR	10.000	EniBioCh4in SpA	100,00	100,00	C.I.
Raffineria di Gela SpA	Gela (CL)	Italia	EUR	15.000.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
SeaPad SpA	Genova	Italia	EUR	12.400.000	Ecofuel SpA Soci Terzi	80,00 20,00		P.N.
Servizi Fondo Bombole Metano SpA	Roma	Italia	EUR	13.580.000,20	Eni SpA	100,00		Co.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Abu Dhabi Refining & Trading Services BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Emirati Arabi Uniti	EUR	20.000	Eni Abu Dhabi R&T BV	100,00		P.N.
Eni Austria GmbH	Vienna (Austria)	Austria	EUR	78.500.000	Eni International BV Eni Deutsch. GmbH	75,00 25,00	100,00	C.I.
Eni Benelux BV	Rotterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	1.934.040	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Deutschland GmbH	Monaco di Baviera (Germania)	Germania	EUR	90.000.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	89,00 11,00	100,00	C.I.
Eni Ecuador SA	Quito (Ecuador)	Ecuador	USD	103.142,08	Eni International BV Esain SA	99,93 0,07	100,00	C.I.
Eni Energy (Shanghai) Co Ltd (ex Eni Lubricants Trading (Shanghai) Co Ltd)	Shanghai (Cina)	Cina	EUR	5.000.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni France Sàrl	Lione (Francia)	Francia	EUR	56.800.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.

448

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni Iberia SLU	Alcobendas (Spagna)	Spagna	EUR	17.299.100	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Marketing Austria GmbH	Vienna (Austria)	Austria	EUR	19.621.665,23	Eni Mineralölh. GmbH Eni International BV	99,99 ()	100,00	C.I.
Eni Mineralölhandel GmbH	Vienna (Austria)	Austria	EUR	34.156.232,06	Eni Austria GmbH	100,00	100,00	C.I.
Eni Schmiertechnik GmbH	Wurzburg (Germania)	Germania	EUR	2.000.000	Eni Deutsch. GmbH	100,00	100,00	C.I.
Eni Suisse SA	Losanna (Svizzera)	Svizzera	CHF	102.500.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Trading & Shipping Inc	Dover (USA)	USA	USD	1.000.000	ET&B SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni Transporte y Suministro México S. de RL de CV	Città del Messico (Messico)	Messico	MXN	3.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	99,90 0,10		P.N.
Eni USA R&M Co Inc	Wilmington (USA)	USA	USD	11.000.000	Eni International BV	100,00		P.N.
Esacontrol SA	Quito (Ecuador)	Ecuador	USD	60.000	Eni Ecuador SA Soci Terzi	87,00 13,00		P.N.
Esain SA	Quito (Ecuador)	Ecuador	USD	30.000	Eni Ecuador SA Tecnoesa SA	99,99 ()	100,00	C.I.
Llc "Eni-Nefto"	Mosca (Russia)	Russia	RUB	1.010.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	99,01 0,99		P.N.
Oléoduc du Rhône SA	Bovernier (Svizzera)	Svizzera	CHF	7.000.000	Eni International BV	100,00		P.N.
Tecnoesa SA	Quito (Ecuador)	Ecuador	USD	36.000	Eni Ecuador SA Esain SA	99,99 ()		P.N.

450

Chimica

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Finproject SpA	Morrovalle (MC)	Italia	EUR	18.500.000	Versalis SpA	100,00	100,00	C.I.
Padanaplast Srl	Roccabianca (PR)	Italia	EUR	18.000.000	Finproject SpA	100,00	100,00	C.I.
Versalis SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	446.050.728,65	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Asian Compounds Ltd	Hong Kong (Hong Kong)	Hong Kong	HKD	1.000	Finproject Asia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Dunastyr Polisztirolgyártó Zártkörûen Mûködõ Részvénytársaság	Budapest (Ungheria)	Ungheria	HUF	1.577.971,20	Versalis SpA Versalis Deutschland GmbH Versalis International SA	96,34 1,83 1,83	100,00	C.I.
Finproject Asia Ltd	Hong Kong (Hong Kong)	Hong Kong	USD	1.000	FinprojectSpA	100,00	100,00	C.I.
Finproject Brasil Industria De Solados Eireli	Franca (Brasile)	Brasile	BRL	1.000.000	FinprojectSpA	100,00	100,00	C.I.
Finproject Guangzhou Trading Co Ltd	Guangzhou (Cina)	Cina	USD	180.000	FinprojectSpA	100,00	100,00	C.I.
Finproject India Pvt Ltd	Jaipur (India)	India	INR	100.000.000	Asian Compounds Ltd FinprojectAsia Ltd	99,00 1,00	100,00	C.I.
Finproject Romania Srl	Valea Lui Mihai (Romania)	Romania	RON	67.730	FinprojectSpA	100,00	100,00	C.I.
Finproject Singapore Pte Ltd	Singapore (Singapore)	Singapore	SGD	100	FinprojectAsia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Finproject Viet Nam Company Limited	Hai Phong (Vietnam)	Vietnam		VND 19.623.250.000	FinprojectAsia Ltd	100,00	100,00	C.I.

(Ghana)

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Foam Creations (2008) Inc	Quebec City (Canada)	Canada	CAD	1.215.000	Finproject SpA	100,00	100,00	C.I.
Foam Creations México SA de CV	León (Messico)	Messico	MXN	19.138.165	Foam Creations (2008) Finproject SpA	99,99 ()	100,00	C.I.
Padanaplast America Llc	Wilmington (USA)	USA	USD	70.000	Finproject SpA	100,00	100,00	C.I.
Padanaplast Deutschland GmbH	Hannover (Germania)	Germania	EUR	25.000	Padanaplast Srl	100,00	100,00	C.I.
Versalis Americas Inc	Dover (USA)	USA	USD	100.000	Versalis International SA	100,00	100,00	C.I.
Versalis Congo Sarlu	Pointe-Noire (Repubblica del Congo)	Repubblica del Congo	XAF	1.000.000	Versalis International SA	100,00	100,00	C.I.
Versalis Deutschland GmbH	Eschborn (Germania)	Germania	EUR	100.000	Versalis SpA	100,00	100,00	C.I.
Versalis France SAS	Mardyck (Francia)	Francia	EUR	126.115.582,90	Versalis SpA	100,00	100,00	C.I.
Versalis International SA	Bruxelles (Belgio)	Belgio	EUR	15.449.173,88	Versalis SpA Versalis Deutschland GmbH Dunastyr Zrt Versalis France	59,00 23,71 14,43 2,86	100,00	C.I.
Versalis Kimya Ticaret Limited Sirketi	Istanbul (Turchia)	Turchia	TRY	20.000	Versalis International SA	100,00	100,00	C.I.
Versalis México S. de RL de CV	Città del Messico (Messico)	Messico	MXN	1.000	Versalis International SA Versalis SpA	99,00 1,00	100,00	C.I.
Versalis Pacific (India) Private Ltd	Mumbai (India)	India	INR	238.700	Versalis Singapore P. Ltd Soci Terzi	99,99 ()		P.N.
Versalis Pacific Trading (Shanghai) Co Ltd	Shanghai (Cina)	Cina	CNY	1.000.000	Versalis SpA	100,00	100,00	C.I.
Versalis Singapore Pte Ltd	Singapore (Singapore)	Singapore	SGD	80.000	Versalis SpA	100,00	100,00	C.I.
Versalis UK Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	4.004.042	Versalis SpA	100,00	100,00	C.I.
Versalis Zeal Ltd	Tokoradi	Ghana	GHS	5.650.000	Versalis International SA	80,00	80,00	C.I.

Soci Terzi

20,00

452

PLENITUDE & POWER

Plenitude

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
4Energia Srl	Milano	Italia	EUR	400.000	Be Power SpA	100,00	100,00	C.I.
Be Charge Srl	Milano	Italia	EUR	500.000	Be Power SpA	100,00	100,00	C.I.
Be Charge Valle d'Aosta Srl	Milano	Italia	EUR	10.000	Be Charge Srl	100,00	100,00	C.I.
Be Power SpA	Milano	Italia	EUR	698.251	Eni gas e luce SpA SB Soci Terzi	99,19 (a) 0,81	100,00	C.I.
CEF 3 Wind Energy SpA	Milano	Italia	EUR	101.000	Eni New Energy SpA	100,00	100,00	C.I.
CGDB Enrico Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	10.000	Eni New Energy SpA	100,00	100,00	C.I.
CGDB Laerte Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	10.000	Eni New Energy SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni gas e luce SpA Società Benefit	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	770.000.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni New Energy SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	9.296.000	Eni gas e luce SpA SB	100,00	100,00	C.I.
Eolica Lucana Srl	Milano	Italia	EUR	100.000	Eni New Energy SpA	100,00	100,00	C.I.
Evolvere SpA Società Benefit	Milano	Italia	EUR	1.130.000	Eni gas e luce SpA SB Soci Terzi	70,52 29,48	70,52	C.I.
Evolvere Venture SpA	Milano	Italia	EUR	50.000	Evolvere SpA Soc. Ben.	100,00	70,52	C.I.
Finpower Wind Srl	Milano	Italia	EUR	10.000	Eni New Energy SpA	100,00	100,00	C.I.
Green Energy Management Services Srl	Roma	Italia	EUR	10.000	Eni New Energy SpA	100,00	100,00	C.I.
SEA SpA	L'Aquila	Italia	EUR	100.000	Eni gas e luce SpA SB Soci Terzi	60,00 40,00	60,00	C.I.
Società Energie Rinnovabili 1 SpA	Roma	Italia	EUR	120.000	SER SpA CEF 3 Wind Energy	96,00 4,00	100,00	C.I.
Società Energie Rinnovabili SpA	Palermo	Italia	EUR	121.636	CEF 3 Wind Energy	100,00	100,00	C.I.
Wind Park Laterza Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	10.000	Eni New Energy SpA	100,00	100,00	C.I.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(a) Quota di Controllo: Eni gas e luce SpA SB 100,00

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Adriaplin Podjetje za distribucijo zemeljskega plina doo Ljubljana	Lubiana (Slovenia)	Slovenia	EUR	12.956.935	Eni gas e luce SpA SB Soci Terzi	51,00 49,00	51,00	C.I.
Aldro Energía y Soluciones SLU	Torrelavega (Spagna)	Spagna	EUR	3.192.000	Eni gas e luce SpA SB	100,00	100,00	C.I.
Aleria Solar SAS	Bastia (Francia)	Francia	EUR	100	Dhamma Energy SAS	100,00	100,00	C.I.
Alpinia Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Argon SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	180.000	Dhamma Energy SAS	100,00	100,00	C.I.
Arm Wind Llp	Nur-Sultan (Kazakhstan)	Kazakhstan		KZT 19.069.100.000	Eni Energy Solutions BV	100,00	100,00	C.I.
Athies-Samoussy Solar PV1 SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	68.000	Krypton SAS	100,00	100,00	C.I.
Athies-Samoussy Solar PV2 SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	40.000	Krypton SAS	100,00	100,00	C.I.
Athies-Samoussy Solar PV3 SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	36.000	Krypton SAS	100,00	100,00	C.I.
Athies-Samoussy Solar PV4 SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	14.000	Xenon SAS	100,00	100,00	C.I.
Athies-Samoussy Solar PV5 SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	14.000	Xenon SAS	100,00	100,00	C.I.
Belle Magiocche Solaire SAS	Bastia (Francia)	Francia	EUR	10.000	Dhamma Energy SAS	100,00	100,00	C.I.
Bonete Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Brazoria Class B Member Llc	Dover (USA)	USA	USD	1.000	Eni New Energy US Inc	100,00		P.N.
Brazoria County Solar Project Llc	Dover (USA)	USA	USD	1.000	Eni New Energy US Hold	100,00	100,00	C.I.
Brazoria HoldCo Llc	Dover (USA)	USA	USD	1.000	Brazoria Class B	100,00
Camelia Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Celtis Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Desarrollos Empresariales Illas SL	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group Soci Terzi	55,00 45,00	55,00	C.I.
Desarrollos Energéticos Riojanos SL	Villarcayo de Merindad de Castilla la Vieja (Spagna)	Spagna	EUR	876.042	Eni gas e luce SpA SB Energías Amb. Outes	60,00 40,00	100,00	C.I.
Dhamma Energy Development SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	51.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Dhamma Energy Group Sàrl	Dudelange (Lussemburgo)	Lussemburgo	EUR	10.253.560	Eni gas e luce SpA SB	100,00	100,00	C.I.
Dhamma Energy Management SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	6.680	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Dhamma Energy Rooftop SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	40.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Dhamma Energy SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	1.116.489,72	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Ecovent Parc Eolic SAU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	1.037.350	Eni gas e luce SpA SB	100,00	100,00	C.I.
Energías Ambientales de Outes SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	643.451,49	Eni gas e luce SpA SB	100,00	100,00	C.I.
Energías Alternativas Eolicas Riojanas SL	Logroño (Spagna)	Spagna	EUR	2.008.901,71	Eni gas e luce SpA SB Desarrollos Energéticos Riojanos SL	57,50 42,50	100,00	C.I.
Eni Energy Solutions BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	20.000	Eni gas e luce SpA SB	100,00	100,00	C.I.
Eni Gas & Power France SA	Levallois Perret (Francia)	Francia	EUR	29.937.600	Eni gas e luce SpA SB Soci Terzi	99,87 0,13	99,87	C.I.
Eni New Energy Australia Pty Ltd	Perth (Australia)	Australia	AUD	4	Eni gas e luce SpA SB	100,00		P.N.
Eni New Energy Batchelor Pty Ltd	Perth (Australia)	Australia	AUD	1	Eni New Energ. Austr.	100,00
Eni New Energy Katherine Pty Ltd	Perth (Australia)	Australia	AUD	1	Eni New Energ. Austr.	100,00
Eni New Energy Manton Dam Pty Ltd	Perth (Australia)	Australia	AUD	1	Eni New Energ. Austr.	100,00
Eni New Energy Pakistan (Private) Ltd	Saddar Town-Karachi (Pakistan)	Pakistan	PKR	1.252.000.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV Eni Pakistan Ltd (M)	99,98 0,01 0,01	100,00	C.I.
Eni New Energy US Holding Llc	Dover (USA)	USA	USD	100	Eni New Energy US Inc Eni New Energy US Inv. Inc	99,00 1,00	100,00	C.I.
Eni New Energy US Inc	Dover (USA)	USA	USD	100	Eni gas e luce SpA SB	100,00	100,00	C.I.
Eni New Energy US Investing Inc	Dover (USA)	USA	USD	1.000	Eni New Energy US Inc	100,00	100,00	C.I.
Eni North Sea Wind Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	10.000	Eni Energy Solutions BV	100,00	100,00	C.I.
Estanque Redondo Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Gas Supply Company Thessaloniki - Thessalia SA	Thessaloniki (Grecia)	Grecia	EUR	13.761.788	Eni gas e luce SpA SB	100,00	100,00	C.I.
Holding Lanas Solar Sàrl	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	100	Dhamma Energy SAS	100,00	100,00	C.I.
Instalaciones Martínez Díez SLU	Torrelavega (Spagna)	Spagna	EUR	18.030	Eni gas e luce SpA SB	100,00	100,00	C.I.
Ixia Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Krypton SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	180.000	Dhamma Energy SAS	100,00	100,00	C.I.
Lanas Solar SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	100	Holding Lanas Solar	100,00	100,00	C.I.
Membrio Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Olea Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Opalo Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Pistacia Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
POP Solar SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	1.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Tebar Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.
Xenon SAS	Argenteuil (Francia)	Francia	EUR	1.500.100	Dhamma Energy SAS Soci Terzi	(a) 0,01 99,99	100,00	C.I.
Zinnia Solar SLU	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group	100,00	100,00	C.I.

456

Power

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
EniPower Mantova SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	144.000.000	EniPower SpA Soci Terzi	86,50 13,50	86,50	C.I.
EniPower SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	944.947.849	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.

CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ

Corporate e Società finanziarie

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Agenzia Giornalistica Italia SpA	Roma	Italia	EUR	2.000.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
D-Service Media Srl (in liquidazione)	Milano	Italia	EUR	75.000	D-Share SpA	100,00		P.N.
D-Share SpA	Milano	Italia	EUR	121.719,25	AGI SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni Corporate University SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	3.360.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni Energia Italia Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	Eni SpA	100,00		Co.
Eni Nuova Energia Srl	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	Eni SpA	100,00		Co.
Eni Trading & Shipping SpA (in liquidazione)	Roma	Italia	EUR	334.171	Eni SpA	100,00		Co.
EniProgetti SpA	Venezia Marghera (VE)	Italia	EUR	2.064.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
EniServizi SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	13.427.419,08	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Serfactoring SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	5.160.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Servizi Aerei SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	48.205.536	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Banque Eni SA	Bruxelles (Belgio)	Belgio	EUR	50.000.000	Eni International BV Eni Oil Holdings BV	99,90 0,10	100,00	C.I.
D-Share USA Corp.	New York (USA)	USA	USD	0(a)	D-Share SpA	100,00		Co.
Eni Finance International SA	Bruxelles (Belgio)	Belgio	USD	1.480.365.336	Eni International BV Eni SpA	66,39 33,61	100,00	C.I.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(a) Azioni senza valore nominale.

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni Finance USA Inc	Dover (USA)	USA	USD	15.000.000	Eni Petroleum Co Inc	100,00	100,00	C.I.
Eni Insurance DAC	Dublino (Irlanda)	Irlanda	EUR	500.000.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni International BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	641.683.425	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Eni International Resources Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	50.000	Eni SpA Eni UK Ltd	99,99 ()	100,00	C.I.
Eni Next Llc	Dover (USA)	USA	USD	100	Eni Petroleum Co Inc	100,00	100,00	C.I.
EniProgetti Egypt Ltd	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	50.000	EniProgetti SpA Eni SpA	99,00 1,00		P.N.

Altre attività

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni Rewind SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	281.857.871,44	Eni SpA Soci Terzi	99,99 ()	100,00	C.I.
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione)	Gela (CL)	Italia	EUR	1.300.000	Eni Rewind SpA Soci Terzi	52,00 48,00		P.N.
Ing. Luigi Conti Vecchi SpA	Assemini (CA)	Italia	EUR	5.518.620,64	Eni Rewind SpA	100,00	100,00	C.I.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Eni Rewind International BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	20.000	Eni International BV	100,00		P.N.
Oleodotto del Reno SA	Coira (Svizzera)	Svizzera	CHF	1.550.000	Eni Rewind SpA	100,00		P.N.

IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO E COLLEGATE

Exploration & Production

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Agri-Energy Srl(†)	Jolanda di Savoia (FE)	Italia	EUR	50.000	Eni Natural Energies SpA Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Mozambique Rovuma Venture SpA(†)	San Donato Milanese (MI)	Mozambico	EUR	20.000.000	Eni SpA Soci Terzi	35,71 64,29		P.N.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni consolidamento *) di valutazione( % Consolidata Metodo di o criterio
Agiba Petroleum Co(†)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	50,00 50,00	Co.
Angola LNG Ltd	Hamilton (Bermuda)	Angola	USD	8.817.000.000	Eni Angola Prod. BV Soci Terzi	13,60 86,40	P.N.
Ashrafi Island Petroleum Co (in liquidazione)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	25,00 75,00	Co.
Barentsmorneftegaz Sàrl(†)	Lussemburgo (Lussemburgo)	Russia	USD	20.000	Eni Energy Russia BV Soci Terzi	33,33 66,67	P.N.
Cabo Delgado Gas Development Limitada(†)	Maputo (Mozambico)	Mozambico	MZN	2.500.000	Eni Mozambique LNG H. BV Soci Terzi	50,00 50,00	Co.
Cardón IV SA(†)	Caracas (Venezuela)	Venezuela	VED	0	Eni Venezuela BV Soci Terzi	50,00 50,00	P.N.
Compañia Agua Plana SA	Caracas (Venezuela)	Venezuela	VED	0	Eni Venezuela BV Soci Terzi	26,00 74,00	Co.
Coral FLNG SA	Maputo (Mozambico)	Mozambico	MZN	100.000.000	Eni Mozambique LNG H. BV Soci Terzi	25,00 75,00	P.N.
Coral South FLNG DMCC	Dubai (Emirati Arabi Uniti)	Emirati Arabi Uniti	AED	500.000	Eni Mozambique LNG H. BV Soci Terzi	25,00 75,00	P.N.
East Delta Gas Co (in liquidazione)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	37,50 62,50	Co.
East Kanayis Petroleum Co(†)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	50,00 50,00	Co.
East Obaiyed Petroleum Co(†)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	50,00 50,00	Co.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†) L'impresa è a controllo congiunto.

461

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
El Temsah Petroleum Co	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	25,00 75,00		Co.
El-Fayrouz Petroleum Co(†) (in liquidazione)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Exploration BV Soci Terzi	50,00 50,00
Fedynskmorneftegaz Sàrl(†)	Lussemburgo (Lussemburgo)	Russia	USD	20.000	Eni Energy Russia BV Soci Terzi	33,33 66,67		P.N.
Isatay Operating Company Llp(†)	Nur-Sultan (Kazakhstan)	Kazakhstan	KZT	400.000	Eni Isatay Soci Terzi	50,00 50,00		Co.
Karachaganak Petroleum Operating BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Kazakhstan	EUR	20.000	Agip Karachaganak BV Soci Terzi	29,25 70,75		Co.
Khaleej Petroleum Co Wll	Safat (Kuwait)	Kuwait	KWD	250.000	Eni Middle E. Ltd Soci Terzi	49,00 51,00		P.N.
Liberty National Development Co Llc	Wilmington (USA)	USA	USD	0(a)	Eni Oil & Gas Inc Soci Terzi	32,50 67,50		P.N.
Mediterranean Gas Co	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	25,00 75,00		Co.
Meleiha Petroleum Company(†)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	50,00 50,00		Co.
Mellitah Oil & Gas BV(†)	Amsterdam (Paesi Bassi)	Libia	EUR	20.000	Eni North Africa BV Soci Terzi	50,00 50,00		Co.
Nile Delta Oil Co Nidoco	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	37,50 62,50		Co.
Norpipe Terminal HoldCo Ltd	Londra (Regno Unito)	Norvegia	GBP	55,69	Eni SpA Soci Terzi	14,20 85,80		P.N.
North Bardawil Petroleum Co	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Exploration BV Soci Terzi	30,00 70,00
North El Burg Petroleum Co	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	25,00 75,00		Co.
Petrobel Belayim Petroleum Co(†)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	50,00 50,00		Co.
PetroBicentenario SA(†)	Caracas (Venezuela)	Venezuela	VED	0	Eni Lasmo Plc Soci Terzi	40,00 60,00		P.N.
PetroJunín SA(†)	Caracas (Venezuela)	Venezuela	VED	0,02	Eni Lasmo Plc Soci Terzi	40,00 60,00		P.N.
PetroSucre SA	Caracas (Venezuela)	Venezuela	VED	0	Eni Venezuela BV Soci Terzi	26,00 74,00		P.N.
Pharaonic Petroleum Co	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	25,00 75,00		Co.
Point Resources FPSO AS	Sandnes (Norvegia)	Norvegia	NOK	150.100.000	PR FPSO Holding AS	100,00
Point Resources FPSO Holding AS	Sandnes (Norvegia)	Norvegia	NOK	60.000	Vår Energi AS	100,00
Port Said Petroleum Co(†)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	50,00 50,00		Co.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†) L'impresa è a controllo congiunto.

(a) Azioni senza valore nominale.

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
PR Jotun DA	Sandnes (Norvegia)	Norvegia	NOK	0(a)	PR FPSO AS PR FPSO Holding AS	95,00 5,00
Raml Petroleum Co	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	22,50 77,50		Co.
Ras Qattara Petroleum Co	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	37,50 62,50		Co.
Rovuma LNG Investment (DIFC) Ltd	Dubai (Emirati Arabi Uniti)	Mozambico	USD	50.000	Eni Mozambique LNG H. BV Soci Terzi	25,00 75,00		P.N.
Rovuma LNG SA	Maputo (Mozambico)	Mozambico	MZN	100.000.000	Eni Mozambique LNG H. BV Soci Terzi	25,00 75,00		P.N.
Shorouk Petroleum Company	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	25,00 75,00		Co.
Société Centrale Electrique du Congo SA	Pointe-Noire (Repubblica del Congo)	Repubblica del Congo	XAF	44.732.000.000	Eni Congo SA Soci Terzi	20,00 80,00		P.N.
Société Italo Tunisienne d'Exploitation Pétrolière SA(†)	Tunisi (Tunisia)	Tunisia	TND	5.000.000	Eni Tunisia BV Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Sodeps - Société de Developpement et d'Exploitation du Permis du Sud SA(†)	Tunisi (Tunisia)	Tunisia	TND	100.000	Eni Tunisia BV Soci Terzi	50,00 50,00		Co.
Solenova Ltd(†)	Londra (Regno Unito)	Angola	USD	1.580.000	Eni E&P Holding BV Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Thekah Petroleum Co (in liquidazione)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Exploration BV Soci Terzi	25,00 75,00
United Gas Derivatives Co	New Cairo (Egitto)	Egitto	USD	153.000.000	Eni International BV Soci Terzi	33,33 66,67		P.N.
Vår Energi AS(†)	Sandnes (Norvegia)	Norvegia	NOK	399.425.000	Eni International BV Soci Terzi	69,85 30,15		P.N.
Vår Energi Marine AS	Sandnes (Norvegia)	Norvegia	NOK	61.000.000	Vår Energi AS	100,00
VIC CBM Ltd(†)	Londra (Regno Unito)	Indonesia	USD	52.315.912	Eni Lasmo Plc Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Virginia Indonesia Co CBM Ltd(†)	Londra (Regno Unito)	Indonesia	USD	25.631.640	Eni Lasmo Plc Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
West Ashrafi Petroleum Co(†) (in liquidazione)	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Exploration BV Soci Terzi	50,00 50,00

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†) L'impresa è a controllo congiunto.

(a) Azioni senza valore nominale.

463

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO

IN ITALIA

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Angola LNG Supply Services Llc	Wilmington (USA)	USA	USD	19.278.782	Eni USA Gas M. Llc Soci Terzi	13,60 86,40		P.N.
Blue Stream Pipeline Co BV(†)	Amsterdam (Paesi Bassi)	Russia	USD	22.000	Eni International BV Soci Terzi	50,00 50,00	74,62(a)	J.O.
Damietta LNG (DLNG) SAE(†)	Damietta (Egitto)	Egitto	USD	375.000.000	Eni Gas Liquef. BV Soci Terzi	50,00 50,00	50,00	J.O.
GreenStream BV(†)	Amsterdam (Paesi Bassi)	Libia	EUR	200.000.000	Eni North Africa BV Soci Terzi	50,00 50,00	50,00	J.O.
Premium Multiservices SA	Tunisi (Tunisia)	Tunisia	TND	200.000	Sergaz SA Soci Terzi	49,99 50,01		P.N.
SAMCO Sagl	Lugano (Svizzera)	Svizzera	CHF	20.000	Transmed. Pip. Co Ltd Eni International BV Soci Terzi	90,00 5,00 5,00		P.N.
SEGAS Services SAE(†)	Damietta (Egitto)	Egitto	USD	1.000.000	Damietta LNG Eni Gas Liquef. BV Soci Terzi	98,00 1,00 1,00	50,00	J.O.
Société Energies Renouvelables Eni-ETAP SA(†)	Tunisi (Tunisia)	Tunisia	TND	1.000.000	Eni International BV Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Transmediterranean Pipeline Co Ltd(†)(9)	St. Helier (Jersey)	Jersey	USD	10.310.000	Eni SpA Soci Terzi	50,00 50,00	50,00	J.O.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†) L'impresa è a controllo congiunto.

(a) Percentuale pari al working interest di Eni.

(9) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia. Partecipazione considerata di controllo ex art. 167, comma 2 del TUIR.

464

REFINING & MARKETING E CHIMICA

Refining & Marketing

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Arezzo Gas SpA(†)	Arezzo	Italia	EUR	394.000	Eni Fuel SpA Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
CePIM Centro Padano Interscambio Merci SpA	Fontevivo (PR)	Italia	EUR	6.642.928,32	Ecofuel SpA Soci Terzi	44,78 55,22		P.N.
Consorzio Operatori GPL di Napoli	Napoli	Italia	EUR	102.000	Eni Fuel SpA Soci Terzi	25,00 75,00		Co.
Costiero Gas Livorno SpA(†)	Livorno	Italia	EUR	26.000.000	Eni Fuel SpA Soci Terzi	65,00 35,00	65,00	J.O.
Disma SpA	Segrate (MI)	Italia	EUR	2.600.000	Eni Fuel SpA Soci Terzi	25,00 75,00		P.N.
Livorno LNG Terminal SpA (in liquidazione)	Livorno	Italia	EUR	200.000	Costiero Gas L. SpA Soci Terzi	50,00 50,00		Co.
Porto Petroli di Genova SpA	Genova	Italia	EUR	2.068.000	Ecofuel SpA Soci Terzi	40,50 59,50		P.N.
Raffineria di Milazzo ScpA(†)	Milazzo (ME)	Italia	EUR	171.143.000	Eni SpA Soci Terzi	50,00 50,00	50,00	J.O.
Seram SpA	Fiumicino (RM)	Italia	EUR	852.000	Eni SpA Soci Terzi	25,00 75,00		P.N.
Sigea Sistema Integrato Genova Arquata SpA	Genova	Italia	EUR	3.326.900	Ecofuel SpA Soci Terzi	35,00 65,00		P.N.
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA(†)	Roma	Italia	EUR	3.085.000	Eni SpA Soci Terzi	70,00 30,00		P.N.
South Italy Green Hydrogen Srl(†)	Roma	Italia	EUR	10.000	Eni SpA Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER)	Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti)	Emirati Arabi Uniti	AED	500.000.000	Eni Abu Dhabi R&T Soci Terzi	20,00 80,00		P.N.
ADNOC Global Trading Ltd	Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti)	Emirati Arabi Uniti	USD	100.000.000	Eni Abu Dhabi R&T Soci Terzi	20,00 80,00		P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†) L'impresa è a controllo congiunto.

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
AET - Raffineriebeteiligungsgesellschaft mbH(†)	Schwedt (Germania)	Germania	EUR	27.000	Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi	33,33 66,67		P.N.
Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH(†)	Vohburg (Germania)	Germania	EUR	10.226.000	Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi	20,00 80,00	20,00	J.O.
City Carburoil SA(†)	Monteceneri (Svizzera)	Svizzera	CHF	6.000.000	Eni Suisse SA Soci Terzi	49,91 50,09		P.N.
Egyptian International Gas Technology Co	New Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	100.000.000	Eni International BV Soci Terzi	40,00 60,00		Co.
ENEOS Italsing Pte Ltd	Singapore (Singapore)	Singapore	SGD	12.000.000	Eni International BV Soci Terzi	22,50 77,50		P.N.
Fuelling Aviation Services GIE	Tremblay-en France (Francia)	Francia	EUR	0	Eni France Sàrl Soci Terzi	25,00 75,00		Co.
Mediterranée Bitumes SA	Tunisi (Tunisia)	Tunisia	TND	1.000.000	Eni International BV Soci Terzi	34,00 66,00		P.N.
Routex BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	67.500	Eni International BV Soci Terzi	20,00 80,00		P.N.
Saraco SA	Meyrin (Svizzera)	Svizzera	CHF	420.000	Eni Suisse SA Soci Terzi	20,00 80,00		Co.
Supermetanol CA(†)	Jose Puerto La Cruz (Venezuela)	Venezuela	VED	0	Ecofuel SpA Supermetanol CA Soci Terzi	34,51 (a) 30,07 35,42	50,00	J.O.
TBG Tanklager Betriebsgesellschaft GmbH(†)	Salisburgo (Austria)	Austria	EUR	43.603,70	Eni Marketing A. GmbH Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Weat Electronic Datenservice GmbH	Düsseldorf (Germania)	Germania	EUR	409.034	Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi	20,00 80,00		P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†) L'impresa è a controllo congiunto.

(a) Quota di Controllo:	Ecofuel SpA	50,00
	Soci Terzi	50,00

465

466

Chimica

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni consolidamento *) di valutazione( % Consolidata Metodo di o criterio
Brindisi Servizi Generali Scarl	Brindisi	Italia	EUR	1.549.060	Versalis SpA Eni Rewind SpA EniPower SpA Soci Terzi	49,00 20,20 8,90 21,90	P.N.
IFM Ferrara ScpA	Ferrara	Italia	EUR	5.270.466	Versalis SpA Eni Rewind SpA S.E.F. Srl Soci Terzi	19,74 11,58 10,70 57,98	P.N.
Matrìca SpA(†)	Porto Torres (SS)	Italia	EUR	37.500.000	Versalis SpA Soci Terzi	50,00 50,00	P.N.
Priolo Servizi ScpA	Melilli (SR)	Italia	EUR	28.100.000	Versalis SpA Eni Rewind SpA Soci Terzi	37,22 5,65 57,13	P.N.
Ravenna Servizi Industriali ScpA	Ravenna	Italia	EUR	5.597.400	Versalis SpA EniPower SpA Ecofuel SpA Soci Terzi	42,13 30,37 1,85 25,65	P.N.
Servizi Porto Marghera Scarl	Venezia Marghera (VE)	Italia	EUR	8.695.718	Versalis SpA Eni Rewind SpA Soci Terzi	48,44 38,39 13,17	P.N.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Lotte Versalis Elastomers Co Ltd(†)	Yeosu (Corea del Sud)	Corea del Sud	KRW	551.800.000.000	Versalis SpA Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Versalis Chem-invest LLP(†)	Uralsk City (Kazakhstan)	Kazakhstan	KZT	64.194.000	Versalis International SA Soci Terzi	49,00 51,00		P.N.
VPM Oilfield Specialty Chemicals Llc(†)	Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti)	Emirati Arabi Uniti	AED	1.000.000	Versalis International SA Soci Terzi	49,00 51,00		P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†) L'impresa è a controllo congiunto.

PLENITUDE & POWER

Plenitude

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
E-Prosume Srl(†)	Milano	Italia	EUR	100.000	Evolvere Venture SpA Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Evogy Srl Società Benefit	Seriate (BG)	Italia	EUR	11.785,71	Evolvere Venture SpA Soci Terzi	45,45 54,55		P.N.
GreenIT SpA(†)	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	50.000	Eni gas e luce SpA SB Soci Terzi	51,00 49,00		P.N.
Renewable Dispatching Srl	Milano	Italia	EUR	200.000	Evolvere Venture SpA Soci Terzi	40,00 60,00		P.N.
Tate Srl	Bologna	Italia	EUR	408.509,29	Evolvere Venture SpA Soci Terzi	36,00 64,00		P.N.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Bluebell Solar Class A Holdings II Llc	Wilmington (USA)	USA	USD	82.351.634	Eni New Energy US Inc Soci Terzi	99,00 1,00		P.N.
Clarensac Solar SAS	Meyreuil (Francia)	Francia	EUR	25.000	Dhamma Energy SAS Soci Terzi	40,00 60,00		P.N.
Doggerbank Offshore Wind Farm Project 1 Holdco Ltd(†)	Reading (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1.000	Eni North Sea Wind Soci Terzi	20,00 80,00		P.N.
Doggerbank Offshore Wind Farm Project 2 Holdco Ltd(†)	Reading (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1.000	Eni North Sea Wind Soci Terzi	20,00 80,00		P.N.
Enera Conseil SAS(†)	Clichy (Francia)	Francia	EUR	9.690	Eni G&P France SA Soci Terzi	51,00 49,00		P.N.
Fotovoltaica Escudero SL	Valencia (Spagna)	Spagna	EUR	3.000	Dhamma Energy Group Soci Terzi	45,00 55,00		P.N.
Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA(†)	Ampelokipi - Menemeni (Grecia)	Grecia	EUR	247.127.605	Eni gas e luce SpA SB Soci Terzi	49,00 51,00		Co.
Novis Renewables Holdings Llc	Wilmington (USA)	USA	USD	100	Eni New Energy US Inc Soci Terzi	49,00 51,00		P.N.
Novis Renewables Llc(†)	Wilmington (USA)	USA	USD	100	Eni New Energy US Inc Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†) L'impresa è a controllo congiunto.

468
-----	--

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
OVO Energy (France) SAS	Parigi (Francia)	Francia	EUR	66.666,66	Eni gas e luce SpA SB Soci Terzi	25,00 75,00		P.N.
Vårgrønn AS(†)	Stavanger (Norvegia)	Norvegia	NOK	100.000	Eni Energy Solutions BV Soci Terzi	69,60 30,40		P.N.

Power

IN ITALIA

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†) L'impresa è a controllo congiunto.

470

CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ

Corporate e Società finanziarie

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Consorzio per l'attuazione del Progetto Divertor Tokamak Test DTT Scarl(†)	Frascati (RM)	Italia	EUR	1.000.000	Eni SpA Soci Terzi	25,00 75,00		Co.
Saipem SpA(#)(†)	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	2.191.384.693	Eni SpA Saipem SpA Soci Terzi	30,54 (a) 2,12 67,34		P.N.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Commonwealth Fusion Systems Llc Wilmington	(USA)	USA	USD	215.000.514,83	Eni Next Llc Soci Terzi			P.N.
CZero Inc	Wilmington (USA)	USA	USD	8.116.660,78	Eni Next Llc Soci Terzi			P.N.
Form Energy Inc	Somerville (USA)	USA	USD	328.901.396,67	Eni Next Llc Soci Terzi			P.N.
Obantarla Corp.	Wilmington (USA)	USA	USD	20.499.995	Eni Next Llc Soci Terzi			P.N.
sHYp BV PBC	Wilmington (USA)	USA	USD	3.000.000	Eni Next Llc Soci Terzi			P.N.
Tecninco Engineering Contractors Llp(†)	Aksai (Kazakhstan)	Kazakhstan	KZT	29.478.455	EniProgetti SpA Soci Terzi	49,00 51,00		P.N.
Thiozen Inc	Wilmington (USA)	USA	USD	2.999.987,81	Eni Next Llc Soci Terzi			P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'UE.

(†) L'impresa è a controllo congiunto.

(a) Quota di Controllo:	Eni SpA	31,20
	Soci Terzi	68,80

Altre attività

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	di pertinenza Eni % Consolidata	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
HEA SpA(†)	Bologna	Italia	EUR	50.000	Eni Rewind SpA Soci Terzi	50,00 50,00		Co.
Progetto Nuraghe Scarl	Porto Torres (SS) Italia		EUR	10.000	Eni Rewind SpA Soci Terzi	48,55 51,45		P.N.

ALTRE PARTECIPAZIONI RILEVANTI

Exploration & Production

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
BF SpA(#)	Jolanda di Savoia (FE)	Italia	EUR	187.059.565	Eni Natural Energies SpA Soci Terzi	3,32 96,68	F.V.
Consorzio Universitario in Ingegneria per la Qualità e l'Innovazione	Pisa	Italia	EUR	138.000	Eni SpA Soci Terzi	16,67 83,33	F.V.

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Administradora del Golfo de Paria Este SA	Caracas (Venezuela)	Venezuela	VED	0	Eni Venezuela BV Soci Terzi	19,50 80,50	F.V.
Brass LNG Ltd	Lagos (Nigeria)	Nigeria	USD	1.000.000	Eni Int. NA NV Sàrl Soci Terzi	20,48 79,52	F.V.
Darwin LNG Pty Ltd	West Perth (Australia)	Australia	AUD	187.569.921,42	Eni G&P LNG Aus. BV Soci Terzi	10,99 89,01	F.V.
New Liberty Residential Co Llc	West Trenton (USA)	USA	USD	0(a)	Eni Oil & Gas Inc Soci Terzi	17,50 82,50	F.V.
Nigeria LNG Ltd	Port Harcourt (Nigeria)	Nigeria	USD	1.138.207.000	Eni Int. NA NV Sàrl Soci Terzi	10,40 89,60	F.V.
North Caspian Operating Co NV	L'Aja (Paesi Bassi)	Kazakhstan	EUR	128.520	Agip Caspian Sea BV Soci Terzi	16,81 83,19	F.V.
OPCO - Sociedade Operacional Angola LNG SA	Luanda (Angola)	Angola	AOA	7.400.000	Eni Angola Prod. BV Soci Terzi	13,60 86,40	F.V.
Petrolera Güiria SA	Caracas (Venezuela)	Venezuela	VED	0	Eni Venezuela BV Soci Terzi	19,50 80,50	F.V.
SOMG - Sociedade de Operações e Manutenção de Gasodutos SA	Luanda (Angola)	Angola	AOA	7.400.000	Eni Angola Prod. BV Soci Terzi	10,57 89,43	F.V.
Torsina Oil Co	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	Ieoc Production BV Soci Terzi	12,50 87,50	F.V.

• (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
• (#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'UE.

(a) Azioni senza valore nominale.

473

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO

ALL'ESTERO

REFINING & MARKETING E CHIMICA

Refining & Marketing

ALL'ESTERO

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
BFS Berlin Fuelling Services GbR	Berlino (Germania)	Germania	EUR	89.199	Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi	12,50 87,50	F.V.
Compañia de Economia Mixta "Austrogas"	Cuenca (Ecuador)	Ecuador	USD	6.863.493	Eni Ecuador SA Soci Terzi	13,38 86,62	F.V.
Dépôts Pétroliers de Fos SA	Fos-Sur-Mer (Francia)	Francia	EUR	3.954.196,40	Eni France Sàrl Soci Terzi	16,81 83,19	F.V.
Dépôt Pétrolier de la Côte d'Azur SAS	Nanterre (Francia)	Francia	EUR	207.500	Eni France Sàrl Soci Terzi	18,00 82,00	F.V.
Joint Inspection Group Ltd	Cambourne (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	0(a)	Eni SpA Soci Terzi	12,50 87,50	F.V.
Saudi European Petrochemical Co IBN ZAHR	Al Jubail (Arabia Saudita)	Arabia Saudita	SAR	1.200.000.000	Ecofuel SpA Soci Terzi	10,00 90,00	F.V.
S.I.P.G. Société Immobilière Pétrolière de Gestion Snc	Tremblay en France (Francia)	Francia	EUR	40.000	Eni France Sàrl Soci Terzi	12,50 87,50	F.V.
Sistema Integrado de Gestion de Aceites Usados	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	175.713	Eni Iberia SLU Soci Terzi	15,45 84,55	F.V.
Tanklager - Gesellschaft Tegel (TGT) GbR	Amburgo (Germania)	Germania	EUR	4.953	Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi	12,50 87,50	F.V.
TAR - Tankanlage Ruemlang AG	Ruemlang (Svizzera)	Svizzera	CHF	3.259.500	Eni Suisse SA Soci Terzi	16,27 83,73	F.V.
Tema Lube Oil Co Ltd	Accra (Ghana)	Ghana	GHS	258.309	Eni International BV Soci Terzi	12,00 88,00	F.V.

Chimica

IN ITALIA

CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ

Altre attività

IN ITALIA

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Soci	% Possesso	consolidamento *) di valutazione( Metodo di o criterio
Ottana Sviluppo ScpA (in fallimento)	Nuoro	Italia	EUR	516.000	Eni Rewind SpA Soci Terzi	30,00 70,00	F.V.

VARIAZIONI DELL'AREA DI CONSOLIDAMENTO VERIFICATESI NELL'ESERCIZIO

Imprese consolidate con il metodo integrale

IMPRESE INCLUSE (N. 91)

4Energia Srl Milano Plenitude Acquisizione Aldro Energía y Soluciones SLU Torrelavega Plenitude Acquisizione Aleria Solar SAS Bastia Plenitude Acquisizione Madrid Plenitude Acquisizione Alpinia Solar SLU Argon SAS Argenteuil Plenitude Acquisizione Asian Compounds Ltd Hong Kong Chimica Acquisizione del controllo Argenteuil Plenitude Acquisizione Athies-Samoussy Solar PV1 SAS Athies-Samoussy Solar PV2 SAS Argenteuil Plenitude Acquisizione Athies-Samoussy Solar PV3 SAS Argenteuil Plenitude Acquisizione Athies-Samoussy Solar PV4 SAS Argenteuil Plenitude Acquisizione Athies-Samoussy Solar PV5 SAS Argenteuil Plenitude Acquisizione Be Charge Srl Milano Plenitude Acquisizione Be Charge Valle d'Aosta Srl Milano Plenitude Acquisizione Milano Plenitude Acquisizione Be Power SpA Belle Magiocche Solaire SAS Bastia Plenitude Acquisizione Bonete Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione Brazoria County Solar Project Llc Dover Plenitude Acquisizione Camelia Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione CEF 3 Wind Energy SpA Milano Plenitude Acquisizione Celtis Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione Madrid Plenitude Acquisizione Desarrollos Empresariales Illas SL Desarrollos Energéticos Riojanos SL Villarcayo de Merindad de Plenitude Acquisizione Castilla la Vieja Dhamma Energy Development SAS Argenteuil Plenitude Acquisizione Dudelange Plenitude Acquisizione Dhamma Energy Group Sàrl Dhamma Energy Management SLU Madrid Plenitude Acquisizione Dhamma Energy Rooftop SAS Argenteuil Plenitude Acquisizione Argenteuil Plenitude Acquisizione Dhamma Energy SAS Ecovent Parc Eolic SAU Madrid Plenitude Acquisizione Energias Alternativas Eolicas Riojanas SL Logroño Plenitude Acquisizione Energías Ambientales de Outes SLU Madrid Plenitude Acquisizione Eni España Comercializadora De Gas SAU Madrid Global Gas & LNG Portfolio Acquisizione Eni Natural Energies SpA San Donato Milanese Exploration & Production Costituzione Eni New Energy US Holding Llc Dover Plenitude Costituzione Dover Plenitude Costituzione Eni New Energy US Investing Inc Eni North Sea Wind Ltd Londra Plenitude Sopravvenuta rilevanza

EniBioCh4in Alexandria Srl Società Agricola	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Annia Srl Società Agricola	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Appia Srl Società Agricola	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Aprilia Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Briona Srl Società Agricola	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Calandre Energia Srl Società Agricola	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Gardillana Società Agricola Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Grupellum Società Agricola Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Jonica Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Maddalena Società Agricola Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Medea Srl Società Agricola	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Momo Società Agricola Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Mortara Società Agricola Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Pannellia BioGas Srl Società Agricola	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Plovera Società Agricola Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Quadruvium Srl Società Agricola	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Rhodigium Società Agricola Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in San Benedetto Po Srl Società Agricola	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Service BioGas Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Società Agricola Il Bue Srl	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in SpA	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Vigevano Srl Società Agricola	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
EniBioCh4in Villacidro Agricole Società Agricola a responsabilità limitata	San Donato Milanese	Refining & Marketing	Acquisizione
Eolica Lucana Srl	Milano	Plenitude	Acquisizione
Estanque Redondo Solar SLU	Madrid	Plenitude	Acquisizione
Finpower Wind Srl	Milano	Plenitude	Acquisizione
Finproject Asia Ltd	Hong Kong	Chimica	Acquisizione del controllo
Finproject Brasil Industria De Solados Eireli	Franca	Chimica	Acquisizione del controllo
Finproject Guangzhou Trading Co Ltd	Guangzhou	Chimica	Acquisizione del controllo
Finproject India Pvt Ltd	Jaipur	Chimica	Acquisizione del controllo
Finproject Romania Srl	Valea Lui Mihai	Chimica	Acquisizione del controllo
Finproject Singapore Pte Ltd	Singapore	Chimica	Acquisizione del controllo
Finproject SpA	Morrovalle	Chimica	Acquisizione del controllo
Finproject Viet Nam Company Limited	Hai Phong	Chimica	Acquisizione del controllo
Foam Creations (2008) Inc	Quebec City	Chimica	Acquisizione del controllo
Foam Creations México SA de CV	León	Chimica	Acquisizione del controllo
Green Energy Management Services Srl	Roma	Plenitude	Acquisizione
Holding Lanas Solar Sàrl	Argenteuil	Plenitude	Acquisizione
Instalaciones Martínez Díez SLU	Torrelavega	Plenitude	Acquisizione
Ixia Solar SLU	Madrid	Plenitude	Acquisizione

Krypton SAS	Argenteuil	Plenitude	Acquisizione
Lanas Solar SAS	Argenteuil	Plenitude	Acquisizione
Membrio Solar SLU	Madrid	Plenitude	Acquisizione
Olea Solar SLU	Madrid	Plenitude	Acquisizione
Opalo Solar SLU	Madrid	Plenitude	Acquisizione
Padanaplast America Llc	Wilmington	Chimica	Acquisizione del controllo
Padanaplast Deutschland GmbH	Hannover	Chimica	Acquisizione del controllo
Padanaplast Srl	Roccabianca	Chimica	Acquisizione del controllo
	Madrid Plenitude
Pistacia Solar SLU			Acquisizione
Po' Energia Srl Società Agricola	Bolzano	Refining & Marketing	Acquisizione
POP Solar SAS	Argenteuil	Plenitude	Acquisizione
Società Energie Rinnovabili 1 SpA	Roma	Plenitude	Acquisizione
Società Energie Rinnovabili SpA	Palermo	Plenitude	Acquisizione
Tebar Solar SLU	Madrid	Plenitude	Acquisizione
Xenon SAS	Argenteuil	Plenitude	Acquisizione

IMPRESE ESCLUSE (N. 5)

Eni Hydrocarbons Venezuela Ltd	Londra	Exploration & Production	Sopravvenuta irrilevanza
Eni Trading & Shipping SpA (in liquidazione)	Roma	Global Gas & LNG Portfolio	Sopravvenuta irrilevanza
Eni Ukraine Holdings BV	Amsterdam	Exploration & Production	Sopravvenuta irrilevanza
Evolvere Smart Srl	Milano	Plenitude	Cancellazione
Llc "Eni Energhia"	Mosca	Exploration & Production	Sopravvenuta irrilevanza

Imprese consolidate joint operation

IMPRESE INCLUSE (N. 2)

SEGAS Services SAE	Damietta	Global Gas & LNG Portfolio	Acquisizione del controllo congiunto
Damietta LNG (DLNG) SAE	Damietta	Global Gas & LNG Portfolio	Acquisizione del controllo congiunto

IMPRESE ESCLUSE (N. 1)

Mozambique Rovuma Venture SpA	San Donato Milanese	Exploration & Production	Modifica del joint arrangement
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Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione

(€ migliaia)	Revisore della capogruppo		Rete del revisore della capogruppo			Totale
Tipologia di servizi	Società capogruppo	Società controllate(1)	Gruppo Eni	Società capogruppo	Società controllate(1)	Gruppo Eni	Società capogruppo	Società controllate(1)	Gruppo Eni
Revisione legale dei conti	7.189	3.412	10.600	26	7.722	7.748	7.215	11.134	18.349
Servizi di attestazione	155	191	346	-	162	162	155	354	509
Servizi di consulenza fiscale	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Altri servizi	796	1.395	2.192	-	2.320	2.320	796(2)	3.715(3)	4.511
Totale corrispettivi	8.140	4.998	13.138	26	10.204	10.231	8.167	15.203	23.369

(1) Si intendono società controllate, di cui alla Direttiva Transparency, riconducibili essenzialmente, alle società considerate controllate secondo le disposizioni dei principi contabili internazionali e secondo le normative civilistiche applicabili.

(2) Gli altri servizi di revisione forniti da PwC SpA alla capogruppo sono relativi principalmente a servizi per l'emissione di comfort letter in occasione di emissioni obbligazionarie, ai servizi di revisione della relazione predisposta da Eni SpA sui pagamenti ai governi e alle verifiche sui riaddebiti dei costi/tariffe.

(3) Gli altri servizi di revisione forniti da PwC SpA e dalle società appartenenti al network PwC alle società controllate sono relativi principalmente a: i) emissione di comfort letter, ii) procedure di verifica concordate e iii) certificazione tariffe.

Relazione della società di revisione sulla dichiarazione consolidata di carattere non finanziario

ENI SPA RELAZIONE DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE INDIPENDENTE SULLA DICHIARAZIONE CONSOLIDATA DI CARATTERE NON
FINANZIARIO AI SENSI DELL'ART. 3, C. 10, D.LGS. 254/2016 E DELL'ART. 5 REGOLAMENTO CONSOB ADOTTATO CON DELIBERA N. 20267 DEL GENNAIO 2018 ESERCIZIO CHIUSO AL 31 DICEMBRE 2021

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Relazione della società di revisione sul bilancio consolidato

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Relazione della società di revisione sul bilancio d'esercizio

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Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli Azionisti ai sensi dell'Art. 153 D.Lgs. 58/1998 e dell'Art. 2429 C.C.

Signori Azionisti,

la presente Relazione è stata redatta dal Collegio Sindacale composto da Rosalba Casiraghi, Presidente, Enrico Maria Bignami, Giovanna Ceribelli e Marco Seracini, Sindaci effettivi nominati dall'Assemblea degli Azionisti con delibera del 13 maggio 2020 e Marcella Caradonna Sindaco effettivo – nominato ad integrazione del Collegio Sindacale dall'Assemblea degli Azionisti con delibera del 12 maggio 2021 in sostituzione del Sindaco Roberto Maglio subentrato in qualità di Sindaco Supplente nel settembre 2020 al Sindaco dimissionario Mario Notari. Il Collegio è in carica fino all'Assemblea di approvazione del bilancio al 31 dicembre 2022.

Nel corso dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021, il Collegio ha svolto le attività di vigilanza previste dalla legge, tenendo conto dei Principi contenuti nelle Norme di comportamento del Collegio Sindacale raccomandate dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili, delle disposizioni Consob in materia di controlli societari e delle indicazioni contenute nel Codice di Corporate Governance; come deliberato dal Consiglio di Amministrazione di Eni in data 23 dicembre 2020, Eni applica, a partire da gennaio 2021, il Codice di Corporate Governance, approvato dal Comitato per la Corporate Governance nel gennaio 2020 in sostituzione del Codice di Autodisciplina di luglio 2018. Il Collegio ha altresì svolto le attività richieste dal Sarbanes Oxley Act, normativa che si applica ad Eni SpA quale Società emittente quotata alla Borsa di New York (NYSE), in quanto, così come deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 22 marzo 2005, al Collegio stesso competono anche i compiti attribuiti dalla normativa statunitense all'Audit Committee. Inoltre, avendo Eni adottato il modello di governance tradizionale, il Collegio Sindacale si identifica con il "Comitato per il controllo interno e la revisione contabile" cui competono ulteriori specifiche funzioni di controllo e monitoraggio in tema di informativa finanziaria e revisione legale previste dall'art. 19 del D.Lgs. 27 gennaio 2010 n. 39, così come modificato dal D.Lgs.17 luglio 2016, n.135.

Con la presente Relazione, anche in osservanza delle indicazioni fornite dalla Consob, con comunicazione DEM/1025564 del 6 aprile 2001, successivamente modificata ed integrata, il Collegio Sindacale dà conto delle attività svolte nel corso dell'esercizio, distintamente per ciascun oggetto di vigilanza previsto dalle normative che regolano l'attività del Collegio.

Attività di vigilanza sull'osservanza delle norme di legge, regolamentari e statutarie

Nel corso dell'esercizio 2021, il Collegio si è complessivamente riunito 25 volte sempre con la partecipazione di tutti i suoi componenti, con la sola eccezione dell'assenza giustificata di due Sindaci ad una riunione ciascuno. Il Collegio ha assistito nella sua interezza a tutte le riunioni del Consiglio di Amministrazione, con la sola eccezione dell'assenza giustificata di un Sindaco ad una riunione consiliare. Nel 2021 il Sindaco Marco Seracini ha effettuato n° 4 attività individuali di controllo nell'ambito dell'esame dei report trimestrali predisposti dall'Internal Audit ai sensi della normativa interna che disciplina il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni inviate o trasmesse a Eni, anche in forma confidenziale o anonima, e il Sindaco Giovanna Ceribelli ha inoltre proseguito l'attività di istruttoria individuale, avviata a dicembre 2020 con l'allora in carica Sindaco Roberto Maglio e da questi proseguita fino al termine del proprio mandato con l'Assemblea del 12 maggio 2021, sul processo di approvvigionamento e sul modello di compliance alla normativa anti-corruzione, di cui è stato successivamente riferito al Collegio e per le quali si rimanda alla successiva sezione "Attività di vigilanza sul sistema di controllo interno e gestione dei rischi e del sistema amministrativo contabile".

Inoltre, il Collegio Sindacale nel corso dell'esercizio 2021: i) ha partecipato nella sua interezza, o per il tramite del Presidente o di suoi delegati, a tutte le riunioni del Comitato Controllo e Rischi, a tutte le riunioni degli altri Comitati del Consiglio di Amministrazione, ed ha altresì incontrato periodicamente l'Organismo di Vigilanza di cui è membro la Presidente del Collegio Sindacale; ii) ha partecipato alle specifiche iniziative di induction e formazione svolte per gli organi sociali.

In tale ambito il Collegio:

• } ha vigilato sulla osservanza della legge e dello statuto;
• } ha vigilato, ai sensi dell'art. 149, comma 1, lettera c-bis del D.Lgs. 58/98, sulle modalità di concreta attuazione del Codice di Corporate Governance cui Eni ha aderito, come predetto, con delibera del Consiglio di Amministrazione del 23 dicembre 2020. Il Collegio ha altresì verificato la corretta applicazione dei criteri e delle procedure adottati dal Consiglio per valutare l'indipendenza dei Consiglieri, nonché il rispetto dei criteri di indipendenza da parte dei singoli membri del Collegio ai sensi di legge e del succitato Codice di Corporate Governance;
• } ha verificato la conformità della delibera assunta dal Consiglio di Amministrazione il 29 luglio 2021, rispetto alla delega conferita dall'Assemblea degli azionisti del 12 maggio 2021 ed alle normative di legge applicabili, per la distribuzione del 50% del dividendo previsionale a titolo di acconto dividendo 2021, con pagamento a settembre 2021, mediante l'utilizzo delle riserve disponibili di Eni SpA.

Autovalutazione del Collegio Sindacale

Come già avvenuto per gli esercizi precedenti, secondo quanto previsto dalle Norme di Comportamento del Collegio Sindacale emanate dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili ed in linea con le raccomandazioni del Codice di Corporate Governance 2020, il Collegio Sindacale ha condotto un processo di autovalutazione della propria composizione e del proprio operato.

Tale processo, realizzato con il supporto di un consulente esterno (Crisci & Partners) per rafforzarne l'obiettività, ha evidenziato, nel complesso, l'efficacia e l'efficienza dell'azione del Collegio, giunto al suo secondo anno di mandato, pur in considerazione del perdurare dell'emergenza sanitaria relativa alla pandemia COVID-19. Il processo ha confermato, inoltre, l'adeguatezza della composizione del Collegio Sindacale sia in termini di esperienze, competenze e conoscenze, sia per l'impegno e il contributo fornito da ciascun membro all'interno dell'organo, anche in considerazione dell'inserimento di un nuovo Sindaco in corso d'esercizio. Confermato, altresì, l'impegno del Collegio Sindacale nella costante interazione con il Consiglio di Amministrazione e i Comitati endoconsiliari, oltre che con i Collegi Sindacali delle società controllate. All'efficacia e al continuo miglioramento dell'azione del Collegio hanno contribuito gli specifici programmi di induction e le iniziative di conoscenza dei singoli business avviati dalla Società sin dopo la nomina degli organi sociali, e proseguiti nel 2021, oltre alle attività di approfondimento effettuate dal Collegio Sindacale nell'ambito delle proprie riunioni su specifiche tematiche di controllo interno e di gestione dei processi aziendali. A questo proposito il Collegio Sindacale ha evidenziato l'utilità di proseguire tali iniziative anche in considerazione delle evoluzioni degli ambiti e modelli operativi della Società. Nell'ambito del processo di autovalutazione sono state inoltre ripercorse e valutate positivamente le attività svolte dal Collegio quale Comitato per il controllo interno e la revisione contabile.

Attività di vigilanza sul rispetto dei principi di corretta amministrazione e sui rapporti con società controllate o altre parti correlate

Al fine di vigilare sul rispetto dei principi di corretta amministrazione, oltre ad aver partecipato, come sopra esposto, alle riunioni del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati del Consiglio, il Collegio Sindacale:

• } ha ottenuto dagli Amministratori, con la periodicità prevista dall'articolo 23, comma 3, dello Statuto, le dovute informazioni sull'attività svolta e sulle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale deliberate e poste in essere nell'esercizio da Eni SpA e dalle società controllate; tali informazioni sono esaurientemente rappresentate nella Relazione sulla gestione, cui si rinvia. Sulla base delle informazioni rese disponibili al Collegio, lo stesso può ragionevolmente ritenere che le suddette operazioni siano conformi alla legge e allo statuto sociale e non siano manifestamente imprudenti, azzardate, o in contrasto con le delibere assunte dall'Assemblea o tali da compromettere l'integrità del patrimonio sociale;
• } non ha rilevato l'esistenza di operazioni atipiche o inusuali con società del Gruppo, con terzi o con altre parti correlate. Nel corso dell'esercizio il Consiglio di Amministrazione di Eni ha deliberato l'avvio del programma di acquisto di azioni proprie per il 2021, per un ammontare massimo di 400 milioni di euro e per un numero di azioni non superiore a 252 milioni, in conformità a quanto previsto dal Piano Strategico 2021-2024 e correlata remuneration policy per uno scenario di riferimen-

to Brent pari a 65 \$/bbl nel 2021, e in esecuzione dell'autorizzazione conferita dall'Assemblea degli Azionisti del 12 maggio 2021. L'Assemblea, in particolare, ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione, ai sensi e per gli effetti dell'art. 2357 c.c., ad acquistare sul Mercato Telematico Azionario – in una o più volte e comunque entro 18 mesi dalla data della delibera – azioni della Società per un numero massimo pari al 7% delle azioni ordinarie (e al 7% del capitale sociale) in cui è suddiviso il capitale sociale di Eni SpA (senza calcolare le azioni proprie già in portafoglio, pari allo 0,92% del capitale sociale), per un esborso complessivo fino a 1.600 milioni di euro vincolando, a fronte degli acquisti delle azioni proprie effettuati e per pari importo, quota parte delle riserve disponibili ovvero degli utili distribuibili, attraverso l'imputazione a specifica riserva indisponibile, finché le azioni proprie saranno in portafoglio. A seguito degli acquisti effettuati nel corso dell'esercizio per un controvalore complessivo di 399,9 milioni di euro, considerando le azioni proprie già in portafoglio e l'assegnazione gratuita di azioni ordinarie a dirigenti Eni, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting come previsto dal "Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019" approvato dall'Assemblea di Eni del 13 aprile 2017, al 31 dicembre 2021 Eni SpA detiene n. 65.838.173 azioni proprie pari all'1,83% del capitale sociale per un complessivo valore di libro di 958 milioni di euro al quale corrisponde una specifica riserva indisponibile di pari importo;

• } ha approfondito il progetto di Offerta Pubblica Iniziale di Eni Plenitude (il cui completamento è previsto nel 2022) e volto a creare un modello di business unico per combinare la produzione di energia da fonti rinnovabili, la vendita di energia e servizi energetici a clienti retail, e una rete capillare di punti di ricarica per veicoli elettrici;
• } ha valutato positivamente la conformità della Management System Guideline (MSG) "Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate" ai principi indicati nel Regolamento Consob adottato con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, nonché l'effettiva applicazione di tale procedura sulla base dell'informativa periodica dalla stessa prevista. In particolare la MSG, emessa il 18 novembre 2010 è stata aggiornata da ultimo il 27 maggio 2021 in ragione dell'evoluzione del contesto normativo e, in particolare, delle modifiche al predetto Regolamento Consob in materia di operazioni con Parti Correlate apportate con Delibera n. 21624 del 10 dicembre 2020 e della nuova disciplina sanzionatoria introdotta dal D.Lgs. n. 49/2019, nonché tenendo conto dell'evoluzione dell'assetto organizzativo della società e dell'esperienza applicativa maturata. La nuova MSG si applica dal 1° luglio 2021, come previsto dalla citata delibera Consob. Nella riunione del 20 gennaio 2022, il Consiglio di Amministrazione ha svolto la verifica annuale della predetta MSG confermandone l'adeguatezza rispetto alla normativa di riferimento. Il Consiglio di Amministrazione, nella Relazione Finanziaria Annuale, ha fornito esaustiva illustrazione delle operazioni poste in essere con parti correlate esplicitandone gli effetti economici, patrimoniali e finanziari, nonché delle modalità di determinazione dell'ammontare dei corrispettivi ad esse afferenti, rappresentando che le stesse sono state compiute nell'interesse della Società e che, fatta eccezione per le opera-

Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021

zioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, esse sono state condotte secondo criteri ordinari di gestione.

Attività di vigilanza sul processo di revisione legale dei conti e sull'indipendenza della società di revisione

La Società di revisione legale PwC ha rilasciato in data odierna le relazioni ai sensi dell'art. 14 del D.Lgs. 39/2010 e dell'art. 10 del Regolamento (UE) n. 537/2014 per il bilancio di esercizio e per il bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 redatti in conformità agli International Financial Reporting Standards – IFRS – adottati dall'Unione Europea. Da tali relazioni risulta che il bilancio separato e il bilancio consolidato forniscono una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria di Eni SpA e del gruppo al 31 dicembre 2021, del risultato economico e dei flussi di cassa per l'esercizio chiuso a tale data. Con riferimento al bilancio di esercizio e al bilancio consolidato, la Società di revisione legale ha dichiarato che la Relazione sulla gestione e la Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari, limitatamente alle informazioni indicate nell'art. 123-bis, comma 4, del D.Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58, sono coerenti con il bilancio e sono redatte in conformità alle norme di legge. Inoltre, la Società di revisione con riferimento alla dichiarazione di cui all'art. 14, c. 2, lettera e), del D.Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39, circa l'eventuale identificazione di errori significativi nella Relazione sulla gestione, sulla base delle conoscenze e della comprensione dell'impresa e del relativo contesto, acquisite nel corso della propria attività, ha dichiarato di non avere nulla da riportare. La Società di revisione legale ha rilasciato, inoltre, il giudizio senza rilievi sulla conformità del bilancio di esercizio e del bilancio consolidato alle disposizioni del Regolamento Delegato (UE) 2019/815 della Commissione Europea in materia di predisposizione dell'informativa finanziaria nel formato elettronico unico di comunicazione (ESEF – European Single Electronic Format). La Società di revisione legale ha rilasciato, infine, la Relazione Aggiuntiva che il Collegio ha acquisito nella sua qualità di Comitato per il controllo interno e la revisione contabile ai sensi dell'art. 11, del Regolamento (UE) n. 537/2014. In data odierna, il Collegio ha trasmesso tali relazioni al Consiglio di Amministrazione.

Inoltre, sempre in data odierna, la Società di revisione ha rilasciato analogo parere positivo sui conti annuali consolidati e sulle relative disclosure contenuti nel Form 20-F che Eni deve depositare presso la SEC quale foreign issuer quotato al NYSE. Sempre nel Form 20-F è contenuta l'attestazione rilasciata dal revisore ai sensi del Sarbanes Oxley Act dell'adeguatezza del sistema di controllo Eni sull'informativa finanziaria.

Il Collegio Sindacale ha vigilato sull'osservanza delle disposizioni stabilite dal D.Lgs. 30 dicembre 2016, n. 254 in materia di comunicazione di informazioni di carattere non finanziario e di informazioni sulla diversità, e il revisore ha verificato l'avvenuta predisposizione della dichiarazione di carattere non finanziario rilasciando una limited assurance circa la sua conformità a quanto richiesto dal decreto e agli standard/linee guida di rendicontazione utilizzati per la predisposizione dell'informativa medesima.

In allegato alle Note al bilancio di esercizio è riportato il prospetto dei corrispettivi di competenza riconosciuti alla Società di revisione legale e alle entità appartenenti alla sua rete, ai sensi dell'art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti Consob, inclusi gli "altri servizi" forniti ad Eni SpA ed alle società controllate dalla Società di revisione legale PwC e dai soggetti appartenenti alla sua rete. Non sono stati attribuiti a PwC incarichi non consentiti dalle normative applicabili ad Eni; inoltre, i servizi consentiti, diversi dalla revisione, sono stati preventivamente approvati dal Collegio Sindacale che ne ha valutato l'adeguatezza alla luce dei criteri previsti dal Regolamento UE 537/2014. Tenuto conto delle dichiarazioni di indipendenza rilasciate da PwC e della relazione di trasparenza prodotta dalla stessa ai sensi dell'art. 18 del D.Lgs. 39/2010, pubblicata sul proprio sito internet, nonché della natura e del valore degli incarichi conferiti alla stessa e alle società appartenenti alla sua rete da Eni SpA e dalle società del gruppo, il Collegio Sindacale non ritiene che esistano aspetti critici in materia di indipendenza di PwC.

Il Collegio Sindacale ha periodicamente incontrato i responsabili della Società di revisione, anche ai sensi dell'art. 150, comma 3, del D.Lgs. 58/98, dell'art. 19, comma 1, del D.Lgs. 39/2010 e della disciplina prevista dal Sarbanes Oxley Act, ricevendo aggiornamenti sull'attività di revisione e sugli esiti delle verifiche effettuate. In particolare il Collegio Sindacale ha definito un percorso di rafforzamento e miglioramento continuo dei flussi informativi tra il Collegio stesso e la società di revisione, nell'ambito delle rispettive responsabilità e competenze, che prevede, tra l'altro, in aggiunta ai regolari incontri con i rappresentanti di PwC coinvolti nell'incarico di revisione del gruppo Eni, anche approfondimenti con i team di specialisti di PwC che concorrono alle attività di revisione, oltreché con la leadership di PwC.

Nel corso delle riunioni e dallo scambio informativo avuti con il revisore legale non sono emersi fatti o situazioni che debbano essere evidenziati nella presente Relazione.

Il Collegio Sindacale ha vigilato, anche attraverso scambi informativi con la Società di revisione, sugli impatti collegati alle modalità di lavoro "a distanza" attuate dal Revisore, con il supporto delle strutture aziendali, in conseguenza dell'emergenza sanitaria COVID-19. Nelle sezioni "Fattori di rischio ed incertezza" e "Commento ai risultati economico-finanziari" della Relazione Finanziaria Annuale sono descritte le implicazioni della crisi determinata dalla diffusione pandemica del virus COVID-19 e dell'evoluzione dello scenario macroeconomico nonché le possibili conseguenze della guerra in Ucraina.

Attività di vigilanza sul sistema di controllo interno e gestione dei rischi e del sistema amministrativo contabile

Il Collegio Sindacale ha vigilato sull'adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi e del sistema amministrativo-contabile, nonché sull'idoneità di questo ultimo a rappresentare correttamente i fatti di gestione, in particolare mediante:

• i) la partecipazione alle riunioni del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati endoconsiliari;
• ii) l'esame della valutazione positiva espressa dal Consiglio di Amministrazione sull'adeguatezza ed effettivo funzionamento del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi;
• iii) l'esame delle Relazioni semestrale ed annuale del Dirigen-

te Preposto alla redazione dei documenti contabili societari sull'Assetto Amministrativo e Contabile nelle quali, in particolare, sono state rappresentate le analisi e le azioni implementative delle disposizioni europee in materia di tassonomia sugli investimenti sostenibili – Regolamento (UE) 2020/852 (c.d. "Taxonomy Regulation") – che definiscono le condizioni per l'identificazione delle attività economiche che possono essere considerate sostenibili dal punto di vista ambientale;

• iv) l'esame delle Relazioni, semestrale ed annuale, del Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari sul sistema di controllo interno sull'informativa finanziaria dalle quali non emergono carenze significative e, per quelle non significative rilevate, sono definite le relative azioni correttive;
• v) l'esame della Relazione annuale del Chief Financial Officer sulla valutazione del Tax Control Framework (TCF) di Eni relativo all'esercizio 2020 – istituito secondo le Linee Guida Fiscali approvate dal Consiglio di Amministrazione che definiscono gli standard di comportamento e controllo volontariamente adottati in materia fiscale – dalla quale emerge che il TCF è efficace e non presenta carenze significative;
• vi) l'esame delle Relazioni predisposte nell'ambito delle attività di Risk Management Integrato, volte a rappresentare i principali rischi del Gruppo e le relative azioni di mitigazione focalizzate sulle seguenti tematiche:
  • } monitoraggio dei principali rischi aziendali ("Top Risk") ed esiti delle attività di Risk Assessment del portafoglio complessivo dei rischi Eni per l'anno 2021. In particolare, è stato fornito un quadro delle principali azioni di mitigazione attuate e del trend dei Top Risk, tra cui i rischi strategici (rischi legati al climate change e al processo di transizione energetica, sia in un'ottica operativa di breve termine, sia in una vista strategica di medio/lungo termine e rischi di mercato relativi, in particolare, allo scenario dei prezzi del Brent e delle altre commodity, alla contrazione della domanda/contesto competitivo e ai contratti di lungo termine di approvvigionamento Gas), i rischi Paese (rischio geopolitico, di instabilità politica e sociale e Global Security Risk nonché il Credit & Financing Risk) e i rischi esterni (rischio biologico collegato all'emergenza sanitaria del Covid-19, rischio connesso all'evoluzione della normativa del settore energy, rischio permitting e rischio connesso ai rapporti con gli stakeholder locali);
  • } approfondimento delle azioni previste nel Piano Strategico 2022-2025, con effetto di mitigazione dei principali rischi aziendali, sia di Eni sia delle diverse linee di business, anche attraverso un modello di Valutazione Integrata dei Rischi che consente di valorizzare, tra l'altro, la capacità di resilienza della Società ad uno scenario avverso rispetto ad un sub-portafoglio significativo di rischi Eni per ciascun anno del Piano Quadriennale. I rischi collegati alla Strategia e al piano operativo 2022- 2025 sono altresì oggetto di continuo monitoraggio alla luce dell'evoluzione della guerra in Ucraina;
  • } risultanze del modello di "Integrated Country Risk" sviluppato con l'obiettivo di valutare il rischio complessivo dei Paesi di maggiore rilevanza in cui opera Eni, attraverso valutazioni e informazioni, sia interne all'azienda

sia esterne, sui seguenti ambiti: politico, legale e regolatorio, economico e fiscale, operational, security e salute, ambiente e sostenibilità;

• vii) l'esame della Relazione annuale sulla Compliance Integrata dalla quale non sono emersi, alla data della presente Relazione, situazioni o criticità rilevanti tali da far ritenere non adeguato il disegno delle Management System Guideline relative agli ambiti di Compliance presidiati;
• viii) gli approfondimenti svolti su specifici processi aziendali e in particolare sul processo di approvvigionamento e sul modello di compliance alla normativa anti-corruzione, anche attraverso l'istruttoria svolta dal Sindaco Giovanna Ceribelli e dal Sindaco Roberto Maglio (fino al termine del proprio mandato con l'Assemblea del 12 maggio 2021), ad esito della quale il sistema di controllo interno a presidio di tali ambiti è risultato adeguato ed efficace anche in ragione del processo di rafforzamento e miglioramento continuo e delle azioni correttive che la Società mette in atto a fronte dei rilievi riscontrati dalle attività di verifica e monitoraggio poste in essere dalle funzioni di compliance e di business, dall'Internal Audit nonché dal revisore legale;
• ix) l'esame dei rapporti dell'Internal Audit e della Relazione annuale sulle attività svolte dall'Internal Audit: la relazione contiene una rappresentazione del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi (SCIGR) di Eni, nel periodo di riferimento, formulata sulla base di quanto emerso dalle attività svolte dalla funzione Internal Audit e delle principali evoluzioni intervenute nello stesso e fornisce, tra l'altro, anche un'informativa sugli esiti dell'attività di monitoraggio sull'attuazione delle azioni correttive individuate a seguito dell'attività di audit. Nell'ambito della Relazione è stata espressa la valutazione sull'idoneità del SCIGR Eni concludendo che, sulla base di quanto rilevato, "non sono emerse situazioni o criticità rilevanti tali da far ritenere nel suo complesso non adeguato il Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi Eni";
• x) le informative previste dalle procedure interne in merito alle notizie/notifiche di indagini avviate da parte di organi/autorità dello Stato Italiano o di altri Stati con particolare riguardo a quelle idonee a determinare, se fondate, una responsabilità amministrativa di Eni o sue controllate ex Legge n. 231/2001 (o equivalenti in altri Stati); in merito si segnala che gli eventi di maggior rilievo sono stati oggetto di specifica informativa resa al Collegio dalla funzione Affari Legali secondo la sistematicità, che il Collegio ritiene tempestiva, prevista dalla normativa aziendale;

xi) l'esame dei documenti aziendali e dei risultati del lavoro svolto dalla Società di revisione, anche in relazione all'attività da questa svolta ai fini della normativa statunitense – Sarbanes Oxley Act – come indicato nella precedente sezione "Attività di vigilanza sul processo di revisione legale dei conti e sull'indipendenza della Società di revisione" della presente Relazione;

xii) gli scambi informativi, sia documentali che mediante incontri, con i Collegi Sindacali delle principali società controllate ai sensi dell'art. 151, c.1 e 2, del D.Lgs. 58/98. In tale ambito sono state oggetto di valutazione le analisi effettuate dal management sul funzionamento del sistema di controllo interno e gestione dei rischi anche con riferimento all'individuazione dei principali rischi strategici, operativi e di compliance cui è esposta la società controllata, e delle relative azioni di mitigazione in essere e programmate;

• xiii) la partecipazione ai lavori del Comitato Controllo e Rischi e, nell'occasione in cui gli argomenti trattati lo hanno reso opportuno, la trattazione congiunta degli stessi con il Comitato;
• xiv) il monitoraggio, anche ai fini dei conseguenti adempimenti richiesti dall'art. 149, comma 3, del TUF, dei principali procedimenti, rilevanti anche ai fini del D.Lgs. 231/2001, avviati da autorità italiane e straniere (più dettagliatamente descritti nella sezione "Contenziosi" della Relazione Finanziaria Annuale, cui si rinvia) e degli esiti delle relative verifiche interne condotte dalla Società tra cui:
  • } il procedimento relativo ad un'ipotesi di corruzione internazionale per l'acquisizione della concessione mineraria OPL 245 in Nigeria, oggetto di indagine da parte della Procura della Repubblica di Milano e delle Autorità nigeriane in merito al quale, in data 17 marzo 2021, il Tribunale di Milano ha pronunciato la sentenza di assoluzione con formula piena perché il fatto non sussiste, nei confronti della persona giuridica di Eni SpA, dell'attuale e del precedente Amministratore Delegato, e di funzionari ed ex funzionari di Eni coinvolti nel procedimento. Le motivazioni della sentenza sono state depositate il 9 giugno 2021 e il successivo 29 luglio è stato presentato appello avverso la sentenza di assoluzione di primo grado. L'udienza di appello è stata fissata per il giorno 19 luglio 2022;
  • } le indagini in corso da parte della Procura della Repubblica di Milano che coinvolgono, fra gli altri, ex consulenti legali esterni, dipendenti ed ex dipendenti di Eni per diverse ipotesi di reato, finalizzate ad intralciare l'attività giudiziaria relativamente al procedimento circa asseriti comportamenti corruttivi nell'acquisizione del titolo minerario OPL 245 in Nigeria. Eni, indagata ai sensi dell'art. 25 decies del D.Lgs. 231/2001, si è costituita persona offesa nell'ambito del procedimento. Risultano altresì coinvolti nelle indagini la Società controllata Eni Trading & Shipping SpA, ai sensi del D.Lgs. 231/2001, posta in liquidazione volontaria con delibera del CdA di Eni di luglio 2020 ed efficacia dal 1° gennaio 2021, ed alcuni suoi ex dipendenti. Il Collegio Sindacale ha vigilato costantemente sugli sviluppi del procedimento e, in particolare, sulle iniziative di rafforzamento adottate da Eni con riferimento al processo di legal procurement e al processo di trading interessati dalle vicende oggetto di indagine. Gli esiti delle diverse iniziative di verifica effettuate nel tempo sono stati comunicati dalla Società alle Autorità inquirenti ed alla Consob, che il Collegio ha aggiornato in relazione alla propria attività di vigilanza. Per quanto attiene ai più recenti sviluppi processuali, in data 10 dicembre 2021 si è avuta notizia della notifica dell'avviso di conclusione delle indagini preliminari nei confronti di dodici persone fisiche e cinque società. Eni SpA e gli attuali dipendenti Eni, con la sola eccezione di un dirigente dell'ufficio legale, non compaiono nell'atto, funzionale ad una richiesta di rinvio a giudizio, risultando quindi estranei alle contestazioni. Il Collegio Sindacale

sta continuando a monitorare l'evoluzione del procedimento attraverso la costante interlocuzione con la funzione legale della Società e la vigilanza sulle iniziative avviate anche in base alle evidenze rivenienti dall'Autorità Giudiziaria, al fine di poter esprimere ulteriori valutazioni relativamente ai diversi aspetti della vicenda in oggetto per quanto attiene, in particolare, al funzionamento del generale sistema di controllo interno.

Il Collegio Sindacale ha altresì verificato l'istituzione di un assetto organizzativo, amministrativo e contabile adeguato alla natura e alle dimensioni dell'impresa, anche in funzione della rilevazione tempestiva della crisi dell'impresa e della perdita della continuità aziendale, tenuto anche conto del contesto derivante dal perdurare dell'emergenza sanitaria collegata al COVID-19, verificando specificamente l'adeguatezza degli strumenti adottati per la gestione dei rischi con particolare riferimento alle tematiche dei rischi finanziari e, più in generale, del Risk Management Integrato, così come previsto dall'art. 14 del codice della crisi e dell'insolvenza d'impresa.

La section 301 del Sarbanes Oxley Act del 2002 richiede all'Audit Committee, ossia per quanto detto in precedenza per Eni al Collegio Sindacale, di istituire adeguate procedure per: (a) la ricezione, l'archiviazione e il trattamento delle segnalazioni ricevute dalla Società riguardanti tematiche contabili, di sistema di controllo interno o di revisione contabile; e (b) l'invio confidenziale o anonimo da parte di dipendenti della Società, di segnalazioni riguardanti problematiche contabili o di revisione. In applicazione di tale disposizione il Collegio Sindacale ha approvato la procedura "Segnalazioni anche anonime ricevute da Eni SpA e da società controllate in Italia e all'estero", da ultimo il 17 aprile 2020. La procedura prevede l'istituzione di canali informativi idonei a garantire la ricezione, l'analisi e il trattamento di segnalazioni, inoltrate da persone Eni o da terzi, anche in forma confidenziale o anonima, afferenti il Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi ed aventi ad oggetto comportamenti riferibili a persone di Eni posti in essere in violazione del Codice Etico, di leggi, regolamenti, provvedimenti delle Autorità, normative interne, Modello 231 per le società italiane, o Modelli di Compliance per le controllate estere, comunque idonei ad arrecare danno o pregiudizio, anche solo d'immagine, ad Eni (tra cui tematiche di informativa finanziaria e non finanziaria, responsabilità amministrativa della Società o frodi). La procedura, il cui assetto è stato valutato già in passato conforme alle best practice da consulenti esterni indipendenti, in ragione della trasversalità delle tematiche trattate, costituisce un allegato della Management System Guideline sul "Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi" e fa parte, altresì, degli Strumenti Normativi Anti-Corruzione di Eni previsti dalla Management System Guideline "Anti-Corruzione". La procedura risponde, inoltre, agli adempimenti previsti dal Sarbanes Oxley Act del 2002, dal Modello di organizzazione, gestione e controllo ex D.Lgs. n. 231 del 2001 e dalla MSG Anti-Corruzione stessa, nonché, per gli aspetti afferenti ai Diritti Umani, dalla normativa in materia di informativa non finanziaria (Direttiva UE n. 95/2014 sulla disclosure delle informazioni di carattere non finanziario, attuata con D.Lgs. n. 254/2016). A tal riguardo il Collegio ha esaminato i rapporti trimestrali elaborati per il 2021 dall'Internal Audit Eni, con l'evidenza di tutte le segnalazioni ricevute nell'anno e degli esiti degli accertamenti effettuati. In particolare, dai rapporti trimestrali relativi al 2021 si rileva che, nel corso dell'esercizio, sono stati aperti n. 73 fascicoli di segnalazioni (74 nel 2020). Sulla base delle istruttorie concluse dall'Internal Audit nel corso del 2021 sono stati chiusi n. 74 fascicoli (73 nel 2020). In particolare, relativamente ai 74 fascicoli di segnalazioni chiusi nel 2021, dagli accertamenti riferiti al Collegio Sindacale dall'Internal Audit è risultato che 23 fascicoli contengono rilievi almeno in parte fondati (22 nel 2020), con la conseguente adozione di azioni correttive riguardanti il sistema di controllo interno e gestione dei rischi o valutazioni disciplinari. Per i restanti 51 fascicoli (51 nel 2020) gli accertamenti condotti, fermi restando i limiti propri delle attività di Internal Audit e dei relativi strumenti a disposizione, non hanno evidenziato elementi o riscontri tali da poter ritenere fondati i fatti segnalati e per 21 di essi (32 nel 2020) sono state comunque intraprese azioni di miglioramento del sistema di controllo interno e gestione dei rischi o valutazioni disciplinari. Al 31 dicembre 2021, restavano aperti n. 15 fascicoli (16 al 31 dicembre 2020). Sulla base degli elementi informativi acquisiti all'esito degli accertamenti eseguiti o ancora in corso, allo stato attuale, non ci sono osservazioni o rilievi da sottoporre all'attenzione dell'Assemblea.

Attività di vigilanza sull'adeguatezza della struttura organizzativa

Il Collegio ha acquisito conoscenza e vigilato, per quanto di sua competenza, sull'adeguatezza della struttura organizzativa della Società, sulle sue modifiche, e sull'adeguatezza delle disposizioni impartite alle società controllate ai sensi dell'art. 114, comma 2, del D.Lgs. 58/98, tramite: (1) le informazioni acquisite dal Consiglio di Amministrazione e dall'Amministratore Delegato; (2) l'acquisizione di informazioni dai responsabili delle funzioni aziendali; (3) incontri e scambi di informazioni con i Collegi Sindacali delle controllate; (4) incontri con la Società di revisione legale ed esiti di specifiche attività di verifica effettuate dalla stessa. In tale ambito il Collegio Sindacale ha vigilato sull'adeguatezza della struttura organizzativa in coerenza con la strategia di decarbonizzazione e la trasformazione in atto.

Nell'ambito della propria attività di vigilanza il Collegio ha altresì preso visione e ottenuto informazioni sulle attività di carattere organizzativo e procedurale, poste in essere ai sensi del D.Lgs. 231/2001 e successive integrazioni e modifiche, sulla responsabilità amministrativa degli Enti per i reati previsti da tali normative; tali attività sono illustrate nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari, cui si rinvia. L'Organismo di Vigilanza Eni ha relazionato al Collegio Sindacale sulle attività svolte nel corso dell'esercizio 2021, ivi incluso il processo di continuo aggiornamento del Modello organizzativo, senza segnalare fatti o situazioni, ulteriori a quelli già menzionati nell'ambito del paragrafo "Attività di vigilanza sul sistema di controllo interno e gestione dei rischi e del sistema amministrativo contabile", relativamente ai principali procedimenti giudiziari che interessano la Società anche per i profili di cui al D.Lgs. 231/2001, che debbano essere evidenziati nella presente Relazione.

Con riferimento alle disposizioni di cui all'art. 15 del Regolamento Mercati (adottato dalla Consob con delibera n. 20249 del 28 dicembre 2017 e successivamente modificato con delibera n. 21028 del 3 settembre 2019), relative alle società controllate rilevanti costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea, il Collegio Sindacale segnala che, alla data del 31 dicembre 2021, le società cui si applica tale disposizione sono incluse fra le imprese in ambito ai fini del sistema di controllo interno Eni sull'informativa finanziaria, rispetto al quale non sono state segnalate carenze significative.

Esposti, denunce degli azionisti ai sensi dell'art. 2408 del Codice Civile

Dalla data della precedente Relazione del Collegio Sindacale e sino ad oggi non sono pervenute denunce ai sensi dell'art. 2408 del Codice Civile.

Il Collegio non è a conoscenza di altri esposti di cui dare menzione all'Assemblea.

Valutazioni conclusive

Sulla base dell'attività di vigilanza svolta nel corso dell'esercizio, il Collegio non rileva motivi ostativi all'approvazione del bilancio al 31 dicembre 2021 e alle proposte di delibera formulate dal Consiglio di Amministrazione.

8 aprile 2022
Rosalba Casiraghi
Enrico Maria Bignami
Marcella Caradonna
Giovanna Ceribelli
Marco Seracini

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Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021

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