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Siamo un’impresa dell’energia.

Sosteniamo concretamente una transizione energetica socialmente equa,

con l’obiettivo di preservare il nostro pianeta 

e promuovere l’accesso alle risorse energetiche 

in maniera efficiente e sostenibile per tutti. 

Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l’innovazione. 

Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze. 

Sulle pari dignità delle persone, riconoscendo la diversità

come risorsa fondamentale per lo sviluppo dell’umanità.

Sulla responsabilità, integrità e trasparenza del nostro agire. 

Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità

che ci ospitano per creare valore condiviso duraturo.

La nostra Mission

Obiettivi globali per lo sviluppo sostenibile

L’agenda  2030  per  lo  Sviluppo  Sostenibile  delle  Nazioni  Unite,  presentata  a  settembre  2015,  identifica 

i  17 Sustainable  Development  Goals  (SDGs)  che  rappresentano obiettivi  comuni  di  sviluppo  sostenibile 

sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferimento importante per la comunità

internazionale e per Eni nel condurre le proprie attività nei Paesi in cui opera.

  


Eni

Relazione

Finanziaria

Annuale

2025

  


Bilancio integrato

La Relazione sulla gestione integrata 2025 è redatta secon-

do proprie linee guida interne di reporting anche facendo ri-

ferimento 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 Re-

sponsability e delle performance economiche e di sosteni-

bilità dell’azienda. La mission di Eni rappresenta in maniera 

più esplicita il cammino che Eni ha intrapreso per risponde-

re alle sfide universali, contribuendo al raggiungimento degli 

Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDGs) che l’Organiz-

zazione delle Nazioni Unite ha  fissato al fine di indirizzare

chiaramente le azioni che tutti gli attori devono intrapren-

dere. Adempimenti ESEF (European Single Electronic For-

mat). 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 dispo-

nibile (solo in italiano) nell’apposita sezione del sito inter-

net della Società (www.eni.com, sezione Documentazione) 

e sul meccanismo di stoccaggio centralizzato autorizzato 

da Consob denominato “1Info” – consultabile all’indirizzo 

www.1info.it

Disclaimer

La Relazione Finanziaria Annuale contiene dichiarazioni 

previsionali (forward-looking statements), in particolare nel-

la 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 incertez-

za perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. 

I risultati effettivi potranno differire in misura anche signifi-

cativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molte-

plicità di fattori, tra cui 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 tratta-

tive commerciali, l’evoluzione futura della domanda, dell’of-

ferta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti

petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni 

macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le ten-

sioni internazionali e l’instabilità socio-politica e i mutamen-

ti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei 

quali Eni opera, l’impatto delle regolamentazioni dell’indu-

stria degli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in 

materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’appli-

cazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative 

degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di bu-

siness, l’azione della concorrenza. Per Eni si intende Eni SpA 

e le imprese incluse nell’area di consolidamento.

LEGENDA

Link alla Relazione sulla Gestione e al Bilancio consolidato

Link interni alla Rendicontazione di Sostenibilità

Link esterni 

  


Lettera agli azionisti 

Relazione sulla gestione 

Attività 8

Modello di business  10

Principali eventi dell’anno  14

Eni in sintesi  16

Strategia 20

Risk Management Integrato  24

Governance 30

ANDAMENTO OPERATIVO

Exploration & Production  44

Global Gas & LNG Portfolio e Power  64

CCS e Agri  69

Enilive e Plenitude  72

Refining e Chimica  78

Attività Ambientali  82

COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI

Commento ai risultati economico-finanziari  84

Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA  109

Fattori di rischio e incertezza  116

Evoluzione prevedibile della gestione  133

RENDICONTAZIONE DI SOSTENIBILITÀ 134

Attestazione della rendicontazione di sostenibilità ai sensi dell’art. 81-ter, comma 1,

del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni  260

Altre informazioni  261

Glossario 262

Bilancio consolidato 

Schemi di bilancio  268

Note al bilancio consolidato  276

Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC  379

Attestazione a norma dell’art. 154-bis, comma 5 del D.lgs. 58/1998  398

Bilancio di esercizio 

Schemi di bilancio  400

Note al bilancio di esercizio  406

Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti  466

Attestazione a norma dell’art. 154-bis, comma 5 del D.lgs. 58/1998  467

Allegati

Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2025  469

Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025  469

Variazioni dell’area di consolidamento verificatesi nell’esercizio  516

Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione  522

Relazione della società di revisione sul bilancio consolidato  xx

Relazione della società di revisione sul bilancio d’esercizio  xx

Relazione della società di revisione sull’esame limitato della rendicontazione di sostenibilità xx

Relazione del Collegio Sindacale all’Assemblea degli azionisti  xx

  


Lettera agli azionisti

Cari azionisti, 

nel 2025 Eni ha realizzato progressi importanti nell’esecuzione della

propria distintiva strategia di trasformazione, basata sulla crescita

e valorizzazione sia delle attività tradizionali che dei business della

Transizione. I pilastri di questo successo sono la crescita organica,

la diversificazione, l’integrazione verticale, lo sviluppo di nuove tecno-

logie e l’applicazione di innovativi modelli di business. Abbiamo raf-

forzato il portafoglio e applicato una rigorosa disciplina degli investi-

menti, rendendo Eni ancora più resiliente alla volatilità dello scenario,

grazie ad una solida struttura patrimoniale e un ridotto livello di inde-

bitamento. Allo stesso tempo, abbiamo aumentato la distribuzione ai

nostri azionisti, con ritorni ai livelli massimi dell’industria. 

Nel 2025 sono emersi con chiarezza i benefici della piena applicazione del nostro modello strategico. 

In E&P abbiamo conseguito risultati eccellenti, tra i migliori del settore, trainati dalla crescita della produzione, con l’aggiunta di barili ad 

elevata redditività, e dalla forte selettività e disciplina negli investimenti e nella spesa. Abbiamo registrato un tasso di crescita, prima delle 

operazioni di portafoglio, del 4% rispetto al 2024, traguardando un aumento del 7% nel periodo 2022-2025. L’avvio di sei grandi progetti in

Norvegia, Indonesia, Angola e Congo ha contribuito al raggiungimento di un livello produttivo di 1,73 milioni boe/giorno. Inoltre, abbiamo 

rafforzato il profilo di produzione di medio termine grazie a quattro importanti decisioni finali di investimento, di cui tre per progetti operati, 

assicurandoci un tasso di rimpiazzo organico delle riserve di oltre il 160%. L’esplorazione si è confermata nuovamente una leva fonda-

mentale per la generazione di valore, registrando un altro anno di eccellenti risultati, con 900 milioni di boe di risorse scoperte, che hanno 

confermato la nostra leadership mondiale. Stiamo inoltre crescendo nel settore LNG, che verrà ulteriormente rafforzato dalla fusione delle

nostre attività e scoperte in Indonesia con quelle di PETRONAS in Malesia, con un target produttivo di 500 mila boe/giorno al 2028. Anche il 

progetto integrato su larga scala Argentina LNG, sviluppato in partnership con YPF e XRG, avanza verso la decisione finale d’investimento, 

con l’obiettivo di valorizzare le risorse di shale gas di Vaca Muerta. 

GGP ha superato l’obiettivo di €1 miliardo di EBIT grazie alla continua ottimizzazione degli asset e ha diversificato il portafoglio LNG con 

nuovi contratti long-term di vendita in Turchia e Thailandia e di acquisto in USA con Venture Global.

I nostri business della transizione, Enilive e Plenitude, hanno contribuito in modo rilevante alla crescita e alla generazione di valore e hanno 

un ruolo sempre più importante nella stabilizzazione e nel rafforzamento dei risultati di Gruppo. In un anno sfidante per il settore delle rin-

novabili, abbiamo confermato la solidità dei nostri modelli integrati, conseguendo un EBITDA complessivo delle due società di €2 miliardi, 

e l’apprezzamento del mercato, grazie all’incasso di €5,8 miliardi da parte di primari fondi di private equity per quote minoritarie nelle due 

società, che ne determina un enterprise value di oltre €23 miliardi.

Plenitude ha raggiunto 5,8 GW di capacità rinnovabile installata (+41% rispetto al 2024) e, grazie alla propria pipeline di progetti, procede 

verso il target di 15 GW al 2030. Con l’acquisizione in corso di Acea Energia, il traguardo di 11 milioni di clienti, originariamente program-

mato nel 2028, sarà anticipato al 2026.

Enilive sta realizzando tre nuove bioraffinerie – a Livorno, Daesan/Seosan in Sud Corea e Pengerang in Malesia – ed è stato avviato lo 

sviluppo di altre due – a Sannazzaro e Priolo – con l’obiettivo di incrementare la capacità di 2 milioni di tonnellate, oltre agli 1,7 milioni di 

tonnellate attuali. È stato inoltre costituito in JV con il fondo di private equity GIP il satellite della Carbon Capture & Storage, che valorizzerà

i progetti del portafoglio Eni.

Infine, Versalis, esposta alle debolezze strutturali del settore europeo della chimica, ha chiuso in modo definitivo gli impianti di cracking di 

Brindisi e di Priolo ed è in corso la trasformazione verso prodotti bio, circolari e specializzati.

Nel 2025 gli eccellenti progressi nell’esecuzione della strategia si sono tradotti in significativi risultati finanziari. Il flusso di cassa adju-

sted è stato pari a €12,5 miliardi (superiore di €1,5 miliardi all’obiettivo di piano a parità di scenario), l’EBIT proforma adjusted a €12,2 

miliardi e l’utile netto adjusted a €5 miliardi. In risposta al rapido deterioramento dello scenario, abbiamo ottimizzato i capex a €8,5

miliardi, rispetto ai €9 miliardi a piano, ed attivato iniziative di miglioramento della cassa per €4 miliardi e di riduzione costi per €0,5 

miliardi. Grazie a tali azioni, il gearing si attesta al livello storicamente contenuto del 14% e il debito netto si è ridotto di €2,8 miliardi. 

Tali risultati ci hanno consentito di incrementare del 20% il programma di riacquisto dell’azione a €1,8 miliardi rispetto a €1,5 miliardi

annunciati al Capital Markets Update. 

Lettera agli azionisti

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


Insieme all’esplorazione, la tecnologia è un nostro tratto distintivo, che caratterizza la creazione di valore in Eni. Dal 2014 abbiamo progres-

sivamente intensificato le attività di Ricerca e Sviluppo, con 7 centri di ricerca che coprono le attività di tutti i business, nonché rafforzato le 

nostre partnership con università, istituti di ricerca e startup. Le nostre tecnologie e il know-how sono fattori cruciali per la nostra crescita, 

sia nell’Upstream che nei business della Transizione, oltre a contribuire ad un posizionamento distintivo nel lungo termine. Nei business 

tradizionali le tecnologie migliorano la competitività e il time-to-market. Computer ad alte prestazioni, come HPC6, e algoritmi proprietari, 

incluse le applicazioni di intelligenza artificiale, ci offrono la possibilità di rispondere in modo appropriato alla domanda di petrolio e gas. 

Questo è particolarmente  vero per il  gas,  dove, grazie al nostro  comprovato  know-how e  competenze, siamo  anche leader  globali  nel 

floating LNG, una soluzione agile e competitiva che ci consente di accedere a nuove opportunità di sviluppo. Nelle nostre attività della 

Transizione, le rinnovabili, abbinate alle batterie stazionarie, continueranno a crescere in modo significativo per soddisfare la domanda 

dei nostri clienti, mentre i biocarburanti e la CCS continueranno a supportare la decarbonizzazione dei cosiddetti settori “hard-to-abate”, 

preservando al contempo le infrastrutture e i posti di lavoro esistenti. Oltre a queste tecnologie già disponibili, in futuro la fusione a confina-

mento magnetico svolgerà un ruolo chiave nel settore energetico ed Eni è già posizionata per cogliere questo potenziale, in quanto partner 

strategico e principale investitore di Commonwealth Fusion System, la principale azienda privata al mondo nel settore.

La nostra azione si svolge nel rispetto dei più elevati standard dell’etica d’impresa, in linea con le raccomandazioni OCSE per le imprese multinazio-

nali. Eni adotta modelli integrati di gestione dei rischi HSE e dedica notevoli risorse con l’obiettivo di tutelare la sicurezza nei luoghi di lavoro, ridurre 

le emissioni, preservare l’ambiente e la risorsa idrica, e contribuire allo sviluppo delle comunità con le quali collabora rispettando i diritti umani.

Nel 2025 le emissioni nette di gas a effetto serra dell’Upstream sono diminuite del 31% rispetto al 2024 (del 68% rispetto alla baseline 

del 2018), in linea con i target di zero emissioni nette Upstream Scope 1 e 2 entro il 2030 e di neutralità carbonica al 2050. Gli eccellenti 

risultati emissivi dell’Upstream riflettono il nostro originale approccio di incorporare il concetto di zero emissioni operative nette nel di-

segno dei nuovi progetti (ad es. Baleine in Costa d’Avorio, Argo/Cassiopea in Italia); il controllo delle emissioni fuggitive di metano con il 

mantenimento dell’intensità emissiva entro la soglia dello 0,2% (valore di riferimento per il settore Oil & Gas); e le iniziative di contenimento 

e azzeramento del gas flaring, grazie alle quali abbiamo azzerato il routine flaring nei nostri asset operati.

In considerazione del nostro costante impegno nella sostenibilità d’impresa, Eni si è classificata al primo posto nel Corporate Human Rights 

Benchmark redatto nel gennaio 2026 dalla World Benchmarking Alliance, un riconoscimento della dimensione e responsabilità dell’azione che 

Eni è in grado di catalizzare per un cambiamento significativo e sostenibile. Nell’anno sono state inoltre confermate le valutazioni di eccellen-

za di Eni nei principali rating ESG utilizzati dai mercati finanziari.

PIANO STRATEGICO

In un contesto macroeconomico incerto e volatile, accentuato dal protrarsi del conflitto in Ucraina e dalla recente escalation delle tensioni 

in Medio Oriente, Eni conferma la propria strategia di crescita profittevole e generazione di valore, nell’ambito della mission di assicurare

ai mercati forniture energetiche affidabili e competitive, fondamentali per l’economia e la vita.

Le linee guida del Piano Strategico 2026-2030 prevedono la crescita del valore della produzione upstream, trainata dall’integrazione lungo 

la filiera LNG e dal contributo dei satelliti (come quello in via di costituzione in Indonesia e Malesia), lo sviluppo della capacità di generazio-

ne rinnovabile (che beneficerà del deconsolidamento di Plenitude) e di bioraffinazione, e la trasformazione della chimica. La selettività nello

spending e la gestione attiva del portafoglio ci garantiranno crescenti surplus di cassa per mantenere una solida struttura patrimoniale e 

assicurare una competitiva distribution policy attraverso la progressiva crescita del dividendo e il riacquisto di azioni.

I principali obiettivi operativi al 2030 sono: un tasso di crescita organico medio composto della produzione di olio e gas (prima delle opera-

zioni di portafoglio) del 4%, che raggiungerà oltre 2 milioni boe/giorno; un portafoglio LNG contrattualizzato di 22 MTPA, di cui 70% equity; 

il raggiungimento di 15 GW di capacità rinnovabile e 5 milioni di tonnellate di capacità di bioraffinazione; e il ritorno in utile di Versalis. A 

sostegno della crescita abbiamo programmato un piano di investimenti selettivo, con in media meno di €6 miliardi all’anno, traguardando 

un gearing medio di Piano nell’intervallo 10-15%. Inoltre, al 2030 Eni prevede l’azzeramento netto delle emissioni operative Upstream.

In definitiva, riteniamo che i progressi strategici degli ultimi anni, che hanno portato Eni a essere una società strutturalmente solida in

termini industriali ed economico-finanziari, e l’action plan di qui al 2030 contribuiranno a rendere ancora più robusta la nostra capacità di 

creazione di valore, facendo di Eni uno dei migliori “investment case” del mercato. La nostra distintiva strategia di trasformazione e decar-

bonizzazione del business, la qualità del portafoglio e le competenze nell’esplorazione, esecuzione e innovazione tecnologica consolidano 

il ruolo di Eni quale protagonista delle sfide energetiche globali.

Il nostro apprezzamento finale va alle Persone di Eni, grazie al cui impegno, competenza e senso di appartenenza la nostra Società ha 

raggiunto straordinari successi e può guardare con fiducia e consapevolezza alle sfide future. 

Roma, 18 marzo 2026

Giuseppe Zafarana

Il Presidente del Consiglio di Amministrazione

Claudio Descalzi

L’ Amministratore Delegato

Per il Consiglio di Amministrazione

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


Relazione

sulla

gestione

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 20256

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


Attività 8

Modello di business  10

Principali eventi dell’anno  14

Eni in sintesi  16

Strategia 20

Risk Management Integrato  24

Governance 30

ANDAMENTO OPERATIVO

Exploration & Production  44

Global Gas & LNG Portfolio e Power  64

CCS e Agri  69

Enilive e Plenitude  72

Refining e Chimica  78

Attività Ambientali  82

COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI

Commento ai risultati economico-finanziari  84

Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA  109

Fattori di rischio e incertezza  116

Evoluzione prevedibile della gestione  133

RENDICONTAZIONE DI SOSTENIBILITÀ 134

Attestazione della rendicontazione di sostenibilità ai sensi dell’art. 81-ter, comma 1,

del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni  260

Altre informazioni  261

Glossario 262

7ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


Attività

Eni è un’impresa dell’energia, integrata lungo l’intera catena del valore, che opera in 62 Paesi nel mondo con oltre 32 mila dipendenti. Vanta 

una rilevante presenza nelle attività tradizionali dell’esplorazione e della produzione di petrolio e gas convenzionali e nella commercializza-

zione di gas/GNL grazie a un ampio portafoglio di forniture. Eni è impegnata attraverso modelli di business innovativi nello sviluppo delle 

nuove energie e servizi di decarbonizzazione: rinnovabili da solare/eolico, biocarburanti, biochimica, cattura/sequestro geologico della

CO

2

e le linee di ricerca su nuovi paradigmi energetici (fusione magnetica, riciclo chimico della plastica). Eni ha una larga base di clienti sia 

industriali sia consumatori finali. La distintiva strategia del Gruppo ha come punti di riferimento i vantaggi competitivi del business, le com-

petenze interne e le tecnologie proprietarie con l’obiettivo di crescere, di creare valore e di trasformare la Società. Nelle attività tradizionali 

la crescita e i ritorni fanno leva sull’esplorazione di successo, con opzione di monetizzazione anticipata delle scoperte, sull’efficiente svilup-

po delle risorse e sulla costituzione di entità indipendenti in sinergia con qualificati partner, in ambiti geografici focalizzati, per perseguire 

opportunità di sviluppo e di redditività. Nel downstream petrolifero/petrolchimico è in corso un importante processo di trasformazione e di 

riconversione. Nelle attività relative alla transizione energetica, il modello satellitare di Eni prevede la costituzione di entità impegnate nello

sviluppo di prodotti e soluzioni a ridotto contenuto carbonico, in grado, grazie all’ingresso di capitali specializzati, di crescere in maniera 

autonoma e finanziariamente indipendente, liberando valore per la capogruppo, come evidenziano i successi di Enilive e Plenitude. L’effica-

ce esecuzione della strategia, fondata sulla disciplina finanziaria nei costi e negli investimenti e su una robusta struttura patrimoniale, con 

l’ausilio di solidi processi di corporate governance e di identificazione e gestione dei rischi consente di continuare a investire nel business 

e a garantire competitivi ritorni agli azionisti. 

LA CATENA DEL VALORE

ACQUISTO MATERIE 

PRIME, SCARTI 

E RESIDUI 

BIO E RINNOVABILI

SVILUPPO FILIERA

AGRI-FEEDSTOCK

ACQUISTO GAS

DA TERZI

PRODUZIONE DA FONTI

RINNOVABILI

PRODUZIONE

OLIO E GAS

ESPLORAZIONE 

E SVILUPPO 

RETE

DI TRASPORTO

TRADING

& SHIPPING

CATTURA, STOCCAGGIO

E UTILIZZO DELLA CO

²

CARBON OFFSETS

GENERAZIONE ELETTRICA

MERCATI

RETAIL

PAESI 

OSPITANTI

MERCATI

BUSINESS

BONIFICHE, GESTIONE

ACQUE & RIFIUTI

E RIQUALIFICAZIONE 

RAFFINAZIONE

E CHIMICA

TRADIZIONALE E BIO

THIRD PARTY INDUSTRY

OLIO & GAS

PRODOTTI CHIMICI

TRADIZIONALI, 

DA RICICLO E BIO

ENERGIA ELETTRICA

E VAPORE

LUBRIFICANTI

CARBURANTI

BIOCARBURANTI

PRODOTTI SERVIZI

FOTOVOLTAICO

MOBILITÀ SOSTENIBILE

EFFICIENZA ENERGETICA

E-MOBILITY

FOOD

SERVICES

CCUS

SERVIZI DI RETE

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 20258

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


Lo sviluppo di efficaci soluzioni sostenibili fanno leva sull’utilizzo di tecnologie disponibili in grado di contribuire fin da subito alla ridu-

zione delle emissioni, quali:

• l’utilizzo del gas quale fonte energetica di transizione, affiancata da investimenti per la riduzione delle emissioni di CO

2

e metano;

• le tecnologie di raffinazione tradizionale applicate nella produzione di biocarburanti, con l’impiego di materie prime di origine biologica, 

non in competizione con la filiera alimentare nell’ambito dello sviluppo dell’agri-business per contribuire alla decarbonizzazione dei 

trasporti senza repentini mutamenti alle infrastrutture esistenti;

• le energie rinnovabili attraverso l’incremento della capacità di generazione installata e l’integrazione con il business retail, facendo leva

su un’ampia base di clienti;

• le tecnologie di giacimento applicate nella cattura e stoccaggio della CO

2

“Carbon Capture Utilization e Storage (CCUS)”, in grado di 

fornire un contributo concreto alla riduzione delle emissioni, in particolare delle installazioni industriali a elevata intensità carbonica

mediante lo sviluppo di hub dedicati allo stoccaggio della CO

2

;

• le tecnologie di produzione di bioplastiche e di riciclo meccanico delle plastiche usate.

Le operazioni di Eni si avvalgono di una catena di fornitura globale per l’approvvigionamento di beni capitali, materie prime, opere e 

servizi. I principali beni approvvigionati hanno riguardato il supporto logistico per l’area dei pozzi e i servizi ausiliari, gli impianti offshore, 

i servizi di ingegneria per il settore oil & gas, i servizi professionali e i servizi di perforazione dei pozzi.

ACQUISTO MATERIE 

PRIME, SCARTI 

E RESIDUI 

BIO E RINNOVABILI

SVILUPPO FILIERA

AGRI-FEEDSTOCK

ACQUISTO GAS

DA TERZI

PRODUZIONE DA FONTI

RINNOVABILI

PRODUZIONE

OLIO E GAS

ESPLORAZIONE 

E SVILUPPO 

RETE

DI TRASPORTO

TRADING

& SHIPPING

CATTURA, STOCCAGGIO

E UTILIZZO DELLA CO

²

CARBON OFFSETS

GENERAZIONE ELETTRICA

MERCATI

RETAIL

PAESI 

OSPITANTI

MERCATI

BUSINESS

BONIFICHE, GESTIONE

ACQUE & RIFIUTI

E RIQUALIFICAZIONE 

RAFFINAZIONE

E CHIMICA

TRADIZIONALE E BIO

THIRD PARTY INDUSTRY

OLIO & GAS

PRODOTTI CHIMICI

TRADIZIONALI, 

DA RICICLO E BIO

ENERGIA ELETTRICA

E VAPORE

LUBRIFICANTI

CARBURANTI

BIOCARBURANTI

PRODOTTI SERVIZI

FOTOVOLTAICO

MOBILITÀ SOSTENIBILE

EFFICIENZA ENERGETICA

E-MOBILITY

FOOD

SERVICES

CCUS

SERVIZI DI RETE

9ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Modello di business

Il modello di business di Eni sostiene l’impegno aziendale per una transizione energetica socialmente equa 

ed è volto alla realizzazione di solidi ritorni finanziari e alla creazione di valore di lungo termine per gli sta-

keholder principali attraverso una consolidata presenza lungo la catena del valore dell’energia. La mission 

aziendale integra gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDGs) dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite.

Eni si impegna per contribuire a garantire sicurezza energetica, facendo leva su un portafoglio globale e 

su alleanze con i Paesi produttori. Al contempo, Eni implementa una strategia di transizione improntata 

ad un approccio tecnologicamente neutrale e pragmatico, volto al mantenimento della competitività del 

sistema produttivo e alla sostenibilità sociale. 

Tali obiettivi fanno leva su una diversificata presenza geografica e su un portafoglio di soluzioni tecnolo-

giche che consentiranno di creare un mix energetico sempre più decarbonizzato. Essenziali al raggiun-

gimento di tali obiettivi sono le partnership e le alleanze con gli stakeholder per assicurare un coinvolgi-

mento attivo nella definizione delle attività di Eni e nella trasformazione del sistema energetico.

Il modello di business di Eni coniuga l’utilizzo di tecnologie, in larga parte proprietarie, valorizzando le 

competenze interne e una rete strategica di collaborazioni, con lo sviluppo di un innovativo modello 

satellitare, che prevede la creazione di società dedicate in grado di accedere autonomamente al mercato 

dei capitali per finanziare la propria crescita e al contempo di far emergere il valore reale di ogni business.

Eni è presente lungo tutta la catena del valore \- dall’esplorazione, lo sviluppo e l’estrazione di risorse fino 

alla commercializzazione di energia, prodotti e servizi ai clienti finali \- sviluppando solidi modelli di busi-

ness integrati che valorizzano i propri asset industriali e la propria base clienti. 

A supporto di questo modello integrato si inseriscono il sistema di Corporate Governance, basato sui 

principi di trasparenza e integrità, e il processo di Risk Management Integrato, funzionale per assicurare, 

attraverso la valutazione e l’analisi dei rischi e delle opportunità del contesto di riferimento, decisioni 

consapevoli e strategiche e l’analisi di materialità che approfondisce gli impatti più significativi generati 

da Eni su economia, ambiente e persone, inclusi quelli sui diritti umani. 

Il funzionamento del modello di business si basa sul miglior utilizzo possibile di tutte le risorse (input) 

di cui l’organizzazione dispone e sulla loro trasformazione in output, mediante l’attuazione della propria 

strategia. Le risorse immateriali sono parte integrante del processo di creazione di valore di Eni e inclu-

dono le competenze delle persone, l’innovazione e la relazione con gli stakeholder, oggetto di disclosure 

nella rendicontazione di sostenibilità. Eni, inoltre, combina in maniera organica il proprio piano industriale 

con i principi di sostenibilità ambientale e sociale, articolando le proprie azioni lungo cinque direttrici, 

ciascuna orientata verso risultati specifici (outcome).

Il modello di business di Eni si sviluppa lungo queste cinque direttrici facendo leva sullo sviluppo e l’ap-

plicazione di tecnologie innovative e sul processo di digitalizzazione. Nell’attuazione di tale modello, Eni 

garantisce il rispetto dei diritti umani nell’ambito delle proprie attività e ne promuove il rispetto presso 

i propri partner e stakeholder, perseguendo inoltre un’operatività improntata ai valori di responsabilità, 

integrità e trasparenza.

I significativi 

risultati industriali 

ed economico-

finanziari conseguiti 

nel 2025 grazie 

all’esecuzione della 

nostra strategia

di crescita e 

generazione di 

valore, costruita

nell’arco degli ultimi

anni facendo leva 

sul portafoglio di 

asset, sul modello 

satellitare e sui 

business della 

transizione,

dimostrano la 

solidità del modello 

di business di Eni. 

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202510

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

LE CINQUE DIRETTRICI DEL MODELLO DI BUSINESS DI ENI

NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050

Eni ha intrapreso un percorso che porterà alla decarbonizzazione dei processi e dei prodotti energetici entro il 2050, attraverso l’impiego di

tecnologie già disponibili e in evoluzione, secondo il principio di neutralità tecnologica. Eni accompagna la transizione energetica con un ap-

proccio pragmatico, graduale e ordinato, facendo leva su un insieme di soluzioni industriali e tecnologiche orientate alla progressiva riduzione 

delle emissioni e all’ampliamento dell’offerta di servizi ed energia a minore intensità carbonica. In questo contesto, il gas naturale svolge un 

ruolo centrale nella transizione per il suo minore contenuto carbonico rispetto ad altri combustibili fossili e per la sua flessibilità, in modo

complementare alle altre soluzioni energetiche che diventeranno progressivamente sempre più rilevanti nel soddisfare la domanda di energia.

PROTEZIONE DELL’AMBIENTE

Eni è impegnata nella protezione dell’ambiente attraverso la ricerca di soluzioni innovative finalizzate a ridurre l’impatto delle proprie opera-

zioni, garantendo un uso efficiente delle risorse naturali, la tutela della biodiversità e della risorsa idrica e la promozione di modelli di sviluppo

che si basano sui principi rigenerativi dell’economia circolare, con l’obiettivo di massimizzare il recupero e la valorizzazione di rifiuti e scarti.

VALORE DELLE NOSTRE PERSONE

Eni riconosce il valore delle proprie persone come elemento fondamentale per il successo dell’azienda e per questo garantisce un ambiente 

di lavoro libero da ogni forma di discriminazione che favorisca il pieno sviluppo del potenziale di ognuno, promuovendo lo sviluppo di una 

cultura basata sulla diffusione delle conoscenze. Eni rispetta inoltre i più alti standard internazionali in materia di salute e di sicurezza e 

adotta adeguate misure volte a proteggere le persone e gli asset. 

ALLEANZE PER LO SVILUPPO

Eni mira a contribuire alla riduzione della povertà energetica nei Paesi in cui opera, integrando lo sviluppo di progetti industriali e iniziative 

rivolte alle comunità ospitanti, trasferendo il proprio know-how e competenze ai partner locali. Secondo il c.d. approccio “Dual Flag”, l’agire 

di Eni si fonda su un profondo rispetto del singolo individuo, sulla conoscenza delle istanze locali e sulla disponibilità ad impegnarsi accanto 

ai Paesi per promuovere lo sviluppo sostenibile, anche attraverso partnership con attori riconosciuti a livello nazionale ed internazionale. In 

tali Paesi Eni promuove iniziative a sostegno delle comunità locali per favorire, oltre all’accesso all’energia, la diversificazione economica, la 

formazione, la salute delle comunità, l’accesso all’acqua e ai servizi igienici e la tutela del territorio, in collaborazione con attori internazionali 

e in linea con i Piani di Sviluppo Nazionali e l’Agenda 2030.

SOSTENIBILITÀ NELLA CATENA DEL VALORE

Eni promuove lo sviluppo in chiave sostenibile della propria catena di fornitura, riconoscendone il ruolo chiave nel percorso di trasforma-

zione intrapreso. Attraverso un approccio sistemico ed inclusivo Eni condivide valori, impegni e target con i propri fornitori, supportandoli 

e coinvolgendoli in un percorso di crescita. Congiuntamente, Eni supporta i propri clienti offrendo soluzioni energetiche all’avanguardia per 

aiutarli a svolgere un ruolo primario nella transizione energetica e comunica con loro in modo onesto e trasparente, fornendo prodotti e 

servizi di qualità in linea con le loro esigenze. 

11ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

CREAZIONE DI VALORE PER TUTTI GLI STAKEHOLDER

Attraverso la presenza integrata nell'intera catena del valore dell’energia

INPUT

OUTCOME E OUTPUT

BIOCHEMISTRY

AZULE ENERGY

CCUS

VÅR ENERGI

ITHACAPLENITUDE

ENILIVE

PERFORMANCE 

FINANZIARIA

Remunerazione agli 

azionisti (€ mld) 5

Flusso di cassa adj

(€ mld) 12,5

EBIT Proforma adj 

(€ mld) 12,2

Gearing proforma 

0,14

PERFORMANCE 

INDUSTRIALE

Produzione di 

idrocarburi

(Kboe/g) 1.728

Volumi di GNL 

contrattualizzati 

(MTPA) 15

Produzione di energia 

da fonti rinnovabili 

(TWh) 5,61

PERSONE DI ENI

TRIR (infortuni 

registrabili/ore lavorate 

x 1.000.000) 0,55

Donne in posizioni 

manageriali +4,2% vs. 2020 

AMBIENTE

Net Scope 1+2 Eni 

(mln ton CO2eq.) 21,4

Net Scope 1+2 Upstream

(mln ton CO

2

eq.) 4,7

Riutilizzo di acqua 

dolce (%) 90

COMUNITÀ LOCALI

Imposte pagate

(€ mld) 3,7

Persone raggiunte con 

progetti di sviluppo locale

circa 3 mln

CLIENTI E

CONSUMATORI

Punti di ricarica per veicoli 

elettrici (mgl di unità) 

circa 23

Produzioni vendute 

di biocarburanti 

(mgl ton) 9252

Vendite gas naturale 

(mld mc) 43,7

RISORSE 

FINANZIARIE

Capitale Investito Netto 

(€ mld) 68

Capex (€ mld) 8,5

Contributo operazioni 

di portafoglio 

(€ mld) 7,2

ASSET INDUSTRIALI

Capacità di 

bioraffinazione

(mln ton/a) 1,652

Capacità da fonti 

rinnovabili 

(GW) 5,81

RICERCA E 

SVILUPPO 

★

Spesa in Ricerca e 

Sviluppo (€ mln) 207

★

Brevetti in vita 9.520

RISORSE 

ENERGETICHE

E NATURALI

Permessi exp/sviluppo 

oil & gas (mgl km

2

) 206

Riserve certe 

(mld boe) 6,9

Prelievi di acqua dolce

(Mm

3

) 114

PERSONE

E COMPETENZE

Dipendenti 32.349

Donne nella 

forza lavoro (%) 29

★

Ore di formazione 

(mgl) 1.059

RELAZIONI E 

COLLABORAZIONI

★

Clienti gas & power

(mln) 101

Investimenti per lo 

sviluppo locale 

(€ mln) 81

★ Intangibles

1) 100% Plenitude, 2) 100% Enilive 

* MODELLO 

SATELLITARE

PROTEZIONE

DELL’AMBIENTE

VALORE 

DELLE

NOSTRE

PERSONE

ALLEANZE

PER LO 

SVILUPPO

NEUTRALITÀ

CARBONICA 

AL 2050

SOSTENIBILITÀ

NELLA CATENA 

DEL VALORE

OUR

MISSION

V

A

L

U

E

C

H

AIN 

INT

E

G

R

A

T

A

D

I

S

C

I

P

L

I

N

A

F

I

N

A

N

Z

I

A

R

I

A

M

O

D

E

L

L

O

S

A

T

E

L

L

I

T

A

R

E

*

INDUSTRIAL

TRANSFORMATION

TRANSITION 

BUSINESSES

GLOBAL NATURAL

RESOURCES

C

O

R

P

O

R

A

T

E

G

O

V

E

R

N

A

N

C

E

R

I

S

K

M

A

N

A

G

E

M

E

N

T

TECNOLOGIE 

PROPRIETARIE 

E BREAKTHROUGH

AMPIO 

PORTAFOGLIO 

DI OPPORTUNITÀ

VANTAGGI

COMPETITIVI

ECCELLENZA 

OPERATIVA

DIVERSIFICAZIONE 

DELLE FONTI

ENERGETICHE

STRATEGIA

E TARGET

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202512

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

CREAZIONE DI VALORE PER TUTTI GLI STAKEHOLDER

Attraverso la presenza integrata nell'intera catena del valore dell’energia

INPUT

OUTCOME E OUTPUT

BIOCHEMISTRY

AZULE ENERGY

CCUS

VÅR ENERGI

ITHACAPLENITUDE

ENILIVE

PERFORMANCE 

FINANZIARIA

Remunerazione agli 

azionisti (€ mld) 5

Flusso di cassa adj

(€ mld) 12,5

EBIT Proforma adj 

(€ mld) 12,2

Gearing proforma 

0,14

PERFORMANCE 

INDUSTRIALE

Produzione di 

idrocarburi

(Kboe/g) 1.728

Volumi di GNL 

contrattualizzati 

(MTPA) 15

Produzione di energia 

da fonti rinnovabili 

(TWh) 5,61

PERSONE DI ENI

TRIR (infortuni 

registrabili/ore lavorate 

x 1.000.000) 0,55

Donne in posizioni 

manageriali +4,2% vs. 2020 

AMBIENTE

Net Scope 1+2 Eni 

(mln ton CO2eq.) 21,4

Net Scope 1+2 Upstream

(mln ton CO

2

eq.) 4,7

Riutilizzo di acqua 

dolce (%) 90

COMUNITÀ LOCALI

Imposte pagate

(€ mld) 3,7

Persone raggiunte con 

progetti di sviluppo locale

circa 3 mln

CLIENTI E

CONSUMATORI

Punti di ricarica per veicoli 

elettrici (mgl di unità) 

circa 23

Produzioni vendute 

di biocarburanti 

(mgl ton) 9252

Vendite gas naturale 

(mld mc) 43,7

RISORSE 

FINANZIARIE

Capitale Investito Netto 

(€ mld) 68

Capex (€ mld) 8,5

Contributo operazioni 

di portafoglio 

(€ mld) 7,2

ASSET INDUSTRIALI

Capacità di 

bioraffinazione

(mln ton/a) 1,652

Capacità da fonti 

rinnovabili 

(GW) 5,81

RICERCA E 

SVILUPPO 

★

Spesa in Ricerca e 

Sviluppo (€ mln) 207

★

Brevetti in vita 9.520

RISORSE 

ENERGETICHE

E NATURALI

Permessi exp/sviluppo 

oil & gas (mgl km

2

) 206

Riserve certe 

(mld boe) 6,9

Prelievi di acqua dolce

(Mm

3

) 114

PERSONE

E COMPETENZE

Dipendenti 32.349

Donne nella 

forza lavoro (%) 29

★

Ore di formazione 

(mgl) 1.059

RELAZIONI E 

COLLABORAZIONI

★

Clienti gas & power

(mln) 101

Investimenti per lo 

sviluppo locale 

(€ mln) 81

★ Intangibles

1) 100% Plenitude, 2) 100% Enilive 

* MODELLO 

SATELLITARE

PROTEZIONE

DELL’AMBIENTE

VALORE 

DELLE

NOSTRE

PERSONE

ALLEANZE

PER LO 

SVILUPPO

NEUTRALITÀ

CARBONICA 

AL 2050

SOSTENIBILITÀ

NELLA CATENA 

DEL VALORE

OUR

MISSION

V

A

L

U

E

C

H

AIN 

INT

E

G

R

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T

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*

INDUSTRIAL

TRANSFORMATION

TRANSITION 

BUSINESSES

GLOBAL NATURAL

RESOURCES

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R

I

S

K

M

A

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A

G

E

M

E

N

T

TECNOLOGIE 

PROPRIETARIE 

E BREAKTHROUGH

AMPIO 

PORTAFOGLIO 

DI OPPORTUNITÀ

VANTAGGI

COMPETITIVI

ECCELLENZA 

OPERATIVA

DIVERSIFICAZIONE 

DELLE FONTI

ENERGETICHE

STRATEGIA

E TARGET

13ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Enilive: perfezionato l’investimento da parte del fondo di 

private equity KKR del 25% del capitale sociale di Enilive. 

Accordo con TotalEnergies per lo sviluppo delle scoperte a

gas nell’offshore di Cipro.

Avviato l’impianto per la produzione di SAF nella 

bioraffineria di Gela con una capacità di 400 mila 

tonnellate/anno.

Plenitude: ulteriore investimento da parte del fondo EIP 

in Plenitude, raggiungendo complessivamente il 10%. 

Espansione in Spagna, Texas e in California.

Versalis: - avviato l’impianto di produzione di Porto 

Marghera per il riciclo meccanico delle plastiche da 

materie prime riciclate meccanicamente; progressi 

nel piano di trasformazione dell’attività produttiva con

la chiusura dello stabilimento di cracking di Brindisi; - 

partnership con Lummus Technology per il licensing di 

tecnologie nella filiera del fenolo. 

Avviata la cessione del 25% nel progetto Congo FLNG 

relativo al permesso Marine XII.

Avviata la produzione nel giacimento Johan Castberg 

(Mare di Barents).

Accordo di collaborazione con l’Autorità per 

l’Energia Atomica del Regno Unito (UKAEA) 

per attività di ricerca e sviluppo 

nel campo dell’energia 

da fusione.

Start-up del giacimento a gas Merakes East

nell’offshore indonesiano.

Vår Energi: start-up del giacimento a olio Balder-X 

nell’offshore norvegese.

MoU con la società argentina YPF per la valorizzazione 

di riserve a gas nell’onshore di Vaca Muerta con 

l’installazione di due unità di produzione galleggiante di

GNL dalla capacità di 12 MTPA.

Enilive: ulteriore investimento del 5% nel capitale sociale 

da parte di KKR la cui partecipazione sale al 30%.

Versalis: avviato l’impianto dimostrativo della tecnologia 

Hoop

®

per il riciclo chimico della plastica usata presso 

lo stabilimento di Mantova. 

Primo impianto di estrazione di olio vegetale nella 

Repubblica del Congo dalla capacità di 30 mila 

tonnellate/anno destinato alle bioraffinerie Enilive. 

Eni confermata tra le top 5 del settore, per il 

diciannovesimo anno consecutivo, nell’indice di borsa 

FTSE4Good Developed.

Accordi con il DESNZ UK per il progetto Liverpool Bay 

CCS.

Azule Energy annuncia risultati positivi dal pozzo 

Capricornus 1-X in Namibia.

Plenitude: avviata la produzione del blocco nord di

Renopool (Spagna).

1Q 2Q 3Q 4Q

Principali eventi dell’anno

1Q 2Q 3Q 4Q

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202514

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Accordo di JV con Petronas per un nuovo satellite 

upstream focalizzato nel GNL in Indonesia e Malesia.

Cessione a Global Infrastructure Partners di una 

partecipazione di controllo congiunto pari al 49,99% nel 

business CCUS Eni in Regno Unito.

Acquisizione da TotalEnergies di una partecipazione del 

2,5% nel PSC OML 118, nell’offshore della Nigeria.

Decisione Finale di Investimento (FID) per lo sviluppo 

del progetto Coral North FLNG che porterà in 

produzione le riserve della parte settentrionale del 

giacimento Coral a gas.

Accordo per l’acquisizione da YPF del 50% e del ruolo 

di operatore nel Blocco esplorativo OFF-5, nell’offshore 

dell’Uruguay.

Avviata la Fase 2 del progetto Congo LNG, incrementata 

la capacità a 3MTPA.

Accordi in Turchia per la vendita di circa 0,4 MTPA di 

GNL per 10 anni a Botas.

Accordo di lungo termine per la fornitura di 0,8 MTPA di 

GNL a Gulf, per un periodo di 10 anni, in Thailandia.

Avviata la costruzione della bioraffineria di Petronas, 

Enilive ed Euglena a Pengerang, in Malesia.

Plenitude: investimento del 20% nel capitale sociale di 

Plenitude da parte del fondo di private equity Ares. 

Annunciata acquisizione del 100% del capitale di ACEA 

Energia, società attiva nel mercato retail dell’energia. 

Acquisizione da Neoen di un portafoglio di asset in 

esercizio da circa 760 MW nel territorio francese. 

Versalis: avviato l’iter autorizzativo per la 

trasformazione del sito di Priolo in un hub di 

bioraffinazione e riciclo delle plastiche post consumo.

1Q 2Q 3Q 4Q

Firmato un contratto trentennale con Sonatrach per 

l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi in Algeria.

Finalizzata la cessione a Vitol di una partecipazione del 

30% nel progetto Baleine in Costa d’Avorio. 

Avviata la produzione del progetto Agogo Integrated 

West Hub, operato dalla JV Azule Energy, nell’offshore 

dell’Angola. 

Firmato accordo di lungo termine con Venture Global 

per la fornitura di 2 MTPA di GNL per 20 anni a partire 

dal 2030.

Enilive: avviata la costruzione di una bioraffineria in Corea 

del Sud. 

Plenitude: avviata la costruzione di un parco fotovoltaico 

da 200 MW in Andalusia; avviato un nuovo impianto 

fotovoltaico da 50 MW in Kazakhstan. 

Firmato con Khazna Data Centers un Head of Terms 

(HoT) per lo sviluppo di un “AI Data Center Campus” in 

Italia.

Firmato un Power Purchase Agreement (PPA) con 

Commonwealth Fusion Systems (CFS) per l’acquisto da 

parte di Eni di elettricità decarbonizzata.

Versalis: siglato un MoU con Acea Ambiente per il riciclo 

delle plastiche e la tecnologia Hoop

®

. 

Firmato accordo con Veritas per il riciclo delle plastiche post

consumo.

Chiusura dell’unità di cracking di Priolo.

Avviato l’iter per la conversione di alcune unità

della raffineria di Sannazzaro in bioraffineria. 

1Q 2Q 3Q 4Q

15ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Eni in sintesi

Nel 2025 Eni ha conseguito risultati strutturalmente solidi sotto il profilo industriale ed economico‑finanziario, grazie 

all’efficace attuazione della strategia definita e sviluppata nel corso degli ultimi anni. La crescita è proseguita in modo 

competitivo in tutti i principali business. 

Nell’upstream sono stati avviati nuovi progetti, assicurando al contempo ulteriori opportunità attraverso un know‑how 

esplorativo e tecnologico al top dell’industria. Nell’ambito della transizione energetica sono in fase di sviluppo nuove 

opportunità.

Parallelamente, attraverso il dual exploration model e la strategia satellitare è stato progressivamente incrementato il 

valore  in  termini  di  gestione  del  rapporto  rischio/rendimento,  contribuendo  alla  riduzione  dell’indebitamento  e 

all’aumento della distribuzione a favore degli azionisti.

Gli eccellenti progressi strategici e operativi sono alla base di ritorni tra i migliori dell’industria. Il flusso di cassa adjusted è stato pari a €12,5 mld. 

L’utile operativo proforma adjusted €12,2 mld. In risposta al rapido deterioramento dello scenario sono stati ottimizzati i capex a €8,5 mld (vs. €9 

mld pianificati) e attivate iniziative di miglioramento della cassa e di riduzione dei costi per €4 mld. Grazie a tali azioni, l’indice patrimoniale proforma 

si attesta al livello storicamente contenuto del 14%, mentre il debito netto è sceso di circa €3 mld. Allo stesso tempo è stato incrementato del 20% 

il programma di buy-back a €1,8 mld (vs. gli annunciati €1,5 mld). Nonostante un contesto volatile, nel 2025 Eni ha dimostrato di saper combinare 

crescita, riduzione degli investimenti, riduzione del debito ed aumento della remunerazione.

UTILE OPERATIVO PROFORMA ADJUSTED (€ MLD)

0

10

20

20242023

Società consolidate

2025

Società partecipate rilevanti

Utile (perdita) operativo proforma adjusted

17,8

14,3

13,8

10,3

12,2

4

4

3,9

8,3

REMUNERAZIONE AZIONISTI (€ MLD)

2023

Dividendo di competenza

(*)

Include la quota del primo programma di buy-back concluso nel febbraio 2025.

Buy-back

2024

2025

3,1 3,1 3,1

1,8 2,0 1,9

(*)

4,9 5,0

5,1

LEVA FINANZIARIA E INDEBITAMENTO

Indebitamento finanziario netto (€ mld) Gearing (%)

5

0

10

15

20

202520242023

18

17

14

(*)

(*) 

Su base proforma considerando dismissioni/acquisizioni in corso.

10,9

12,2

9,4

GENERAZIONE DI CASSA (€ MLD)

0

10

20

2025

2024

2023

Investimenti organici

16,5

12,5

FCF

Prezzo medio del greggio Brent dated ($/bl)

Flusso di cassa netto da attività operativa adjusted

7,3

4,8

4,0

9,2

8,8

8,5

13,6

83

81

69

202520242023 202520242023

Prezzo medio del greggio 

Brent Dated ($/bbl)

Cambio medio 

EUR/USD

SCENARIO

Standard Eni Refining 

Margin (SERM) ($/bbl)

PSV

(€/MWh)

82,62

80,76

69,06

202520242023 202520242023

1,081

1,082

1,130

36

39

42

8,1

5,1

7,3

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202516

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

I business della transizione hanno contribuito in maniera rilevante alla crescita e alla generazione di valore e hanno un ruolo sempre più importante nella 

diversificazione e rafforzamento dei risultati di Gruppo. In un mercato sfidante per rinnovabili e prodotti low carbon, questi business hanno beneficiato 

della resilienza dei nostri modelli integrati, ottenendo una valorizzazione complessiva da parte degli investitori di private equity di oltre €23 mld in termini 

di enterprise value.

PLENITUDE

Capacità rinnovabile incrementata del 41%: 5,8 GW di capacità installata a fine 2025 grazie principalmente allo sviluppo dei progetti 

organici e all’acquisizione di un pool di asset in Francia e negli Stati Uniti.

Portafoglio clienti: con l’accordo vincolante per l’acquisizione di Acea Energia firmato a dicembre, Plenitude rafforzerà la presenza nel 

mercato italiano retail dell’energia, raggiungendo l’obiettivo di oltre 11 mln di clienti in Europa nel corso del 2026.

ENILIVE

Programma di sviluppo della bioraffinazione: avviata la costruzione di due bioraffinerie nel Sud-Est asiatico e la riconversione di Livorno. 

Tali progetti rientrano nel portafoglio di iniziative di sviluppo di Enilive, a vari stadi di realizzazione, per triplicare la capacità produttiva entro 

il 2030 dagli attuali 1,7 MTPA.

TRANSITION BUSINESSES

EXPLORATION & PRODUCTION 

Produzione petrolio e gas: 1,73 mln boe/giorno sostenuta dall’avvio di sei progetti principali e dall’eccellente regolarità di marcia della 

base produttiva. 

Leadership nell’esplorazione: 0,9 mld di boe di nuove risorse conseguendo l’integrale rimpiazzo delle produzioni per il 10° anno consecu-

tivo con ampia diversificazione dall’Africa ovest all’Indonesia e Norvegia.

Operazioni di portafoglio: in fase di finalizzazione il quarto e più grande satellite upstream in JV con Petronas nel settore del GNL di Indone-

sia/Malesia. Operativa dalla metà del 2026, in linea con i piani, la JV svilupperà autonomamente il rilevante potenziale minerario dei portafogli 

dei due partner, valorizzando le nostre straordinarie scoperte nel bacino del Kutei, con l’obiettivo di raggiungere una produzione iniziale di 

oltre 300 mila boe/giorno, attesa crescere rapidamente fino a un livello sostenibile di oltre 500 mila boe/giorno, generando crescita e valore. 

GGP E POWER

Superato l’obiettivo di €1 mld di utile operativo proforma adjusted grazie alla continua ottimizzazione degli asset gas/GNL. In linea con la 

strategia di diversificazione del business GNL, sono stati conclusi contratti di vendita long-term di 1,2 MTPA in Turchia e Thailandia; il por-

tafoglio contrattualizzato è stato incrementato con il contratto di off-take con Venture Global (USA). L’obiettivo è arrivare a un portafoglio di 

circa 20 MTPA al 2030.

GLOBAL NATURAL RESOURCES

RAFFINAZIONE

Resilienza dell’attività operativa: lavorazioni complessive di 24,94 mln di tonnellate, in uno scenario in miglioramento nel corso d’an-

no per effetto dei più favorevoli crack spreads sui distillati medi, sostenuti dalle minori disponibilità di prodotto a seguito di interruzioni 

e rischi geopolitici nonché dalla chiusura delle raffinerie nel bacino atlantico. Contesto di mercato sfidante a causa della debole doman-

da, eccesso di capacità e pressione competitiva da altre aree geografiche.

Sviluppi di business: in corso la trasformazione del sito di Livorno in bioraffineria; a gennaio 2026 decisione finale d’investimento 

raggiunta per la conversione di alcune unità della raffineria di Sannazzaro de’ Burgondi (Pavia) in un impianto per la produzione di 

biocarburanti.

VERSALIS

Ristrutturazione e riconversione: accelerata la trasformazione di Versalis verso una piattaforma di sviluppo di bioplastiche, chimica 

da riciclo e specialties. Attesi miglioramenti di risultato nel 2026. Fermata definitiva dei cracker non più competitivi di Brindisi e Priolo 

con avvio di progetti di riconversione green.

INDUSTRIAL TRANSFORMATION

17ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

2025 2024 2023

PRINCIPALI

DATI ECONOMICI

E FINANZIARI

Ricavi della gestione caratteristica

(€ milioni)

82.151 88.797 93.717

Utile (perdita) operativo

5.010

5.238

8.257

Utile (perdita) operativo adjusted

(a)

8.344 10.348 13.805

Utile (perdita) operativo proforma adjusted

(a)

12.223 14.322 17.809

Exploration & Production

11.163

13.022

13.538

Global Gas & LNG Portfolio e Power 1.392 1.274 3.599

Enilive e Plenitude 1.208 1.143 1.253

Refining e Chimica

(689)

(713)

46

Utile (perdita) netto adjusted

(a)(b)

4.989 5.257 8.322

Utile (perdita) netto

(b)

2.608 2.624 4.771

Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted

12.496

13.590

16.498

Investimenti tecnici

8.647 8.485 9.215

di cui: ricerca esplorativa 391 433 784

sviluppo riserve di idrocarburi

5.502

5.564

6.293

Dividendi per esercizio di competenza

(c)

3.176 3.094 3.034

Dividendi pagati nell'esercizio 

3.080 3.068 3.046

Totale attività a fine periodo

137.069

146.939

142.606

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi

52.787 55.648 53.644

Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16

9.386 12.175 10.899

Indebitamento finanziario netto post IFRS 16

15.086

18.628

16.235

Capitale investito netto

67.873 74.276 69.879

di cui: Exploration & Production 49.182 56.132 51.687

Global Gas & LNG Portfolio e Power

(683)

(1.322)

1.876

Enilive e Plenitude 10.424 10.396 8.688

Refining e Chimica 7.161 7.760 7.868

Prezzo delle azioni a fine periodo

(€)

16,1

13,1

15,4

Numero medio ponderato di azioni in circolazione

(milioni)

3.024,8 3.167,0 3.303,8

Capitalizzazione di borsa a fine periodo

(d)

(€ miliardi)

48 40 50

2025 2024 2023

PRINCIPALI

INDICATORI 

REDDITUALI 

E FINANZIARI

Utile (perdita) netto

\- per azione

(a)

(€)

0,78 0,78 1,40

\- per ADR

(a)(b)

($)

1,76 1,69 3,03

Utile (perdita) netto adjusted

\- per azione

(a)

(€)

1,55 1,60 2,47

\- per ADR

(a)(b)

($)

3,50 3,46 5,34

Cash flow

\- per azione

(a)

(€)

4,41 4,13 4,58

\- per ADR

(a)(b)

($)

9,97 8,94 9,90

Return on average capital employed (ROACE) adjusted

(%)

7,6 7,6 12,3

Gearing ante lease liability ex IFRS 16

(c)

14 18 17

Coverage

6,1 8,7 17,5

Current ratio

1,2 1,2 1,3

Debt coverage

88,4 70,3 93,1

Net Debt/EBITDA adjusted

95,9 100,5 74,4

Dividendo di competenza

(€ per azione)

1,05 1,00 0,94

Total Shareholder Return (TSR) 

(%)

32 (9) 23

2025 2024 2023

DIPENDENTI

Exploration & Production

(numero)

9.141 9.188 9.840

Global Gas & LNG Portfolio e Power

1.077

1.151

1.130

Enilive e Plenitude

6.064 5.899 5.759

Refining e Chimica

10.117 10.060 10.449

Corporate e altre attività

5.950

6.194

5.964

Gruppo

32.349 32.492 33.142

(a) Misure di risultato Non-GAAP.

(b) Di competenza azionisti Eni.

(c) L’importo 2025 (relativamente 

al saldo del dividendo) è stimato.

(d) Prodotto del numero delle azioni 

in circolazione per il prezzo di riferimento 

di borsa di fine periodo.

(a) Interamente diluito. Calcolato come 

rapporto tra l’utile netto/cash flow e il 

numero medio di azioni in circolazione 

nell’esercizio. L’ammontare in dollari è

convertito sulla base del cambio medio di 

periodo rilevato dalla Reuters (WMR).

(b) Un ADR rappresenta due azioni.

(c) Dato al 31 dicembre 2025 su base 

proforma, considerando dismissioni/

acquisizioni in corso.

2025 2024 2023

INNOVAZIONE

Spesa in R&S

(€ milioni)

207 178 166

Domande di primo deposito brevettuale

(numero)

42 39 28

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202518

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

2025 2024 2023

CLIMA

Net Scope 1+2 Upstream

(a)

(milioni di tonnellate di CO

2

eq.)

4,7 6,8 9,0

Net Scope 1+2 Eni

(a)

21,4 23,8 26,7

Intensity Net Scope 1+2+3

(b)

(grammi di CO

2

eq./MJ)

59,0 59,2 60,1

Emissioni dirette di GHG (Scope 1)

(c)

(milioni di tonnellate di CO

2

eq.)

18,6 21,2 22,7

Emissioni indirette di GHG (Scope 2)

(c)

0,5 0,6 0,6

Emissioni dirette di metano (Scope 1)

(c)

(migliaia di tonnellate di CH

4

)

14,8 16,0 16,6

2025 2024 2023

SALUTE, 

SICUREZZA 

E AMBIENTE

(a)

Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) 

(infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000

0,55 0,70 0,57

dipendenti  0,60 0,73 0,66 

contrattisti 0,51 0,68 0,52

Volumi totali oil spill (>1 barile)

(barili) 

217  2.815  12.719 

di cui: da atti di sabotaggio 0  2.140 5.094

operativi 217  675  7.625 

Prelievi idrici di acqua dolce

(milioni di metri cubi)

114  127 109 

Acqua di produzione reiniettata

(%)

56

51

42

(a) Indicatori calcolati su perimetro consolidato. I dati 24 e 23 sono 

coerentemente esposti.

(b) L’indicatore include le emissioni Scope 1+2 (perimetro consolidato) e 

le emissioni Scope 3 da utilizzo di prodotti venduti (Cat.11), stimate sulla 

base della produzione upstream in quota equity Eni. I dati 24 e 23 sono 

coerentemente esposti.

(c) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, 

consolidati e non, con riferimento ai criteri di operatorship espressi 

negli standard per la Rendicontazione di Sostenibilità.

(a) Gli indicatori fanno riferimento 

ai dati 100% degli asset operati, 

consolidati e non.

2025 2024 2023

DATI OPERATIVI

EXPLORATION & PRODUCTION

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno)

1.728 1.707 1.655

Riserve certe di idrocarburi

(milioni di boe)

6.885 6.497 6.614

Vita utile residua delle riserve certe

(anni)

10,9 10,4 10,6

Tasso di rimpiazzo organico delle riserve

(%)

167 124 69

Profit per boe

(a)

($/boe)

7,80 3,69 8,58

Opex per boe

(b)

9,2 9,2 8,6

Finding & Development cost per boe

(b)(c)

17,0 22,7 26,3

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER

Vendite gas naturale

(miliardi di metri cubi)

43,72 50,88 50,51

di cui: in Italia 21,00 24,40 24,40

internazionali 22,72 26,48 26,11

Vendite GNL

12,1 9,8 9,6

Produzione termoelettrica

(terawattora)

20,53 20,16 20,66

Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi

27,57 26,55 27,30

ENILIVE

Capacità di bioraffinazione

(milioni di tonnellate/anno)

1,65 1,65 1,65

Produzioni vendute di biocarburanti

(migliaia di tonnellate)

925 982 635

Tasso di utilizzo medio bioraffinerie

(%)

78 74 71

Vendite di prodotti petroliferi rete Europa

(milioni di tonnellate)

7,81 7,70 7,52

Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo

(numero)

5.294 5.254 5.267

PLENITUDE

Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo

(gigawatt)

5,8 4,1 3,0

Produzione di energia da fonti rinnovabili

(terawattora)

5,6 4,7 4,0

Vendite gas a clienti finali

(miliardi di metri cubi)

5,29 5,51 6,06

Vendite energia elettrica a clienti finali

(terawattora)

18,63 18,28 17,98

Clienti retail/business a fine periodo

(milioni di Pdf)

10,0 10,0 10,1

Punti di ricarica elettrica

(migliaia)

22,8 21,3 19,0

REFINING E CHIMICA

Lavorazioni in conto proprio

(milioni di tonnellate)

24,94 24,21 27,39

Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale

(%)

80 78 77

Produzioni di prodotti chimici

(migliaia di tonnellate)

4.105 5.685 5.663

Tasso di utilizzo medio degli impianti chimici

(%)

49 50 51

(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.

19ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


Strategia

“Il caposaldo strategico di Eni rimane la coerenza, determinante in un contesto di mer-

cato incerto e volatile. La nostra attività esplorativa, eccellenza a livello mondiale, la 

nostra grande capacità di realizzazione dei progetti, le nostre tecnologie all’avanguar-

dia e una strategia finanziaria chiara e definita sono i pilastri che in  modo  sinergico 

alimentano la nostra crescita, garantiscono resilienza e una politica di remunerazione 

altamente attrattiva per i nostri azionisti. L’esecuzione della strategia ci ha consentito di 

realizzare performance eccezionali nel 2025, che rappresentano una concreta e impor-

tante conferma per il futuro. Nel settore E&P abbiamo costruito il portafoglio più forte 

nella storia di Eni, in gran parte per via organica e grazie a una performance esplora-

tiva e di esecuzione dei progetti da leader del settore. Garantiremo una crescita della 

produzione al top dell’industria grazie a una serie straordinaria di progetti in sviluppo. 

La combinazione dei volumi e del valore di questi progetti, insieme alla quota crescen-

te di commercializzazione delle nostre produzioni equity, genereranno flussi di cassa 

progressivamente più elevati, una significativa flessibilità nell’esecuzione dei progetti e 

rendimenti più importanti nell’Upstream. Guardando al futuro, la nostra diversificazione 

geografica, di commodity e tecnologica riduce il rischio del nostro portafoglio e garan-

tisce la sicurezza degli approvvigionamenti, così come la sostenibilità economica e la 

riduzione delle emissioni. I nostri business relativi alla Transizione svolgeranno un ruolo 

complementare, rispondendo alla crescente domanda di energia. Nell’ambito delle at-

tività legate alla Transizione, siamo gli unici nell’industria a creare business autonomi, 

autofinanziati e sostenibili. Il successo della nostra strategia è confermato dal valore 

finanziario riconosciuto a questi business da investitori finanziari leader a livello inter-

nazionale, con un ritorno importante per gli azionisti che rende possibile  un’ulteriore 

crescita sostenibile e restituisce a Eni ancor più equilibrio e resilienza. Al 2030 Eni avrà

una generazione di cassa significativamente maggiore, trainata da un’ulteriore crescita 

nei nostri business principali, oltre che dalla continua riduzione dei costi e dai migliora-

menti delle performance negli altri business. Prevediamo un livello di Cash Flow From 

Operation (CFFO) a circa €17 miliardi nel 2030, che corrisponde a un tasso di crescita 

medio per azione del 14% (CAGR). Grazie a una disciplinata allocazione del capitale, 

prevediamo di generare un free cash flow nell’arco del piano pari a circa il 70% della no-

stra attuale capitalizzazione di mercato e un livello di indebitamento finanziario basso, 

con un gearing nell’intervallo tra il 10-15%, sui minimi livelli storici. Questo ci permette 

di rafforzare la distribuzione agli azionisti con un payout complessivo tra il 35-45% del 

CFFO, con l’impegno a condividere l’upside con i nostri azionisti. Per il 2026 proporremo 

un dividendo di €1,10, in aumento di circa il 5%, e un programma di riacquisto di azioni 

proprie inizialmente fissato a €1,5 miliardi, con possibilità di ulteriore incremento del 

buy-back distribuendo il 60% del cash flow incrementale in caso di risultati o di scenario 

migliori rispetto al Piano, come già avvenuto in passato. Per scenari di prezzo del greg-

gio particolarmente elevati (cioè superiori a $90 al barile; oppure per incrementi del 50% 

del prezzo del gas o del margine di raffinazione), prevediamo di distribuire il 100% del 

cash flow addizionale in forma di dividendo straordinario”.

Claudio Descalzi

Amministratore Delegato

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202520

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


In un contesto macroeconomico volatile, accentuato dalla crescente escalation in 

Medio Oriente, Eni conferma la propria strategia di crescita solida e profittevole, basata 

sullo sviluppo organico dei business, sulla integrazione lungo la catena del valore, sulla 

applicazione  di  tecnologie  proprietarie  (ad  esempio  in  ambito  FLNG  e  biofuels)  e  di 

creazione di modelli finanziari che assicurano il pieno allineamento tra costo del capitale 

e ritorni attesi.

Il  modello  strategico  è efficace  e resiliente e  si  rafforza  grazie  ad  una  forte  capacità

esecutiva, in virtù di  un percorso  di  diversificazione  verso  nuove  geografie upstream, 

il  maggior ruolo  del LNG  e lo  sviluppo  di  business  legati  alla  transizione  come CCS, 

biocarburanti e rinnovabili, integrati con la base clienti.

I business tradizionali continuano a giocare un ruolo chiave nella strategia, garantendo 

volumi,  energy  mix  e  valore,  mentre  i  business  della  transizione  rappresentano  una 

opportunità per  rilanciare  nuovi  progetti  industriali  in  siti  storici;  infine  la  selettività

nello spending e la gestione attiva del portafoglio garantiscono una solida struttura 

patrimoniale,  assicurando  una  attrattiva  remunerazione  degli  azionisti  attraverso  la 

progressiva crescita del dividendo e l’esecuzione del programma di buy-back.

PIANO STRATEGICO

GRUPPO

investimenti cumulati, al netto delle operazioni di portafoglio, inferiori a €25 miliardi nel 

periodo 2026-2030, di cui circa €5 miliardi nel 2026;

Cash Flow from Operation (CFFO) di €11,5 miliardi nel 2026 in corrispondenza di un 

prezzo del Brent di 70 $/bbl e di circa €71 miliardi nel periodo 2026-2030. In combinazione 

con  un  programma  di  investimenti  disciplinato  ed  efficiente,  ciò genererà oltre  €40 

miliardi di Free Cash Flow (FCF) nel periodo 2026-2030 o oltre €45 miliardi includendo il 

contributo delle operazioni di portafoglio. Crescita Cash flow from operation per azione 

ad un tasso medio annuo del 14% fino al 2030;

gearing  finanziario  nel  range  del  10-15%  nell’arco  piano,  che  conferma  la  solidità

patrimoniale e finanziaria del Gruppo nel tempo;

sviluppo  del  modello  satellitare  per accedere  e  raccogliere  capitale per  il business  a 

supporto della crescita nell’Upstream e nelle attività legate alla Transizione, evidenziando 

il valore significativo che Eni continua a generare in tutti i business;

attrattiva remunerazione degli azionisti, aumentato il range di distribuzione target al 35-

45% del CFFO (rispetto al precedente 35-40%); di conseguenza, insieme alla proposta 

di dividendo per il 2026 pari a €1,10 (in crescita di circa il 5%), Eni annuncia l’intenzione 

di procedere al riacquisto di azioni proprie per €1,5 miliardi nell’ambito del programma 

2026\.  Come  negli  anni  precedenti,  si  condividerà l’upside  del  CFFO;  in  presenza 

di un  prezzo del  Brent  fino  a  90  $/bbl, la  Società destinerà il  60%  dei  flussi  di cassa 

incrementali rispetto al Budget a un ulteriore riacquisto di azioni proprie, nel caso in cui 

il prezzo medio del Brent per l’anno superi i 90 $/bbl, o se i prezzi del gas o i margini di 

raffinazione superino del 50% lo scenario di budget di Eni

1

, la Società destinerà l’intero 

flusso di cassa incrementale sotto forma di un dividendo straordinario, da corrispondere 

agli azionisti nell’ultimo trimestre dell’anno.

Il Piano 2026-2030 prevede:

(1) Brent 70 $/bbl, TTF 36 €/MWh, SERM 6 $/bbl, cambio 1.15 €/$

21ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


GLOBAL NATURAL RESOURCES

Eni è leader nel settore dell’esplorazione, con un modello unico di crescita 

organica e diluizione delle quote di partecipazione in scoperte a elevato 

potenziale, nonché leader in termini di time-to-market e con una piena 

valorizzazione dei margini derivanti dalle produzioni equity.

Il Piano coniuga le direttrici strategiche di crescita e valore attraverso una 

crescente diversificazione geografica e delle produzioni; il portafoglio si rafforza 

perseguendo l’efficienza e la resilienza delle attività e le emissioni si confermano 

in linea con il percorso virtuoso verso il Net Zero; in particolare si prevede:

• crescita annua media delle produzioni di idrocarburi tra il 3-4% fino al 2030, 

caratterizzata  da  una  crescente  diversificazione  in  mercati  ad  elevato 

potenziale, in particolare con lo sviluppo di due nuovi hub world scale 

(Argentina, Indonesia/Malesia);

• crescita del free cash flow organico per barrel di oltre il 50% nel 2030 rispetto 

al 2025 a conferma della qualità e del valore delle nuove produzioni;

• gestione attiva  del portafoglio che continuerà ad esercitare un ruolo chiave 

nella creazione di valore e sarà realizzata attraverso l’applicazione del  “dual 

exploration model” e combinata con le dismissioni di asset tradizionali non più

strategici;

• GGP proseguirà nella strategia di massimizzare i ritorni economici attraverso 

azioni di ottimizzazione e rinegoziazione, facendo leva sulle flessibilità del suo

portafoglio e, al contempo, continuerà a creare valore attraverso lo sviluppo di 

nuovo supply LNG, potendo contare sulla sinergica integrazione con l’upstream, 

raggiungendo nel 2030 volumi contrattualizzati maggiori di 20 mln ton;

• Power  proseguirà nella  implementazione  di  un  piano  di  interventi  volto 

a  massimizzare  disponibilità,  efficienza  e  flessibilità degli  impianti  e 

nel  mantenimento  di  un  ruolo  chiave  nell’offerta  dei  servizi  a  sostegno 

dell’adeguatezza e della sicurezza del sistema elettrico nazionale.

PROTEZIONE 

DELL’AMBIENTE

IL VALORE DELLE 

NOSTRE PERSONE 

ALLEANZE PER 

LO SVILUPPO

SOSTENIBILITÀ NELLA 

CATENA DEL VALORE

NEUTRALITÀ

CARBONICA AL 2050

ALTRI IMPEGNI E TARGET SULLE TEMATICHE ESG

(2)

Eni ha definito impegni e obiettivi strategici aggiuntivi sulle te-

matiche ESG prioritarie. Tali obiettivi fanno leva sul modello di 

business,  secondo  le  5  leve  (per  maggiori  approfondimenti  si 

veda  il  modello di  business)  e  integrano  l’evoluzione  e  la  cre-

scita delle  proprie attività,  supportando  al  contempo la gene-

razione di valore per i propri stakeholder, attraverso la promo-

zione del benessere delle  persone,  lo  sviluppo  di  competenze 

professionali  e  la  definizione  di  modelli  di  business  finalizzati 

a incrementare le  ricadute sociali sulle  comunità locali  e sulla 

catena  di  approvvigionamento.  Di  seguito vengono  riportati  i 

principali impegni e target di sostenibilità in relazione alle leve 

del modello di business.

(2) Le principali sfide, soluzioni e progetti e l’elenco completo degli impegni sono descritti all’interno della Rendicontazione di Sostenibilità, la quale è declinata secondo i temi degli European 

Sustainability Reporting Standards (ESRS), come richiesto dalla Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD), garantendo la copertura degli aspetti rilevanti per il modello di business.

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202522

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


TRANSITION BUSINESSES

Plenitude ed Enilive rappresentano due business integrati a crescita elevata che supportano i clienti nella decarbonizzazione dei consumi 

di energia e contribuiscono  altresì alla  diversificazione e resilienza a livello di gruppo.  L’ingresso di nuove forme di  capitale in questi 

business ha confermato il valore significativo di questi due business espresso dall’Enterprise Value complessivo superiore a €23 miliardi. 

Il Piano 2026-2030 prevede:

• il raggiungimento di 15 GW di capacità installata da energie rinnovabili e la crescita del portafoglio clienti gas e power dagli attuali 10 

milioni ai 15 milioni nel 2030;

• EBITDA pro-forma di Plenitude in forte crescita da €1,3 miliardi nel 2026 a oltre €2,5 miliardi nel 2030;

• capacità installata di bioraffinazione da 2,1 Mton nel 2026 a circa 5 MTon al 2030, assicurando una SAF Optionality di oltre 2 Mton/ anno;

• EBITDA pro-forma di Enilive in forte crescita da €1,1 miliardi nel 2026 a circa €3 miliardi nel 2030.

TRASFORMAZIONE

Eni  è impegnata  nella  riconversione dei  siti  attraverso  la  ristrutturazione della  chimica  di  base,  lo sviluppo  di nuove  piattaforme,  la 

riconversione dei siti tradizionali in bioraffinerie e la continuità operativa degli asset tradizionali. La strategia di Versalis, dopo l’accelerazione 

del processo di ristrutturazione che ha visto l’anticipo delle fermate dei cracking di Brindisi e Priolo, prosegue con la trasformazione verso 

un  business  economicamente  sostenibile  nel  tempo,  basato sulla  specializzazione  del  portafoglio,  lo  sviluppo  e  l’integrazione  della 

chimica da fonti rinnovabili e dell’economia circolare.

TECNOLOGIA

Le tecnologie proprietarie sono alla base della nostra crescita, dei nostri successi e del nostro approccio pragmatico alla transizione 

basato sul  principio  di neutralità tecnologica.  Gli  eccellenti risultati dell’esplorazione si avvalgono della capacità di calcolo dei  nostri 

supercomputer, la tecnologia di produzione di Floating LNG, nella quale siamo indiscussi leader, rappresenta una soluzione più agile e 

competitiva con la produzione onshore e ci consente di accedere a nuove opportunità.

Gli investimenti  in  tecnologie “breakthrough” ci consentiranno di  accedere nel lungo termine  a  straordinarie opportunità di  business, 

quali la fusione a confinamento magnetico in grado di generare quantità illimitate di energia a zero emissioni, mentre le tecnologie di 

bioraffinazione (ecofining), del riciclo chimico delle plastiche e waste-to-chemicals per la produzione di metanolo e idrogeno sono altri 

esempi delle nostre tecnologie fortemente innovative.

IL VALORE DELLE 

NOSTRE PERSONE 

ALLEANZE PER 

LO SVILUPPO

SOSTENIBILITÀ NELLA 

CATENA DEL VALORE

• Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) ≤0,50 nel quinquennio 2026-2030

• +10% ore di formazione al 2029 rispetto al 2025

• +4 punti percentuali di popolazione femminile al 2030 rispetto al 2020

• +3,8 punti percentuali di personale femminile in posizioni di responsabilità (Dirigenti e Quadri) al 2030 rispetto al 2020

Oltre 20 milioni di persone raggiunte al 2030 attraverso iniziative a sostegno delle comunità locali nei settori dell’accesso all’energia (incluse 

le iniziative di clean cooking); dell’accesso all’acqua; dell’educazione; della diversificazione economica; della salute e della tutela del territorio

• Procedimenti con valutazioni ESG per il 90% del procurato di Gruppo al 2026

• Mantenimento del 100% dei fornitori worldwide strategici valutati sul percorso di sviluppo sostenibile al 2026

• 90% del valore dei contratti attivi assegnato a fornitori coinvolti in nuove iniziative in ambito Safety, in ottica di miglioramento continuo al 2027

Confermato il percorso di Neutralità Carbonica al 2050 con gli obiettivi di Net Zero Scope 1+2 Upstream al 2030, Net Zero Scope 1+2 Eni al 

2035 e Net Zero Intensity Scope 1+2+3 al 2050

Dichiarata l’ambizione di raggiungere la positività idrica al 2050 nei propri siti operati, attraverso un approccio che tenga in considerazione 

anche azioni a livello di bacino idrografico, ispirandosi ai principi del Positive Water Impact proposto dal Ceo Water Mandate

23ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


Risk Management Integrato

PROCESSO RMI

Il processo RMI, caratterizzato da un approccio strutturato e sistematico, prevede che tutti i principali rischi di Eni siano rilevati, analizzati e con-

solidati, al fine di supportare da un lato il processo decisionale del management, rafforzando la consapevolezza sui rischi e sulle relative azioni di 

trattamento ad ogni livello dell’organizzazione e, dall’altro lato, la supervisione sui rischi da parte degli organi di amministrazione e controllo di Eni. 

Il processo, regolato dalla Global Procedure “Risk Management Integrato” è continuo e dinamico e prevede i seguenti sottoprocessi: 

i)  Risk strategy; 

ii)  Integrated Risk Assessment; 

iii) Integrated Country Risk;

iv) Integrated Project & M&A Risk Management.

Il processo RMI parte dal contributo specialistico all’elaborazione del Piano Strategico di breve-medio termine (sottoprocesso “Risk Strategy”) con 

riferimento al quale supporta la valutazione da parte del CdA della compatibilità del profilo di rischio con gli obiettivi strategici della Società, attra-

verso l’analisi del profilo di rischio aziendale sotteso alla proposta di Piano e l’individuazione delle principali azioni con efficacia derisking dei top 

risk strategici dell’azienda. Le risultanze delle attività sono presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo in tempi coerenti con il processo 

di Pianificazione Strategica. Il sottoprocesso “Integrated Risk Assessment” prevede attività periodiche di assessment e monitoring finalizzate ad

assicurare un’analisi organica e integrata del profilo di rischio associato agli obiettivi del Piano Strategico di breve-medio termine, anche in ottica di 

lungo termine, attraverso l’identificazione, la valutazione e il monitoraggio dei principali rischi aziendali e delle relative azioni di trattamento; attività

di assessment su asset industriali; altre analisi su rischi specifici. Sono inoltre svolte attività di analisi integrata dei rischi esistenti nei principali Paesi

di presenza o di potenziale interesse (sottoprocesso “Integrated Country Risk”) e supporto al processo decisionale per l’autorizzazione dei progetti

d’investimento e operazioni di portafoglio in ambito (sottoprocesso “Integrated Project & M&A Risk Management”).

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 con una visione integrata, com-

plessiva e prospettica. 

Il Modello RMI si avvale di un sistema metodologico e di competenze che fa leva su criteri che assicurano la consistenza e qualità

delle valutazioni per migliorare l’efficacia delle analisi, assicurare un adeguato supporto ai principali processi decisionali (quali la de-

finizione del Piano Strategico di breve-medio termine) e garantire l’informativa agli organi di amministrazione e controllo. Il Modello 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, che prevede una governance declinata su tre livelli di controllo. La Governance attribuisce un 

ruolo centrale al Consiglio di Amministrazione (CdA), il quale definisce, sulla base delle analisi proposte dall’Amministratore Delegato 

(AD) e con il supporto del Comitato Controllo e Rischi (CCR), con riferimento al Piano Strategico di breve-medio termine, la natura e il 

livello di rischio compatibile con gli obiettivi strategici della società, includendo nelle proprie valutazioni tutti gli elementi che possono 

assumere rilievo nell’ottica del successo sostenibile della società.

L’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, tenendo in considerazione l’operatività e i profili di rischio specifici di ciascuna linea di 

business, per una politica di governo dei rischi integrata. L’AD assicura, inoltre, che il processo RMI si evolva in coerenza con le dinami-

che di business e di contesto normativo. Con cadenza almeno trimestrale la funzione RMI presenta i relativi risultati all’AD, al Comitato 

Controllo e Rischi, nonché, ove richiesto, agli altri organi di controllo e vigilanza. L’AD sottopone almeno trimestralmente le risultanze 

delle analisi sui principali rischi Eni all’esame del CdA.

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202524

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


I rischi sono valutati considerando sia la probabilità di accadimento sia gli impatti sugli obiettivi quantitativi e qualitativi di Eni che si verreb-

bero a determinare in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio.

La valutazione è espressa di norma sia a livello inerente sia a livello residuo (tenendo conto dell’efficacia delle azioni di mitigazione) e per-

mette di misurare l’impatto rispetto al raggiungimento degli obiettivi del Piano Strategico di breve-medio termine 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 possono essere analizzati anche in ottica integrata 

sulla base di modelli quantitativi che consentono di definire su basi statistiche la distribuzione dei flussi di cassa a rischio nonché di simulare 

l’impatto aggregato dei rischi a fronte di ipotetici scenari futuri (what if analysis o stress test).

Sono infine svolte attività di Risk Knowledge, formazione e comunicazione sui rischi, volte ad accrescere la diffusione della cultura del rischio, 

identificare, sviluppare, rafforzare le risorse operanti in ambito risk management trasversalmente ai diversi business di Eni e sviluppare il risk 

knowledge management system.

Nel corso del 2025 sono stati effettuati due cicli di assessment: nel primo semestre è stato svolto l’Annual Risk Assessment, mentre nel 

secondo semestre è stato svolto lo Strategic Plan Risk Assessment per supportare il processo di elaborazione del Piano Strategico. L’asses-

sment ha coinvolto tutte le linee di business Italia ed estero. Le risultanze relative ai due cicli di assessment sono state presentate agli Organi 

di Amministrazione e Controllo a luglio 2025 e gennaio 2026. 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 di eventuali specifiche azioni di trattamento pianificate dal management. Le risultanze relative al monitoraggio dei top 

risk sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a marzo, luglio e ottobre 2025.

Il portafoglio dei top risk Eni è classificato in: (i) rischi di natura esterna, (ii) rischi di natura strategica e, infine, (iii) rischi di natura operativa. 

LEGENDA: 

ORGANI E ORGANISMI DELLA GOVERNANCE

(a)

ORGANI E ORGANISMI DELLA GOVERNANCE

(a)

ASSURANCE PROVIDERS ESTERNIASSURANCE PROVIDERS ESTERNI

INTERNAL AUDIT

SUPPORTO AL PRIMO LIVELLO

PRIMO LIVELLO

Identificazione 

e gestione dei rischi 

di competenza

e relativi controlli

SECONDO LIVELLO

Monitoraggio principali categorie

di rischio e adeguatezza controlli

MANAGEMENT

DI LINEA/

RISK OWNER

(BUSINESS & SUPPORT

PROCESS)

TERZO LIVELLO

Assurance e advisory

indipendente 

sul primo 

e secondo livello 

di controllo e sul 

sistema di controllo 

interno nel suo 

complesso

FUNZIONE

INTERNAL

AUDIT

FUNZIONI SPECIALISTICHE

Compliance

Integrata

Risk

Management

Integrato

Dirigente

Preposto

Affari Societari

e Governance

Funzioni

Dedicate/Risk

specialist o

funzioni da 

Modelli di 

Compliance 

(e.g. Security, 

Asset Integrity, 

Cyber, Salute, 

Data Protection

Officer, 

Organizzazione)

HSE

Process 

Owner

Pianificazione

e Controllo

MANAGEMENT

Direzione, delega, supervisione, risorse Accountability, reporting, assurance

Comunicazione, coordinamento, collaborazione

(a) Si intendono: Consiglio di Amministrazione, Comitato Controllo e Rischi, Collegio Sindacale, Organismo di Vigilanza, Presidente del CdA e Amministratore Delegato.

ADVISORY A PRIMO

E SECONDO LIVELLO

25ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


RISCHIO STRATEGICO

SCENARIOSCENARIO

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Scenario Prezzi commodity, visione d’insieme del rischio di fluttuazioni sfavorevoli dei prezzi del Brent, del 

Gas e delle altre commodity rispetto alle previsioni di Piano.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Focalizzazione su resilienza, efficienza e flessibilità del portafoglio;

•

valorizzazione del gas equity e azioni di ottimizzazione del portafoglio;

•

strategia attiva di hedging del portafoglio in funzione delle condizioni di mercato;

•

ottimizzazione assetti industriali business tradizionali;

•

sviluppo capacità di raffinazione bio, mediante conversione circuito produttivo raffinazione tradizionale 

e selettive partnership  in  mercati  d’interesse  geograficamente differenziati e diversificazione prodotti

(Sustainable Aviation Fuel - SAF);

•

flessibilizzazione feedstock anche tramite l’integrazione con agribusiness;

•

piano di ristrutturazione della chimica di base;

•

sviluppo nuove piattaforme della chimica (polimeri specializzati, biochemicals, riciclo);

•

ottimizzazione  degli  assetti  in  funzione  delle  condizioni  di  mercato  e  iniziative  per  decarbonizzare  il 

settore power.

CONTRAZIONE CONTRAZIONE 

DOMANDA/ DOMANDA/

CONTESTO CONTESTO 

COMPETITIVOCOMPETITIVO

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Contrazione domanda/contesto competitivo,  riferito  al  verificarsi  di  uno  sbilancio  domanda  e  offerta 

di mercato o di un incremento della competitività tale da:  (i) ridurre volumi  di vendita, (ii) aumentare le 

difficoltà nel difendere customer base/sviluppare iniziative di crescita, (iii) generare dinamiche avverse sui 

prezzi dei prodotti finiti, (iv) contrazione domanda.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Diversificazione portafoglio supply gas/LNG attraverso lo sviluppo di iniziative integrate UPS/GGP per la 

valorizzazione del gas equity e azioni di ottimizzazione del portafoglio;

•

strategia attiva di hedging del portafoglio in funzione delle condizioni di mercato;

•

crescita del business della mobilità sostenibile e sviluppo selettivo della rete;

•

piano  di  ristrutturazione  della  chimica  di  base  e  sviluppo  nuove  piattaforme  (polimeri  specializzati, 

biochemicals, riciclo);

•

crescita portafoglio clienti retail prevalentemente all’estero e aumento quota clienti power; 

•

massimizzazione delle sinergie di integrazione del segmento retail con le produzioni da fonte rinnovabile;

•

spinta su digitalizzazione nei processi di customer management e progressiva riduzione dell’impronta

carbonica sulle vendite gas & power;

•

sviluppo della capacità su  mercati geograficamente diversificati  con particolare attenzione a quelli di

presenza Retail;

•

rafforzamento mix diversificato di tecnologie (offshore wind, BESS).

CLIMATECLIMATE

CHANGECHANGE

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Climate change,  riferito  alla  possibilità che  si  verifichino  modifiche  di  scenario/condizioni  climatiche 

che  possano  generare  rischi  legati  alla  transizione  energetica  (normativi,  di  mercato,  tecnologici  e 

reputazionali) e rischi fisici 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 comitati specifici a supporto;

•

Piano Strategico con definizione di azioni operative per ciascun business a sostegno della trasformazione 

industriale e per il raggiungimento degli obiettivi di breve, medio e lungo termine;

•

politica di  remunerazione con piani  di  incentivazione  a  breve  e  lungo  termine che includono  obiettivi 

legati alla “climate strategy” coerenti con il Piano Strategico;

•

resilienza  tramite  flessibilità della  strategia,  diversificazione  del  portfolio  con  lo  sviluppo  di  linee  di 

business/prodotti lower carbon e verifica del portafoglio attraverso stress test di scenario;

•

sviluppo tecnologico con piano triennale, o anticipato in caso di rilevanti discontinuità tecnologiche, e 

partecipazione attiva negli ecosistemi di innovazione nazionali e internazionali;

•

trasparenza nella disclosure climatica, dialogo proattivo con gli stakeholder e adesione alle iniziative

internazionali  e  monitoraggio  dei  trend  legislativi  e  giurisprudenziali  (v.  anche  rischio  indagini  e 

contenziosi HSE);

•

processo di risk management per l’individuazione e l’analisi degli asset esposti a variazioni potenziali 

prospettiche di eventi naturali che possano impattare operabilità e sicurezza degli asset di Eni.

OBIETTIVI, PRINCIPALI RISCHI E AZIONI DI TRATTAMENTO

Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202526

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


RISCHIO ESTERNO

GEOPOLITICOGEOPOLITICO

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;

•

monitoraggio e  valorizzazione della presenza  Eni, delle iniziative di  promozione economica nei Paesi di 

interesse e di attenzione alle tematiche economiche, sociali, energetiche e ambientali.

PAESEPAESE

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Global security risk, riferito ad azioni o eventi dolosi che possono arrecare danni alle persone e agli asset 

materiali e immateriali. 

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 e ritardi 

nei progetti.

Credit & Financing Risk,  relativo  a  difficoltà finanziarie  dei  partner,  ritardo  nell’incasso  dei  crediti  e  nel 

recupero dei costi sostenuti.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Diversificazione geografica del portafoglio;

•

ingaggio  in  tavoli  nazionali  e  internazionali  per  la  realizzazione  di  piani  di  collaborazione  e  risposta  a 

potenziali minacce con coinvolgimento delle imprese;

•

interventi di mitigazione per i rischi security mediante progetti e programmi specifici per alcune aree/siti 

maggiormente sensibili;

•

presenza di un sistema di gestione dei rischi di security  con analisi di misure preventive specifiche per 

Paese e per sito e implementazione di piani di emergenza finalizzati alla massima sicurezza delle persone 

e della gestione di attività ed asset;

•

stipula di piani di rientro specifici per Paese con utilizzo di strumenti già collaudati di tipo contrattuale e/o 

finanziario;

•

richiesta di garanzie sovrane e lettere di credito a tutela delle posizioni creditorie.

NORMATIVANORMATIVA

SETTORE SETTORE 

ENERGYENERGY

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Normativa Settore Energy, riferito agli impatti su operatività e competitività dei business legati all’evoluzione 

della normativa.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Presidio  delle  dinamiche  legislative  e  regolatorie;  advocacy  nell’ambito  dei  processi  istituzionali  di 

definizione di nuove direttive o regolamenti;

•

definizione azioni strategiche e operative in linea con l’evoluzione normativa:

- diversificazione  geografica  della  capacità bio,  flessibilizzazione  feedstock  e  ampliamento  gamma 

prodotti (sviluppo agro biofeedstock, produzione biojet);

- sviluppo chimica da fonti rinnovabili, sviluppo riciclo meccanico e chimico.

RISCHIO RISCHIO 

CREDITOCREDITO

COMMERCIALECOMMERCIALE

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Rischio Credito Commerciale,  riferito  al  possibile  mancato  adempimento  delle  obbligazioni  assunte  da 

una controparte,  con  ricadute  sulla  situazione  economica/finanziaria  e  sul  raggiungimento degli obiettivi 

aziendali.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Modello del credito accentrato e coordinamento operativo nella gestione dei clienti multi-business;

•

azioni gestionali a mitigazione del rischio: garanzie, factoring, coperture assicurative;

•

monitoraggio sistematico degli indicatori di rischiosità delle controparti affidate e meccanismi tempestivi 

di alerting.

DOWNGRADING DOWNGRADING 

RATINGRATING

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Rischio downgrading, riferito al possibile downgrading del rating long-term di Eni.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Analisi prospettica del livello di leverage e monitoraggio dei flussi di cassa;

•

mantenimento/revisione capex e opex; miglioramento dell’efficienza finanziaria;

•

mantenimento forte riserva di liquidità;

•

continuo e trasparente dialogo tra Eni e le agenzie di rating.

Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE

27ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


RISCHIO ESTERNO

PERMITTINGPERMITTING

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Permitting, riferito al verificarsi di possibili ritardi o mancato rilascio di autorizzazioni, rinnovi o permessi 

da  parte  della  Pubblica  Amministrazione  con  impatti  su  tempi  e  costi  di  progetto  nonché ricadute  in 

termini sociali, ambientali e di immagine e reputazione.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Dialogo costante con le Istituzioni e 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. 

BIOLOGICOBIOLOGICO

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Biologico - diffusione di pandemie ed epidemie, riferito  alla  diffusione  di  pandemie  ed  epidemie  con 

potenziali impatti sulle persone e sui sistemi sanitari nonché sul business.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Costante  indirizzo  e  monitoraggio  da  parte  dell’Unità di  crisi  Eni  per  allineamento,  coordinamento  e 

identificazione azioni di risposta in base alla tipologia di focolaio epidemico;

•

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)  con 

scenario epidemie e pandemie;

•

campagne di informazione e formazione del personale;

•

attività di indirizzo tecnico-scientifico delle funzioni centrali per definire le misure di prevenzione  e  di 

trattamento da declinare e implementare a livello di business.

RAPPORTI RAPPORTI 

CON GLI CON GLI 

STAKEHOLDER STAKEHOLDER 

LOCALILOCALI

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Rapporti con gli stakeholder locali.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Integrazione degli obiettivi e dei progetti di sostenibilità (es. Community Investment) all’interno del Piano 

Strategico e dei piani di incentivazione del management;

•

continuo  dialogo  con  gli  stakeholder  per  comunicare  l’approccio  sostenibile  Eni  alle  attività,  anche 

tramite progetti di sviluppo sociale e territoriale e di valorizzazione del local content;

•

realizzazione  di  accordi  di  collaborazione  con  enti  nazionali  e  internazionali  nella  direzione  del 

Partenariato Pubblico Privato (FAO, UNDP, UNESCO, UNIDO…);

•

rispetto  e  promozione  Diritti  Umani  attraverso  operatività del  Modello  di  gestione  dei  Diritti  Umani,

analisi di impatto ed integrazione della vista sui diritti umani nei processi di business.

DISINFORMAZIONEDISINFORMAZIONE

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Disinformazione - diffusione di contenuti falsi e/o fuorvianti potenzialmente lesivi dell’immagine e della 

reputazione aziendale (in particolare uso del logo per frodi, campagne mediatiche e accuse diffamatorie, 

fake news).

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Nell’ambito  della  strategia  di  Web  Reputation  è prevista  un’attività di  web  & social  community 

management e di produzione e gestione dei contenuti ufficiali;

•

attività di Data Analysis, allo scopo di monitorare su web e Social i temi reputazionali che riguardano 

l’azienda ed effettuare il conseguente alerting e reporting;

•

attività continuativa di identificazione e gestione di canali e contenuti non ufficiali condotta dalle funzioni 

competenti internamente.

Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202528

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


RISCHIO OPERATIVO

INCIDENTIINCIDENTI

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Rischi di blowout e altri incidenti agli asset industriali, nonché nella gestione della logistica persone/

prodotti,  con  potenziali  danni  a  persone,  ambiente  e  asset  ed  impatti  sulla  redditività e  reputazione 

aziendale.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Coperture assicurative;

•

attenta azione di prevenzione (applicazione nuove tecnologie) e real time monitoring per i pozzi;

•

monitoraggio proattivo degli eventi incidentali con identificazione dei weak signals in ambito Process 

Safety  e  completamento  delle  azioni  scaturite  da  Audit  e  Risk  Assessment  relativi  a  tematiche  di 

Process Safety;

•

improvement tecnologici e operativi e continuo miglioramento nella implementazione del sistema di 

gestione Asset Integrity Management a prevenzione di incidenti insieme all’incremento dell’affidabilità

impianti;

•

vetting: gestione e coordinamento delle attività rilevanti per la valutazione, l’ispezione e la selezione 

tecnica delle navi, l’assegnazione di un rating agli operatori;

•

specifiche contrattuali standard nel trasporto marittimo;

•

Contract Risk Management (Pre/Post award);

•

formazione continua.

CYBER CYBER

SECURITYSECURITY

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;

•

rafforzamento della Cyber Security Posture aziendale tramite azioni volte ad aumentare la capacità di 

detection (e.g. implementazione di Indicatori di Compromissione) e response di minacce cyber;

•

rafforzamento dei presidi di sicurezza per le consociate estere e dei siti industriali;

•

promozione di una cultura della sicurezza informatica anche tramite azioni dedicate (es. simulazioni 

di Phishing); 

•

innalzamento del livello di monitoraggio degli eventi di sicurezza.

INDAGINI E INDAGINI E 

CONTENZIOSI CONTENZIOSI

HSEHSE

PRINCIPALI

EVENTI

DI RISCHIO

Indagini e Contenziosi in materia climate change, ambientale e salute e sicurezza.

AZIONI DI

TRATTAMENTO

•

Attività di difesa legale in sedi giurisdizionali e non;

•

presenza di strutture organizzative dedicate all’assistenza legale e al presidio dei rapporti istituzionali 

nazionali e internazionali su tematiche HSE e climate change;

•

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;

•

iniziative di comunicazione mirate.

Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE

29ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Governance

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 contribu-

ire al raggiungimento dei risultati di business, creando valore sostenibile. Eni è impegnata a realizzare un sistema di Corporate Governance

1

ispirato a criteri di eccellenza nel confronto aperto con il mercato e con tutti gli stakeholder. A partire dal 1° gennaio 2021 Eni applica le rac-

comandazioni del Codice di Corporate Governance (Codice di Governance), cui il Consiglio di Amministrazione di Eni (CdA) ha aderito il 23 di-

cembre 2020\. Il Codice di 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.

IL MODELLO DI GOVERNANCE DI ENI 

La Corporate Governance di Eni è articolata secondo un modello, che − fermi i compiti dell’Assemblea degli Azionisti – attribuisce la respon-

sabilità della gestione al CdA, le funzioni di vigilanza al Collegio Sindacale (CS) e quelle di revisione legale dei conti alla Società di revisione. 

Il Consiglio ha affidato la gestione della Società all’Amministratore Delegato (AD), nominato da ultimo l’11 maggio 2023, riservandosi in via 

esclusiva le attribuzioni strategiche, operative e organizzative più rilevanti, in particolare in materia di governance, sostenibilità, controllo in-

terno e gestione dei rischi. Il CdA ha costituito al proprio interno quattro comitati, con funzioni istruttorie, consultive e propositive: il Comitato 

Controllo e Rischi, il Comitato Remunerazione, 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 al Presidente del CdA di un ruolo rilevante nei controlli interni, in particolare con riferimento 

alla funzione Internal Audit, del cui Responsabile propone al CdA, d’intesa con l’AD, nomina, revoca, remunerazione e risorse gestendone 

direttamente il rapporto per conto del Consiglio (fatta salva la dipendenza funzionale dal Comitato Controllo e Rischi e dall’AD, incaricato 

dell’istituzione e del mantenimento del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi); il Presidente del CdA è inoltre coinvolto 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 Re-

sponsabile Compliance Integrata. Il Consiglio, infine, su proposta del Presidente del CdA, nomina il Segretario del Consiglio, con compiti 

di assistenza e consulenza imparziale e indipendente nei confronti del Presidente stesso, dei singoli Consiglieri e del Consiglio nel suo 

complesso. In ragione di questo ruolo, il Segretario – che dipende gerarchicamente e funzionalmente dal Consiglio stesso e, per esso, dal 

Presidente del CdA – deve essere in possesso di requisiti di professionalità, come previsto dal Codice di Governance, e il Presidente del 

CdA vigila sulla sua indipendenza.

(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, pubblicata anche sul sito internet della Società, nella sezione Governance.

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202530

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Si fornisce, di seguito, una rappresentazione grafica di sintesi della struttura di Corporate Governance della Società al 31 dicembre 2025 che, 

nel corso dell’esercizio 2025, non ha visto la nomina di nuovi Amministratori e Sindaci:

SOCIETÀ DI REVISIONE

PwC SpA

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONECONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

MAGISTRATO DELLA

CORTE DEI CONTI

Giovanni Coppola

COLLEGIO SINDACALECOLLEGIO SINDACALE

CHIEF OPERATING OFFICERS

Guido Brusco - Direttore Generale

(***)

(Global Natural Resources)

Francesco Gattei - Direttore Generale

(***)

(Chief Transition & Financial Officer)

Giuseppe Ricci

(Industrial Transformation)

ORGANISMO

DI VIGILANZA

Raffaele Ferrara (Presidente)

(f)

Antonella Alfonsi

(f)

Ugo Lecis

(f)

Rosalba Casiraghi

(g)

Gianfranco Cariola

(h)

SEGRETARIO

DEL CONSIGLIO

E BOARD COUNSEL

Luca Franceschini

(e)

DIRECTOR

INTERNAL AUDIT

Gianfranco Cariola

Giuseppe Zafarana

(a)

AMMINISTRATORE DELEGATO

DIRIGENTE PREPOSTO 

ALLA REDAZIONE

DEI DOCUMENTI 

CONTABILI SOCIETARI

Francesco Esposito

Rosalba Casiraghi

(c)

CONSIGLIERI NON ESECUTIVI

Elisa Baroncini

(a)

Massimo Belcredi

(c)

Roberto Ciciani

(d)

Carolyn Adele Dittmeier

(c)

Federica Seganti

(a)

Cristina Sgubin

(a)

Raphael Louis L. Vermeir 

(c)

LEAD INDEPENDENT DIRECTOR

PRESIDENTE

P

L

COMITATO

SOSTENIBILITÀ E SCENARI

COMITATO

PER LE NOMINE

COMITATO

CONTROLLO E RISCHI

P

P

P

COMITATO

REMUNERAZIONE

P

Enrico Maria Bignami

(c)

Marcella Caradonna

(a)

Giulio Palazzo

(a)

Andrea Parolini

(a)

(a) Eletto/a dalla lista di maggioranza, indipendente ai sensi di legge e del Codice di Corporate Governance.

(b) Eletto dalla lista di maggioranza.

(c) Eletto/a dalla lista di minoranza, indipendente ai sensi di legge e del Codice di Corporate Governance.

(d) Eletto dalla lista di maggioranza, non esecutivo. Valutato indipendente ai sensi di legge dal 25 febbraio 2026.

(e) Anche Director Compliance Integrata.

(f) Componente esterno.

(g) Presidente del Collegio Sindacale.

(h) Director Internal Audit.

(*)  Non esecutivo.

(**) Sindaci supplenti: 

\- Giulia De Martino, eletta dalla lista di maggioranza;

\- Giovanna Villa, eletta dalla lista di minoranza.

(***) Nominato dal Consiglio di Amministrazione, su proposta dell’Amministratore Delegato, d’intesa con il Presidente del CdA e sentito il Comitato per le Nomine. Al Direttore Generale si 

applicano le disposizioni della legge italiana che regolano la responsabilità degli amministratori.

(Audit Committee SOA)

SINDACI EFFETTIVI

(**)

L

Claudio Descalzi

(b)

STRUTTURA DI CORPORATE GOVERNANCE DELLA SOCIETÀSTRUTTURA DI CORPORATE GOVERNANCE DELLA SOCIETÀ

ASSEMBLEA

DEGLI AZIONISTI

DI ENI SPA

PRESIDENTE CDA

(*)

PRESIDENTE

31ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

NOMINA E COMPOSIZIONE DEGLI ORGANI SOCIALI

IL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

Il CdA e il Presidente del CdA sono nominati dall’Assemblea degli Azionisti. Per consentire la presenza di Consiglieri designati dagli azionisti 

di minoranza, la nomina degli Amministratori avviene attraverso il meccanismo del voto di lista. Il CdA in carica, nominato nel maggio 2023 

fino all’Assemblea di approvazione del bilancio 2025, è composto da 9 componenti. Tre Consiglieri sono stati nominati da azionisti diversi da 

quello di controllo, così garantendo alle minoranze un numero di rappresentanti superiore rispetto a quello previsto dalla legge. L’Assemblea 

degli Azionisti del maggio 2023 nel nominare il nuovo CdA per il triennio 2024-2026 ha potuto tener conto degli orientamenti espressi al mer-

cato prima dell’Assemblea dal CdA uscente sulla composizione quali-quantitativa ritenuta ottimale.

In tale orientamento, è stata in particolare evidenziata la centralità delle competenze in materia di sostenibilità, ESG e transizione energetica, 

sottolineandosi altresì l’importanza di assicurare che gli Amministratori di Eni abbiano una conoscenza delle tematiche relative alla sostenibi-

lità e al controllo dei rischi climatici e ambientali, sviluppata in ruoli manageriali o imprenditoriali e acquisita in contesti industriali comparabili 

a quelli nei quali opera la Società. Ne è risultato, quindi, un Consiglio bilanciato e diversificato, come confermato anche dagli esercizi di auto-

valutazione condotti dal Consiglio a partire dal primo anno di mandato, dai quali è emerso un giudizio positivo sulle professionalità in seno al 

Consiglio in termini di conoscenze, esperienze e competenze, e sul contributo individuale che i singoli Consiglieri ritengono di poter apportare 

al CdA, in base alla loro preparazione, motivazione e senso di appartenenza. Le competenze dei Consiglieri sui temi, tra gli altri, ESG e soste-

nibilità sono state ulteriormente rafforzate attraverso l’implementazione di un programma di induction strutturato, avviato a inizio di mandato 

e sviluppato in tutto il triennio, ampiamente focalizzato sui temi della transizione energetica e della sostenibilità. L’Orientamento relativo alle 

raccomandazioni agli azionisti circa la composizione ottimale del nuovo Consiglio, in vista del rinnovo previsto in occasione dell’Assemblea in 

programma a maggio 2026, prevede che l’insieme delle esperienze e delle attitudini individuali e collettive dei Consiglieri sia mantenuto fun-

zionale alla comprensione dei fondamentali dell’Impresa e al suo indirizzo e controllo, anche in un’ottica strategica, e in particolare che  nel mix 

delle competenze e conoscenze richieste, siano adeguatamente valorizzate quelle  relative alla sostenibilità e al controllo dei rischi climatici 

e ambientali. La composizione del Consiglio 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 valutazioni del CdA, effettuate dopo la nomina e, previa istruttoria del Comitato per le Nomine, perio-

dicamente, da ultimo il 25 febbraio 2026, il numero di Amministratori indipendenti presenti in Consiglio si conferma superiore alle previsioni 

statutarie e del Codice di Governance: in particolare, alla data del 25 febbraio 2026, 8 Amministratori non esecutivi dei 9 Amministratori in 

carica sono indipendenti ai sensi di legge; inoltre, di questi, 7 Amministratori, tra cui il Presidente del CdA, sono indipendenti anche ai sensi 

del Codice di Governance. In aggiunta, il Consiglio, in occasione delle predette valutazioni, ha accertato che tutti gli Amministratori sono in 

possesso dei requisiti di onorabilità prescritti dalla normativa vigente, non ricadono in alcuna situazione di incompatibilità, ineleggibilità e 

decadenza e rispettano i limiti al cumulo degli incarichi deliberato dal CdA l’11 maggio 2023.

Maggioranza 6

Minoranza 3

LISTA 

DI PROVENIENZA

FASCE DI ETÀ

(b)

67%

33% 33%

11%

40-50 anni 

1

51-60 anni 3

61-70 anni 5

DIVERSITÀ

DI GENERE

COMPOSIZIONE DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (VALORE %)

Indipendenti 8

Non indipendenti 1

INDIPENDENZA

(a)

89%

11%

TENURE

78%

11%11%

0-3 esercizi 

7

4-6 esercizi 1

>9 esercizi 1

56%

(a) Ci si riferisce all’indipendenza ai sensi di legge. Ai sensi del Codice di Corporate Governance: 78% indipendenti, 22% non indipendenti.

(b) Dati al 31 dicembre 2025.

Uomini 5

Donne 4

56%

44%

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202532

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

IL COLLEGIO SINDACALE 

Il CS e il suo Presidente sono nominati dall’Assemblea degli Azionisti tramite il voto di lista, al fine di consentire la presenza di Sindaci designati 

dagli azionisti di minoranza. Il Collegio in carica, nominato nel maggio 2023 fino all’Assemblea di approvazione del bilancio 2025, è composto 

da 5 componenti effettivi e 2 supplenti. Due Sindaci effettivi, tra cui il Presidente, sono stati nominati da azionisti diversi da quello di controllo, 

così garantendo alle minoranze (ossia agli azionisti diversi da quello di controllo) un numero di rappresentanti superiore rispetto a quello 

previsto dalla legge. Nel 2023, il Collegio ha espresso agli azionisti il proprio orientamento sulla composizione dell’organo, sottolineando, 

tra l’altro, l’importanza delle competenze e/o esperienze in tema di informativa di sostenibilità, climate change e transizione energetica. Nel 

febbraio 2026, in vista del rinnovo dell’Organo di Controllo da parte dell’Assemblea chiamata ad approvare il bilancio al 31 dicembre 2025, il 

Collegio ha espresso agli azionisti il proprio orientamento sulla composizione dell’organo, riconfermando l’importanza delle competenze e/o 

esperienze su tali temi. La composizione del Collegio è diversificata in relazione al genere, in conformità con la legge e lo Statuto. Ai sensi 

di legge i Sindaci devono possedere specifici requisiti di indipendenza, professionalità e onorabilità. Il Codice di Governance raccomanda, 

inoltre, che tutti i componenti del Collegio siano in possesso dei requisiti di indipendenza previsti dallo stesso Codice per gli amministratori. 

La valutazione dell’indipendenza è effettuata dal Collegio, in base alle informazioni fornite da ciascun componente dell’organo e trasmessa 

al Consiglio di Amministrazione.

Il CS, in qualità di “Comitato per il Controllo Interno e la revisione contabile” ai sensi del D.lgs. n. 39/2010 deve possedere altresì il requisito di 

cui all’art. 19 del Decreto stesso secondo cui “i membri del Comitato per il Controllo Interno e la revisione contabile, nel loro complesso, sono 

competenti nel settore in cui opera l’ente sottoposto a revisione” e verificare il possesso del requisito di “Audit Committee financial experts”, 

ai fini della legislazione statunitense. Il CS in carica ha verificato il possesso di tali requisiti successivamente alla nomina e periodicamente 

nel corso del mandato.

IL MANAGEMENT 

Negli ultimi anni, il Consiglio ha dedicato particolare attenzione agli assetti organizzativi della Società, con interventi significativi nel sistema 

di controllo interno, gestione dei rischi e compliance, ponendo la funzione di Risk Management Integrato e una nuova funzione di Compliance 

Integrata alle dirette dipendenze dell’AD. A settembre 2024, il Consiglio ha aggiornato la struttura organizzativa, riorganizzando le attività di 

business in tre strutture affidate ad altrettanti Chief Operating Officer

2

posti alle dipendenze dell’AD: “Global Natural Resources”, “Industrial 

Transformation” e “Chief Transition & Financial Officer”, per garantire efficacia e raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione, creazione di 

valore e trasformazione industriale.

In termini di genere, la percentuale delle donne come primo riporto dell’AD si attesta al 25%. L’AD e i Direttori Generali, nell’esercizio delle 

loro deleghe, sono responsabili dell’attuazione delle strategie definite dal Consiglio nell’ambito della pianificazione strategica, oltre che della 

gestione dei rischi con il supporto delle funzioni specialistiche aziendali competenti in materia di sviluppo sostenibile, salute, sicurezza, am-

biente e risorse umane. 

(2) Il Chief Operating Officer “Global Natural Resources” e il Chief Operating Officer “Chief Transition & Financial Officer” sono stati nominati dal CdA, su proposta dell’AD, d’intesa con il 

Presidente del CdA e sentito il Comitato per le Nomine, quali Direttori Generali, con conseguente applicazione anche delle disposizioni della legge italiana che regolano la responsabilità

degli amministratori.

Maggioranza 3

Minoranza 2

LISTA DI PROVENIENZA

60%

40%

DIVERSITÀ DI GENERE

COMPOSIZIONE DEL COLLEGIO SINDACALE (%)

Uomini 3

Donne 2

60%

40%

(a) Dati al 31 dicembre 2025.

FASCE DI ETÀ

(a)

40%40%

50- 60 anni 

2

61-70 anni 2

>70 anni 1

TENURE

20%

40%40%

0-3 esercizi 

1

4-6 esercizi 2

7-9 esercizi 2

20%

33ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Di seguito, si fornisce una rappresentazione grafica della macrostruttura organizzativa di Eni SpA al 31 dicembre 2025:

GIANFRANCO CARIOLA

Internal Audit

Director

(b)

OFFICE OF THE CEO

FRANCESCO GATTEI

Chief Transition 

& Financial Officer

Chief Operating Officer/DG

(c)

GUIDO BRUSCO

Global Natural Resources

Chief Operating Officer/DG

(c)

GIUSEPPE RICCI

Industrial Transformation 

Chief Operating Officer

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

(b) Il Responsabile della Funzione Internal Audit dipende gerarchicamente dal Consiglio e, per esso, dal Presidente del CdA, fatta salva la dipendenza funzionale dello stesso dal 

Comitato Controllo e Rischi e dal CEO e fermo quanto previsto in relazione alla nomina, revoca, remunerazione e assegnazione risorse. 

(c) Francesco Gattei e Guido Brusco sono stati nominati dal Consiglio di Amministrazione, su proposta dell’Amministratore Delegato, d’intesa con il Presidente del CdA e sentito il 

Comitato per le Nomine, quali Direttori Generali, con conseguente applicazione delle disposizioni della legge italiana che regolano la responsabilità degli amministratori.

LUCA FRANCESCHINI

Segretario del Consiglio 

di Amministrazione 

e Board Counsel

(a)

GIUSEPPE ZAFARANA

Presidente del Consiglio

di Amministrazione

CLAUDIO DESCALZI

Chief Executive Officer

ROBERTO ULISSI

Affari Societari

e Governance

Director

LUCA FRANCESCHINI

Compliance Integrata

Director

GRAZIA FIMIANI

Risk Management

Integrato

Director

STEFANO SPERONI

Affari Legali e Negoziati

Commerciali 

Director

CLAUDIO GRANATA

Stakeholder Relations 

& Services 

Director

LORENZO FIORILLO

Technology, 

R&D & Digital

Director

LAPO PISTELLI

Public Affairs

Director

ERIKA MANDRAFFINO

Comunicazione Esterna

Director

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONECONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

MACROSTRUTTURA ORGANIZZATIVA DI ENI SPAMACROSTRUTTURA ORGANIZZATIVA DI ENI SPA

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202534

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ESPERIENZA E FORMAZIONE DEGLI ORGANI SOCIALI SUI TEMI DI 

SOSTENIBILITÀ

Annualmente il Consiglio, supportato da un consulente esterno, effettua la propria autovalutazione (“Board Review”), di cui costituiscono ele-

menti essenziali il confronto con le best practice nazionali e internazionali e una riflessione sulle dinamiche consiliari. A seguito della Board 

Review, il Consiglio, se necessario, condivide un action plan nell’ottica del miglioramento continuo del suo funzionamento e di quello dei suoi 

Comitati. Con riferimento all’esercizio 2025, il processo di autovalutazione – svolto attraverso questionari ed interviste individuali – si è foca-

lizzato sulla dimensione e composizione del Consiglio e dei Comitati, anche in chiave prospettica, in vista dell’elaborazione, nel terzo e ultimo 

anno di mandato, dell’Orientamento agli azionisti sulla composizione ottimale del futuro Consiglio. Sono state inoltre analizzate, in continuità

con l’esercizio precedente, le dinamiche del Consiglio, nonché le priorità relative alle tematiche ESG/di sostenibilità, già emerse come un’area 

di eccellenza, anche in relazione agli impatti, rischi e opportunità identificati da Eni.

Ad esito del processo, è stato quindi confermato un giudizio positivo sulle professionalità in seno al CdA, ritenute generalmente in linea con 

le indicazioni previste nel documento di Orientamento agli azionisti sulla composizione ottimale pubblicato nel 2023\. Le competenze dei 

Consiglieri sono state supportate anche nel 2025 dal programma di formazione continua (c.d. “board induction”) per amministratori e sindaci. 

L’individuazione dei temi da trattare è stata svolta tenendo conto degli esiti della precedente autovalutazione nonché delle ulteriori indicazioni 

fornite dagli Amministratori indipendenti, con particolare attenzione ai temi di interesse strategico – esaminati anche con il supporto di auto-

revoli testimonianze esterne – quali l’impatto delle dinamiche geopolitiche su scenari e strategie, le evoluzioni in atto nel settore energetico, 

il modello satellitare Eni, la transizione energetica, l’evoluzione tecnologica nel settore oil & gas. La programmazione è stata altresì definita 

in coordinamento con i Comitati Consiliari che – nell’ambito delle loro riunioni – hanno svolto ulteriori sessioni di induction aperte alla par-

tecipazione di tutti gli Amministratori e Sindaci su tematiche di interesse generale a carattere tecnico/specialistico, quali la valorizzazione 

del capitale umano, i sistemi di talent attraction e di incentivazione del management a supporto della realizzazione degli obiettivi aziendali, il 

processo di nomina degli organi sociali delle società controllate da Eni. 

Il programma si è poi arricchito di due sessioni off-site del Consiglio, la prima riguardante la visita ai siti industriali di Porto Marghera (Bioraf-

fineria Enilive e impianto Versalis), per l’approfondimento dei temi dello sviluppo tecnologico rispetto all’evoluzione del business. La seconda 

sessione off-site, organizzata a Londra presso gli uffici di Eni UK, ha consentito di approfondire in particolare il tema della gestione e l’impegno 

di Eni nei progetti di cattura e abbattimento della CO

2

.

Si fornisce di seguito una mappatura delle conoscenze, competenze ed esperienze complessive del Consiglio di Amministrazione, elabo-

rata tenendo conto degli esiti dell’autovalutazione svolta nel 2025 nonché delle sessioni di formazione complessivamente svolte a partire 

dall’inizio del mandato. L’impatto di tali iniziative sul progressivo consolidamento delle conoscenze e competenze complessive del Consiglio 

negli ambiti menzionati nella tabella sotto riportata, è stato verificato attraverso l’analisi strutturata delle sessioni di formazione effettuate, 

unitamente al monitoraggio puntuale della partecipazione dei Consiglieri alle medesime sessioni. In particolare, nel corso del mandato sono 

state svolte mediamente 10 sessioni di formazione l’anno, incentrate sull’approfondimento di tematiche riguardanti il settore energetico e le 

strategie aziendali, il percorso di decarbonizzazione e transizione energetica, la sostenibilità come leva per la creazione di valore.

AUTOVALUTAZIONE DELLE CONOSCENZE, COMPETENZE ED ESPERIENZE COMPLESSIVE DEL CONSIGLIO 

DI AMMINISTRAZIONE (VALORE %)

Settore Energetico e Visione Strategica

98

Amministrazione, Finanza, Controlli Interni

e Risk Management

78

Relazioni Istituzionali e Settore Pubblico

78

ESG & Sostenibilità

83

Governance e Legale

95

Climate Change & Transizione Energetica

67

Esperienza Internazionale

33

Innovazione, Digital & Cybersecurity

56

35ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Secondo  quanto  previsto dalle  Norme  di  Comportamento  del  CS  emanate  dal  Consiglio  Nazionale  dei  Dottori  Commercialisti  e  degli 

Esperti Contabili ed in linea con le raccomandazioni del Codice di Governance, il CS conduce annualmente un processo di autovalutazione 

sulla propria composizione e operato. Nel corso del mandato 2023-2025, questo processo ha riguardato, tra l’altro, la valutazione delle

competenze e delle esperienze dei componenti anche in tema di sostenibilità. Inoltre, il Collegio partecipa al programma di formazione 

“board induction” per Amministratori e Sindaci. Gli esiti del processo di autovalutazione sono riportati nella Relazione del Collegio all’As-

semblea degli Azionisti.

RUOLI E RESPONSABILITÀ SUI TEMI DI SOSTENIBILITÀ

L’INTEGRAZIONE DELLA SOSTENIBILITÀ NELLA STRATEGIA 

La struttura della governance di Eni integra la sostenibilità, intesa anche nell’accezione di “successo sostenibile”, all’interno del modello di 

business di Eni. Il CdA ha definito la mission di Eni (da ultimo nel 2019), ispirata agli obiettivi dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite. Inoltre, 

il CdA si è riservato il compito di definire, su proposta dell’AD, le linee strategiche e gli obiettivi della Società e del Gruppo, perseguendone il 

successo sostenibile e monitorandone l’attuazione, come espressamente previsto nella delibera sui poteri riservati del Consiglio

3

, adottata 

l’11 maggio 2023 e da ultimo modificata il 29 gennaio 2026\. Inoltre, nell’ottica del perseguimento del successo sostenibile il CdA, in linea 

con il Codice di Governance, promuove il dialogo con gli azionisti e gli altri stakeholders rilevanti per la Società. In particolare, il Consiglio, 

su proposta del Presidente del CdA, formulata d’intesa con l’AD, ha adottato la politica per la gestione del dialogo con la generalità degli 

azionisti, anche al fine di assicurare una comunicazione ordinata e coerente. Il Presidente del CdA assicura, con il supporto del Segretario 

del Consiglio, che il CdA sia informato sullo sviluppo e sui contenuti significativi del dialogo dando conto delle valutazioni espresse dalle 

varie tipologie di investitori.

IL RUOLO DEL CDA NELLA PIANIFICAZIONE STRATEGICA E RELATIVI FLUSSI 

INFORMATIVI 

Il CdA di Eni, nell’esercizio dei poteri che lo stesso si è riservato, approva il Piano Strategico, che include i target industriali di business, i risultati 

economici finanziari e i target di sostenibilità, tra cui anche i target emissivi di medio-lungo termine, a testimonianza di come la strategia di 

decarbonizzazione sia parte integrante della strategia d’impresa di Eni. In tale contesto, assume primaria importanza la strategia volta alla 

creazione di valore lungo l’intero orizzonte di piano, in un processo sinergico che vede il coinvolgimento attivo dell’azienda nel suo comples-

so e, in particolare, del CdA, quale organo di vertice della gestione societaria. Il Piano Strategico 2025-2028 è stato esaminato e approvato 

dal CdA nel corso della riunione del 26 febbraio 2025. Analogo processo di esame è stato seguito per il nuovo Piano Strategico 2026-2030 

approvato dal CdA il 18 marzo 2026.

In tali valutazioni, il CdA è supportato da uno specifico Comitato Consiliare, il Comitato Sostenibilità e Scenari, istituito nel 2014 dal Con-

siglio stesso, con funzioni istruttorie, consultive e propositive sui processi, iniziative e attività tese a presidiare l’impegno, il confronto e la 

formazione relativamente allo sviluppo sostenibile lungo tutta la catena del valore

4

. Il CdA riveste, inoltre, un ruolo attivo nell’attuazione 

della strategia di Eni anche attraverso l’approvazione dei progetti di investimento e delle operazioni di portafoglio incluse nel Piano Strate-

gico, secondo quanto stabilito dalla delibera sui poteri ad esso riservati, e ne monitora annualmente l’avanzamento e il rispetto di requisiti 

e target, che includono anche gli esiti dell’analisi dei rischi ed eventuali valutazioni sugli impatti ESG associati alle suddette operazioni. 

Fondamentale per la conduzione sana e corretta dell’impresa è il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, tra i quali assumono 

rilievo anche gli impatti economici, ambientali e sulle persone dell’attività della Società, le cui linee di indirizzo generali sono definite dal 

CdA, in coerenza con le strategie della Società, con il supporto del Comitato Controllo e Rischi e sentito il Presidente per la parte relativa 

alle attività di Internal Audit. Inoltre, sempre con il supporto del Comitato Controllo e Rischi, il CdA si è riservato il potere di (i) esaminare 

i principali rischi aziendali, identificati dall’AD, tenendo conto delle caratteristiche delle attività svolte dalla Società e dalle sue controllate, 

e dallo stesso sottoposti al CdA almeno trimestralmente e (ii) valutare, su base semestrale, l’adeguatezza e l’efficacia del sistema di con-

trollo interno e di gestione dei rischi rispetto alle caratteristiche di Eni e al profilo di rischio assunto, in particolare in base alle Relazioni

predisposte dal Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, dal Comitato Controllo e Rischi, dalle funzioni di Risk 

management e Compliance Integrata; (iii) valutare annualmente l’adeguatezza dell’assetto organizzativo del sistema di controllo interno 

e di gestione dei rischi rispetto alle caratteristiche dell’impresa e al profilo di rischio assunto nonché la sua efficacia, salvo modifiche che 

(3) I poteri riservati del Consiglio sono puntualmente declinati nella  delibera assunta in data 11 maggio 2023 e da ultimo modificata in data 29 gennaio 2026, disponibile sul sito 

internet di Eni, nella sezione Governance.

(4) Per approfondimenti sulle funzioni del Comitato Sostenibilità e Scenari, si rinvia al 

Regolamento del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati endoconsiliari, disponibile sul 

sito internet di Eni, nella sezione Governance e al paragrafo “I Comitati Consiliari”.

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202536

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

rendano necessario un aggiornamento semestrale. Il CdA svolge inoltre un ruolo centrale nell’approvazione e revisione delle linee fonda-

mentali del sistema normativo interno e delle policy in materia di Ethics, Compliance & Governance, anche a presidio dei rischi e nella 

ricezione dei flussi informativi (quali ad esempio gli strumenti normativi in materia di operazioni con interessi degli Amministratori e Sin-

daci e operazioni con parti correlate, di anti-corruzione e di internal audit, nonché le linee di indirizzo del SCIGR). Nel suo ruolo di indirizzo 

strategico, il CdA, nell’ambito della delibera sui poteri che lo stesso si è riservato, ha il compito di approvare il Modello di gestione, vigi-

lanza e controllo dei rischi di Salute, Sicurezza e Ambiente, Security e Incolumità pubblica della Società e le sue modifiche sostanziali, 

esaminando annualmente la Relazione HSE, predisposta dal Responsabile della funzione aziendale competente e inclusa nei flussi relativi 

alla valutazione di adeguatezza del SCIGR. 

Altro tema centrale per Eni è quello sui diritti umani, il cui impegno è stato ribadito nella policy “Rispetto dei Diritti Umani in Eni” approvata

nel 2023 dal CdA ed a cui hanno fatto seguito nel corso dell’anno azioni idonee a rafforzare ulteriormente i presidi gestionali che confi-

gurano il modello di gestione dei diritti umani di Eni coerentemente con le previsioni degli United Nations Guiding Principles on Business 

and Human Rights (UNGP), delle OECD Guidelines for Multinational Enterprises ed in considerazione delle evoluzioni normative in corso 

sul tema. Nel 2024 è stato condotto un processo di aggiornamento dei c.d. salient human rights issue di Eni, ovvero dei temi relativi ai 

diritti umani considerati più significativi per Eni e rispetto ai quali devono svilupparsi in maniera prioritaria il modello di gestione e le attività

dell’azienda sui diritti umani, che ha visto il coinvolgimento di persone di Eni e di alcuni autorevoli stakeholder esterni. In tale ambito è

stato inoltre realizzato il Compliance Risk Assessment Specific finalizzato all’identificazione e valutazione di specifiche Attività a Rischio 

ed all’individuazione, in ottica risk-based, di eventuali azioni di Risk Treatment. Nel 2025 sono stati condotti in ambito diritti umani spe-

cifici risk assessment sulle attività a rischio M&A, joint venture, gestione di diritti minerari, accordi Agri-Feedstock e Carbon Offset al fine 

di ottimizzare le relative misure di  prevenzione, anche mediante applicazione di  approccio risk-based. Sono state inoltre aggiornate le 

clausole standard di Business Integrity che includono specifiche previsioni in ambito diritti umani ed è in corso di definizione lo strumento 

normativo di dettaglio in materia di Due Diligence sui Diritti Umani. 

Di seguito si riporta una sintesi dei principali temi di Sostenibilità affrontati dal CdA nel corso del 2025:

PRINCIPALI TEMI DI SOSTENIBILITÀ AFFRONTATI DAL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE CON IL 

SUPPORTO DEI COMITATI CONSILIARI 

STRATEGIA 

E TRANSIZIONE 

ENERGETICA

• Piano strategico di breve e medio-lungo termine, inclusi obiettivi di sostenibilità e piani di incentivazione di 

breve e lungo termine a supporto degli obiettivi strategici di sostenibilità.

• Approfondimenti sui temi di interesse strategico relativi a scenari, strategie ed evoluzioni in atto nel settore 

energetico, anche in relazione alle dinamiche geopolitiche e di mercato (Board Induction).

DIRITTI UMANI

E TEMI SOCIALI

• Approvazione dello “Slavery and Human Trafficking Statement” di Eni ai sensi del “Modern Slavery Act”.

• Piano investimenti per lo sviluppo locale e budget non-profit.

REPORTISTICA 

E MONITORAGGIO

• Analisi di materialità 2025.

• Approvazione della Rendicontazione di Sostenibilità 2024.

• Approvazione reportistica volontaria di sostenibilità 2024 (“Eni For”).

• Relazione del Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari sulla rendicontazione di 

sostenibilità 2024\. 

• Suggerimenti nella Management Letter della Società di revisione riguardanti la Rendicontazione di 

Sostenibilità 2024.

• Il modello HSE di Eni con approfondimento dei risultati HSE.

• Rating ESG 2024: posizionamento di Eni e dei Peers.

37ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

COMITATI CONSILIARI 

Il Consiglio si avvale del supporto dei Comitati Consiliari, ciascuno per quanto di competenza, in virtù delle funzioni istruttorie, propositive e 

consultive a essi attribuite. In particolare, con riferimento agli aspetti di sostenibilità

5

:

• il Comitato Controllo e Rischi di Eni

6

valuta l’idoneità dell’informazione periodica, finanziaria e non finanziaria/di sostenibilità obbligatoria, 

a rappresentare correttamente il modello di business, le strategie della Società, l’impatto della sua attività e le performance conseguite, 

esprimendo al riguardo un parere al Consiglio e coordinandosi con il Comitato Sostenibilità e Scenari per quanto concerne l’informativa 

periodica non finanziaria/di sostenibilità obbligatoria. Inoltre, in tale ambito, esamina il contenuto dell’informazione periodica a carattere 

non finanziario/di sostenibilità obbligatoria rilevante ai fini del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi. Anche in relazione a tali 

compiti, incontra con adeguata periodicità il management aziendale competente per tali materie, approfondendo tra l’altro: (i) i principali 

temi nella prospettiva di redazione delle Relazioni Finanziarie annuale e semestrale nonché le loro connotazioni essenziali e i contenuti della 

Rendicontazione di Sostenibilità; (ii) i principali risultati conseguiti da Eni in ambito sicurezza, salute e ambiente, e le iniziative sviluppate per 

il continuo miglioramento delle relative performance, anche tramite il ricorso a nuove tecnologie; (iii) le tematiche di security e cyber security; 

(iv) le attività a presidio dell’Asset Integrity; (v) il rischio climate change e specifici aspetti a esso correlati;

• il Comitato Sostenibilità e Scenari svolge funzioni istruttorie, consultive e propositive nei confronti del CdA in materia di scenari e sostenibi-

lità, per tale intendendo i processi, le iniziative e le attività tese a presidiare l’impegno della Società per lo sviluppo sostenibile lungo la catena 

del valore, con particolare riferimento a: tematiche di transizione climatica e innovazione tecnologica; accesso all’energia e sostenibilità

energetica; ambiente ed efficienza energetica; sviluppo locale, in particolare diversificazione economica, salute, benessere e sicurezza delle 

persone e delle comunità; rispetto e tutela dei diritti, in particolare dei diritti umani; integrità e trasparenza; e Diversity & Inclusion. A tal fine 

riceve informative dai responsabili delle funzioni aziendali coinvolte in detti processi, che possono essere invitati a partecipare alle riunioni 

del Comitato. Il Comitato Sostenibilità e Scenari si coordina altresì con il Comitato Controllo e Rischi nella valutazione dell’idoneità dell’infor-

mazione periodica non finanziaria, come sopra indicato;

• il Comitato Remunerazione

7

svolge funzioni istruttorie, propositive e consultive verso il CdA sulle politiche di remunerazione del vertice 

aziendale e dei Dirigenti con responsabilità strategiche, e in tale ambito propone i sistemi di incentivazione annuale e di lungo termine, defi-

nendone gli obiettivi, anche a supporto degli indirizzi assunti sui temi di sostenibilità;

• il Comitato per le Nomine svolge funzioni istruttorie, propositive e consultive nei confronti del CdA, supportandolo (i) nelle valutazioni sulle 

designazioni dei dirigenti e dei componenti degli organi e organismi della Società e delle società controllate la cui nomina sia di competenza 

del Consiglio, (ii) nella predisposizione, aggiornamento e attuazione delle procedure da seguire in caso di cessazione anticipata dell’incarico 

dell’Amministratore Delegato, nonché nella valutazione dei criteri che sovrintendono ai piani di successione dei Dirigenti con responsabilità

strategiche, (iii) nella valutazione periodica dei requisiti degli amministratori e (iv) nel processo di autovalutazione del Consiglio e dei suoi 

Comitati.

IL COLLEGIO SINDACALE 

Il CS svolge le funzioni attribuitegli dalla legge e in particolare, oltre a quanto previsto dall’art. 149 del Testo Unico della Finanza, vigila sul pro-

cesso di informativa finanziaria e della rendicontazione di sostenibilità e sull’efficacia dei sistemi di controllo interno e di gestione del rischio, 

anche nella veste di “Comitato per il Controllo Interno e la Revisione Contabile” e di “Audit Committee” ai fini della normativa statunitense. 

Inoltre, vigila sull’osservanza delle disposizioni del D.lgs. 6 settembre 2024 n.125 in materia di rendicontazione di sostenibilità e ne riferisce 

nella relazione annuale all’Assemblea. L’attività di vigilanza viene svolta attraverso incontri con i responsabili delle principali aree di business e 

funzionali, la partecipazione alle riunioni del CdA e dei Comitati Consiliari nonché attraverso lo scambio informativo con la Società di revisio-

ne. In particolare, il CS riceve i flussi informativi necessari per l’esercizio dei propri compiti e le relazioni e i giudizi espressi dagli organi e dalle 

funzioni aziendali competenti in materia di informativa finanziaria, di sostenibilità obbligatoria e di sistema di controllo interno e di gestione 

dei rischi. Gli esiti delle attività svolte dal Collegio sono descritti nella Relazione all’Assemblea degli Azionisti.

(5) Per il dettaglio circa composizione e compiti dei Comitati Consiliari, si rimanda al  sito Eni.

(6) Con riferimento alla composizione del Comitato Controllo e Rischi, Eni prevede che almeno 2 componenti possiedano un’adeguata conoscenza ed esperienza in materia contabile, 

finanziaria o di gestione dei rischi, rafforzando la Raccomandazione del Codice di Governance che ne raccomanda uno soltanto. A tal proposito, l’11 maggio 2023 il CdA ha valutato 

che 3 dei 4 componenti del Comitato, fra cui il Presidente, possiedono l’esperienza sopra indicata. La composizione del Comitato in termini di conoscenza ed esperienza risulta quindi 

migliorativa rispetto alle previsioni del Codice di Governance.

(7) Con riferimento alla composizione del Comitato Remunerazione Eni prevede, in linea con la Raccomandazione del Codice di 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, l’11 maggio 2023 il CdA ha valu-

tato che 2 su 3 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 Governance.

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202538

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

LA POLITICA DI REMUNERAZIONE DEGLI ORGANI SOCIALI 

La Politica sulla Remunerazione Eni prevede che la remunerazione degli Amministratori, dei Direttori Generali e Dirigenti con responsabilità

strategica sia funzionale al perseguimento della mission aziendale e 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 (Principio XV del

Codice di Corporate Governance). In particolare, la Politica sulla Remunerazione Eni contribuisce alla realizzazione della strategia azien-

dale, attraverso sistemi di incentivazione connessi ad obiettivi economico-finanziari e patrimoniali, di sostenibilità ambientale e/o sociale 

e di transizione energetica, in un’ottica di lungo periodo, tenendo conto delle prospettive di interesse dei diversi stakeholder. A tal fine, la 

remunerazione del top management è definita  considerando i riferimenti di mercato applicabili per cariche o ruoli di  analogo livello di 

responsabilità e complessità, nell’ambito del Peer Group composto da società europee appartenenti ai settori energy e utilities e ad altri

settori comparabili.

La Politica sulla Remunerazione per tutti i dipendenti Eni supporta inoltre: (i) la promozione di azioni e comportamenti rispondenti ai valori 

e alla cultura della Società, nel rispetto dei principi di pluralità, pari opportunità, valorizzazione delle conoscenze e della professionalità del-

le persone, equità, non discriminazione e integrità previsti dal Codice Etico

8

: e dalle Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni e Diversity &

Inclusion, in linea con gli obiettivi delle Nazioni Unite, secondo il principio “pari retribuzione a parità di lavoro”; (ii) la valorizzazione dei ruoli 

e delle responsabilità attribuite, dei risultati conseguiti e della qualità del contributo professionale, secondo riferimenti di mercato equi e 

competitivi in grado di sostenere un tenore di vita dignitoso. Per quanto riguarda la sostenibilità sociale e ambientale, la Politica definita 

per il 2026 prevede:

• nel Piano di Incentivazione di Breve Termine con differimento, un obiettivo di sostenibilità ambientale e capitale umano (peso 35%), focaliz-

zato sui temi di sicurezza e di riduzione delle emissioni nette GHG Upstream (Scope 1+2);

• nel Piano di Incentivazione di Lungo Termine di tipo azionario 2026-2028, un obiettivo relativo ai temi di sostenibilità ambientale e transizio-

ne energetica (peso complessivo 35%), articolato su traguardi connessi ai processi di decarbonizzazione e transizione energetica.

La Politica sulla Remunerazione descritta nella prima sezione della “Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi 

corrisposti”, disponibile sul sito internet della Società, è predisposta tenendo conto degli orientamenti degli azionisti e investitori istituzionali, 

attraverso l’implementazione di piani di engagement annuali, ed è sottoposta al voto vincolante degli azionisti in Assemblea, con la cadenza 

richiesta dalla sua durata, e comunque almeno ogni tre anni o in occasione di modifiche alla stessa

9

. I risultati del voto assembleare sono 

riportati all’interno del Sommario della citata Relazione.

IL SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO E GESTIONE DEI RISCHI

10

Eni adotta un sistema di controllo interno e di gestione dei rischi (SCIGR), espressione della cultura e dei valori aziendali, costituito dall’in-

sieme coordinato di strumenti, regole, procedure, strutture organizzative, dati, sistemi, flussi informativi e comportamenti finalizzati a una 

effettiva ed efficace identificazione, misurazione, gestione e monitoraggio dei principali rischi, concorrendo così al successo sostenibile

della Società e alla valorizzazione delle opportunità aziendali. Il sistema di controllo interno e gestione dei rischi contribuisce ad una con-

duzione sana delle attività e coerente con gli obiettivi strategici ed è integrato nell’operatività aziendale secondo un approccio risk-based 

e sinergico tra i vari attori del Sistema, in grado di cogliere opportunità di adattamento della struttura dei controlli rispetto al contesto di 

riferimento, a parità di efficacia.

Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi trova fondamento 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. 

(8) Per maggiori informazioni sul Codice Etico si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2025, disponibile nella sezione Governance del sito internet della 

Società.

(9) Ai sensi di quanto previsto dall’art.123-ter, comma 3-bis, del D.lgs. n. 58/98.

(10) Per maggiori informazioni si rinvia alla 

Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2025, disponibile nella sezione Governance del sito internet della Società.

39ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


Inoltre, Eni 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 CdA. Inoltre, aderendo al Codice di Governance, il CdA, ha stabilito diverse azioni di adeguamento e mo-

dalità applicative e migliorative relative alle raccomandazioni in materia di sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, già riconosciuto 

in linea con le migliori pratiche di governo societario

11

. Tra queste, in vista dell’approvazione del Piano Strategico 2026-2030, il processo di de-

finizione delle nuove linee di indirizzo annuali SCIGR e quello di valutazione dell’attuazione delle linee di indirizzo SCIGR per il 2025 sono stati 

razionalizzati e ricompresi nei processi già in essere che prevedono l’esame delle azioni di de-risking dei rischi strategici, nel corso del pro-

cesso di approvazione consiliare del Piano strategico, e l’esame della presentazione dei risultati del IV trimestre e del preconsuntivo dell’anno. 

Eni si è inoltre dotata di un modello 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, attraverso 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’integra-

zione tra chi opera nelle attività di business e le funzioni aziendali poste a presidio dei vari rischi di compliance.

Inoltre, il CdA ha approvato, su proposta dell’AD, con parere favorevole del Comitato Controllo e Rischi, la normativa interna in materia di 

Abuso delle Informazioni di Mercato (Emittenti). Tale 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 sicu-

rezza aziendali. Eni riconosce, infatti, che le informazioni sono un asset strategico, che deve essere gestito in modo da assicurare la tutela 

degli interessi dell’impresa, degli azionisti e del mercato.

Per assicurare la salvaguardia del patrimonio  aziendale, la tutela degli interessi degli azionisti e del 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 CdA ha aggiornato, previo parere favorevole e unanime del 

Comitato Controllo e Rischi, nel corso del 2023 e riemessa da ultimo nel 2025\. Il tema della prevenzione, individuazione e gestione del con-

flitto di interessi viene anche disciplinato nel Codice Etico della Società, nello strumento normativo in materia di individuazione e gestione dei 

conflitti di interesse oltre che nel citato strumento normativo in materia di operazioni con interessi degli Amministratori e Sindaci e operazioni 

con parti correlate. In tali documenti viene richiesto alle persone di Eni di promuovere gli interessi dell’azienda assumendo decisioni in modo 

obiettivo ed evitando situazioni nelle quali potrebbero insorgere conflitti di interessi. Inoltre, il Regolamento sul funzionamento e organizza-

zione del CdA e dei Comitati endoconsiliari, approvato nella riunione del 29 gennaio 2026 che ha sostituito il precedente Regolamento del 

CdA dell’11 maggio 2023, prevede, in linea con quanto previsto dall’art. 2391 del Codice Civile, che prima della trattazione di ciascun punto 

all’ordine del giorno della riunione consiliare ciascun Amministratore e Sindaco è tenuto a segnalare eventuali interessi, per conto proprio o 

di terzi, di cui sia portatore in relazione alle materie o questioni da trattare, precisandone la natura, i termini, l’origine e la portata. Il predetto 

Regolamento richiede altresì che, in sede di delibera consiliare, gli Amministratori interessati di norma non prendano parte alla discussione e 

alla deliberazione sulle questioni rilevanti, allontanandosi dalla sala della riunione.

Parte integrante del sistema di controllo interno di Eni è il sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria, che ha l’obiettivo di fornire la 

ragionevole certezza sull’attendibilità dell’informativa 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’AD e al Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili 

societari che si avvale della struttura del Chief Transition & Financial Officer. In seguito all’evoluzione del quadro normativo, tali responsabilità

sono state integrate prevedendo inoltre l’attestazione periodica, in capo all’AD e al Dirigente Preposto, che la rendicontazione di sostenibilità

inclusa nella relazione sulla gestione sia stata predisposta in conformità D.Lgs. 125/2024 e agli European Sustainability Reporting Standards 

(ESRS) includendo gli obblighi informativi previsti dall’art. 8 del Regolamento UE 852/2020 (Tassonomia Europea). Ruolo centrale nell’ambito 

del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi della Società è svolto dal CS che, oltre alle funzioni di vigilanza e controllo previste dal 

Testo Unico della Finanza, è incaricato, tra l’altro, di monitorare il processo di informativa finanziaria e della rendicontazione di sostenibilità. 

Inoltre, controlla l’efficacia dei sistemi di controllo interno e di gestione del rischio della Società, in coerenza con il Codice di 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. 

(11) Per maggiori informazioni si rinvia alla  Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2025, disponibile nella sezione Governance del sito internet della Società.

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202540

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


Le responsabilità attribuite nonché gli strumenti normativi e informativi definiti nell’ambito del sistema di controllo interno e di gestione

dei rischi di Eni, in particolare ai fini della valutazione di adeguatezza ed efficacia di quest’ultimo, consentono altresì l’identificazione dei 

c.d. “critical concerns”, intesi come eventuali reclami aventi potenziali impatti sugli stakeholders della Società. Tra gli strumenti in ambito 

sistema di controllo interno e di gestione dei rischi si segnala che Eni, sin dal 2006, si è dotata di una normativa (pubblicata sul sito in-

ternet della Società) che disciplina il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni (c.d. whistleblowing) trasmesse a Eni 

SpA e alle società controllate per consentire a chiunque, dipendenti e soggetti terzi, di segnalare comportamenti – riferibili a membri degli

organi sociali di amministrazione e controllo e dipendenti di Eni, ovvero a tutti coloro che operano o hanno operato in Italia e all’estero in 

nome o per conto o nell’interesse di Eni – che si pongano in violazione di leggi e regolamenti, provvedimenti delle Autorità, Codice Etico, 

Modello 231 di Eni nonché Modelli di Compliance in materia di Responsabilità Amministrativa di impresa per le Società Controllate di Eni 

e normative interne.

SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO SULL’INFORMATIVA DI SOSTENIBILITÀ

OBBLIGATORIA 

Con l’introduzione della Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) e alla luce della relativa evoluzione normativa, Eni ha ridefinito 

l’organizzazione interna, con l’attribuzione della responsabilità del processo di redazione e approvazione dell’informativa di sostenibilità obbli-

gatoria in capo al Dirigente Preposto

12

, figura già a presidio dei processi di redazione del reporting finanziario. A questo, è seguito un neces-

sario adeguamento normativo interno e l’emissione, nel 2025, della Policy ECG “Sistema di controllo interno Eni sull’informativa finanziaria e 

di sostenibilità obbligatoria” che definisce ruoli, responsabilità, processi e tempistiche, valorizzando l’integrazione tra informativa finanziaria e 

di sostenibilità obbligatoria. Il sistema di controllo interno sull’informativa di sostenibilità obbligatoria, quale elemento del più ampio sistema 

di controllo interno e gestione dei rischi di Eni, ha come obiettivo principale quello di fornire la ragionevole certezza che la rendicontazione di 

sostenibilità sia predisposta in conformità agli standard applicabili. Il sistema è stato implementato in coerenza con i principali framework di 

riferimento internazionali, quale il COSO “Achieving Effective Internal Control Over Sustainability Reporting”, e si articola nelle seguenti fasi: (i) 

definizione integrata dell’ambiente di controllo con quanto previsto per l’informativa finanziaria; (ii) valutazione dei rischi (risk assessment); 

(iii) istituzione delle attività di controllo a presidio dei rischi identificati; (iv) monitoraggio; (v) flussi informativi. L’attività di valutazione dei rischi 

è un processo sistematico volto a identificare, analizzare e gestire i rischi che potrebbero compromettere l’informativa e prevede l’utilizzo di 

un modello, fondato su un approccio risk-based, che tiene conto di criteri di natura quantitativa e qualitativa per individuare gli indicatori su 

cui implementare presidi di controllo specifici. A ogni indicatore è attribuito un punteggio che ne determina la classificazione in categorie di 

rischio, definite sulla base di un’analisi statistica della distribuzione dei punteggi e un’analisi qualitativa. Ispirandosi al sistema di controllo 

interno e gestione dei rischi di Eni e in linea con quanto previsto dal Sistema normativo interno, sono analizzati gli strumenti normativi e or-

ganizzativi che regolano le modalità applicative, le attività di controllo e monitoraggio dei rischi, nonché le attività di indirizzo, coordinamento 

e controllo di Eni SpA, al fine di identificare i rischi e le relative misure di controllo. Inoltre, le tipologie di controlli

13

da implementare sono 

modulate al fine di trovare la migliore combinazione di controlli che, a parità di efficacia, massimizza l’efficienza degli stessi. Le risultanze del 

sistema di controllo interno sull’informativa di sostenibilità vengono riportate agli organi di amministrazione, direzione e controllo. In partico-

lare, il processo si avvale di flussi di attestazione dei responsabili di funzione sull’adeguatezza e sull’effettiva operatività dei presidi di controllo 

previsti per gli indicatori rilevanti e tiene conto anche degli esiti delle attività di monitoraggio indipendente svolte dalla funzione Internal Audit, 

in linea con quanto avviene per il sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria. Questo processo è finalizzato a consentire al Diri-

gente Preposto e all’Amministratore Delegato il rilascio dell’attestazione di conformità della rendicontazione di sostenibilità, come previsto 

dalla normativa vigente.

(12) La responsabilità ultima di garantire la conformità alle disposizioni del Decreto n.125 2024 è in capo agli amministratori.

(13) Sono previste tre tipologie di controlli: (i) Entity Level Control (controlli che operano in maniera trasversale rispetto a Eni e/o entità; (ii) General Computer Control (controlli pervasivi 

volti a ridurre ad un livello accettabile il rischio di non corretto funzionamento dei sistemi informativi); (iii) Process Level Control (controlli specifici integrati e svolti nell’ambito dei processi 

operativi di business volti a prevenire, individuare e correggere errori e/o frodi rilevanti).

41ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


Andamento

operativo

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202542

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


GLOBAL NATURAL 

RESOURCES

INDUSTRIAL 

TRANSFORMATION

EXPLORATION & PRODUCTION

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER

CCS E AGRI

TRANSITION 

BUSINESSES 

ENILIVE E PLENITUDE

REFINING E CHIMICA

ATTIVITÀ AMBIENTALI

43ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202544

ALLEGATI

Exploration & Production

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2025 2024 2023

TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)⁽ᵃ⁾ (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000

0,55

0,46 0,43

di cui: dipendenti 0,73 0,18 0,48

contrattisti 0,50 0,52 0,41

Profit per boe⁽ᵇ⁾ ($/boe)

7,80

3,69 8,58

Opex per boe⁽ᵈ⁾

9,2

9,2 8,6

Cash flow per boe

20,5

17,3 19,4

Finding & Development cost per boe⁽ᶜ⁾⁽ᵈ⁾

17,0

22,7 26,3

Prezzi medi di realizzo degli idrocarburi

53,64

57,56 59,35

Produzione di idrocarburi⁽ᵈ⁾ (migliaia di boe/giorno)

1.728

1.707 1.655

Riserve certe di idrocarburi⁽ᵈ⁾ (milioni di boe)

6.885

6.497 6.614

Vita utile residua delle riserve certe (anni)

10,9

10,4 10,6

Tasso di rimpiazzo organico delle riserve (%)

167

124 69

Dipendenti in servizio a fine periodo (numero)

9.141

9.188 9.840

di cui: all'estero 5.101 5.171 5.927

Emissioni dirette di GHG (Scope 1)⁽ᵃ⁾ (milioni di tonnellate di CO₂eq.)

4,6

6,7 7,6

Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine⁽ᵃ⁾ (miliardi di Sm³)

0,0

0,1 0,2

Volumi totali di oil spill (>1 barile)⁽ᵃ⁾ (barili)

4

2.163 5.132

Acqua di formazione reiniettata⁽ᵃ⁾ (%)

56

51 42

(a) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non, con riferimento ai criteri di operatorship espressi negli standard per la Rendicontazione di Sostenibilità. 

(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. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 45ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

PERFORMANCE DELL’ANNO

• Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro pari a 0,55, evidenzia complessivamente un aumento a seguito delle 

operazioni di portafoglio finalizzate nel 2024 e per l’incremento del numero di eventi al personale dipendente. La performance risulta in 

miglioramento per il personale contrattista.

• Produzione d’idrocarburi pari a 1.728 mila boe/giorno, +1% rispetto al 2024, grazie alla rapidità ed efficiente schedulazione degli avvii e della 

messa a regime dei nuovi giacimenti, nonché all’eccellente regolarità di marcia della base produttiva dei giacimenti. Al netto delle dismis-

sioni, la crescita della produzione è stata del 4% rispetto al 2024. 

• Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2025 ammontano a 6,9 miliardi di boe, determinate sulla base del prezzo del marker Brent di 

70 $/barile. Il tasso di rimpiazzo all sources è pari al 162%. La vita utile residua delle riserve è di 10,9 anni (10,4 anni nel 2024).

• Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine hanno raggiunto nel corso del 2025 lo zero flaring per effetto congiunto delle operazioni di 

portafoglio ed il completamento dei progetti di valorizzazione del gas in Congo. 

• Volumi totali di oil spill risultano pressoché azzerati (4 barili nel 2025). Inoltre, non si sono verificati oil spill dovuti a sabotaggi.

• Acqua di formazione reiniettata pari al 56% è in aumento rispetto al 2024, principalmente per l’aumento dei volumi reiniettati in Turkmeni-

stan, Messico e Italia.

• Emissioni dirette di GHG (Scope 1) sono pari a 4,6 milioni di tonnellate di CO₂ eq in riduzione rispetto al 2024, principalmente per effetto delle 

operazioni di portafoglio e grazie ad azioni di contenimento del non routine flaring.

PORTAFOGLIO

• Firmato l’accordo vincolante con Petronas, società di stato malese, per la creazione di una Joint Venture che gestirà gli asset prevalentemente 

a gas dei due partner in Indonesia e Malesia attraverso una business combination di portafogli molto complementari in grado di generare sin-

ergie finanziarie ed operative. In linea con il modello satellitare Eni di costituire entità upstream geograficamente focalizzate ed autonome, la

nuova JV sarà gestita come un'entità finanziariamente autosufficiente con un obiettivo produttivo di oltre 500 mila boe/giorno sostenibile nel 

medio termine. Il completamento dell’operazione è soggetto all’approvazione governativa, regolatoria e dei partner.

• Nell’ambito della strategia di Eni volta all'ottimizzazione delle attività upstream, che prevede di anticipare la valorizzazione delle scoperte 

esplorative attraverso la riduzione delle partecipazioni in esse, è stata finalizzata nel 2025 la cessione a Vitol di una partecipazione del 30% 

nel progetto offshore Baleine in Costa d’ Avorio; e nel gennaio 2026 è stato firmato un accordo vincolante con SOCAR, società petrolifera 

statale della Repubblica dell'Azerbaijan, per la cessione di un’ulteriore quota del 10% nel progetto.

• Firmato con la società argentina YPF la Descrizione Tecnica Finale di Progetto (FTPD), un passo significativo verso la Decisione Finale di 

Investimento relativa ad una fase da 12 MTPA di gas naturale liquefatto del progetto integrato upstream-midstream Argentina GNL (ARGL-

NG), progettato per sviluppare le risorse del giacimento a gas Vaca Muerta, che prevede un approccio per fasi per esportare fino a 30 MTPA 

di GNL nel lungo termine. In febbraio 2026 Eni e la società argentina YPF hanno sottoscritto con XRG, società parte del gruppo ADNOC, un 

Accordo di Sviluppo Congiunto (JDA) vincolante per il progresso del progetto Argentina GNL. 

• In linea con la strategia di ottimizzazione delle attività upstream tramite un ribilanciamento del proprio portafoglio e la dismissione di asset 

non strategici, è stata completata la cessione di un asset in Congo, mentre sono state acquisite ulteriori quote di partecipazione tramite Vår 

Energi (Eni 63%) in Norvegia, nel Regno Unito attraverso Ithaca Energy (Eni 36%), nonché in Algeria e Nigeria.

ESPLORAZIONE

• Nell’anno le risorse esplorative sono state incrementate di 900 milioni di boe, estendendo a oltre 10 anni consecutivi la serie storica di eser-

cizi nei quali Eni è stata in grado di rimpiazzare la produzione in modo organico. In particolare, sono state realizzate importanti scoperte in 

diverse aree geografiche:

\- la JV Azule Energy (Eni 50%) ha confermato successi esplorativi significativi in Namibia con i pozzi a gas e condensati di Sagittarius-1X, 

a olio di Capricornus-1X nonché da un'ulteriore scoperta a gas e condensati con il pozzo Volans-1X. Azule Energy ha anche annunciato la 

scoperta con il primo pozzo esplorativo interamente dedicato ai temi a gas Gajajeira-01 in Angola;

\- in Norvegia (tramite Vår Energi) con le scoperte nel Mare di Barents e Mare di Norvegia in prossimità di facility produttive esistenti;

\- in Indonesia con scoperte effettuate in prossimità a infrastrutture esistenti e adiacente a scoperte già effettuate, offrendo significative 

sinergie per uno sviluppo accelerato;

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202546

ALLEGATI

\- in Egitto, con scoperte nelle concessioni del Deserto Occidentale, già avviate in produzione;

\- in Costa d'Avorio, dove la scoperta effettuata ha confermato l’estensione ad est del giacimento in produzione di Baleine;

\- in Ghana, con attività di appraisal del campo di Eban-Akoma nel blocco Cape Three Points 4.

• Il portafoglio è stato rinnovato con circa 21.200 chilometri quadrati di nuovi permessi in particolare in Algeria, Egitto, Italia, Costa d’Avorio, 

Norvegia e Tunisia.

• Firmato un accordo per l'acquisizione da YPF di una quota del 50% e del ruolo di operatore nel Blocco esplorativo OFF-5, nell'offshore dell'Uruguay,

rafforzando ulteriormente la collaborazione tra Eni e YPF. L'accordo è soggetto all’approvazione delle competenti autorità uruguaiane. Il blocco 

consolida ulteriormente il portafoglio esplorativo di Eni, il quale combina prospect near-field ed esplorazione sinergica alle facilities esistenti con

opportunità diversificate e selezionate ad alto impatto su cui applicare le tecnologie proprietarie di Eni per accelerarne e massimizzarne il valore.

• Firmato un contratto di esplorazione relativo al blocco CI-707, offshore della Costa d’Avorio, che presenta una continuità geologica con il vicino 

blocco CI-205, dove è presente la scoperta Calao annunciata nel marzo 2024\. Questa vicinanza offre un'opportunità per futuri sviluppi sinergici. 

• Firmato con il partner Sonatrach un contratto per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi nell’area di Zemoul El Kbar. Il contratto, della 

durata di 30 anni, riguarda un’area di circa 4.200 chilometri quadrati e comprende anche asset adiacenti precedentemente gestiti tramite 

contratti separati. L’accordo fa seguito alla recente assegnazione a Eni, in partnership con PTTEP, del blocco Reggane II, avvenuta nell’am-

bito della Gara Algeria 2024.

• I costi di ricerca esplorativa sostenuti nel 2025 sono pari a €211 milioni (€741 milioni nel 2024) ed includono le radiazioni di pozzi di in-

successo e dei diritti esplorativi unproved per €37 milioni (€555 milioni nel 2024) associati ai progetti con esito negativo. In particolare, 

nell’ambito dell’attività esplorativa e di appraisal sono state rilevate radiazioni per €20 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 Algeria ed Oman. Le radiazioni 

dei diritti e potenziale esplorativo di €17 milioni sono riferite a titoli minerari esplorativi principalmente per abbandono delle iniziative sotto-

stanti. A fine esercizio risultano 147 pozzi in progress (62,3 in quota Eni).

SVILUPPO

• Tra i principali sviluppi produttivi dell’anno annoveriamo:

\- in Congo, avviata a fine anno la Fase 2 del progetto Congo FNLG, in anticipo rispetto ai tempi previsti, attraverso l’entrata in produzione del-

la Nguya FLNG, portando la capacità complessiva del progetto a 3 milioni di tonnellate anno. La Nguya FLNG è stata disegnata e costruita 

in soli 33 mesi, dall’aggiudicazione del contratto al sail away segnando un record in termini di time-to-market nell’intera industria;

\- Indonesia, l‘avvio della produzione di gas del giacimento Merakes East nel blocco offshore East Sepinggan (Eni 85%, operatore), nel bacino

del Kutei, che contribuirà per circa 18 mila boe/g alla produzione Eni;

\- in Angola, lo start-up del progetto Agogo Integrated West Hub, operato dalla JV Azule Energy nel blocco offshore 15/06, con dieci mesi di 

anticipo rispetto ai piani. Il progetto comprende l’intera fase di sviluppo per due giacimenti, Agogo e Ndungu, con riserve totali di circa 450 

mln di barili e un plateau produttivo atteso a 180 mila boe/giorno; 

\- in Angola, la JV Azule ha avviato il progetto operato NGC, il primo progetto a gas non associato nel paese, che alimenta l'impianto di es-

portazione Angola LNG nonché il mercato domestico. A febbraio 2026 raggiunta la prima produzione di gas;

\- in Norvegia, attraverso Vår Energi sono stati avviate le produzioni dei giacimenti ad olio di Balder-X, con una produzione attesa pari a circa 

80 mila barili/giorno, e di Johan Castberg con una capacità produttiva di 220 mila barili/giorno, nonché il giacimento a gas di Askeladd 

West con l’obiettivo di assicurare il pieno utilizzo della capacità dell'impianto GNL di Hammerfest nei prossimi anni;

\- in Ghana, avviata l’attività di workover presso il giacimento Sankofa East, in prossimità della FPSO John Agyekum Kufuor, nell’ambito del 

più ampio piano di sviluppo del giacimento.

• Firmati accordi con Cipro ed Egitto per lo sviluppo delle riserve di gas del Blocco 6 operato da Eni nell'offshore di Cipro, da esportare nei 

mercati internazionali attraverso gli impianti di trattamento e liquefazione di Eni presenti in Egitto.

• Eni e Petroci hanno annunciato un significativo aumento della fornitura di gas per il sistema di generazione elettrica della Costa d'Avorio. Il gas 

prodotto, fino a 70 milioni di piedi cubi al giorno, sarà interamente destinato a soddisfare la domanda locale, garantendo una fornitura affidabile 

per le esigenze di generazione elettrica del Paese e rafforzando ulteriormente il ruolo della Costa d'Avorio come hub energetico regionale.

• Nell’ambito dello sviluppo della Fase 2 del progetto Congo FNLG è stata avviata la nuova piattaforma logistica Yasika, un’infrastruttura 

strategica all’interno del progetto. La piattaforma è impiegata in ausilio delle due unità galleggianti di liquefazione: Tango FLNG e Nguya 

FLNG. Inoltre, la piattaforma logistica Yasika svolgerà un ruolo chiave nella costruzione di nuove installazioni, nell’interconnessione delle 

infrastrutture esistenti e nell’ammodernamento di strutture strategiche, come quella di Litchendjili.

• Raggiunta con i partner CNPC, ENH, Kogas e XRG la Decisione Finale di Investimento (FID) per lo sviluppo del progetto Coral North FLNG 

che porterà in produzione le riserve della parte settentrionale del giacimento Coral a gas nell’Area 4, nel bacino di Rovuma, attraverso un 

impianto galleggiante di GNL con una capacità produttiva di 3,6 MTPA. Il progetto farà leva sull’approccio fast-track di Eni e l'esperienza 

acquisita con il progetto Coral South con start-up atteso in soli tre anni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 47ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

• Eni, insieme ai partner del progetto Offshore Cape Three Points (OCTP), Vitol e la Ghana National Petroleum Corporation (GNPC), ha firmato 

un Memorandum d’Intenti con il Governo del Ghana, per incrementare la produzione nazionale di petrolio e gas e promuovere nuove inizia-

tive sostenibili. La collaborazione inoltre valuterà attività esplorative ed il possibile sviluppo del nuovo giacimento Eban-Akoma nel blocco 

Cape Three Points 4.

• Firmati accordi di collaborazione con aziende con sede negli Emirati Arabi Uniti per lo sviluppo di data center in Italia, alimentati da Eni con 

elettricità a gas con relativa cattura e stoccaggio delle emissioni di CO

2

. Gli accordi riguardano anche la trasmissione di energia rinnovabile 

attraverso l'interconnessione transfrontaliera tra Albania e Italia e di minerali critici, consentendo a Eni di espandere la collaborazione con gli 

Emirati Arabi Uniti. In particolare, è stato inoltre sottoscritto con Khazna Data Centers, leader globale nelle infrastrutture digitali hyperscale, 

un Head of Terms per la costituzione di una Joint Venture finalizzata allo sviluppo di un “AI Data Center Campus” con capacità IT comples-

siva di 500 MW, nel sito di Ferrera Erbognone, in Lombardia. 

• Gli investimenti di sviluppo sono pari a €5,5 miliardi, realizzati in particolare negli Emirati Arabi Uniti, Libia, Egitto, Indonesia, Algeria, Congo 

e Italia.

• Nel 2025 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo è stata di €34 milioni (€41 milioni nel 2024).

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 valutazi-

one. I prezzi utilizzati per la valutazione degli idrocarburi derivano dalle quotazioni ufficiali pubblicate da S&P Global Energy, 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 autor-

evoli 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 remunerazi-

one 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 vigore

1

; D&M ha attestato inoltre che le direttive, laddove le norme SEC sono meno specifiche, 

ne forniscono un’interpretazione ragionevole e in linea con le pratiche diffuse nel mercato. Eni effettua la stima delle riserve di spettanza sulla 

base delle citate direttive anche quando partecipa ad attività di estrazione e produzione operate da altri soggetti, ad eccezione di alcune società

in Joint Venture e collegate per la quale Eni si basa esclusivamente sulla valutazione indipendente delle riserve effettuata annualmente.

Il processo di valutazione delle riserve, come descritto nella procedura interna di controllo, coinvolge: (i) i responsabili delle unità operative 

(unità geografiche) e i Local Reserves Evaluators (LRE) che effettuano la valutazione e la classificazione delle  riserve tecniche (profili di 

produzione, costi di investimento, costi operativi e di smantellamento e di ripristino siti); (ii) l’unità di Natural Resources Valorization e l’unità

Operations di sede che verificano rispettivamente i profili di produzione relativi a campi che hanno subito variazioni significative ed i costi op-

erativi; (iii) i responsabili di area geografica che validano le condizioni commerciali e lo stato dei progetti; (iv) il Dipartimento di Pianificazione 

e Controllo che effettua la valutazione economica delle riserve; e (v) il Dipartimento Riserve che, avvalendosi degli Head Quarter Reserves 

Evaluators (HRE), controlla in maniera indipendente rispetto alle suddette unità la congruità e la correttezza della classificazione delle riserve 

e ne consolida i volumi. Il responsabile del Dipartimento Riserve ha conseguito un Master in Petroleum Engineering al Politecnico di Torino ed 

una Laurea in Ingegneria Civile Idraulica presso l’Alma Mater Studiorum – Università di Bologna. Ha un’esperienza di oltre 20 anni nel settore 

(1) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili nella sezione “Exhibits” dell’Annual Report on Form 20-F 2009 all’indirizzo sec.gov.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202548

ALLEGATI

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

2

tra i più qualificati sul mercato il compito di effettuare una valutazione 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 da loro 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 misurazioni effettuate sui pozzi, le misure delle 

coordinate delle traiettorie dei pozzi, l’analisi delle proprietà PVT (pressione, volume e temperatura) dei fluidi di giacimento, 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. I volumi e i valori monetari delle riserve di alcune società in Joint Venture e

collegate sono certificati per conto delle stesse da società di ingegneri petroliferi indipendenti con modalità analoghe e forniti ad Eni

3

.

Le risultanze dell’attività indipendente condotta nel 2025

4

da Ryder Scott Company, Sproule e DeGolyer and MacNaughton hanno confermato, come 

in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne. In particolare, nel 2025 sono state oggetto di valutazione indipendente riserve certe per circa 

il 36% delle riserve Eni al 31 dicembre 2025

5

. Nel triennio 2023-2025 le valutazioni indipendenti hanno riguardato l’82% del totale delle riserve certe.

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 2024 4.433 2.064 6.497

Nuove scoperte ed estensioni, revisioni di precedenti stime e 

miglioramenti da recupero assistito (escluso l'effetto prezzo)

910 155 1.065

Effetto prezzo 9 (21) (12)

Promozioni nette 919 134 1.053

Portfolio (63) 29 (34)

Produzione (459) (172) (631)

Riserve certe al 31 dicembre 2025 4.830 2.055 6.885

Tasso di rimpiazzo all sources %

162

Le riserve certe al 31 dicembre 2025 sono pari a 6.885 milioni di boe, di cui 4.830 milioni di boe relative alle società consolidate. Le promozioni 

nette di 1.053 milioni di boe sono riferite a: (i) nuove scoperte ed estensioni per 633 milioni di boe a seguito principalmente dell’iscrizione di 

riserve legate alla progressione delle attività in Indonesia (563 milioni di boe), Norvegia (48 milioni di boe), Emirati Arabi Uniti (13 milioni di 

boe) e progetti minori nei Paesi Bassi, Regno Unito e Angola; (ii) revisioni di precedenti stime per 387 milioni di boe comprendenti aumenti in 

Egitto, Algeria, Norvegia, Emirati Arabi Uniti e Costa d’Avorio parzialmente compensate da revisioni negative in Australia e Italia. Le revisioni di 

precedenti stime includono l’effetto prezzo negativo di 12 milioni di boe, principalmente dovuto alla variazione del marker Brent di riferimento, 

passato da 81 $/barile nel 2024 a 70 $/barile nel 2025 con conseguente taglio delle riserve non economiche allo scenario 2025 ed effetti nei 

contratti di PSA; e (iii) miglioramenti di recupero assistito di 33 milioni di boe in Iraq e Costa d’Avorio.

Le operazioni di portafoglio, pari a -34 milioni di boe si riferiscono principalmente: (i) alla cessione della partecipazione del 30% nel progetto 

offshore Baleine in Costa d’Avorio e in un asset in Congo (-70 milioni di boe); (ii) all’acquisizione di asset in Norvegia tramite Vår Energi (Eni 

63%), nel Regno Unito attraverso Ithaca Energy (Eni 36%) nonché di quote addizionali nel campo di Touat in Algeria e Bonga in Nigeria (com-

plessivamente +36 milioni di boe).

I tassi di rimpiazzo organico

6

ed all sources delle riserve certe sono rispettivamente pari al 167% e 162%. La vita utile residua delle riserve è

pari a 10,9 anni (10,4 anni nel 2024).

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

(2) Negli ultimi tre anni ci si è avvalsi del servizio di certificazione indipendente della società DeGolyer and MacNaughton, Ryder Scott e Sproule.

(3) Nel 2025 Azule Energy e Vår Energi. 

(4) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo www.eni.com nella sezione Documentazione/Relazione Finanziaria Annuale 2025.

(5) Nel 2025 sono inclusi i volumi di Azule Energy e Vår Energi per i quali Eni ha richiesto una Third Party Letter.

(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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 49ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

RISERVE CERTE DI PETROLIO E GAS NATURALE

Petrolio e condensati

(milioni di barili)

Gas naturale

(milioni di metri cubi)

Idrocarburi

(milioni di boe)

Petrolio e condensati

(milioni di barili)

Gas naturale

(milioni di metri cubi)

Idrocarburi

(milioni di boe)

Petrolio e condensati

(milioni di barili)

Gas naturale

(milioni di metri cubi)

Idrocarburi

(milioni di boe)

Società consolidate 2025 2024 2023

Italia 197 18.459 320 213 23.146 368 211 24.310 374

Sviluppate 123 14.835 223 129 19.633 262 136 18.504 261

Non sviluppate 74 3.624 97 84 3.513 106 75 5.806 113

Resto d'Europa 2.268 15 1.532 10 27 4.907 60

Sviluppate 1.267 9 1.453 10 24 4.725 56

Non sviluppate 1.001 6 79 3 182 4

Africa Settentrionale 517 143.064 1.483 458 151.128 1.479 523 168.060 1.658

Sviluppate 339 72.546 829 291 76.201 805 326 90.076 935

Non sviluppate 178 70.518 654 167 74.927 674 197 77.984 723

Africa Sub-Sahariana 252 47.139 570 268 54.683 638 334 70.208 809

Sviluppate 202 31.128 412 187 34.159 418 225 38.241 482

Non sviluppate 50 16.011 158 81 20.524 220 109 31.967 327

Kazakhstan 556 39.603 824 591 42.167 876 637 43.766 933

Sviluppate 523 39.528 789 539 42.091 823 576 43.766 872

Non sviluppate 33 75 35 52 76 53 61 61

Resto dell'Asia 713 113.544 1.480 578 44.859 881 485 36.919 733

Sviluppate 274 26.043 449 233 22.636 385 240 20.536 379

Non sviluppate 439 87.501 1.031 345 22.223 496 245 16.383 354

America 111 2.243 127 127 2.657 145 213 3.703 238

Sviluppate 80 1.599 91 81 1.578 92 163 3.000 184

Non sviluppate 31 644 36 46 1.079 53 50 703 54

Australia e Oceania 1.739 11 5.347 36 5.420 37

Sviluppate 1.061 7 662 5 1.652 11

Non sviluppate 678 4 4.685 31 3.768 26

Totale società consolidate 2.346 368.059 4.830 2.235 325.519 4.433 2.430 357.293 4.842

Sviluppate 1.541 188.007 2.809 1.460 198.413 2.800 1.690 220.500 3.180

Non sviluppate 805 180.052 2.021 775 127.106 1.633 740 136.793 1.662

Società in joint venture e collegate

Resto d'Europa 381 34.835 617 391 26.616 572 326 14.621 425

Sviluppate 295 19.606 427 207 15.432 311 167 10.182 235

Non sviluppate 86 15.229 190 184 11.184 261 159 4.439 190

Africa Settentrionale 5 7.054 53 8 6.304 50 6 380 8

Sviluppate 5 7.054 53 8 6.304 50 6 380 8

Non sviluppate

Africa Sub-Sahariana 192 87.107 781 226 87.832 819 207 42.490 494

Sviluppate 112 34.594 346 103 29.831 305 107 29.304 305

Non sviluppate 80 52.513 435 123 58.001 514 100 13.186 189

Resto dell'Asia 111 40.136 381 110 39.926 379 110 39.792 378

Sviluppate

Non sviluppate 111 40.136 381 110 39.926 379 110 39.792 378

America 20 30.109 223 23 32.830 244 26 35.700 267

Sviluppate 20 30.109 223 23 32.830 244 26 35.700 267

Non sviluppate

Totale società in joint venture e collegate 709 199.241 2.055 758 193.508 2.064 675 132.983 1.572

Sviluppate 432 91.363 1.049 341 84.397 910 306 75.566 815

Non sviluppate 277 107.878 1.006 417 109.111 1.154 369 57.417 757

Totale riserve certe 3.055 567.300 6.885 2.993 519.027 6.497 3.105 490.276 6.414

Sviluppate 1.973 279.370 3.858 1.801 282.810 3.710 1.996 296.066 3.995

Non sviluppate 1.082 287.930 3.027 1.192 236.217 2.787 1.109 194.210 2.419

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202550

ALLEGATI

Riserve certe non sviluppate

Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2025 ammontano a 3.027 milioni di boe, di cui 1.082 milioni di barili di liquidi e 288 miliardi di 

metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa e Asia.

Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per 805 milioni di barili di liquidi e 180 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 2024 2.787

Promozioni (370)

Nuove scoperte ed estensioni 585

Revisioni di precedenti stime 23

Miglioramenti da recupero assistito 26

Portfolio (24)

Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2025 3.027

Nel 2025 la conversione a riserve certe sviluppate (370 milioni di boe) si riferisce principalmente all’avanzamento delle attività di sviluppo, 

agli start-up di giacimenti e alla revisione di progetti in Norvegia (tramite Vår Energi), Emirati Arabi Uniti e in Angola (tramite Azule Energy). 

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 €10 miliardi.

La maggior parte delle riserve certe non sviluppate vengono riclassificate a riserve certe sviluppate generalmente in un arco temporale che non

supera i 5 anni. Le riserve certe non sviluppate relative a taluni progetti possono rimanere tali per 5 o più anni a seguito di diverse motivazioni, tra 

cui le difficili condizioni operative in aree remote, limitazioni nella disponibilità di infrastrutture e nella capacità degli impianti o l’esistenza di vincoli 

contrattuali, altri fattori che possono condizionare i tempi di avvio e i livelli di produzione. I volumi di riserve certe non sviluppate rimasti tali per 5 

o più anni sono pari a 0,75 miliardi di boe, in riduzione rispetto al 2024, e sono principalmente correlate ai seguenti progetti in fase di esecuzione e 

sviluppo: (i) in alcuni giacimenti a gas in Libia (0,45 miliardi di boe) dove gli avvii in produzione sono programmati in funzione dell’adempimento degli 

obblighi di consegna derivanti da contratti di fornitura di gas di lungo termine; (ii) in alcuni giacimenti negli Emirati Arabi Uniti (0,15 miliardi di boe); 

(iii) altri giacimenti in Italia e Iraq (0,15 miliardi di boe).

Eni rimane fortemente impegnata a portare questi progett i in produzione nei prossimi anni. La durata del periodo di sviluppo dipende da una 

serie di fattori esterni, quali ad esempio il tipo di sviluppo, l'ubicazione e l'ambiente operativo fisico del giacimento o l'assenza di infrastrutture, con-

siderando che la maggior parte dei nostri progetti è legata alle infrastrutture e non dipende da fattori interni, quali un insufficiente impiego di risorse 

da parte di Eni o un minore impegno da parte di Eni a portare a termine il progetto.

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 624 milioni di boe, principalmente gas naturale a controparti terze prodotto dai propri campi localizzati principalmente 

in Algeria, Australia, Egitto, Ghana, Indonesia, Kazakhstan, Libia, Mozambico, 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 è prevista coprire integralmente gli impegni di fornitura. 

Eni ha rispettato tutti gli impegni contrattuali di consegna ad oggi in essere.

PRODUZIONE

La produzione di idrocarburi nel 2025 è stata di 1.728 mila boe/giorno, in aumento dell’ 1% rispetto al 2024\. L’efficiente esecuzione dei pro-

grammi di sviluppo ha consentito l’avvio e l’entrata a regime dei progetti in Norvegia, Costa d’Avorio, Messico, Congo, Angola, Indonesia e 

Ghana. A questi incrementi si aggiunge la regolarità di marcia della base produttiva. Tali effetti positivi sono stati in parte compensati dal 

declino dei giacimenti maturi e dalla cessione delle attività perfezionate nel 2024 in Nigeria, Alaska e Congo. 

La produzione di petrolio è stata di 840 mila barili/giorno in aumento del 7% rispetto al 2024. La crescita organica in Costa d’Avorio, a seguito 

dell’avvio della Fase 2 del progetto Baleine, Messico, Angola e Norvegia è stata parzialmente compensata dai disinvestimenti e dal declino di 

giacimenti maturi.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 51ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

La produzione di gas naturale è stata di 131 milioni di metri cubi/giorno, in riduzione del 4% rispetto al 2024 per effetto della cessione delle 

attività e dal declino dei giacimenti maturi in parte compensata dalla crescita organica in Congo (Marine XII) e Indonesia (Merakes East), 

nonché nei nostri satelliti in Angola e Norvegia.

La produzione venduta di idrocarburi è stata di 566 milioni di boe. La differenza di 65 milioni di boe rispetto alla produzione di 631 milioni di boe 

è dovuta essenzialmente ai volumi di idrocarburi destinati all’autoconsumo (49 milioni di boe), alla variazione delle rimanenze e altri fattori.

PRODUZIONE ANNUALE DI IDROCARBURI

(a)(b)

Petrolio e condensati

(milioni di barili)

Gas naturale

(miliardi di metri cubi)

Idrocarburi

(milioni di boe)

Petrolio e condensati

(milioni di barili)

Gas naturale

(miliardi di metri cubi)

Idrocarburi

(milioni di boe)

Petrolio e condensati

(milioni di barili)

Gas naturale

(miliardi di metri cubi)

Idrocarburi

(milioni di boe)

Società consolidate

2025 ⁽

c

⁾ 2024 2023

Italia 9 2,2 24 10 2,0 23 10 2,2 25

Resto d'Europa 0,7 5 6 2,0 19 7 1,1 14

Paesi Bassi 0,7 5 0,7 5

Regno Unito 6 1,3 14 7 1,1 14

Africa Settentrionale 64 18,9 191 65 22,1 214 69 23,0 225

Algeria 21 3,3 43 20 3,8 46 23 3,4 46

Egitto 23 9,7 88 22 11,9 102 24 13,5 116

Libia 20 5,8 59 22 6,3 65 21 6,0 62

Tunisia 0,1 1 1 0,1 1 1 0,1 1

Africa Sub-Sahariana 39 5,1 74 32 4,6 63 31 4,6 61

Congo 9 2,4 25 10 2,1 24 13 1,8 25

Costa d'Avorio 14 0,6 18 6 0,3 8 2 0,1 2

Ghana 5 1,2 13 4 0,9 11 5 0,9 11

Nigeria 11 0,9 18 12 1,3 20 11 1,8 23

Kazakhstan 42 2,5 59 40 2,6 58 42 2,6 60

Resto dell'Asia 35 6,6 79 34 6,1 75 31 5,3 67

Cina

Emirati Arabi Uniti 22 0,2 23 21 0,1 22 20 0,1 20

Indonesia 1 4,9 34 1 5,2 35 4,2 29

Iraq 11 0,9 17 10 0,7 15 9 0,8 14

Timor Leste 0,1 1

Turkmenistan 1 0,6 5 2 0,1 3 2 0,1 3

America 23 0,5 26 21 0,5 25 25 0,7 30

Messico 16 0,2 18 9 0,2 11 8 0,2 10

Stati Uniti 7 0,3 8 12 0,3 14 17 0,5 20

Australia e Oceania 0,2 1 0,2 1 0,4 3

Australia 0,2 1 0,2 1 0,4 3

212 36,7 459 208 40,1 478 215 39,9 485

Società in joint venture e collegate

Algeria 0,8 6 0,6 4

Angola 29 1,5 39 31 1,2 40 31 1,2 39

Mozambico 1,3 9 1,2 9 1,1 8

Norvegia 53 3,7 78 42 3,7 66 32 2,8 50

Regno Unito 9 1,0 16 2 0,3 4

Tunisia 1 1 1 1 1 1

Venezuela 3 3,0 23 3 3,0 23 2 2,9 21

95 11,3 172 79 10,0 147 66 8,0 119

Totale 307 48,0 631 287 50,1 625 281 47,9 604

(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 (49, 49 e 46 milioni di boe, rispettivamente nel 2025, 2024 e 2023).

(c) Include circa 4 milioni di boe di produzioni afferenti ad alcuni partner in joint venture oggetto di sanzioni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202552

ALLEGATI

PRODUZIONE GIORNALIERA DI IDROCARBURI

(a)(b)

Petrolio e condensati

(migliaia di barili/g)

Gas naturale

(milioni di metri 

cubi/g)

Idrocarburi

(migliaia di boe/g)

Petrolio e condensati

(migliaia di barili/g)

Gas naturale

(milioni di metri 

cubi/g)

Idrocarburi

(migliaia di boe/g)

Petrolio e condensati

(migliaia di barili/g)

Gas naturale

(milioni di metri 

cubi/g)

Idrocarburi

(migliaia di boe/g)

Società consolidate

2025 ⁽

c

⁾ 2024 2023

Italia 26 5,9 65 27 5,5 64 29 6,0 69

Resto d'Europa 1 2,0 14 16 5,5 53 18 3,1 39

Paesi Bassi 1 1,9 13 1 1,9 13

Regno Unito 0,1 1 15 3,6 40 18 3,1 39

Africa Settentrionale 174 51,8 524 177 60,2 584 190 63,1 617

Algeria 57 9,0 117 56 10,3 125 62 9,4 126

Egitto 62 26,6 242 59 32,4 279 67 37,1 318

Libia 54 16,0 162 60 17,2 176 59 16,3 169

Tunisia 1 0,2 3 2 0,3 4 2 0,3 4

Africa Sub-Sahariana 108 13,9 202 86 12,7 173 84 12,5 168

Congo 24 6,7 69 26 5,8 66 36 4,9 68

Costa d'Avorio 39 1,6 50 17 0,7 22 4 0,2 6

Ghana 13 3,2 35 12 2,6 29 14 2,5 31

Nigeria 32 2,4 48 31 3,6 56 30 4,9 63

Kazakhstan 114 6,9 161 110 7,1 157 115 7,2 163

Resto dell'Asia 94 18,0 217 93 16,7 205 85 14,4 183

Cina 1 1

Emirati Arabi Uniti 60 0,5 64 58 0,3 60 54 0,3 56

Indonesia 1 13,5 92 1 14,2 97 1 11,5 79

Iraq 31 2,3 47 28 1,9 40 23 2,2 38

Timor Leste 0,1 1 0,2 2

Turkmenistan 2 1,7 14 6 0,2 7 6 0,2 7

America 62 1,4 71 59 1,4 68 68 2,0 81

Messico 45 0,7 49 25 0,6 29 22 0,7 26

Stati Uniti 17 0,7 22 34 0,8 39 46 1,3 55

Australia e Oceania 0,6 4 0,4 3 1,1 7

Australia 0,6 4 0,4 3 1,1 7

579 100,5 1.258 568 109,5 1.307 589 109,4 1.327

Società in joint venture e collegate

Algeria 2,1 14 1,6 12

Angola 79 4,0 106 86 3,3 108 85 3,3 108

Mozambico 1 3,6 25 1 3,4 24 1 3,1 22

Norvegia 146 10,1 214 114 10,0 181 87 7,5 138

Regno Unito 25 2,9 44 6 0,8 11

Tunisia 2 0,1 3 2 0,1 2 2 0,1 2

Venezuela 8 8,2 64 7 8,1 62 5 7,9 58

261 31,0 470 216 27,3 400 180 21,9 328

Totale 840 131,5 1.728 784 136,8 1.707 769 131,3 1.655

(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 (134, 135 e 127 mila boe/giorno, rispettivamente nel 2025, 2024 e 2023).

(c) Include circa 10 mila boe/giorno di produzioni afferenti ad alcuni partner in joint venture oggetto di sanzioni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 53ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

POZZI PRODUTTIVI

Nel 2025 i pozzi dedicati alla produzione di idrocarburi sono 6.756,0 (2.120,4 in quota Eni). In particolare, i pozzi produttivi di petrolio sono pari 

a 5.630,0 (1.637,7 in quota Eni); i pozzi in produzione di gas naturale sono pari a 1.126,0 (482,7 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)

(numero) 

2025

Petrolio Gas naturale

totali in quota Eni totali in quota Eni

Italia

107,0

94,8

224,0

193,7

Resto d'Europa

730,0

113,5

228,0

54,8

Africa Settentrionale

1.916,0

823,5

459,0

186,5

Africa Sub-Sahariana

1.518,0

164,2

134,0

13,0

Kazakhstan

168,0

45,2

Resto dell'Asia

995,0

304,2

68,0

25,4

America

196,0

92,3

9,0

5,3

Australia e Oceania

4,0

4,0

5.630,0

1.637,7

1.126,0

482,7

(a) Include 913 (240 in quota Eni) pozzi dove insistono più completamenti sullo stesso foro (pozzi a completamento multiplo). L'attività perforativa a completamento multiplo consente di produrre temporanea-

mente da diverse formazioni di idrocarburi mineralizzate a petrolio e gas attraverso un unico pozzo. 

ATTIVITÀ DI DRILLING 

Esplorazione

Nel 2025 sono stati ultimati 42 nuovi pozzi esplorativi (16,8 in quota Eni), a fronte dei 37 nuovi pozzi esplorativi (15,0 in quota Eni) del 2024 e 

dei 39 nuovi pozzi esplorativi (21,6 in quota Eni) del 2023. Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi esplorativi classificati di suc-

cesso 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 37,9% (42,2% in quota Eni), a fronte del 12,5% (12,8% in quota Eni) del 2024 

e del 34,5% (38% in quota Eni) del 2023.

PERFORAZIONE ESPLORATIVA

Pozzi completati

(a)

Pozzi in progress

(b)

2025 2024 2023 2025

(numero)

successo 

commerciale sterili⁽

c

⁾

successo 

commerciale sterili⁽

c

⁾

successo 

commerciale sterili⁽

c

⁾ totale in quota Eni

Italia

1,0 0,6

Resto d'Europa

0,9 2,3

1,9 0,1 0,4

70,0 18,6

Africa Settentrionale

0,8 2,3

1,5 4,6 5,0 6,2

16,0 10,7

Africa Sub-sahariana

0,2

0,1 0,3 0,9

43,0 21,0

Kazakhstan 1,0

Resto dell'Asia

1,8

3,5 0,9 1,3

9,0 6,5

America 1,4

7,0 4,6

Australia e Oceania

1,0 0,3

3,5 4,8 1,6 11,0 6,3 10,2 147,0 62,3

(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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202554

ALLEGATI

Sviluppo

Nel 2025 sono stati ultimati 303 nuovi pozzi di sviluppo (79,1 in quota Eni) a fronte dei 217 nuovi pozzi di sviluppo (57,3 in quota Eni) del 

2024 e dei 165 (83,6 in quota Eni) del 2023\. È attualmente in corso la perforazione di 184 pozzi di sviluppo (36,5 in quota Eni). Nella tabella 

seguente è riportato il numero dei pozzi di sviluppo classificati come produttivi, sterili e in progress, come previsto dalle disposizioni del FASB 

Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932).

PERFORAZIONE DI SVILUPPO

Pozzi completati⁽

a

⁾ Pozzi in progress

2025 2024 2023 2025

(numero) produttivi sterili⁽

b

⁾ produttivi sterili⁽

b

⁾ produttivi sterili⁽

b

⁾ totale in quota Eni

Italia 1,2 1,0

1,0 0,5

Resto d'Europa

19,3

3,8 4,8

15,0 2,4

Africa Settentrionale

23,8

21,3 0,5 39,4

14,0 4,9

Africa Sub-Sahariana

8,7 0,1

9,2 0,5 5,6

61,0 11,9

Kazakhstan

1,8

1,2 2,0

2,0 0,6

Resto dell'Asia

18,4

13,4 22,9

90,0 16,2

America

6,0

6,2 6,9

1,0

Australia e Oceania

1,0

1,0

79,0 0,1 56,3 1,0 83,6 0,0 184,0 36,5

(a) Numero di pozzi in quota Eni.

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

Superfici

Nel 2025 Eni ha condotto operazioni in 33 paesi dei cinque continenti. Al 31 dicembre 2025, il portafoglio minerario di Eni consiste in 868 titoli 

(in esclusiva o in compartecipazione) per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi. La superficie totale è pari a 205.562 chilometri quadrati in 

quota Eni (superficie totale in quota Eni di 211.347 chilometri quadrati al 31 dicembre 2024). La superficie sviluppata è di 25.712 chilometri 

quadrati e la superficie non sviluppata è di 179.850 chilometri quadrati in quota Eni.

Nel 2025 le principali variazioni derivano: (i) dall’acquisto di nuovi titoli principalmente in Algeria, Egitto, Italia, Costa d’Avorio, Norvegia e 

Tunisia per una superficie di circa 21.200 chilometri quadrati; (ii) dall’uscita da Cina e dal rilascio di licenze principalmente in Congo, Cipro, 

Egitto, Mozambico, Norvegia, Timor Leste, Emirati Arabi Uniti e Vietnam per circa 21.250 chilometri quadrati; (iii) dall’incremento di superficie 

netta, principalmente in Indonesia, Italia, Tunisia  e Regno Unito per complessivi 350 chilometri quadrati; e (iv) dalla riduzione di superficie 

netta, anche per variazioni di quota, principalmente in Costa d’Avorio, Egitto, Indonesia, Italia, Timor Leste, Emirati Arabi Uniti e Regno Unito 

per complessivi 6.085 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 Cipro, Albania, Paesi Bassi, Norvegia e Regno Unito; (ii) Resto dell’Asia, in particolare in Indonesia, Timor Leste, Vietnam, Libano, 

Oman ed Emirati Arabi Uniti; (iii) Africa Settentrionale, in particolare in Egitto e Libia; (iv) Africa Sub-Sahariana, in particolare in Angola, Namib-

ia, Congo, Ghana e Costa d’Avorio; (v) America, in particolare in Messico; (vi) Australia e Oceania, in particolare Australia. 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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 55ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

PRINCIPALI AREE SVILUPPATE E NON SVILUPPATE

31 dicembre 2024 31 dicembre 2025

Totales Sup. 

netta

(a)

Numero 

titoli

Sup. lorda

(a)(b)

sviluppata

Sup. lorda

(a)

non 

sviluppata

Totale Sup. 

lorda

(a)

Sup. netta

(a)(b)

sviluppata

Sup. netta

(a)

non 

sviluppata

Totale Sup. 

netta

(a)

EUROPA 38.752 480 18.026 59.109 77.135 8.557 23.062 31.619

Italia 7.797 108 7.134 3.404 10.538 5.938 2.900 8.838

Resto d'Europa 30.955 372 10.892 55.705 66.597 2.619 20.162 22.781

Albania 587 1 477 477 477 477

Cipro 13.988 4 14.020 14.020 7.466 7.466

Norvegia 10.174 188 5.907 32.289 38.196 959 8.187 9.146

Paesi Bassi 1.599 35 1.960 2.177 4.137 833 681 1.514

Regno Unito 4.607 144 3.025 6.742 9.767 827 3.351 4.178

AFRICA 73.926 284 44.877 231.695 276.572 12.110 76.478 88.588

Africa Settentrionale 45.131 157 20.214 161.671 181.885 8.143 52.365 60.508

Algeria 8.095 78 10.858 48.717 59.575 4.240 17.069 21.309

Egitto 10.205 54 4.433 32.053 36.486 1.594 10.855 12.449

Libia 24.644 14 1.963 78.085 80.048 958 23.686 24.644

Tunisia 2.187 11 2.960 2.816 5.776 1.351 755 2.106

Africa Sub-Sahariana 28.795 127 24.663 70.024 94.687 3.967 24.113 28.080

Angola 9.456 69 10.688 40.202 50.890 906 8.515 9.421

Congo 1.099 11 518 1.320 1.838 265 713 978

Costa d'Avorio 9.007 12 1.309 11.874 13.183 676 10.084 10.760

Ghana 502 4 226 946 1.172 100 402 502

Mozambico 3.260 6 719 3.193 3.912 180 736 916

Namibia 1.144 1 5.386 5.386 1.145 1.145

Nigeria 4.327 24 11.203 7.103 18.306 1.840 2.518 4.358

ASIA 80.904 36 14.595 129.039 143.634 3.832 63.772 67.604

Kazakhstan 1.273 6 2.391 2.505 4.896 442 831 1.273

Resto dell'Asia 79.631 30 12.204 126.534 138.738 3.390 62.941 66.331

Cina 7

Emirati Arabi Uniti 16.658 7 8.559 12.032 20.591 805 8.335 9.140

Indonesia 12.051 10 2.288 14.850 17.138 1.926 9.945 11.871

Iraq 446 1 1.074 1.074 446 446

Libano 610 1 1.742 1.742 610 610

Oman 9.037 2 11.256 11.256 9.037 9.037

Qatar 38 1 1.206 1.206 38 38

Timor Leste 4.140 2 83 4.032 4.115 33 3.528 3.561

Turkmenistan 180 1 200 200 180 180

Vietnam 15.245 2 12.886 12.886 10.229 10.229

Altri Paesi 

(c)

21.219 3 68.530 68.530 21.219 21.219

AMERICA 8.336 60 1.923 11.549 13.472 885 7.437 8.322

Messico 3.336 10 67 5.165 5.232 67 3.269 3.336

Stati Uniti 362 39 595 154 749 321 27 348

Venezuela 1.066 6 1.261 1.544 2.805 497 569 1.066

Altri Paesi 3.572 5 4.686 4.686 3.572 3.572

AUSTRALIA E OCEANIA 9.429 8 328 15.394 15.722 328 9.101 9.429

Australia 9.429 8 328 15.394 15.722 328 9.101 9.429

Totale 211.347 868 79.749 446.786 526.535 25.712 179.850 205.562

(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.

(c) Include licenze esplorative in Russia per le quali si prevede il rilascio.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202556

ALLEGATI

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

Nella tabella che segue sono riportati, al 31 dicembre 2025 e per i principali Paesi di ciascuna area geografica, gli asset in produzione, l’anno 

in cui sono iniziate le attività (per le attività acquisite l’anno di avvio coincide con la data di acquisizione

) e la partecipazione in ciascun asset. 

La tabella non include gli asset di società in joint venture e collegate. In particolare: (i) in Angola, la joint venture Azule Energy (Eni 50%) detiene 

17 blocchi (di cui 9 esplorativi) oltre alla partecipazione nella JV Angola LNG e una licenza esplorativa in Namibia; (ii) nel Regno Unito, la joint 

venture Ithaca Energy (Eni 35,92%) detiene licenze in 39 giacimenti in produzione, di cui 10 operati, localizzati nel Mar del Nord; (iii) in Norve-

gia, la collegata Vår Energi (Eni 63,1%) detiene partecipazioni in 190 licenze; (iv) in Mozambico, la joint venture Mozambique Rovuma Venture 

SpA (Eni 35,71%) è operatore della licenza in produzione Area 4; (v) in Venezuela, dove le joint venture Cardon IV (Eni 50%), PetroSucre (Eni 

26%) e PetroJunín (Eni 40%) detengono partecipazioni nei giacimenti in produzione di Perla, Corocoro e Junin 5, rispettivamente; (vi) in Tuni-

sia, la joint venture Société Italo Tunisienne d’Exploitation Pétrolière (Eni 50%); e (vii) in Algeria, la joint venture E&E Algeria Touat BV (Eni 66%).

ITALIA

(1926)

Mare Adriatico e Ionio

Cervia-Arianna (100%), Luna (100%), Barbara (100%), Emilio-Donata(100%), Clara NW (51%) 

e Hera Lacinia (100%)

Basilicata

Val d'Agri (61%)

Sicilia

Argo-Cassiopea (60%), Gela (100%), Giaurone (100%), Prezioso (100%) e Armatella (100%)

RESTO D'EUROPA Paesi Bassi

(2024) F3 (58,96%), G-blocks (da 33,7% a 60%), K2b-A (56,62%), K9ab-B (35,43%), L12-L15 (da 30% a 30,23%), L10/K12 (da 

15,56% a 49,29%), L5 hub (da 59,50% a 60%), Q13a-A (50%) e K6-D (5,78%)

AFRICA SETTENTRIONALE Algeria⁽

a

⁾

(1981) Sif Fatima II (49%), Berkine Sud (75%), Blocco 404-208 (17,5%), Zemlet El Arbi (49%), Ourhoud II (49%), Blocchi 403a/d 

(100%), Blocco ROM Nord (35%), Blocchi 401a/402a (100%), Blocco 403 (50%), Blocco 405b (75%), In Amenas (45,89%) e 

In Salah (33,15%)

Egitto⁽

a

⁾⁽

b

⁾

(1954) Sinai (Abu Madi, Sinai 12 Leases - 100%), Ras el Barr (Ha'py e Seth - 50%), South Ghara (South Ghara, Hilal, Shoab Ali - 

25%), Alam El Shawish (Assil, Karam, Barq-Bahga, Magd - 25%), Shorouk (Zohr - 50%), Nile Delta (Abu Madi West/Nidoco, 

El Qar'NE - 75%), Meleiha (76%), North Port Said (Port Fouad - 100%), Temsah (Tuna, Temsah e Denise - 50%), Southwest 

Meleiha (SWM, SWM-4 -75%), Baltim (Baltim North, Baltim East, Baltim South -50%), North El Hammad Offshore 

(Bashrush - 37,5%) ed East Obayed (Faramid - 75%)

Libia⁽

a

⁾

(1959)

Aree contrattuali offshore

Area C (Bouri - 50%) ed Area D (Block NC 41 - 50%)

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%)

Tunisia

(1961) Adam (30%), Oued Zar (50%) e Djebel Grouz (50%)

AFRICA SUB-SAHARIANA Congo

(1968) Néné-Banga Marine e Litchendjili (Blocco Marine XII, 65%), Kitina (52%) e Yanga Sendji (29,75%)

Costa d'Avorio

(2015) Baleine (47,25%)

Ghana

(2009) Offshore Cape Three Points (44,44%)

Nigeria⁽

c

⁾

(1962) OML 125 (100%) e OML 118 (15%)

KAZAKHSTAN⁽

a

⁾

(1992) Kashagan (16,81%) e Karachaganak (29,25%)

RESTO DELL'ASIA Indonesia

(2001) Jangkrik (88,33%), Jangkrik North East (88,33%) Merakes (85%) e Merakes East (85%)

Iraq

(2009) Zubair (41,56%)⁽ᵈ⁾

Emirati Arabi Uniti

(2018) Lower Zakum (5%), Umm Shaif e Nasr (10%) e Area B - Sharjah (50%)

Turkmenistan

(2008) Burun (90%)

AMERICA Messico

(2019) Area 1 (100%)

Stati Uniti

(1968) Allegheny (100%), Appaloosa (100%), Pegasus (100%), Longhorn (75%), Devils Towers (100%), Triton (100%), Europa 

(32%), Medusa (25%), Lucius (14,45%), Frontrunner (37,5%) e Heidelberg (12,5%).

(a) 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.

(b) 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.

(c) Attraverso la Renaissance Africa Energy Company Limited JV (RAEC JV; ex SPDC JV), Eni partecipa con una quota del 5% in 18 blocchi.

(d) Eni è capofila di un consorzio costituito da Kogas e con le compagnie di stato Missan Oil Company e Basra Oil Company, 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 pub-

blici, 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).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 57ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Contratti di concessione. Eni opera in regime di concessione principalmente nei Paesi occidentali. In forza dell’assegnazione della con-

cessione 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 deduz-

ioni 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 Com-

mittente 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

L’annullamento del PiTESAI avvenuto nel 2024 ha riportato la situazione legislativa dei titoli minerari a quella originaria consentendo nel corso 

del 2025 la riassegnazione totale o parziale di 10 permessi di ricerca e di 3 istanze di proroga delle concessioni. 

Inoltre, in adempimento al Regolamento UE 2024/1787 in materia di riduzione delle emissioni di gas metano nel settore energia, nel corso 

dell’anno 2025 è stata completata e trasmessa al Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) per ciascun sito operativo e 

per tutti i pozzi non produttivi e chiusi la quantificazione delle emissioni di metano, nonché è stata finalizzata una campagna di monitoraggio 

delle emissioni fuggitive (Leak Detection and Repair di tipo 2).

Negli asset a gas dell’offshore Adriatico le attività hanno riguardato: (i) l’avvio produttivo di nuovi pozzi nelle concessioni di Cervia Mare (cam-

po di Cervia) e Fauzia; (ii) l’installazione di una nuova stazione di compressione nell’impianto di trattamento gas di Falconara; (iii) l’esecuzione 

di ottimizzazioni sulla piattaforma Antonella; (iv) sono proseguite le attività di chiusura mineraria dei pozzi non più produttivi, tra cui quelli 

funzionali al progetto Ravenna CCS; e (v) iniziative di sviluppo locale, tra cui la terza edizione di ORA! Outpost Ravenna for Energy Transition, 

con progetti di open innovation e interventi in ambito sanitario e sociale in partnership con stakeholder ed enti territoriali. A Marina di Ravenna 

è proseguita la collaborazione con l’Azienda Unità Sanitaria Locale della Romagna volto al rafforzamento dell’assistenza primaria territoriale.

Le attività dell’anno nella Concessione Val d’Agri hanno riguardato: (i) il deposito presso le Autorità competenti della Variazione Programma 

Lavori (VPL) relativa allo sviluppo della parte settentrionale dell’area; e (ii) azioni di ottimizzazione della produzione per contrastare il declino 

naturale del campo. Inoltre, sono proseguite le attività nell’ambito del Nuovo Protocollo d’Intenti tra Eni, Shell e Regione Basilicata che includ-

ono la realizzazione di progetti “non oil” a favore dello sviluppo locale, insieme alla prosecuzione delle iniziative definite dall’accordo con la 

Regione Basilicata nell’ambito del progetto Lucani Ambiente e Salute (LucAS).

Nell’ambito del programma di sviluppo del progetto Argo Cassiopea nell’offshore siciliano, le attività dell’anno hanno riguardato: (i) il comple-

tamento degli impianti onshore di Cassiopea; ed (ii) è stata presentata alle Autorità competenti la “Variazione Programma Lavori” per il pro-

getto di sviluppo Gemini. Inoltre, sono state avviate le attività per la rivalutazione del potenziale esplorativo dei permessi limitrofi al progetto 

Argo Cassiopea, in particolare nell’area in cui è localizzata la scoperta di Panda.

Nell’ambito delle iniziative a sostegno del territorio: (i) è stato firmato un Accordo Attuativo per interventi di riqualificazione nell’area di Gela; 

(ii) è stato rinnovato l’Accordo di cooperazione con Il Banco Alimentare, in continuità dal 2023, a supporto delle comunità più vulnerabili; e (iii) 

è stato avviato il progetto “Musei in Rete \- Digitalizzare i Beni Culturali” in collaborazione con la Fondazione Eni Enrico Mattei e stakeholder 

locali. Inoltre sono stati realizzati interventi di riqualificazione urbana, valorizzazione economica, sostegno educativo e tutela ambientale nel 

Comune di Crotone tramite contributi volontari erogati da Eni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202558

ALLEGATI

Resto d’Europa

Norvegia L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con cinque scoperte commerciali, in particolare con: (i) il pozzo esplorativo Vidsyn nella 

licenza PL586 nel Mare di Norvegia; (ii) il pozzo esplorativo Drivis Tubåen nella licenza PL532 nel Mare di Barents in prossimità del giacimento 

Johan Castberg; (iii) le scoperte di Goliat Ridge, adiacenti al giacimento in produzione di Goliat nel Mare di Barents. Le attività di valutazione 

sono in corso per uno sviluppo fast-track; (iv) il pozzo esplorativo di F Sør nella licenza PL090 nel Mare del Nord e di Smørbukk Midt nella 

licenza PL094 nel Mare di Norvegia, quest’ultimo già avviato in produzione attraverso le facility presenti nell’area.

Nel 2025 è stata acquisita un’ulteriore quota di partecipazione del progetto in produzione Ekofisk nella licenza in sviluppo PL018F. La tran-

sazione, in attesa delle autorizzazioni necessarie, incrementerà la quota di Vår Energi fino a raggiungere la partecipazione di circa il 52% 

nell’ambito della Greater Ekofisk Area.

Nel corso del 2025 è stata avviata la produzione dei giacimenti: (i) a olio di Johan Castberg, che include le scoperte di Skrugard, Havis e Drivis 

effettuate tra il 2011 e 2014. Il giacimento produrrà per 30 anni, con un picco produttivo atteso di 220 mila barili/giorno; (ii) a olio di Balder-X 

nell'offshore norvegese con una produzione di picco pari a circa 80 mila boe/giorno già raggiunta nel corso del 2025; (iii) a gas di Askeladd 

West con l’obiettivo di assicurare il pieno utilizzo della capacità dell'impianto GNL di Hammerfest nei prossimi anni.

Paesi Bassi Le attività dell’anno hanno riguardato: (i) il sanzionamento della decisione finale d’investimento del progetto di sviluppo a gas 

L7-F con avvio produttivo atteso nel 2026; (ii) l’avvio delle attività di perforazione del pozzo di sviluppo L10-M4 con produzione attesa nel 

2026.

Regno Unito Nel corso del 2025 sono state completate le acquisizioni delle partecipazioni del: (i) 15% del campo di Seagull e del 46% del 

giacimento di Cygnus; e (ii) del 50% della scoperta a gas di Tobermory nel bacino occidentale di Shetland. 

Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) l’avvio produttivo di pozzi addizionali sui campi di Captain, Cygnus e di Seagull; (ii) attività di ottimiz-

zazione della produzione del progetto J-Area; e (iii) il programma di sviluppo del progetto Rosebank.

Africa Settentrionale

Algeria Nel 2025 Eni ha firmato con il partner Sonatrach un contratto per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi nell’area di Zemoul El Kbar. 

Il contratto, della durata di 30 anni, riguarda un’area di circa 4.200 chilometri quadrati e comprende anche asset adiacenti precedentemente 

gestiti tramite contratti separati. L’accordo fa seguito alla recente assegnazione a Eni, in partnership con PTTEP, del blocco Reggane II, avve-

nuta nell’ambito del Bid Round Algeria 2024.

Nel corso dell’anno è stata acquisita un’ulteriore quota nel permesso di Touat, incrementando la partecipazione Eni al 42,9%.

Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente l’avvio produttivo di nuovi pozzi ed attività di ottimizzazione della produzione attra-

verso interventi di workover e miglioramenti impiantistici delle facility esistenti.

Egitto L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nelle concessioni del Deserto Occidentale. Le scoperte sono state già avviate in produzione 

con conseguente ramp-up produttivo dell’area. 

Nel 2025 sono stati firmati importanti accordi con le competenti autorità di Egitto e Cipro per lo sfruttamento della scoperta a gas di Cronos 

nel Blocco 6 nell’offshore di Cipro facendo leva sulle infrastrutture esistenti in Egitto. Gli accordi, che rappresentano un’importante tappa nel 

percorso verso il sanzionamento del progetto, prevedono il trasporto e trattamento di gas tramite le facility di Zohr per poi essere liquefatto 

nell’impianto GNL di Damietta ed esportato verso i mercati internazionali.

Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente: (i) azioni di ottimizzazione della produzione ed attività di drilling nell’offshore mediter-

raneo; e (ii) la prosecuzione delle attività di costruzione come definito da piano di sviluppo dell’impianto gas nell’area del Deserto Occidentale.

Nel 2025, la produzione di Zohr è stata ottimizzata attraverso attività di gestione del giacimento e del network. La campagna di perforazione 

è stata eseguita con successo e sono in corso di definizione nuove opportunità di ottimizzazione per il 2026.

Eni partecipa nell’impianto di liquefazione del gas naturale di Damietta della capacità di 5,2 milioni di tonnellate annue di GNL, corrispondenti 

alla carica di circa 8 miliardi di metri cubi di gas/anno.

Le iniziative per lo sviluppo locale hanno riguardato (i) il progetto di Educazione Universitaria in Energy Engineering Technology, realizzato 

in collaborazione con il Politecnico di Milano ed Eni Corporate University, nell’area di Port Said; (ii) in ambito sanitario, il Centro Avanzato di 

Formazione professionale, istituito in collaborazione con il Ministero della Salute e della Popolazione (MoHP) a Port Said ha erogato formazi-

one a personale locale con l’obiettivo di colmare principali carenze nelle specialità mediche e a elevare le competenze cliniche del personale 

sanitario a livello nazionale; (iii) progetti a sostegno del settore agricolo nei Governatorati di South Sinai e Matrouh a favore delle comunità

in aree ad elevata desertificazione nonché il progetto Towards Organic Agriculture con l’obiettivo di supportare i piccoli agricoltori nella tran-

sizione all’agricoltura biologica.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 59ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Libia Nel febbraio 2026 Eni si è aggiudicata la licenza esplorativa offshore O1 in consorzio con altri partner e sarà operatore della concessione. 

Nel 2025 le attività di sviluppo sono proseguite in tutti i progetti in corso. In particolare: (i) nel progetto Sabratha Compression che contribuirà

a sostenere la produzione del giacimento di Bahr Essalam, sono proseguite le attività offshore con l‘installazione del modulo di compressione 

sulla piattaforma di Sabratha; (ii) il Bouri Gas Utilization Project è proseguito come da piano di progetto, con avvio atteso nel 2026; e (iii) sono 

state avviate le attività di perforazione dei pozzi del progetto Strutture A&E nonché le attività di costruzione della piattaforma della Struttura 

A. Inoltre, nel corso dell’anno: (i) è proseguito il progetto di formazione professionale in partenariato con l’Organizzazione Internazionale per 

le Migrazioni con l’obiettivo di incrementare l’occupazione; (ii) è stato avviato un progetto che prevede la conservazione e la promozione del 

patrimonio culturale; (iii) in ambito sanitario è stato avviato un programma a Jalo con l’obiettivo di rafforzare e migliorare la qualità dei servizi.

Tunisia Nel 2025 è stata assegnata ad Eni la partecipazione del 35% nella concessione Sabeh.

Le attività dell’anno hanno riguardato principalmente: (i) le attività di sviluppo della concessione Sabeh; (ii) un programma di ottimizzazione 

della produzione nelle concessioni Adam, MLD ed El Borma; (iii) l’avvio delle attività di drilling di sviluppo nella concessione di Djebel Grouz; 

e (iv) il programma a supporto dello sviluppo locale, principalmente con l’installazione di pannelli fotovoltaici presso 14 scuole pubbliche.

Africa Sub-sahariana

Angola L’attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) con il primo pozzo esplorativo interamente dedicato ai temi a gas Gajajeira-01; e (ii) nel 

febbraio 2026, con la significativa scoperta a olio nel pozzo esplorativo Algaita-01 nel Blocco offshore 15/06.

Nel 2025 Azule ha stipulato un accordo vincolante per la vendita della propria partecipazione del 20% nel Blocco 14 e del 10% nel Blocco 

14K/A-IMI. L’operazione è soggetta all’approvazione da parte delle Autorità competenti.

Nell’anno è stata avviata la produzione del progetto operato Agogo Integrated West Hub nel blocco 15/06, nell’offshore del paese. Il progetto 

comprende l’intera fase di sviluppo per due giacimenti, Agogo e Ndungu, con plateau produttivo atteso di 180 mila boe/giorno. Nel febbraio 

2026 è stata avviata la fase full field del campo Ndungu, appena sei mesi dopo il primo olio dalla FPSO Agogo.

Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) Il progetto NGC (New Gas Consortium) per lo sviluppo dei campi Quiluma e Maboqueiro. Il pro-

getto, primo sviluppo di gas non associato nel paese, ha ultimato l’installazione ed il commissioning di due piattaforme produttive offshore e 

completato l’impianto di trattamento ed export di gas e condensati all’impianto A-LNG. La produzione a plateau è stimata in circa 4 miliardi di 

metri cubi/anno di gas e 18 mila barili di condensati/giorno. A febbraio 2026 raggiunta la prima produzione di gas; (ii) Il progetto Greater PAJ 

per lo sviluppo dell’area meridionale dei due blocchi operati 31 e 31/21. L’approvazione finale del progetto da parte dei partner dell’iniziativa 

è prevista nel 2026.

Nel corso del 2025, sono proseguiti i programmi a sostegno dello sviluppo locale con diverse iniziative sulla promozione dell'accesso all'ac-

qua e ai servizi igienici, sulla salute della comunità, sull'istruzione, sull'inclusione sociale, sulla diversificazione economica, sull'accesso all'en-

ergia solare, sulla protezione ambientale e sullo sminamento. In particolare: (i) nell’ambito educativo, sono state inaugurate 3 nuove scuole e 

10 sono state ristrutturate; (ii) è stata firmata l’estensione dell’accordo per supportare il miglioramento della cura cardiologica nelle strutture 

sanitarie del Paese, nonché sono state inaugurate 2 nuove strutture sanitarie mentre è stata completata la ristrutturazione di altre 9; ed inoltre 

(iii) sono proseguiti i programmi di capacity building sanitario internazionale con l’obiettivo di rafforzare le competenze del personale sanitario 

ospedaliero attraverso attività di formazione specialistica in 5 ospedali a Luanda con il coinvolgimento di centri di eccellenza italiani; e (iv) 

sono stati implementati progetti per la salvaguardia ambientale.

Congo Nel marzo 2025, Eni e Vitol hanno concordato i termini economici per il possibile farm-out di una partecipazione del 25% posseduta 

da Eni nel progetto operato Congo FLNG. Il closing della transazione è pendente in attesa di approvazioni regolatorie e ad altre condizioni.

Nel corso dell’anno sono state cedute quote di partecipazioni in licenze onshore in produzione nel Paese nell’ambito della strategia di razi-

onalizzazione del portafoglio upstream.

Nell’ambito dello sviluppo della Fase 2 del progetto Congo LNG è stata avviata la nuova base logistica Yasika, un’infrastruttura strategica 

all’interno del progetto. La base è impiegata a supporto delle due unità galleggianti di liquefazione: Tango FLNG (0,6 milioni di tonnellate/

anno), entrata in produzione a dicembre 2023, e Nguya FLNG (2,4 milioni di tonnellate/anno), avviata alla fine del 2025\. Con lo start-up della 

Nguya FLNG si completa la Fase 2 del progetto consentendo di massimizzare la produzione del permesso Marine XII e portando la capacità

totale di liquefazione a 3 milioni di tonnellate/anno.

Nell’ambito delle iniziative di sviluppo locale: (i) nel corso dell’anno è entrato pienamente a regime il Centro di Eccellenza di Oyo per le Energie 

Rinnovabili e l’Efficienza Energetica (CEO); (ii) sono proseguiti iniziative di sensibilizzazione sull’uso delle energie rinnovabili a sostegno dello 

sviluppo socio-economico del Paese; (iii) è proseguito il programma integrato nel distretto di HINDA a sostegno delle comunità rurali attra-

verso iniziative educativo-sanitarie, accesso all’acqua e supporto del settore agricolo.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202560

ALLEGATI

Costa d’Avorio L’attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) con la perforazione del pozzo Cachalot-1X, che ha confermato l’estensione ad 

est del giacimento in produzione di Baleine; e (ii) nel febbraio 2026, un’importante scoperta di gas e condensati con il pozzo Murene South-

1X, nel Blocco CI-501 (Eni 90%, operatore). 

Nell’ambito della strategia di Eni volta all'ottimizzazione delle attività upstream, che prevede di anticipare la valorizzazione delle scoperte 

esplorative attraverso la riduzione delle partecipazioni in esse, nel settembre 2025 è stata finalizzata la cessione a Vitol di una partecipazione 

del 30% nel progetto Baleine e nel gennaio 2026 è stato firmato un accordo vincolante con SOCAR, società petrolifera statale della Repubblica 

dell'Azerbaijan, per la cessione di un’ulteriore quota del 10% nel progetto.

Nell’ottobre 2025 Eni ha firmato un contratto di esplorazione relativo al blocco offshore CI-707, che presenta una continuità geologica con 

il vicino blocco CI-205, dove è presente la scoperta Calao annunciata nel marzo 2024\. Questa vicinanza offre un'opportunità per eventuali 

sviluppi sinergici futuri.

Nel 2025, Eni e Petroci hanno annunciato un significativo aumento della fornitura di gas per il sistema di generazione elettrica della Costa 

d'Avorio. Il gas prodotto, fino a 70 milioni di piedi cubi al giorno, sarà interamente destinato a soddisfare la domanda locale, garantendo una 

fornitura affidabile per le esigenze di generazione elettrica del Paese e rafforzando ulteriormente il ruolo della Costa d'Avorio come hub ener-

getico regionale.

Le attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato: (i) il completamento della Fase 2 del progetto Baleine; e (ii) le attività di concept definition 

di Fase 3 del programma di sviluppo di Baleine, funzionali per il sanzionamento della decisione finale d’investimento (FID) attesa nel 2026\. 

La Fase 3 prevede di incrementare la capacità produttiva fino a un picco atteso a 150 mila barili/giorno e circa 6 milioni di metri cubi/giorno 

destinato al mercato domestico.

Inoltre, nell’ambito del progetto Baleine, le attività di sviluppo locale hanno riguardato: (i) interventi a sostegno di 20 centri sanitari, con at-

tività di riabilitazione delle strutture, potenziamento delle infrastrutture energetiche, fornitura di attrezzature e medicinali; (ii) programmi di 

formazione professionale a sostegno dell’occupazione giovanile, in particolare con la collaborazione con Iveco Group; (iii) diversificazione 

economica, accesso all’educazione e distribuzione di materiale scolastico.

Ghana L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo Eban 2A e conseguente formalizzazione al Governo della fine delle attività di 

appraisal del campo di Eban-Akoma nel blocco Cape Three Points 4.

Nel settembre 2025 Eni, insieme ai partner del progetto Offshore Cape Three Points (OCTP), Vitol e la Ghana National Petroleum Corporation 

(GNPC), ha firmato un Memorandum d’Intenti con il Governo del Ghana, per incrementare la produzione nazionale di petrolio e gas e promuo-

vere nuove iniziative sostenibili. La collaborazione inoltre valuterà attività esplorative ed il possibile sviluppo del nuovo giacimento Eban-Ako-

ma. In particolare, il progetto di sviluppo del campo, che prevede il collegamento alle facility presenti nel permesso OCTP, è stato sottoposto 

all’approvazione delle Autorità del Paese alla fine del 2025.

Le attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato principalmente il permesso in produzione OCTP: (i) attività di workover sui pozzi del gia-

cimento Sankofa East; (ii) il completamento delle attività di debottlenecking sul sistema di gas non associato con l’incremento della capacità; 

(iii) sono state lanciate le gare per l’assegnazione dei contratti per il collegamento all’esistente FPSO del nuovo pozzo di GyeNyame a gas non 

associato; (iv) la prosecuzione del Progetto “Afforestation”, nell’ambito delle iniziative a tutale ambientale; e (v) programmi di accesso all’ac-

qua, ai servizi igienico-sanitari e nell’ambito sanitario anche attraverso campagne di sensibilizzazione delle comunità, in particolare nell’area 

occidentale del Paese. 

Mozambico Nell‘ottobre 2025 è stata raggiunta dai partner la decisione finale d’investimento (FID) per lo sviluppo del progetto Coral North 

FLNG che porterà in produzione le riserve della parte settentrionale del giacimento Coral. Nel gennaio 2026, è avvenuto il varo dell’impianto 

galleggiante Coral North FLNG, in linea con il programma di sviluppo, con una capacità produttiva di 3,6 milioni di tonnellate l’anno (MTPA), 

portando la produzione totale di GNL del Paese a 7 MTPA. Il progetto farà leva sull’approccio fast-track di Eni e l'esperienza acquisita con il 

progetto Coral South nel blocco Area 4, con start-up atteso entro la fine del 2028.

Nel corso dell’anno sono proseguite le iniziative a sostegno delle comunità locali con: (i) programmi a supporto della scolarità e dell’occupazi-

one giovanile nel distretto di Pemba, iniziative per migliorare l’accesso all’acqua potabile nei distretti di Pemba, Mecufi e Metuge, (ii) attività

per rafforzare i servizi socio-sanitari, anche con programmi di formazione. In particolare, è stata messa in funzione una nuova unità di Terapia 

Intensiva ed una TAC nella Provincia di Cabo Delgado, ed è proseguita la ristrutturazione di due reparti di maternità e di edifici per l’accoglien-

za delle donne in gravidanza nonché sono state fornite tre ambulanze nella provincia di Maputo; e (iii) programmi di sviluppo economico nei 

settori agricolo e ittico nelle province di Cabo Delgado e di Manica nonché di protezione della biodiversità nel distretto di Mecufi.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 61ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Namibia L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con i pozzi a gas e condensati di Sagittarius-1X, a olio di Capricornus-1X nonché da 

un'ulteriore scoperta a gas e condensati con il pozzo Volans-1X. Le campagne di appraisal previste da Azule nell’area di Capricornus e l’esito 

dei test produttivi saranno valutati nell’ambito di un possibile piano di sviluppo integrato.

Nigeria Nel novembre 2025 Eni ha acquisito una quota di partecipazione addizionale del 2,5% nel Production Sharing Contract (PSC) OML 

118, esercitando il proprio diritto di prelazione.

Nel marzo 2026 è stato raggiunto l’accordo tra il Governo Federale della Nigeria ed Eni sulla conversione della Oil Prospecting Licence 245 

(OPL 245). L’accordo prevede la risoluzione reciprocamente soddisfacente di tutte le controversie relative a OPL 245 e la cessazione del 

procedimento arbitrale internazionale. Di conseguenza, esso consente la conversione della licenza esistente in due licenze di sviluppo, le 

Petroleum Mining Leases (PML) 102 e 103, e in due licenze di esplorazione, le Petroleum Prospecting Leases (PPL) 2011 e 2012, assegnate 

a Nigerian Agip Exploration Limited (NAE) in qualità di operatore, insieme ai partner Nigerian National Petroleum Company Limited (NNPC) e 

Shell Nigeria Exploration and Production Company Limited (SNEPCO).

Le attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato il progetto Bonga North nel blocco OML 118, che prevede il collegamento di nuovi pozzi 

sottomarini all’esistente FPSO.

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 ven-

ture RAEC JV (ex SPDC JV), TEPNG JV e della Oando Energy Resources Nigeria Limited JV. I volumi trattati dall’impianto nel corso del 2025 

sono stati pari a circa 23,5 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 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, sanzionate nel 2020, prevedono l’incremento 

della capacità di gestione del gas associato attraverso: (i) l’incremento della capacità di reiniezione in giacimento attraverso l’upgrading delle 

facility esistenti, completata nel 2022; e (ii) la consegna di una nuova unità di trattamento onshore gestita da terze parti, in via di realizzazione, 

per la restante parte dei volumi di gas associato.

Nel 2025 la produzione in quota Eni è stata di 84 mila boe/giorno.

Karachaganak Nel 2025 sono proseguite le attività relative all’ultima fase di sviluppo del giacimento Karachaganak, sanzionate nel 2022, che 

prevedono l’installazione di una sesta unità di compressione con start-up previsto nel 2026. Le iniziative di sviluppo locale hanno riguardato: 

(i) la costruzione e inaugurazione di un centro di raccolta e trasformazione di prodotti agricoli ad Aksai; (ii) la definizione di un progetto per la 

prevenzione e mitigazione degli effetti di disastri naturali con avvio atteso nel 2026; (iii) programmi di formazione tecnica.

Resto dell’Asia

Emirati Arabi Uniti Nel giugno 2025 è stata approvata dalla Autorità del Paese la nuova Concessione di Produzione nel Blocco offshore 2 

relativa allo sviluppo del campo di Waset (Eni 28%).

Le attività dell’anno hanno riguardato principalmente: (i) il programma di sviluppo della concessione offshore di Ghasha (Eni 10%) relativo alla 

messa in produzione dei giacimenti Dalma, Hail e Ghasha. In particolare, è in corso di finalizzazione il progetto Dalma Gas e prosegue secon-

do il piano di sviluppo il progetto Hail & Gasha, sanzionato nel 2023; e (ii) la prosecuzione delle attività di sviluppo per supportare l’incremento 

produttivo nelle concessioni di Lower Zakum e Umm Shaif/Nasr.

Indonesia L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con: (i) il pozzo Konta-1 nel blocco Muara Bakau con una significativa scoperta di gas 

e condensati confermata da un test di produzione. La messa in produzione della scoperta potrà far leva sulle vicine infrastrutture esistenti 

del progetto in produzione di Jangkrik; e (ii) il pozzo a gas Kadal-1 nel blocco East Ganal (Eni 100%), con un possibile sviluppo in sinergia con 

il progetto Maha. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202562

ALLEGATI

Nel novembre 2025 è stato firmato l’accordo d’investimento vincolante con Petronas, società di Stato malese, per la costituzione di una joint 

venture paritetica che integrerà una selezione di asset a gas in produzione e in sviluppo in Indonesia e Malesia. La nuova società opererà

come entità finanziariamente autosufficiente e potrà generare sinergie efficaci per diventare uno dei principali operatori nel settore del GNL, 

garantendo nel medio termine una produzione di 500 mila boe/giorno. Il completamento dell’operazione è soggetto all’approvazione gover-

nativa, regolatoria e dei partner.

Nel maggio 2025, è stata avviata la produzione di gas del giacimento Merakes East nel blocco East Sepinggan (Eni 85%, operatore), nel bacino 

del Kutei, nell'offshore di Indonesia con la portata iniziale di circa 18 mila boe/giorno in quota Eni.

Le attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato: (i) il progetto integrato dei campi Geng North e Gehem nell’ambito del Northern Hub, nell’ar-

ea del Kutei. I giacimenti verranno messi in produzione attraverso pozzi sottomarini, flowlines e una FPSO di nuova costruzione. Il gas sarà

trattato a bordo della FPSO e successivamente inviato alle facility onshore per essere connesso alla rete di gasdotti dell’East Kalimantan. La 

produzione sarà in parte destinata all’impianto GNL di Bontang per l’esportazione e in parte al consumo interno. La produzione di condensati 

stabilizzata e stoccata dalla FPSO sarà destinata alla vendita; (ii) il progetto di Gendalo & Gandang. Il programma di sviluppo dei due gia-

cimenti prevede la perforazione di nuovi pozzi sottomarini collegati alle facility esistenti dei campi in produzione di Jangkrik; (iii) il progetto 

di Maha che prevede la messa in produzione dei due nuovi pozzi sottomarini attraverso il collegamento alle facility esistenti di Jangkrik; (iv) 

progetti a supporto delle comunità locali nell’ambito dell’educazione primaria, accesso all’acqua e all’energia rinnovabile, attività di diversifi-

cazione economica e di formazione professionale nelle aree di Samboja e Muara Jawa, nel Kalimantan orientale; e (v) iniziative a sostegno 

della salute delle comunità, con interventi di ristrutturazione dei servizi igienico-sanitari, corsi di primo soccorso e supporto alla creazione di 

una sala per malattie infettive nonché la fornitura di attrezzature mediche.

Iraq Le attività riguardano l’esecuzione di un’ulteriore fase di sviluppo dell’ERP (Enhanced Redevelopment Plan) per il progetto di Zubair. Le 

principali facility sono state già installate. Le attività di sviluppo in corso includono programmi di ampliamento della disponibilità di acqua 

per mantenere un’adeguata pressurizzazione del giacimento nel lungo termine e di espansione della capacità di trattamento e reiniezione 

acqua. In particolare, a fine 2025, è stato completato l’avvio per fasi del progetto Zubair Mishrif Expansion, un impianto composto da 4 treni 

per un totale di 200 mila boe/giorno di capacità di trattamento olio per garantire la sostituzione degli impianti di produzione esistenti ed una 

capacità addizionale di iniezione di acqua di 750 mila boe/giorno. Inoltre, è in fase di implementazione un programma per raggiungere lo zero 

flaring tecnico entro il 2027. 

Le riserve presenti nel giacimento saranno messe progressivamente in produzione grazie alla perforazione di pozzi produttivi addizionali nei 

prossimi anni e attraverso l’espansione della facility di raccolta dell’acqua e il completamento dei pozzi di reiniezione della stessa.

Nell’anno è proseguito l’impegno di Eni per lo sviluppo locale con progetti in ambito scolastico, sanitario e di accesso all’acqua. In particolare: 

(i) è stata completata la seconda fase di sviluppo dell’impianto per la fornitura di acqua potabile di Al-Buradeiah a Bassora; e (ii) l'avvio della 

costruzione di due edifici scolastici a Zubair.

Turkmenistan Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) la perforazione di nove pozzi di infilling e periphal; e (ii) la conversione di cinque pozzi 

ad iniettori di acqua per massimizzare il recupero degli idrocarburi.

America

Messico Nell’ambito della strategia di razionalizzazione del portafoglio esplorativo upstream, nel corso del 2025, Eni ha avviato il rilascio delle 

licenze Area 14 e Area 28. Sono in corso le attività di formalizzazione da parte delle Autorità competenti.

Le attività di sviluppo del progetto in produzione Area 1 hanno riguardato: (i) la perforazione di cinque pozzi di sviluppo; e (ii) la prosecuzione 

delle attività di infilling per ottimizzare il recupero degli idrocarburi.

Nell’ambito degli accordi di collaborazione con le Autorità del Paese sono proseguiti i programmi a supporto delle comunità locali con inizia-

tive in ambito agricolo, ittico e sanitario, insieme a campagne di sensibilizzazione ambientale e sociale.

Stati Uniti Le attività dell’anno hanno riguardato attività di ottimizzazione della produzione sul campo operato di Devil’s Tower e nei campi 

non operati di Lucius ed Europa.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 63ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Venezuela Il Venezuela versa da anni in una crisi economica e finanziaria per l’impossibilità di esportare petrolio a causa delle sanzioni USA 

volte a colpire la principale fonte di entrate del Paese, il Governo venezuelano e le Società di Stato del petrolio “PDVSA”. 

Le attività Eni nel Paese comprendono il giacimento offshore a gas Perla, operato dalla società locale Cardón IV, joint venture paritetica con 

un’altra compagnia petrolifera internazionale la cui produzione è venduta per intero alla società di Stato, e alcune licenze petrolifere nella 

fascia dell’Orinoco svolte in regime di “Empresa Mixta”, la cui produzione è in declino e i cui valori di libro sono stati interamente svalutati in 

passato. Il recupero dell’investimento Eni in Cardon IV è soggetto al rischio controparte a causa della condizione di insolvenza di PDVSA, 

quale conseguenza del regime di sanzioni USA in vigore a tutto il 2025 (v. fattori di rischio e le note al bilancio consolidato).

Tuttavia, a inizio 2026 sono stati registrati importanti sviluppi nel quadro delle relazioni tra Venezuela e USA aprendo la possibilità di un 

rilancio del settore petrolifero del Paese, pertanto rendendo meno incerto rispetto al passato il contesto operativo per il recupero dei crediti 

commerciali Eni vs la società petrolifera statale PDVSA, nonché aprendo eventuali opportunità di business.

A fine gennaio l’Assemblea Nazionale della Repubblica ha approvato la proposta di Riforma sulla Legge degli Idrocarburi, che permette la 

rinegoziazione dei contratti petroliferi esistenti rispetto al regime di Empresa Mixta, un nuovo sistema di tassazione, nonché maggiori tutele 

legali per gli operatori quali la possibilità di far ricorso a intermediari indipendenti/arbitri in caso di dispute commerciali.

In concomitanza di tali sviluppi, gli USA hanno emesso a beneficio di alcune compagnie petrolifere statunitensi ed europee delle “general 

licenses”. Di particolare rilievo per Eni è la General License 50 A che autorizza Eni, in maniera ampia, a eseguire transazioni relative al settore 

oil&gas altrimenti vietate dal programma sanzionatorio venezuelano (incluse quelle che coinvolgano il Governo del Venezuela, PDVSA e sue 

controllate).

Tali sviluppi migliorano le prospettive di recupero dei crediti rispetto alla situazione antecedente di sostanziale embargo USA nei confronti del 

greggio e dei prodotti venezuelani.

Australia e Oceania

Australia Le attività dell’anno hanno riguardato principalmente gli studi di ingegneria relativi allo sviluppo del campo di Petrel (Eni 100% a valle 

del perfezionamento in dicembre dell’acquisto della quota detenuta da terzi) situato nei blocchi offshore WA-6-R e NT/RL1 in prossimità delle 

facility di Blacktip a cui sarà allacciato. Il progetto prevede la perforazione di due pozzi, la costruzione e l’installazione di una piattaforma e 

facility per il trasporto del gas.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202564

ALLEGATI

Global Gas & LNG Portfolio 

e Power

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2025 2024 2023

Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR)⁽ᵃ⁾ (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000

1,11

0,51 0,00

di cui: dipendenti 0,87 0,84 0,00

contrattisti 1,51 0,00 0,00

Dipendenti in servizio a fine periodo (numero)

1.077

1.151 1.130

di cui all'estero 336 386 390

Emissioni dirette di GHG (Scope 1)⁽ᵃ⁾ (milioni di tonnellate di CO₂ eq.)

9,3

9,3 9,4

Global Gas & LNG Portfolio

Vendite gas naturale⁽ᵇ⁾ (miliardi di metri cubi)

43,72

50,88 50,51

Italia

21,00

24,40 24,40

Resto d'Europa

18,73

23,40 23,84

di cui: Importatori in Italia 0,91 1,26 2,29

Mercati europei 17,82 22,14 21,55

Resto del mondo

3,99

3,08 2,27

Vendite di GNL⁽ᶜ⁾

12,1

9,8 9,6

Power

Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi⁽ᵇ⁾ (terawattora)

27,57

26,55 27,30

Produzione termoelettrica

20,53

20,16 20,66

(a) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non, con riferimento ai criteri di operatorship espressi negli standard per la Rendicontazione di Sostenibilità. 

(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).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 65ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

PERFORMANCE DELL‘ANNO

• Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro pari a 1,11, a fronte di due infortuni presso lo stabilimento Eni Power 

SpA di Brindisi, che hanno riguardato 1 dipendente ed 1 contrattista.

• Vendite di gas naturale di 43,72 miliardi di metri cubi in riduzione rispetto al 2024 (-7,16 miliardi di metri cubi). Le vendite in Italia riportano 

un calo di 3,40 miliardi di metri cubi. Nel resto del mondo le vendite sono in crescita di 0,91 miliardi di metri cubi.

• Vendite di GNL di 12,1 miliardi di metri cubi sono in aumento del 23,5% rispetto al 2024, principalmente nei mercati europei.

• Vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 27,57 TWh, in aumento del 4% principalmente per i maggiori volumi commercializzati pres-

so il mercato libero.

• Emissioni dirette di GHG (Scope 1) pari a 9,3 milioni di tonnellate di CO

2

eq. invariate rispetto al periodo di confronto.

DIVERSIFICAZIONE DEGLI APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE

Nel 2025 Eni ha rafforzato la propria presenza nel mercato del GNL, ampliando e diversificando il portafoglio per aumentarne la flessibilità, 

facendo leva su relazioni stabili e durature nei principali mercati di riferimento (al fine di raggiungere l’obiettivo di 20 MTPA contrattualizzati 

entro il 2030). Parallelamente, l’azienda ha potenziato le attività di trading per rispondere alle esigenze dei principali Paesi internazionali. Tra 

le operazioni più rilevanti dell’anno: 

• Accordo con Venture Global, società statunitense specializzata nello sviluppo di infrastrutture di liquefazione per la fornitura di 2 MTPA di 

GNL per 20 anni a partire dal 2030, anno di avvio della Fase 1 del progetto CP2 LNG in Louisiana. Tale accordo rappresenta la prima fornitura 

a lungo termine di GNL da parte di Eni negli Stati Uniti.

• Accordo con la società turca Botas per la vendita di circa 0,4 MTPA di GNL per 10 anni a partire dal 2028. L’intesa segue un contratto trien-

nale firmato a settembre 2025 e rappresenta la prima fornitura a lungo termine di Eni alla Turchia.

• Accordo con la società thailandese Gulf Development Company per la fornitura di 0,8 MTPA di GNL per 10 anni a partire dal 2027 che sarà

consegnato ai terminali di rigassificazione situati nel Paese. L’accordo, che rafforza la presenza di Eni in Asia, segue un contratto biennale 

stipulato nel 2024 e rappresenta la prima fornitura a lungo termine di GNL da parte di Eni alla Thailandia.

A gennaio 2026, Eni ed i partner del progetto hanno annunciato il varo dello scafo della Coral North FLNG, in linea con il cronoprogramma 

del progetto. Coral North sarà il secondo impianto galleggiante di GNL di ultima generazione ad essere localizzato nelle acque del bacino di 

Rovuma, nell'offshore di Cabo Delgado, a nord del Mozambico, e metterà in produzione i volumi di gas provenienti dalla parte settentrionale 

del giacimento di Coral. L’impianto è dotato di una capacità di liquefazione produttiva di 3,6 MTPA e raddoppierà la produzione totale di GNL 

del Mozambico portandola a 7 MTPA.

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO

GAS NATURALE 

Approvvigionamenti

Nel 2025, i volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati pari a 43,92 miliardi di metri cubi, in calo di 7,13 miliardi 

(-14%) rispetto al 2024\. Gli approvvigionamenti esteri, pari a circa l’89% del totale, si attestano a 38,73 miliardi di metri cubi, in calo di 4,66 

miliardi (-10,7%) per minori volumi da Russia (-6,19 miliardi di metri cubi), Qatar (-1,76 miliardi di metri cubi), Libia (-0,45 miliardi di metri cubi) e 

Paesi Bassi (-0,40 miliardi di metri cubi), parzialmente compensati da maggiori acquisti in Regno Unito (+0,44 miliardi di metri cubi), Indonesia 

(+0,42 miliardi di metri cubi), Congo (+0,25 miliardi di metri cubi) e Norvegia (+0,22 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (5,19 

miliardi di metri cubi) registrano un decremento del 32,2% rispetto all’anno precedente.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202566

ALLEGATI

(miliardi di metri cubi) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

ITALIA 5,19 7,66 5,71 (2,47) (32,2)

Algeria (incluso il GNL) 10,72 10,70 12,06 0,02 0,2

Norvegia 7,10 6,88 6,49 0,22 3,2

Indonesia (GNL) 2,28 1,86 1,56 0,42 22,6

Regno Unito 1,67 1,23 1,42 0,44 35,8

Paesi Bassi 1,46 1,86 1,62 (0,40) (21,5)

Qatar (GNL) 1,15 2,91 2,91 (1,76) (60,5)

Libia 0,96 1,41 2,52 (0,45) (31,9)

Congo (GNL) 0,70 0,45 0,00 0,25 55,6

Russia 0,00 6,19 6,16 (6,19) ..

Altri acquisti di gas naturale 4,66 6,80 5,89 (2,14) (31,5)

Altri acquisti di GNL 8,03 3,10 3,71 4,93 ..

ESTERO 38,73 43,39 44,34 (4,66) (10,7)

TOTALE APPROVVIGIONAMENTI DELLE SOCIETA' CONSOLIDATE 43,92 51,05 50,05 (7,13) (14,0)

Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio (0,20) (0,09) 0,54 (0,11) ..

Perdite di rete, differenze di misura ed altre variazioni 0,00 (0,08) (0,08) 0,08 ..

TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA 43,72 50,88 50,51 (7,16) (14,1)

Vendite

Nel 2025, il mercato italiano del gas ha registrato un incremento della domanda, pari a circa il 2% rispetto al 2024. Tale crescita è stata sos-

tenuta dal recupero dei consumi gas nel settore elettrico, dovuto alla minore disponibilità di energia idroelettrica ed eolica e nel settore indus-

triale, mentre si è osservata una lieve contrazione della domanda nel settore civile. Il mercato europeo del gas ha registrato un aumento della 

domanda di poco superiore al 2%, trainata principalmente dalle condizioni climatiche, dal minore contributo delle fonti rinnovabili, nonché dal 

maggiore ricorso al gas per la generazione elettrica. Tali incrementi sono stati in parte attenuati dal rallentamento dei consumi registrato nei 

mesi estivi.

Le vendite di gas naturale ammontano a 43,72 miliardi di metri cubi, riportando un calo di 7,16 miliardi di metri cubi (-14,1%). In Italia, le vendite 

(21,00 miliardi di metri cubi) si sono ridotte di 3,40 miliardi di metri cubi rispetto al 2024: i principali cali sono stati registrati presso il segmento 

grossisti e vendite all’hub, solo in parte compensati dall’aumento delle vendite al segmento industriale. I ritiri degli importatori in Italia sono 

diminuiti (0,91 miliardi; -0,35 miliardi rispetto al 2024) per la minore disponibilità di gas libico.

Le vendite sui mercati europei di 17,82 miliardi di metri cubi sono in calo di 4,32 miliardi di metri cubi rispetto al 2024\. Le minori vendite effet-

tuate in Turchia, dovute alla risoluzione del contratto di vendita del gas tramite il Blue Stream alla fine del 2024 e in Germania sono state in 

parte compensate dagli aumenti delle vendite nei mercati del Benelux, del Regno Unito e della Penisola Iberica. Le vendite nei mercati extra 

europei pari a 3,99 miliardi di metri cubi hanno registrato una crescita del 29,5% rispetto al 2024 (+0,91 miliardi di metri cubi) a seguito dei 

maggiori volumi di GNL commercializzati nei mercati asiatici.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 67ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

(miliardi di metri cubi) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

ITALIA 21,00 24,40 24,40 (3,40) (13,9)

Grossisti 8,78 11,01 10,71 (2,23) (20,3)

PSV e borsa 4,12 5,94 6,28 (1,82) (30,6)

Industriali 1,98 1,56 1,50 0,42 26,9

Termoelettrici 0,55 0,51 0,52 0,04 7,8

Autoconsumi 5,57 5,38 5,39 0,19 3,5

VENDITE INTERNAZIONALI 22,72 26,48 26,11 (3,76) (14,2)

Resto d'Europa 18,73 23,40 23,84 (4,67) (20,0)

Importatori in Italia 0,91 1,26 2,29 (0,35) (27,8)

Mercati europei: 17,82 22,14 21,55 (4,32) (19,5)

Penisola Iberica 3,58 3,18 2,75 0,40 12,6

Germania/Austria 3,47 4,35 3,35 (0,88) (20,2)

Benelux 5,30 3,63 3,75 1,67 46,0

Regno Unito 1,67 1,23 1,42 0,44 35,8

Turchia 0,20 6,10 6,90 (5,90) (96,7)

Francia 3,60 3,58 3,31 0,02 0,6

Altro 0,00 0,07 0,07 (0,07) ..

Mercati extra europei 3,99 3,08 2,27 0,91 29,5

TOTALE VENDITE GAS 43,72 50,88 50,51 (7,16) (14,1)

GNL

(miliardi di metri cubi) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Europa 8,1 6,7 7,3 1,4 20,9

Extra Europa 4,0 3,1 2,3 0,9 29,0

TOTALE VENDITE GNL 12,1 9,8 9,6 2,3 23,5

Le vendite di GNL (12,1 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) aumentano del 23,5% rispetto al 2024 e hanno riguardato 

principalmente il GNL proveniente dalla Nigeria, dall’Indonesia e dagli Stati Uniti 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 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 com-

plessivo di 740 chilometri; (ii) il gasdotto TMPC, per l’importazione di gas algerino (775 chilometri); (iii) il gasdotto GreenStream, per l’impor-

tazione del gas libico composto da una linea di 516 chilometri; infine (iv) Eni partecipa al gasdotto sottomarino Blue Stream che collega la 

Russia alla Turchia attraverso il Mar Nero (774 chilometri).

POWER

Disponibilità di energia elettrica

Eni produce energia elettrica presso i siti di Brindisi, Ferrera Erbognone, Ravenna, Mantova, Ferrara e Bolgiano. Al 31 dicembre 2025, la poten-

za installata in esercizio è di circa 5 gigawatt. Nel 2025, la produzione di energia elettrica è stata di 20,53 TWh, in aumento di 0,37 TWh rispetto 

al 2024. A completamento della produzione, Eni ha acquistato 7,04 TWh di energia elettrica (+0,65 TWh rispetto al 2024).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202568

ALLEGATI

Vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi

Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 27,57 TWh registrano un incremento del 3,8%, a seguito dei maggiori volumi commercial-

izzati presso il mercato libero (+ 0,74 TWh) e Borsa elettrica (+0,40 TWh).

2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Acquisti di gas naturale (milioni di metri cubi) 4.204 4.078 4.144 126 3,1

Acquisti di altri combustibili (migliaia di tep) 40 139 156 (99) (71,2)

Produzione di energia elettrica (terawattora) 20,53 20,16 20,66 0,37 1,8

Produzione di vapore (migliaia di tonnellate) 5.867 6.761 6.981 (894) (13,2)

DISPONIBILITA' DI ENERGIA ELETTRICA

(terawattora) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Produzione di energia elettrica 20,53 20,16 20,66 0,37 1,8

Acquisti di energia elettrica⁽ᵃ⁾ 7,04 6,39 6,64 0,65 10,2

Disponibilità 27,57 26,55 27,30 1,02 3,8

Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi⁽

b

⁾ 27,57 26,55 27,30 1,02 3,8

di cui: vendite a terzi 19,78 18,86 17,89 0,92 4,9

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

(b) Include vendite intercompany.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 69ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

CCS e Agri 

Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell’economia verso un modello low carbon, con l’obiettivo di azzerare le emissioni nette 

Scope 1, 2 e 3 entro il 2050. La strategia di decarbonizzazione di Eni fa leva sulle competenze maturate nell’ambito dei business tradizionali, 

e si declina tra l’altro nello sviluppo di modelli innovativi e distintivi legati ai progetti di cattura, trasporto e stoccaggio della CO

2

(CCS), alle 

iniziative di agribusiness e in ambito di crediti di carbonio.

PROGETTI CCS

Eni ha sviluppato un modello distintivo per la CCS, sfruttando le competenze maturate nello stoccaggio di gas naturale e l’uso di giacimenti 

a gas esauriti da riutilizzare per lo stoccaggio di CO

2

con progetti in Italia e all’estero.

Nell’ambito della strategia di valorizzazione del portafoglio progetti, a dicembre 2025 Eni ha finalizzato l’accordo con Global Infrastructure 

Partners (“GIP”), investitore globale leader nel settore delle infrastrutture del gruppo BlackRock, per la cessione di una partecipazione pari al 

49,99% in Eni CCUS Holding, Società Satellite che sta sviluppando, attraverso le proprie controllate, i progetti nel Regno Unito di Liverpool Bay 

e Bacton, oltre al progetto L10-CCS in Olanda. La Società ha, inoltre, il diritto di acquisire il 50% detenuto da Eni del progetto CCS Ravenna in 

Italia e potrà includere altri potenziali progetti in una più ampia piattaforma di iniziative CCS nel medio-lungo termine.

Italia

Ravenna CCS, sviluppato con Snam, è il primo progetto italiano di Cattura, Trasporto e Stoccaggio. La Fase 1, avviata nel 2024, è stata proget-

tata per catturare fino a circa 25 mila tonnellate annue di CO

2

dalla centrale Eni di trattamento del gas naturale di Casalborsetti e stoccare nel 

giacimento offshore a gas esaurito di Porto Corsini Mare Ovest. Il sistema di cattura ha registrato un’efficienza superiore al 90%, con picchi 

del 96%, utilizzando energia termica autoprodotta ed energia elettrica da fonti rinnovabili, garantendo che la CO

2

catturata corrispondesse 

effettivamente a quella abbattuta. Nel giugno 2025 è stato avviato l’iter autorizzativo della Fase 2 del progetto Ravenna CCS che, a valle del 

ricevimento delle necessarie autorizzazioni, prevede lo sviluppo su ampia scala industriale con una capacità di trasporto e stoccaggio di CO

2

pari a 4 milioni di tonnellate all’anno entro il 2030 e con successive possibilità di espansione fino a 16 milioni di tonnellate/anno. Ravenna CCS 

è riconosciuta nell’elenco europeo dei Progetti di Interesse Comunitario (Progetti PCI) nell’ambito del progetto integrato Callisto, coinvolgendo 

anche emettitori francesi e greci.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202570

ALLEGATI

Regno Unito

Nel Regno Unito Eni ha stabilito una posizione di leadership con il progetto in sviluppo di Liverpool Bay CCS, nell’ambito del HyNet North West 

Cluster, selezionato dal Governo britannico come uno dei due progetti CCS prioritari (“Track 1”) del Paese. Eni CCUS Holding attraverso la 

controllata Eni LBA Ltd (operatore al 100%) ha ottenuto la licenza economica dal Governo UK per le attività di trasporto e lo stoccaggio della 

CO

2

. La fase esecutiva del progetto è stata avviata nel 2025 e prevede la conversione e il riutilizzo dei propri giacimenti offshore a gas esauriti 

e parte delle esistenti infrastrutture presenti nella baia di Liverpool per decarbonizzare i distretti industriali del nord-ovest dell’Inghilterra e del 

Galles settentrionale. Le infrastrutture di trasporto e stoccaggio della CO

2

saranno disponibili nel 2028 con una capacità iniziale di 4,5 milioni 

di tonnellate/anno, che si prevede crescere fino a 10 milioni di tonnellate/anno dopo il 2030. 

Relativamente agli emettitori che forniranno la CO

2

, le autorità del Regno Unito hanno selezionato 5 progetti di cattura prioritari per un vol-

ume complessivo di CO

2

di circa 4,4 milioni di tonnellate/anno, due dei quali hanno già raggiunto nel settembre 2025 un accordo finale con il 

Governo britannico che ha consentito l’avvio della realizzazione dei due progetti. Inoltre, nell'agosto 2025 il Governo britannico ha identificato 

un’ulteriore lista di emettitori da considerare per una possibile espansione del sistema fino a 10 milioni di tonnellate/anno. 

E’ in corso, inoltre, la fase di ingegneria per lo sviluppo del progetto Bacton CCS che prevede lo stoccaggio di CO

2

nel giacimento offshore a 

gas esaurito di Hewett per contribuire alla decarbonizzazione dell’area sud-orientale del Paese e dell’area industriale di Londra. La posizione 

strategica del giacimento, nella parte sud ovest del Mar del Nord, consente di ipotizzare un ruolo importante del progetto anche nel processo 

di decarbonizzazione dei siti industriali del nord d’Europa.

Olanda

Eni CCUS Holding detiene il 39% della joint venture che sta sviluppando il progetto L10 CCS che prevede lo stoccaggio di CO

2 

in giacimenti 

offshore a gas esauriti del Mare del Nord, con una capacità di circa 5 milioni di tonnellate/anno. La fase di ingegneria è stata completata e 

sono in corso di negoziazione accordi con emettitori e operatori per il trasporto e la raccolta della CO

2

. L10 CCS ha ricevuto per lo sviluppo 

del progetto un finanziamento europeo a fondo perduto legato al Connecting Europe Facility di €55 milioni. Il progetto si prefigge di decar-

bonizzare i settori industriali del Nord-Ovest europeo, offrendo capacità di stoccaggio sufficiente ad accomodare le emissioni non soltanto 

dell’Olanda ma anche di Germania, Francia e Belgio. 

INIZIATIVE AGRI-FEEDSTOCK

Il modello distintivo di Eni prevede la produzione di olio vegetale destinato alle proprie filiere di trasformazione, a partire da materie prime dalla 

coltivazione di terreni degradati, colture di rotazione e valorizzazione di scarti e residui della filiera agroindustriale e forestale, non in compe-

tizione con la catena alimentare. Questo approccio end-to-end mira a garantire volumi di olio vegetale, a costi competitivi, contribuendo a 

sostenere l’espansione delle bioraffinerie e generando impatti positivi su occupazione e sviluppo locale. I sottoprodotti di lavorazione vengo-

no recuperati e valorizzati nelle filiere della mangimistica e dei fertilizzanti, con significative ricadute sulla sicurezza alimentare dei territori 

coinvolti. Le filiere agri feedstock Eni sono certificate secondo lo schema ISCC-EU (International Sustainability and Carbon Certification), uno 

dei principali standard volontari riconosciuti dalla Commissione Europea per la certificazione di sostenibilità dei biocarburanti. La produzione 

2025 è stata pari a 211 mila tonnellate e ha registrato un importante contributo associato agli scarti e ai residui della filiera agroindustriale. 

Le attività sono state condotte principalmente in Congo, Kenya, Costa d’Avorio, Angola, Mozambico, Italia, Ruanda, Vietnam e Indonesia. 

Facendo seguito all’accordo firmato negli anni precedenti con l’International Labour Organization (ILO) su Costa d’Avorio e Kenya, Eni ha 

ampliato la collaborazione con ILO per rafforzare e promuovere la sicurezza sul lavoro e i diritti umani in agricoltura in ulteriori tre paesi del 

continente africano. 

Analogamente, nel 2025, è stato firmato un accordo con IFC (International Finance Corporation) che fa seguito all’accordo del 2024 relativo 

alla produzione di biocarburanti in Kenya, volto ad espandere la collaborazione ad altri paesi del continente africano per supportare le attività

Eni in ambito Agri Feedstock, Clean Cooking e Waste to Energy. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 71ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

INIZIATIVE DI CREDITI DI CARBONIO

Eni promuove e supporta iniziative che consentono di generare crediti di carbonio di alta qualità usati per compensare le emissioni di CO

2

re-

siduali sia attraverso soluzioni basate sulla natura (Natural Climate Solutions \- NCS), sia da soluzioni tecnologiche. Attraverso le NCS, Eni 

sostiene progetti di protezione, conservazione e gestione sostenibile delle foreste in paesi in via di sviluppo nell’ambito del programma REDD+ 

(Reducing Emissions from Deforestation and forest Degradation) e di ripristino di ecosistemi, con iniziative in Zambia, Tanzania, Repubblica 

Democratica del Congo, Mozambico, Messico e Costa d’Avorio.  Questi progetti mirano a ridurre le emissioni da deforestazione e a migliorare 

lo stoccaggio naturale di CO

2

, promuovendo anche modelli di sviluppo sostenibile per le comunità locali.

Nel corso dell’anno è proseguito lo sviluppo del primo progetto di Agricoltura e Gestione del Suolo Sostenibili (Sustainable Agriculture Land 

Management \- SALM) Makueni Agroforestry Carbon Project (MACP) in Kenia, al quale si aggiunge il progetto Sustainable Agriculture Land 

Management Program in Mozambico . Sono inoltre in corso di valutazione ulteriori iniziative in Africa, America Latina e Asia.

L’applicazione di soluzioni tecnologiche si va ad aggiungere a quelle basate sulla natura per la generazione di crediti di carbonio. In tale am-

bito, la Società promuove il programma “Eni for Clean Cooking” per lo sviluppo di progetti che favoriscono l’utilizzo di sistemi di cottura sicuri 

ed efficienti che garantiscono la riduzione del consumo di biomassa legnosa da parte delle famiglie, con l’obiettivo di migliorare le condizioni 

di salute e di promuovere la conservazione delle foreste. Oltre all’impatto positivo sulla salute e l’ambiente, l’approccio industriale al tema 

dell’accesso al “clean cooking” consente di promuovere lo sviluppo dell’imprenditoria e dell’economia locale. In questo contesto Eni ha preso 

l’impegno di garantire l’accesso al clean cooking a 20 milioni di persone entro il 2030\. Nel solo 2025 sono state raggiunte oltre 2,2 milioni 

di persone in Africa Sub-Sahariana per un totale di circa 3,7 milioni di persone dall’avvio del programma. I progetti sono in fase di realizzazi-

one in Costa d’Avorio, Congo, Mozambico, Angola, Ruanda, Tanzania e Madagascar e si sta valutando l’espansione in altri Paesi dell’Africa 

Sub-Sahariana e Asia. 

Nel corso del 2025, sono stati avviati studi di fattibilità per l’utilizzo di sistemi “avanzati” di clean cooking che prefigurano, la distribuzione di 

fornelli a induzione nelle aree urbane e a pirolisi nelle aree rurali che promuovono, in ottica di economia circolare, l’utilizzo degli scarti agricoli, 

inclusi i sottoprodotti della filiera agri feedstock di Eni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202572

ALLEGATI

Enilive e Plenitude

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2025 2024 2023

Enilive

Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR)

(a)

(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000

0,50

0,76 1,38

di cui: dipendenti 0,20 0,97 2,02

contrattisti 0,78 0,57 0,74

Dipendenti in servizio a fine periodo (numero)

3.174

3.111 3.202

di cui: all'estero 1.172 1.150 1.315

Emissioni dirette di GHG (Scope 1)⁽ᵃ⁾ (milioni di tonnellate di CO₂ eq.)

0,6

0,5 0,5

Lavorazioni bio (migliaia di tonnellate)

1.157

1.115 866

Capacità di bioraffinazione (milioni di tonnellate/anno)

1,65

1,65 1,65

Tasso di utilizzo medio delle bioraffinerie (%)

78

74 71

Vendite di prodotti petroliferi rete Europa (milioni di tonnellate)

7,81

7,70 7,52

Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo (numero)

5.294

5.254 5.267

Grado di efficienza della rete (%)

1,17

1,22 1,19

Plenitude

Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR)

(a)

(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000

0,17

0,19 1,09

di cui: dipendenti 0,00

0,23 0,25

contrattisti 0,85

0,00 3,36

Dipendenti in servizio a fine periodo(numero)

2.890

2.788 2.557

di cui: all'estero 955 922 788

Emissioni dirette di GHG (Scope 1)⁽ᵃ⁾ (milioni di tonnellate di CO₂ eq.)

0,003

0,004 0,005

Vendite gas a clienti finali (miliardi di metri cubi)

5,29

5,51 6,06

Vendite energia elettrica a clienti finali (terawattora)

18,63

18,28 17,98

Clienti retail/business a fine periodo (milioni di pdf)

9,95

10,03 10,11

Punti di ricarica elettrica (migliaia)

22,8

21,3 19,0

Produzione di energia da fonti rinnovabili (terawattora)

5,6

4,7 4,0

Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo (gigawatt)

5,8

4,1 3,0

(a) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non, con riferimento ai criteri di operatorship espressi negli standard per la Rendicontazione di Sostenibilità.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 73ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

PERFORMANCE DELL’ANNO

ENILIVE

• Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro (0,50) evidenzia un miglioramento rispetto al 2024, per la riduzione 

degli infortuni occorsi al personale dipendente, nonostante un lieve aumento degli eventi relativi al personale contrattista.

• Volumi di lavorazione di oli vegetali (1,16 milioni di tonnellate, +4% rispetto al 2024) beneficiano principalmente del maggior contributo delle 

bioraffinerie di Venezia e Gela.

• Vendite sulla rete in Italia (5,54 milioni di tonnellate) in aumento del 3% rispetto al 2024 grazie ai maggiori volumi venduti di benzina e diesel. 

• Emissioni dirette di GHG (Scope 1) in leggera crescita rispetto al 2024 in linea con l’incremento delle lavorazioni registrato presso le bioraf-

finerie.

PLENITUDE

• Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro pari a 0,17, evidenzia un lieve miglioramento rispetto al 2024.

• Produzione di energia da fonti rinnovabili di 5,6 TWh, in crescita rispetto al 2024, grazie al contributo degli asset acquisiti e all'entrata in 

esercizio dei progetti sviluppati organicamente.

• Al 31 dicembre 2025 la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 5,8 GW, di cui il 74% riferita a impianti fotovoltaici (inclusa potenza 

installata di storage) ed il 26% a impianti eolici.

• Vendite retail di gas pari a 5,29 miliardi di metri cubi, in diminuzione del 4% rispetto al 2024, principalmente in Italia, a seguito della riduzione 

della base clienti.

• Vendite retail di energia elettrica a clienti finali pari a 18,63 TWh in crescita del 2% rispetto al 2024 per effetto dell’incremento dei volumi 

venduti in Italia.

• I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 31 dicembre 2025 sono pari a 22,8 migliaia di unità, in aumento del 7% rispetto alle 21,3 

migliaia di unità al 31 dicembre 2024, grazie allo sviluppo della rete, principalmente in Italia, Francia, Germania, Austria e Svizzera. 

• Emissioni dirette di GHG (Scope 1) in lieve riduzione rispetto al 2024, grazie alle azioni di efficientamento effettuate presso la rete di distri-

buzione gas.

ENILIVE 

SVILUPPI DEL BUSINESS 

Nel 2025, Eni ha proseguito il percorso di innovazione per offrire soluzioni energetiche sostenibili e competitive, rispondendo alla crescente 

domanda di soluzioni energetiche competitive e accessibili, attraverso iniziative che rafforzano la leadership di Eni nella bioraffinazione e 

accelerano la transizione verso carburanti sostenibili per il trasporto aereo e su strada.

Tra i principali traguardi:

• Produzione di SAF a Gela: inaugurato il primo impianto dedicato al Sustainable Aviation Fuel, con una capacità di 400.000 tonnellate annue, 

pari a circa un terzo della domanda europea prevista per il 2025, in linea con il regolamento ReFuelEU Aviation.

• Corea del Sud: avviata la costruzione del primo impianto per la produzione di HVO e SAF attraverso la joint venture LG-Eni BioRefining. L’im-

pianto, operativo nel 2027, tratterà circa 400.000 tonnellate annue di materie prime biogeniche sostenibili.

• Italia: avviato l’iter per la trasformazione della raffineria di Sannazzaro in bioraffineria con la riconversione dell’impianto Hydrocracker con la 

tecnologia Ecofining™ e la costruzione di un’unità per il pretrattamento di scarti e residui per la produzione di biocarburanti HVO. L’impianto 

con capacità di 550.000 tonnellate annue e tecnologia Ecofining™, produrrà SAF-biojet e HVO diesel.

• Malesia: avviato il cantiere per la bioraffineria di Pengerang in Malesia, in joint venture con Petronas ed Euglena. L’impianto, operativo entro 

il 2028, avrà una capacità di lavorazione di 650.000 tonnellate annue di materie prime rinnovabili per la produzione di SAF-biojet, HVO diesel 

e bio-nafta.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202574

ALLEGATI

A supporto dello sviluppo del business della bioraffinazione, Eni ha siglato accordi strategici con Saipem per la costruzione e riconversione 

di bioraffinerie e ha ottenuto un finanziamento da €500 milioni dalla BEI per la trasformazione del sito di Livorno, attraverso la realizzazione 

di impianti per la produzione di biocarburanti idrogenati, un’unità di pretrattamento delle cariche biogeniche e un impianto Ecofining™ con 

capacità di 500.000 tonnellate annue.

A febbraio, Eni ha annunciato con Q8 Italia un rilevante investimento strategico nel progetto per la costruzione di una nuova bioraffineria a 

Priolo, in linea con il piano di trasformazione del sito Versalis. La bioraffineria di Priolo avrà una capacità attesa pari a 500 mila tonnellate/

anno e un’ampia flessibilità operativa per la produzione HVO-diesel o di SAF-biojet. La conclusione dell’iter autorizzativo e l'inizio dei lavori di 

costruzione è prevista entro la fine del 2028.

VALORIZZAZIONE DEL BUSINESS

Nel 2025 Eni ha compiuto un ulteriore passo nella valorizzazione di Enilive, rafforzando la partnership con KKR. Ad aprile, a seguito dell’accor-

do annunciato a febbraio e approvato dalle autorità competenti, KKR ha incrementato la propria partecipazione in Enilive al 30% attraverso 

l’acquisto di un ulteriore 5% del capitale sociale per circa €601 milioni.

L’operazione conferma una valutazione post-money di €11,75 miliardi in termini di equity value per il 100% di Enilive e ha generato per Eni un

incasso complessivo di €3,6 miliardi, inclusivo di un aumento di capitale da €500 milioni destinato a sostenere il piano di sviluppo della società.

BIORAFFINAZIONE

I volumi di bio-feedstock processati sono pari a 1.157 mila tonnellate in aumento del 4% rispetto al 2024 (+42 mila tonnellate). Tale incremen-

to riflette le maggiori lavorazioni presso le bioraffinerie di Venezia e Gela a seguito dell’impatto nell’esercizio 2024 delle attività di manuten-

zione pianificate. L’incidenza dell’olio di palma nella produzione di bio-diesel è pari a zero grazie all’avvio della linea BTU, Biomass Treatment 

Unit, presso Gela che ha consentito di utilizzare fino al 100% biomasse non in competizione con la filiera alimentare. 

Nel 2025 sono state esitate produzioni di biocarburanti (HVO) per circa 925 mila tonnellate secondo le certificazioni in uso (Direttive Europee 

RED e correlate), in riduzione del 5,8% rispetto all’esercizio precedente.

2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Lavorazioni Bio (migliaia di tonnellate) 1.157 1.115 866 42 3,8

Produzioni vendute di biocarburanti certificati 925 982 635 (57) (5,8)

Tasso di utilizzo medio delle Bioraffinerie (%) 78 74 71 4

DISTRIBUZIONE DI PRODOTTI PETROLIFERI

Le vendite di prodotti petroliferi (21,54 milioni di tonnellate) sono in calo del 5,2% rispetto al 2024. 

(milioni di tonnellate) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Rete 5,54 5,40 5,32 0,14 2,6

Extrarete 8,22 9,90 9,83 (1,68) (17,0)

Altre vendite 2,61 2,27 2,71 0,34 15,0

Vendite in Italia 16,37 17,57 17,86 (1,20) (6,8)

Rete 2,27 2,30 2,20 (0,03) (1,3)

Extrarete 2,90 2,86 2,73 0,04 1,4

Vendite all'estero 5,17 5,16 4,93 0,01 0,2

VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO 21,54 22,73 22,79 (1,19) (5,2)

Vendite rete Italia

Le vendite sulla rete in Italia (5,54 milioni di tonnellate) sono in aumento rispetto al 2024 (+0,14 milioni di tonnellate, 2,6%) beneficiando dei mag-

giori volumi di benzine e gasolio commercializzati. L’erogato medio (1.451 mila litri) è diminuito di 6 mila litri rispetto al 2024 (1.457 mila litri). 

Al 31 dicembre 2025 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 3.982 stazioni di servizio con un incremento di 57 unità rispetto al 31 

dicembre 2024 (3.925 stazioni di servizio) per effetto del saldo positivo tra aperture e risoluzioni di contratti di convenzionamento (+62 unità), 

in parte compensato dalle chiusure registrate sulla rete di proprietà e quella in affitto (-5 unità).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 75ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Vendite rete estero

Le vendite rete effettuate all’estero sono pari a 2,27 milioni di tonnellate in leggera riduzione (-1,3%) rispetto al 2024, a seguito dei minori volumi 

venduti principalmente in Austria, Germania, Francia e Svizzera, che sono stati solo in parte compensati dalla migliore performance registrata 

presso la rete di distribuzione in Spagna a seguito dell’acquisizione delle stazioni di servizio di Aten Oil S.L.U., acquisite il 31 maggio 2024. 

Al 31 dicembre 2025 la rete di distribuzione nel Resto d’Europa è costituita da 1.312 stazioni di servizio e si riduce di 17 unità rispetto al 31 

dicembre 2024 (1.329 stazioni) principalmente a seguito della riduzioni dei distributori in Austria e Svizzera. L’erogato medio (2.140 mila litri) 

è diminuito di 39 mila litri rispetto al 2024 (2.179 mila litri).

Vendite sul mercato extrarete e altre vendite

Le vendite extrarete in Italia pari a 8,22 milioni di tonnellate sono diminuite del 17% rispetto al 2024, per effetto della minore disponibilità di 

prodotto in specifiche aree geografiche del nord Italia. Le vendite extrarete all’estero, pari a 2,90 milioni di tonnellate, sono aumentate del 1,4%

rispetto al 2024, in particolare in Francia ed Austria in parte bilanciate dalla riduzione in Germania e Svizzera. Le altre vendite in Italia (2,61 milioni 

di tonnellate) sono in aumento di 0,34 milioni di tonnellate.

PLENITUDE

VALORIZZAZIONE DI PORTAFOGLIO

A conferma della strategia finalizzata alla valorizzazione delle società satellite attive nei business della transizione energetica, attraverso 

l'ingresso di partner strategici e capitali allineati che supportano i loro piani di sviluppo, nel mese di novembre Eni, a valle dell’approvazione 

dell’operazione da parte delle autorità competenti, ha annunciato il perfezionamento della cessione di una partecipazione pari al 20% del 

capitale sociale di Eni Plenitude SpA Società Benefit ai fondi Ares Alternative Credit, affiliati ad Ares Management Corporation. Con questa 

operazione, basata su un equity value di Plenitude pari a €10 miliardi e un enterprise value di oltre €12 miliardi, Eni ha incassato €2 miliardi.

A dicembre, Plenitude ha firmato un accordo con ACEA SpA vincolante per l’acquisizione da parte di Plenitude del 100% del capitale di ACEA 

Energia SpA, società attiva nel mercato retail dell’energia e interamente controllata dal Gruppo ACEA. L’operazione include anche la parte-

cipazione del 50% del capitale sociale di Umbria Energy SpA. Il perfezionamento dell’operazione, atteso entro giugno 2026, è subordinato 

all’autorizzazione delle Autorità competenti. 

Grazie a questa acquisizione, Plenitude integrerà nel proprio portafoglio oltre 1 milione di clienti retail in Italia, superando così gli 11 milioni di 

clienti complessivi in Europa e anticipando di due anni il target di base clienti previsto per il 2028.

SVILUPPI DI BUSINESS E DI PORTAFOGLIO 

Plenitude ha arricchito il proprio portafoglio di soluzioni rivolto ai clienti residenziali con il servizio Fibra, fornendo una connessione Internet 

ultraveloce e affidabile. Il servizio fibra di Plenitude verrà progressivamente esteso sul territorio nazionale italiano. Plenitude Fibra si aggiunge 

a tutta una serie di servizi per la casa offerti dalla Società, quali installazione di impianti fotovoltaici, prodotti ad alta efficienza energetica 

(climatizzatori, pompe di calore, scalda acqua, caldaie), soluzioni di ricarica per la mobilità elettrica (wallbox) e un’ampia gamma di polizze 

assicurative. 

I principali avvii produttivi raggiunti nel corso del 2025 hanno riguardato: 

• il blocco nord dell’impianto fotovoltaico di Renopool nella regione dell’Estremadura in Spagna, per una capacità installata di 130 MW, che 

rappresenta il più grande parco solare realizzato dalla Società a livello globale ed è costituito da sette impianti, con una capacità installata 

complessiva di 330 MW. Il blocco nord, attualmente connesso alla rete e costituito da tre impianti fotovoltaici produrrà oltre 265 GWh 

all’anno; 

• un nuovo impianto fotovoltaico da 50 MW in Kazakhstan. L’impianto è parte di un progetto innovativo guidato da Eni e KazMunayGas 

(KMG), il primo su larga scala, per la realizzazione di una centrale elettrica ibrida da 247 MW, che integrerà la produzione di energia da fonte 

solare, eolica e a gas;

• l’impianto solare di Caparacena, in Spagna, da 150 MW, raggiungendo una capacità installata complessiva in Spagna pari a circa 1.5 GW.

Inoltre, in Spagna, a marzo, Plenitude ha avviato la costruzione di un nuovo impianto solare da 90 MW nella località di Fortuna, nella regione 

di Murcia, nonché, a luglio, del nuovo progetto fotovoltaico da 200 MW di Entrenúcleos situato in Andalusia (Siviglia). 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202576

ALLEGATI

A conferma della crescita nei mercati internazionali, nel mese di novembre Plenitude ha firmato un accordo per l’acquisizione da Neoen di 

un portafoglio di 52 asset in esercizio di cui 37 impianti fotovoltaici, 14 eolici ed una batteria in esercizio per un totale di circa 760 MW di 

capacità installata, dislocati su tutto il territorio francese. Gli asset producono circa 1,1 TWh annui di energia elettrica. La transazione è stata 

approvata dalle autorità competenti e perfezionata a dicembre 2025. L’operazione rappresenta una delle più rilevanti transazioni nel settore 

delle rinnovabili francese concluse negli ultimi anni e contribuisce in modo significativo al raggiungimento degli obiettivi di capacità installata 

da fonti rinnovabili al 2025.

Plenitude, nell’ambito delle iniziative volte a supportare la transizione energetica nei territori regionali, nonché a promuovere lo strumento delle 

Comunità Energetiche come ponte verso un sistema energetico maggiormente sostenibile e partecipativo, nel corso del 2025 ha definito 

un accordo con Marelli, azienda di componentistica per l'industria automobilistica, per la realizzazione di tre impianti fotovoltaici e di una 

Comunità Energetica. Gli impianti saranno situati negli stabilimenti produttivi Marelli in Italia (Potenza, L’Aquila e Torino) con una capacità

installata complessiva di 5,4 MW.

RETAIL GAS & POWER

Eni opera in un mercato dell’energia liberalizzato, nel quale i consumatori possono scegliere liberamente il fornitore di gas e di energia elettri-

ca, valutare la qualità dei servizi e selezionare le offerte più adatte alle proprie esigenze di consumo.

Plenitude rifornisce circa 10 milioni di clienti gas e luce in Italia (8 milioni) ed in Europa (2 milioni).

(miliardi di metri cubi) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

ITALIA 3,64 3,83 4,11 (0,19) (5,0)

Retail 2,62 2,71 2,91 (0,09) (3,3)

Business 1,02 1,12 1,20 (0,10) (8,9)

VENDITE INTERNAZIONALI 1,65 1,68 1,95 (0,03) (1,8)

Mercati europei:

Francia 1,22 1,29 1,54 (0,07) (5,4)

Grecia 0,30 0,26 0,26 0,04 15,4

Altro 0,13 0,13 0,15 0,00 0,0

TOTALE VENDITE RETAIL GAS 5,29 5,51 6,06 (0,22) (4,0)

Nel 2025, le vendite di gas retail in Italia e nel resto d’Europa di 5,29 miliardi di metri cubi hanno evidenziato una riduzione di 0,22 miliardi di 

metri cubi rispetto al 2024, pari al 4%. Le vendite in Italia di 3,64 miliardi di metri cubi registrano una riduzione del 5% rispetto al 2024 risen-

tendo principalmente della riduzione della base clienti.

Le vendite sui mercati europei di 1,65 miliardi di metri cubi (in riduzione dell’1,8%, pari a 0,03 miliardi di metri cubi rispetto al 2024) riflettono 

essenzialmente i minori volumi commercializzati in Francia.

Le vendite retail di energia elettrica a clienti finali di 18,63 TWh effettuate tramite Plenitude e le società controllate in Francia, Grecia e Spagna, 

registrano un aumento del 2% rispetto al 2024, dovuto in particolare ai maggiori volumi venduti sul mercato retail e all’incremento del porta-

foglio clienti power 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 

nazionale e internazionale.

(terawattora) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Produzione di energia da fonti rinnovabili 5,63 4,67 3,98 0,96 20,6

di cui: fotovoltaico 3,29 2,55 1,74 0,74 29,0

eolico 2,34 2,12 2,24 0,22 10,4

di cui: Italia 1,45 1,45 1,53 0,00 0,0

estero 4,18 3,22 2,45 0,96 29,8

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 77ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 5,63 TWh riferita per 3,29 TWh all’ambito fotovoltaico e per 2,34 TWh all’eo-

lico, con un aumento di 0,96 TWh rispetto al 2024\. 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 nonché per lo start-up di progetti organici.

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

(gigawatt) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo 5,8 4,1 3,0 1,7 41,5

di cui: fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage) 74% 71% 64%

eolico 26% 29% 36%

(gigawatt) 2025 2024 2023

Italia 1,1 1,0 1,0

Estero 4,7 3,1 2,0

Stati Uniti 1,7 1,7 1,3

Spagna 1,6 0,8 0,4

Altri (Australia, Francia, Germania, Grecia, Kazakhstan, Regno Unito) 1,4 0,6 0,3

TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO 

(INCLUSA POTENZA INSTALLATA DI STORAGE)

(a)

5,8 4,1 3,0

(a) La potenza installata di storage è pari a 272 MW, 221 MW e 21 MW nel 2025, 2024 e 2023, rispettivamente.

Al 31 dicembre 2025, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 5,8 GW, in aumento di 1,7 GW rispetto al 31 dicembre 2024, principal-

mente grazie allo sviluppo organico dei progetti principalmente in Spagna, Regno Unito, Grecia, Italia, Kazakhstan e alle acquisizioni effettuate 

in Francia e negli Stati Uniti. 

Mobilità elettrica

In un contesto di mercato della mobilità che prevede ancora l’incremento del numero di veicoli elettrici in circolazione in Italia e in Europa, 

Plenitude, secondo operatore in Italia per punti di ricarica installati, ha proseguito il piano di estensione della rete di punti di ricarica su tutto il 

territorio nazionale ed europeo, in particolare in Francia, Germania, Austria e Svizzera, raggiungendo al 31 dicembre 2025 circa 22,8 migliaia 

di punti di ricarica: le stazioni sono smart e user-friendly, monitorate 24 ore su 24 da un help desk e accessibili tramite l’applicazione per 

dispositivi mobile. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202578

ALLEGATI

Refining e Chimica

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2025 2024 2023

Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR)⁽ᵃ⁾

(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000

0,53

1,43 0,49

di cui: dipendenti 0,61 1,36 0,55

contrattisti 0,43 1,52 0,42

Dipendenti in servizio a fine periodo

(numero)

10.117

10.060 10.449

di cui all'estero 2.500 2.501 2.747

Emissioni dirette di GHG (Scope 1)⁽ᵃ⁾

(milioni di tonnellate di CO₂ eq.)

4,0

4,7 5,2

Refining

Lavorazioni in conto proprio

(milioni di tonnellate)

24,94

24,21 27,39

Grado di conversione del sistema di raffinazione tradizionale

(%)

53

52 47

Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale

80

78 77

Chimica

Produzione di prodotti chimici

(migliaia di tonnellate)

4.105

5.685 5.663

Vendite di prodotti chimici

2.719

3.169 3.117

Tasso di utilizzo medio degli impianti chimici

(%)

49

50 51

(a) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non, con riferimento ai criteri di operatorship espressi negli standard per la Rendi-

contazione di Sostenibilità.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 79ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

PERFORMANCE DELL’ANNO

• Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro di 0,53 evidenzia un miglioramento rispetto al 2024, registrato sia per 

il personale dipendente che quello contrattista.

• Lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio di 24,94 milioni di tonnellate sono in crescita del 3% rispetto al 2024, principalmente 

per effetto dei maggiori volumi processati presso le raffinerie in Italia.

• Vendite di prodotti chimici di 2,72 milioni di tonnellate in calo del 14,2%, a seguito del calo della domanda e di fermate produttive.

• Emissioni dirette di GHG (Scope 1) pari a 4,0 milioni di tonnellate di CO

2

eq. in calo rispetto al 2024, a seguito della riduzione registrata nel 

business Raffinazione (fermate di alcuni impianti per l’attuazione del piano di trasformazione nel settore chimico).

PIANO DI TRASFORMAZIONE DELLA CHIMICA E INIZIATIVE PER LA 

RICONVERSIONE INDUSTRIALE

Nel corso del 2025 Versalis ha proseguito l’attuazione del piano di trasformazione, che prevede la crescita di nuove piattaforme dedicate alla 

biochimica, alla circolarità e ai prodotti specializzati, mercati in sviluppo nei quali Versalis sta rafforzando il posizionamento, anche grazie a 

Novamont e Finproject.

Nell’ambito del progetto di riconversione del sito di Priolo, Eni e Q8 Italia hanno annunciato una partnership che prevede la costruzione e 

successiva gestione  di una nuova bioraffineria. L’impianto, realizzato da Eni Industrial Evolution, farà leva sulle  consolidate competenze 

industriali dei due partner e sull’esperienza tecnico-operativa di Eni nell’utilizzo della tecnologia Ecofining™, in grado di trasformare scarti, 

residui e oli vegetali in biocarburanti di alta qualità, impiegabili anche al 100%. L’impianto si avvarrà di unità ausiliarie per il pretrattamento 

delle biomasse e per la produzione di idrogeno, avrà una capacità produttiva di 500 mila tonnellate/anno e garantirà un’elevata flessibilità

operativa, consentendo la produzione di HVO-diesel e SAF-biojet in funzione dell’evoluzione del mercato. Il termine dei lavori è previsto entro 

la fine del 2028\. La riconversione del sito prevede anche la costruzione di un impianto di riciclo chimico delle plastiche con tecnologia Hoop

®

con una capacità di trattamento di plastiche riciclate di 40 mila tonnellate/anno.

Avviata l’attività di Eni Storage Systems, joint venture tra Eni e Fib (Gruppo SERI Industrial), per la riconversione del sito di Brindisi in un polo 

industriale per la produzione di batterie stazionarie al litio ferro fosfato con una capacità produttiva di oltre 8 GWh all'anno. La JV ha l’obiettivo 

di conquistare più del 10% del mercato europeo dell'accumulo stazionario di energia. Il progetto, attualmente in fase di valutazione, econom-

ica, finanziaria e autorizzativa, dovrebbe diventare esecutivo entro il primo trimestre 2026. Il sito di Brindisi si concentrerà sulla produzione di 

materia attiva catodica e sull'assemblaggio di sistemi di accumulo energetico (BESS), lavorando in sinergia con l'impianto che Fib sta realiz-

zando a Teverola (8 GWh/anno), nella provincia di Caserta. In futuro, è previsto anche l'avvio di attività di riciclo delle batterie. 

Versalis, nell’ambito della strategia di valorizzazione del business delle plastiche, nel corso del 2025 ha proseguito il processo di trasforma-

zione; in particolare:

\- avviato il nuovo impianto a Porto Marghera dedicato alla produzione di plastiche ottenute, in tutto o in parte, da materie prime riciclate 

meccanicamente, che si inseriscono nella gamma Versalis Revive

®

e contengono dal 35% fino al 100% di plastiche riciclate post consumo;

\- avviato presso lo stabilimento di Mantova l’impianto dimostrativo della tecnologia proprietaria Hoop

®

, dedicata al riciclo chimico dei rifiuti 

in plastica mista, in grado di trasformare i rifiuti in plastica mista in materia prima idonea anche all’uso alimentare e all’imballaggio farma-

ceutico. 

Nel corso dell’anno Versalis ha inoltre rafforzato collaborazioni strategiche e di filiera. In particolare: 

\- Memorandum of Understanding (MoU) con Acea Ambiente per sviluppare iniziative congiunte per il riciclo delle plastiche post-consumo e 

post-industriali. L’accordo include la valutazione di soluzioni di riciclo chimico tramite la tecnologia Hoop

®

;

\- accordo con Veritas, multiutility italiana, per valorizzare le plastiche post-consumo e post-industriali provenienti dagli impianti di Veritas, 

al fine di valutarne l’idoneità ai processi di riciclo di Versalis, in particolare per la valorizzazione del polistirene espanso, destinato al nuovo 

impianto di Porto Marghera;

\- partnership strategica con Prysmian per dare nuova vita ai rifiuti plastici provenienti da cavi, attraverso un innovativo processo di riciclo 

chimico e allo sviluppo di una filiera dedicata.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202580

ALLEGATI

PROCESSO DI TRASFORMAZIONE DELLA RAFFINAZIONE TRADIZIONALE

A gennaio 2026 è stata raggiunta la decisione finale di investimento per la conversione di alcune unità della raffineria di Sannazzaro de’ Bur-

gondi (Pavia) in un impianto per la produzione di biocarburanti, con una capacità di 550 mila tonnellate/anno, flessibile nella produzione di 

SAF-biojet e HVO-diesel. Il progetto prevede la trasformazione dell’impianto Hydrocracker mediante la tecnologia Ecofining™, la costruzione 

di un impianto per il pretrattamento di scarti e residui e l’adeguamento delle infrastrutture ancillari, inclusa la logistica. L’idrogeno necessa-

rio sarà fornito dagli impianti esistenti. Il nuovo assetto produttivo, operativo dal 2028, affiancherà alla produzione di carburanti tradizionali 

quella di biocarburanti HVO-diesel e SAF-biojet per l’aviazione, senza modificare la capacità complessiva della raffineria ma aumentando la 

diversificazione dei prodotti.

Dal 1° gennaio 2026 Eni ha conferito il ramo d’azienda dell’unità di business di Eni SpA Refining Evolution & Transformation alla nuova società

controllata Eni Industrial Evolution S.p.A. che avrà l’obiettivo di assicurare la gestione degli asset tradizionali e di consolidare il percorso di 

trasformazione industriale, anche in ottica di economia circolare, attraverso lo sviluppo di nuove filiere industriali. L’operazione si inserisce 

nell’ambito della strategia di Eni volta ad assicurare un’offerta energetica completamente decarbonizzata sia nei processi produttivi, sia ai 

consumatori, cogliendo le opportunità e le prospettive di crescita offerte dalla transizione energetica, tra le quali la trasformazione industriale 

dei siti di Brindisi e Priolo. Con la creazione di Eni Industrial Evolution, si consolida una piattaforma industriale solida e innovativa, pronta a co-

niugare competitività, sostenibilità e innovazione tecnologica, garantendo continuità operativa e nuove opportunità di crescita per le persone 

e le filiere produttive nei territori coinvolti.

REFINING

APPROVVIGIONAMENTO E COMMERCIALIZZAZIONE

Nel 2025 sono state acquistate 16,64 milioni di tonnellate di petrolio (16,22 milioni di tonnellate nel 2024) di cui 2,80 milioni di tonnellate dal 

settore Exploration & Production, 13,06 milioni di tonnellate sul mercato spot e 0,78 milioni di tonnellate dai Paesi produttori con contratti a 

termine. La ripartizione degli acquisti per area geografica è la seguente: 28% dall’Asia Centrale, 26% dall’Africa Settentrionale, 9% dall’Africa 

Occidentale, 8% dal Medio Oriente, 8% dall’Italia, 4% dal Mare del Nord e 17% da altre aree.

(milioni di tonnellate) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Greggi equity 2,80 5,06 4,57 (2,3) (44,7)

Altri greggi 13,84 11,16 14,51 2,7 24,0

Totale acquisti di greggi 16,64 16,22 19,08 0,4 2,6

Acquisti di semilavorati 0,11 0,03 0,21 0,1 ...

Acquisti di prodotti 8,44 9,48 6,23 (1,0) (11,0)

TOTALE ACQUISTI 25,19 25,73 25,52 (0,5) (2,1)

Consumi per produzione di energia elettrica (0,25) (0,25) (0,32)

Altre variazioni⁽ᵃ⁾ (0,32) (0,32) (1,47)

TOTALE DISPONIBILITA' 24,62 25,16 23,73 (0,5) (2,1)

(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 2025 ammontano a 24,94 milioni di tonnellate, in crescita del 3% rispetto al 

2024: in particolare i maggiori volumi processati a Milazzo e Sannazzaro, per minori fermate rispetto al periodo di confronto, hanno più che 

compensato le minori lavorazioni presso la raffineria di Livorno per nuovo assetto produttivo. 

Positiva anche la performance all’estero dove le lavorazioni in conto proprio di 10,72 milioni di tonnellate sono aumentate di circa 0,27 milioni 

tonnellate (+2,6%) a seguito delle maggiori disponibilità degli impianti di ADNOC Refineries.

Il tasso di utilizzo degli impianti, rapporto tra le lavorazioni e la capacità bilanciata, è pari all’80%.

Il 17% del petrolio lavorato è di produzione Eni, in riduzione rispetto al 2024 (31%).

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 81ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

LAVORAZIONI DI PRODOTTI PETROLIFERI

(milioni di tonnellate) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Italia 14,22 13,76 16,88 0,46 3,3

di cui: Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà 10,21 10,58 13,31 (0,37) (3,5)

Lavorazioni in conto terzi (1,18) (1,50) (1,32) 0,32 21,3

Lavorazioni sulle raffinerie di terzi 5,19 4,68 4,89 0,51 10,9

Estero* 10,72 10,45 10,51 0,27 2,6

LAVORAZIONI TOTALI IN CONTO PROPRIO 24,94 24,21 27,39 0,73 3,0

(*) I risultati delle attività in Germania sono riportati nel business Enilive.

CHIMICA

(migliaia di tonnellate) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Intermedi 2.504 3.851 3.877 (1.347) (35,0)

Polimeri 1.321 1.559 1.658 (238) (15,3)

Biochem 207 206 57 1 0,5

Moulding & Compounding 73 69 71 4 5,8

Totale produzioni 4.105 5.685 5.663 (1.580) (27,8)

Consumi e perdite (2.359) (3.106) (3.247) 747 24,1

Acquisti e variazioni rimanenze 973 590 701 383 64,9

Totale disponibilità 2.719 3.169 3.117 (450) (14,2)

Intermedi 1.432 1.720 1.651 (288) (16,7)

Polimeri 1.082 1.255 1.350 (173) (13,8)

Oilfield chemicals 25 14 21 11 78,6

Biochem 110 116 28 (6) (5,2)

Moulding & Compounding 70 64 67 6 9,4

Totale vendite 2.719 3.169 3.117 (450) (14,2)

Le vendite di 2.719 mila tonnellate in calo rispetto al 2024 (-450 mila tonnellate, pari al -14,2%) riflettono principalmente il trend registrato nei 

Chemicals (olefine, aromatici e derivati del fenolo) e nei polimeri (polietilene, stirenici ed elastomeri). 

I prezzi medi unitari nel business intermedi sono diminuiti complessivamente del 4% rispetto al 2024, in linea con l’indebolimento dello sce-

nario Europeo. 

Le produzioni di 4.105 mila tonnellate (-1.580 mila tonnellate rispetto al 2024) risentono delle minori produzioni di intermedi (-1.347 mila 

tonnellate), in particolare olefine, a seguito della fermata degli impianti di cracking di Brindisi e Priolo.

Il tasso di utilizzo medio degli impianti, calcolato sulla capacità nominale, è risultato pari al 49%, in riduzione di 1,3 punti percentuali rispetto 

al valore registrato nel 2024.

ANDAMENTO PER BUSINESS

I ricavi del business Bio Chemistry, pari a €279 milioni, sono stati conseguiti principalmente da Novamont (€271 milioni) e da Crescentino (€8 

milioni). Rispetto al 2024, il gruppo Novamont registra una riduzione sia dei volumi di vendita (-7,4%) sia dei ricavi.

I ricavi del business Moulding & Compounding, pari a €267 milioni hanno riguardato moulding per €83 milioni, compounding per €72 milioni, 

nonché cable & wire per €112 milioni.

I ricavi del business oilfield chemicals, pari a €90 milioni, (+15,4% rispetto al 2024) riflettono principalmente la crescita dei volumi venduti 

(+78,6%), parzialmente compensata dalla stabilità dei prezzi di vendita.

I ricavi dei polimeri (€1.633 milioni) (-17,4% rispetto al 2024) sono stati influenzati dalla riduzione dei volumi di vendita (173 mila tonnellate) 

e dei prezzi medi di vendita (-3%). Il decremento delle vendite del business polietilene ed elastomeri è stato solo in parte compensato dai 

maggiori volumi nel business dello stirene (+30%). 

Nel business degli 

intermedi, con la fermata dei Cracker di Brindisi e Priolo, si registrano riduzioni rispetto al 2024 sia nelle produzioni (-35%) 

che nelle vendite (-17%).

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202582

ALLEGATI

Attività ambientali

Eni Rewind è la società Eni che svolge attività ambientali e 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 e 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

Grazie alle competenze consolidate e alla collaborazione con Enti e stakeholder, Eni Rewind promuove progetti di valorizzazione e riutilizzo 

delle aree bonificate, trasformando siti ex industriali in opportunità di recupero ambientale e di sviluppo economico per i territori.

Oggi Eni Rewind opera in 16 Siti di Interesse Nazionale e in oltre 100 siti di interesse regionale, confermando il suo ruolo di global contractor 

per tutte le realtà Eni.

Tra i principali interventi di bonifica realizzati nei siti di proprietà, si segnalano quelli di Assemini, Avenza, Brindisi, Cengio, Crotone, Gela, Pieve 

Vergonte, Porto Marghera, Porto Torres, Priolo e Ravenna.

Nel 2025, Eni Rewind ha proseguito interventi di bonifiche dei suoli. A Porto Torres, nell’area “Minciaredda”, sono proseguite le attività di 

bonifica grazie alla piattaforma ambientale, che nel corso dell’anno ha incrementato i quantitativi di materiale trattato.

Nel sito di Brindisi, sono stati completati e certificati gli interventi di messa in sicurezza permanente dei suoli (MISP) nell’area Micorosa. 

Inoltre, è stata conclusa la bonifica dell’area Oasi Protetta, con la rimozione del cumulo antropico. Per quest’ultima è prevista la richiesta di 

certificazione al termine del monitoraggio ambientale.

Nel sito di Pieve Vergonte, Eni Rewind ha compiuto passi importanti nel percorso di bonifica. Dopo aver ottenuto a settembre 2024 il Decreto 

di Variante del Progetto Operativo di Bonifica (POB) – Fase 1, è stato avviato il cantiere per la deviazione del torrente Marmazza, volto a ga-

rantire la sicurezza idraulica e preservare la risorsa idrica sotterranea.

Nella prima metà del 2026, la società presenterà il Progetto di Variante del POB – Fase 2, che prevede una rimodulazione degli interventi in 

risposta alle prescrizioni degli enti tecnici e locali.

Per il sito di Crotone, nel primo semestre, sono stati avviati gli scavi presso la discarica e le aree interne ex Pertusola, nel rispetto del Decreto 

POB Fase 2 stralcio rilasciato dal MASE ad agosto 2024, a seguito dell’ottenimento delle notifiche transfrontaliere per il conferimento di rifiuti 

pericolosi in Svezia, a fronte del divieto posto dal Provvedimento Autorizzatorio Unico Regionale (PAUR) di conferimento dei rifiuti in regione 

e in particolare presso l’unica discarica nazionale idonea al conferimento di rifiuti pericolosi. Ad agosto, tuttavia, il TAR Calabria, accogliendo 

il ricorso degli enti locali, ha annullato il decreto POB Fase 2 stralcio di agosto 2024 ritenendo illegittima la richiesta di modifica del PAUR. Il 

Ministero dell’Ambiente ad agosto 2025 ha quindi avviato una nuova Conferenza di Servizi per definire il nuovo iter autorizzatorio.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 83ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

WATER & WASTE MANAGEMENT

Eni Rewind gestisce il trattamento delle acque nei siti Eni e di proprietà, attraverso un sistema integrato che intercetta l’acquifero e convoglia 

le acque di falda agli impianti di trattamento per la loro depurazione. Nel 2025 è proseguito il progetto di automazione e digitalizzazione 

degli impianti, parte di un’iniziativa più ampia di ottimizzazione, con l’obiettivo di aumentare competitività, sostenibilità, qualità del lavoro e 

sicurezza dei processi.

I principali driver del progetto includono l’adozione di modelli operativi ottimizzati per la gestione degli impianti, già attivi in alcuni siti, facendo 

leva sul potenziamento della Control Room di San Donato Milanese e digitalizzazione dei siti collegati, nonché la digitalizzazione dei processi 

manutentivi e della documentazione, grazie a software dedicati.

Attualmente sono operativi e gestiti 45 impianti di trattamento acque in Italia, con circa 40 milioni di metri cubi di acqua trattata nel 2025, in 

aumento rispetto all’anno precedente. 

A dicembre 2025, circa 10 milioni di metri cubi di acqua trattata sono stati riutilizzati, grazie ai maggiori volumi emunti dovuti alla maggiore 

piovosità e agli incrementi nei ritiri per usi industriali.

Eni Rewind è il centro di competenza Eni per la gestione dei rifiuti, provenienti sia dalle attività di bonifica e risanamento sia dai siti produttivi 

Eni, offrendo un servizio specialistico di waste management service.

Eni Rewind ha gestito complessivamente nel 2025 circa 2,2 milioni di tonnellate di rifiuti, in aumento rispetto al 2024, avviando gli stessi a 

recupero o smaltimento presso impianti esterni. La differenza è ascrivibile all’aumento di rifiuti liquidi, gestiti a smaltimento presso impianti 

esterni, prodotti dal business Upstream e dalla Bioraffinazione Eni, per le attività di messa in sicurezza d'emergenza (MISE) del sito di Sannaz-

zaro e dei terreni prodotti a Livorno nel corso dei lavori di costruzione della Bioraffineria. 

L’indice di recupero (rapporto rifiuti recuperati/recuperabili) è stato pari al 78% in lieve aumento rispetto al 2024 (76%), per effetto delle carat-

teristiche analitiche effettive del mix dei rifiuti gestiti. I rifiuti pericolosi ammontano al 21% del totale. Rispetto al complessivo dei volumi gestiti 

da Eni Rewind nel 2025, la parte relativa ai clienti Eni attualmente costituisce circa l’83% del totale.

PRINCIPALI PROGETTI

Progetto Ponticelle

In un’area risanata di proprietà Eni Rewind è in fase di completamento la realizzazione di due impianti: una piattaforma di bioremediation per 

terreni contaminati da idrocarburi (capacità: 80 mila tonnellate/a) e una di pretrattamento di rifiuti industriali (capacità: 60 mila tonnellate/a) 

tramite processi come triturazione, ricondizionamento, stoccaggio e altre operazioni intermedie, che sarà gestita mediante una JV paritetica 

con Herambiente e il cui avvio è previsto nel corso del primo semestre 2026.

CERTIFICAZIONI

Eni Rewind garantisce i più alti standard di qualità attraverso un Sistema di Gestione Integrato HSEQ, certificato secondo le norme internazi-

onali ISO 14001:2015 (Gestione Ambientale), ISO 45001:2018 (Salute e Sicurezza sul Lavoro) e ISO 9001:2015 (Gestione per la Qualità). La 

certificazione è estesa anche ai servizi erogati da Eni Rewind nei siti di Eni e società del Gruppo.

Nel corso del 2025, la società ha mantenuto la certificazione SOA nelle categorie già conseguite e in essere (OS-14, OS-22, OS-23, OG-12), 

necessarie per lo sviluppo di iniziative in ambito pubblico del mercato “non captive” di interesse.

INIZIATIVE NON-CAPTIVE

Nel 2025 Eni Rewind ha continuato a rafforzare il proprio portafoglio ordini da clienti non captive. 

Tra le principali iniziative, nell’ambito del contratto siglato nel 2023 con Kuwait Raffinazione e Chimica SpA, sono proseguiti i lavori di bonifica 

dell'ex stabilimento di Napoli; nell'ambito di tale contratto, Eni Rewind ha la responsabilità della gestione delle attività di ingegneria, analisi 

ambientali ed esercizio di uno specifico impianto installato.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202584

ALLEGATI

Commento ai risultati

economico-finanziari 

CONTO ECONOMICO 

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Ricavi della gestione caratteristica 82.151 88.797 93.717 (6.646) (7,5)

Altri ricavi e proventi 1.478 2.417 1.099 (939) (38,8)

Costi operativi (70.296) (74.544) (77.221) 4.248 5,7

Altri proventi e oneri operativi 641 (352) 478 993 ..

Ammortamenti (7.349) (7.600) (7.479) 251 3,3

Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e di 

diritti di utilizzo beni in leasing

(1.582) (2.900) (1.802) 1.318 45,4

Radiazioni (33) (580) (535) 547 94,3

Utile (perdita) operativo 5.010 5.238 8.257 (228) (4,4)

Proventi (oneri) finanziari (819) (599) (473) (220) (36,7)

Proventi (oneri) netti su partecipazioni 1.587 1.850 2.444 (263) (14,2)

Utile (perdita) prima delle imposte 5.778 6.489 10.228 (711) (11,0)

Imposte sul reddito (3.020) (3.725) (5.368) 705 18,9

Tax rate (%) 52,3 57,4 52,5

Utile (perdita) netto 2.758 2.764 4.860 (6) (0,2)

di competenza:

\- azionisti Eni 2.608 2.624 4.771 (16) (0,6)

\- interessenze di terzi 150 140 89 10 7,1

PERFORMANCE DELL’ANNO

Nel 2025 lo scenario di mercato ha inciso negativamente sui risultati economici e finanziari del Gruppo principalmente a causa della flessione 

del prezzo del Brent e dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro statunitense. Il prezzo medio del Brent si è attestato a 69 $/barile, in 

calo di circa il 14,5% rispetto al 2024, a causa di un contesto macroeconomico incerto, in progressivo indebolimento a partire dal secondo 

trimestre dell’anno, caratterizzato da dispute commerciali innescate dall’applicazione da parte dell’amministrazione statunitense di dazi sulle 

importazioni dai principali partner commerciali, con conseguenti rischi di rallentamento economico, oltre ad altri rischi geopolitici. Inoltre, 

continui incrementi produttivi nei Paesi non OPEC, in particolare Stati Uniti, Canada, Brasile e Guyana hanno determinato livelli di oversupply. La 

conseguente pressione ribassista e i timori di oversupply hanno determinato un calo dei prezzi fino a inizio 2026. A partire da quel momento, 

le quotazioni del Brent hanno evidenziato un progressivo e costante miglioramento, attestandosi sopra i 100 $/bbl all’inizio di marzo 2026. Il 

recupero è stato sostenuto dal crescente livello di tensione geopolitica nell’area del Medio Oriente. 

Nel mercato del gas naturale, i prezzi nei principali hub europei hanno evidenziato un leggero incremento su base annua, pur evidenziando 

una tendenza al ribasso dovuta all’aumento della produzione statunitense, alla crescita delle esportazioni di GNL e alla maggiore disponibilità

di forniture globali. Nel 2026 è prevista una significativa volatilità per i recenti sviluppi in Medio Oriente.

I margini del settore petrolchimico hanno risentito del rallentamento economico europeo e della ridotta competitività del comparto manifatturiero, 

mentre quelli della raffinazione hanno mostrato un recupero nella seconda parte del 2025 grazie a dinamiche di mercato favorevoli e alla 

riduzione delle esportazioni russe. Anche i margini dei biocarburanti hanno registrato un miglioramento rispetto ai livelli depressi del 2024\. 

Infine, l’apprezzamento del tasso di cambio EUR/USD (+4,4% rispetto al 2024) ha avuto un impatto negativo sulla traduzione dei bilanci delle 

società controllate con moneta funzionale USD e sul patrimonio netto consolidato del Gruppo.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 85ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

2025 2024 2023 Var. %

Prezzo medio del greggio Brent dated

(a)

69,06 80,76 82,62 (14,5)

Cambio medio EUR/USD

(b)

1,130 1,082 1,081 4,4

Prezzo medio in euro del greggio Brent dated 61,12 74,64 76,43 (18,1)

Standard Eni Refining Margin (SERM)

(C)

7,3 5,1 8,1 42,6

PSV

(d)

39 36 42 6,0

TTF

(d)

36 34 41 5,2

(a) In USD per barile. Fonte: S&P Global Energy.

(b) Fonte: BCE.

(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. 

(d) In €/MWh.

L’utile netto di competenza degli azionisti Eni per l’esercizio 2025 di €2.608 milioni riflette essenzialmente la riduzione dell’utile operativo 

(-€228 milioni rispetto al 2024) in parte compensata dal miglioramento del tax rate di circa 5 punti percentuali rispetto al 2024 beneficiando 

del migliore mix geografico dell'utile ante imposte nell'E&P, che riflette il maggior contributo delle giurisdizioni con aliquote fiscali inferiori alla 

media, anche a seguito della razionalizzazione del portafoglio, e della decisione finale d’investimento per diversi progetti di sviluppo che ha 

consentito di riconoscere il beneficio fiscale associato alle spese esplorative sostenute in precedenti periodi.

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

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Exploration & Production 6.302 6.715 8.693 (413) (6,2)

Global Gas & LNG Portfolio e Power 1.770 (909) 2.626 2.679

Enilive e Plenitude 652 1.589 (74) (937) (59,0)

Refining e Chimica (2.485) (1.681) (2.121) (804) (47,8)

Corporate e altre attività (1.499) (371) (948) (1.128) ..

Effetto eliminazione utili interni 270 (105) 81 375

Utile (perdita) operativo 5.010 5.238 8.257 (228) (4,4)

RISULTATI ADJUSTED E COMPOSIZIONE DEGLI SPECIAL ITEM

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. Il principale indicatore di redditività gestionale, l’utile operativo su base proforma 

(cioè includendo il contributo in quota Eni delle principali joint venture/collegate), ha registrato un valore di €12,2 miliardi con una flessione 

del 14,7% rispetto al 2024 (-€2,1 miliardi) per effetto principalmente del calo del 15% del prezzo del Brent e dell'apprezzamento del tasso di 

cambio EUR/USD (+4,4% rispetto al 2024) che hanno influenzato il settore E&P, attenuati dalla crescita della produzione di olio e gas, dal più

favorevole mix dovuto al crescente contributo di barili a maggiore redditività e dall'efficienza nei costi. 

Il settore GGP e Power ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €1,39 miliardi, grazie al miglioramento dei margini derivante 

dall’ottimizzazione del portafoglio gas e GNL e dall’asset-backed trading in un contesto di mercato debole. Enilive ha conseguito un utile 

operativo proforma adjusted di €0,64 miliardi, in crescita del 18% rispetto al periodo di confronto, a seguito della ripresa dei margini dei 

biocarburanti. Il business della raffinazione beneficia del miglioramento del crack spread dei prodotti e di migliori tassi di utilizzo degli impianti, 

che hanno portato ad un utile operativo proforma adjusted di €0,13 miliardi (+29% rispetto al 2024). Plenitude ha conseguito un utile operativo 

proforma adjusted di €0,57 miliardi in riduzione del 5,5% rispetto al periodo di confronto (€0,60 miliardi nel 2024) a seguito del minore contributo 

del business retail a causa del ridotto contributo dei servizi di efficienza energetica, nonché della maggiore pressione competitiva. Il business 

della Chimica ha registrato una perdita di €0,82 miliardi che riflette il perdurante contesto di debolezza dell’industria europea, evidenziando 

tuttavia un miglioramento per effetto dei benefici del piano di ristrutturazione in corso. Infine, nel confronto con il 2024 si segnala la circostanza 

che il periodo comparativo include un provento derivante da un accordo con altra società circa la ripartizione di pregressi costi di ripristino 

ambientale in siti industriali nazionali.

Di seguito l’analisi delle principali varianti di risultato di Gruppo: 

(€ miliardi) 2025 2024 Var. ass.

di 

cui

Scenario/

Prezzi/Cambi Volumi mix.

Costi e altri 

effetti

Utile operativo proforma adjusted 12,2 14,3 (2,1) (3,2) 0,2 0,9

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202586

ALLEGATI

Di seguito il break-down dell’utile operativo proforma adjusted per settore:

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Utile (perdita) operativo 5.010 5.238 8.257 (228) (4,4)

Eliminazione (utile) perdita di magazzino 745 434 562

Esclusione special item 2.589 4.676 4.986

Utile (perdita) operativo adjusted 8.344 10.348 13.805 (2.004) (19,4)

Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti 3.879 3.974 4.004

Utile operativo proforma adjusted 12.223 14.322 17.809 (2.099) (14,7)

Dettaglio per settore di attività:

Exploration & Production 11.163 13.022 13.538 (1.859) (14,3)

Global Gas & LNG Portfolio e Power 1.392 1.274 3.599 118 9,3

Enilive e Plenitude 1.208 1.143 1.253 65 5,7

Refining e Chimica (689) (713) 46 24 3,4

Corporate e altre attività (1.067) (526) (666) (541) ..

Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato 216 122 39 94

Utile (perdita) ante imposte adjusted 9.233 11.125 15.108 (1.892) (17,0)

Utile (perdita) netto adjusted 5.210 5.333 8.400 (123) (2,3)

Utile (perdita) netto 2.758 2.764 4.860 (6) (0,2)

Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 2.608 2.624 4.771 (16) (0,6)

Eliminazione (utile) perdita di magazzino 508 308 402

Esclusione special item 1.873 2.325 3.149

Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 4.989 5.257 8.322 (268) (5,1)

Maggiori dettagli sull’andamento dell’utile operativo proforma adjusted per settore sono riportati nel paragrafo “Risultati per settore di attività”.

Nell’esercizio 2025 il Gruppo ha conseguito l’utile netto adjusted di €4.989 milioni, in riduzione di €268 milioni rispetto all’anno 2024, che riflette 

il trend dell’utile operativo adjusted e in parte compensato dalla riduzione del tax rate adjusted di circa 8 punti percentuali.

DETTAGLIO DEGLI SPECIAL ITEM

L’utile netto adjusted comprende special item costituiti da oneri netti di €1.873 milioni, riferiti principalmente alle seguenti poste valutative:

• svalutazioni di asset industriali dell’upstream (€1.081 milioni) relativi principalmente al write-down di proprietà in fase di dismissione il cui 

valore è stato allineato al fair value (€511 milioni), di cui due sono state finalizzate nel corso dell’esercizio, nonché a svalutazioni di asset 

determinate dalla revisione delle riserve e scenario prezzi (€570 milioni); 

• svalutazione di impianti chimici a seguito del peggioramento delle prospettive di redditività a causa del continuo deterioramento dei margini 

(€198 milioni) e al write-down degli investimenti di compliance e stay-in-business relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi nel business 

Refining (€253 milioni);

• oneri ambientali (€560 milioni) riferiti principalmente all’accantonamento di costi per impianti di raffinazione, depositi, distribuzione carburanti 

e oleodotti (€133 milioni); attività di bonifica presso i siti industriali dismessi in Italia e i costi relativi al trattamento delle acque di falda (€172 

milioni); e l’avanzamento delle attività di bonifica e decomissioning di alcuni siti industriali chiusi o in fase di ristrutturazione nella chimica 

(€173 milioni); 

• accantonamenti a fondo rischi (€325 milioni), principalmente riferiti a un procedimento attualmente pendente dinanzi all’Autorità Garante 

della Concorrenza e del Mercato (AGCM), avente ad oggetto l’attività di vendita retail di carburanti in Italia;

• oneri di fermata impianti nel business della Chimica (circa €77 milioni);

• oneri per incentivazione all’esodo del personale dipendente (€72 milioni).

• la componente valutativa dei derivati su commodity stipulati a scopo di copertura ma privi dei requisiti per l’hedge accounting o vendite a 

termine di gas di portafoglio per le quali non è applicabile la own use exemption (provento netto di €26 milioni);

• 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 (onere di €46 milioni);

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 87ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

(€ milioni) 2025 2024 2023

Special item dell'utile (perdita) operativo 2.589 4.676 4.986

\- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.582 2.900 1.802

\- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 140

\- oneri ambientali 560 31 648

\- plusvalenze nette su cessione di asset (21) (38) (11)

\- accantonamenti a fondo rischi 325 44 39

\- oneri per incentivazione all'esodo 72 73 158

\- derivati su commodity (26) 1.056 1.255

\- differenze e derivati su cambi (334) 258 (16)

\- altro 431 212 1.111

Oneri (proventi) finanziari 279 (155) 30

di cui:

- riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo 334 (258) 16

Oneri (proventi) su partecipazioni (158) (319) (698)

Imposte sul reddito (790) (1.941) (1.180)

Totale special item dell'utile (perdita) netto 1.920 2.261 3.138

di competenza:

\- interessenze di terzi

47 (64) (11)

\- azionisti Eni 1.873 2.325 3.149

ANALISI DELLE VOCI DEL CONTO ECONOMICO 

RICAVI

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Exploration & Production 50.367 54.440 55.773 (4.073) (7,5)

Global Gas & LNG Portfolio e Power 17.120 18.876 24.168 (1.756) (9,3)

Enilive e Plenitude 29.278 31.301 32.877 (2.023) (6,5)

Refining e Chimica 18.179 21.210 23.061 (3.031) (14,3)

Corporate e altre attività 2.073 1.905 1.830 168 8,8

Elisioni di consolidamento (34.866) (38.935) (43.992) 4.069

Ricavi della gestione caratteristica 82.151 88.797 93.717 (6.646) (7,5)

Altri ricavi e proventi 1.478 2.417 1.099 (939) (38,8)

Totale ricavi 83.629 91.214 94.816 (7.585) (8,3)

I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2025 (€82.151 milioni) sono diminuiti di €6.646 milioni rispetto al 2024 (-7,5%) e riflettono 

gli effetti indotti dal trend delle principali commodities e dall’apprezzamento dell’euro che hanno impattato tutti i segmenti di business: Brent 

in calo del 15%, prezzo dei prodotti petroliferi impattati negativamente dalla debole domanda, dall’eccesso di capacità e dalla pressione 

competitiva esercitata da produzioni estere e dall’effetto delle minori quantità lavorate/disponibilità di prodotto. 

Gli altri ricavi e proventi di €1.478 milioni sono diminuiti di €939 milioni rispetto al 2024, per effetto della circostanza che l’esercizio di confronto 

aveva beneficiato del provento relativo ad un accordo con un operatore italiano per la ripartizione su base paritaria dei costi ambientali sostenuti 

presso alcuni siti italiani. Inoltre, gli altri ricavi e proventi includono il recupero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di 

competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni, nonché proventi per canoni brevetti, licenze e royalties.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202588

ALLEGATI

COSTI OPERATIVI

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 67.056 71.114 73.836 (4.058) (5,7)

Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti 11 168 249 (157) (93,5)

Costo lavoro 3.229 3.262 3.136 (33) (1,0)

70.296 74.544 77.221 (4.248) (5,7)

I costi operativi sostenuti nel 2025 (€70.296 milioni) sono diminuiti di €4.248 milioni rispetto al 2024, pari al 5,7%. Gli acquisti, prestazioni di 

servizi e costi diversi (€67.056 milioni) sono diminuiti del 5,7%, essenzialmente per effetto del minor costo degli idrocarburi approvvigionati 

(gas da contratti long-term e cariche petrolifere e petrolchimiche). 

Il costo lavoro (€3.229 milioni) è in leggera riduzione rispetto al periodo di confronto, principalmente per effetto di disinvestimenti all’estero 

per operazioni straordinarie, parzialmente compensato dagli incrementi retributivi legati ai contratti collettivi in Italia.

AMMORTAMENTI, SVALUTAZIONI, RIPRESE DI VALORE E RADIAZIONI

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Exploration & Production 6.061 6.353 6.271 (292) (4,6)

Global Gas & LNG Portfolio e Power 279 267 295 12 4,5

Enilive e Plenitude 745 708 665 37 5,2

Refining e Chimica 146 161 142 (15) (9,3)

Corporate e altre attività 153 144 140 9 6,3

Effetto eliminazione utili interni (35) (33) (34) (2)

Totale Ammortamenti 7.349 7.600 7.479 (251) (3,3)

Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di 

diritti di utilizzo beni in leasing

1.582 2.900 1.802 (1.318) (45,4)

Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore nette 8.931 10.500 9.281 (1.569) (14,9)

Radiazioni 33 580 535 (547) (94,3)

8.964 11.080 9.816 (2.116) (19,1)

Gli ammortamenti (€7.349 milioni) sono in calo di €251 milioni rispetto al 2024 principalmente nel settore Exploration & Production a seguito 

dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro e dell’effetto della sospensione degli ammortamenti di alcuni asset riclassificati ad attività

destinate alla vendita. Queste riduzioni sono state in parte compensate dagli incrementi relativi agli avvii e ramp-up di nuovi progetti. L’aumento 

nel settore Enilive e Plenitude (+€37 milioni) è relativo all’avvio di alcuni impianti di produzione di energia rinnovabile.

Le svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritto di utilizzo beni in leasing (€1.582 milioni), commentate nel 

paragrafo “special item” sono così articolate:

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass.

Exploration & Production 1.081 2.203 1.043 (1.122)

Global Gas & LNG Portfolio e Power (18) 101 (38) (119)

Enilive e Plenitude 7 113 45 (106)

Refining e Chimica 451 455 726 (4)

Corporate e altre attività 61 28 26 33

Svalutazioni (Riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo 

beni in leasing

1.582 2.900 1.802 (1.318)

Le radiazioni (€33 milioni) si riferiscono principalmente al settore E&P e riguardano i costi dei pozzi esplorativi completati in attesa di esito che 

nell’esercizio sono risultati d’insuccesso relativi in particolare ad iniziative in Algeria e Oman nonché titoli minerari esplorativi principalmente 

per abbandono di alcune iniziative sottostanti.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 89ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass.

Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto (743) (656) (487) (87)

\- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (774) (827) (667) 53

\- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading 243 367 250 (124)

\- Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (8) 21 34 (29)

\- Interessi ed altri oneri verso banche ed altri finanziatori (252) (358) (207) 106

\- Interessi passivi su passività per beni in leasing (348) (314) (267) (34)

\- Interessi attivi verso banche 191 294 356 (103)

\- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa 205 161 14 44

Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati (80) 278 (61) (358)

\- Strumenti finanziari derivati su valute (86) 310 (63) (396)

\- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse 6 (32) 2 38

Differenze di cambio 133 (38) 255 171

Altri proventi (oneri) finanziari (251) (405) (274) 154

\- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa 39 44 153 (5)

\- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) (250) (261) (341) 11

\- Altri proventi (oneri) finanziari (40) (188) (86) 148

(941) (821) (567) (120)

Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale 122 222 94 (100)

(819) (599) (473) (220)

Gli oneri finanziari netti di €819 milioni registrano un incremento di €220 milioni rispetto al 2024 per effetto principalmente: (i) dei maggiori oneri 

finanziari correlati all’indebitamento a seguito dei minori proventi su titoli valutati al fair value (€124 milioni); (ii) dei maggiori oneri finanziari 

correlati dalla variazione negativa del fair value dei derivati su cambi (+€396 milioni), le cui variazioni sono imputate a conto economico 

essendo privi dei requisiti formali per essere qualificati come “hedges” in base all’IFRS 9 parzialmente compensato dalla variazione positiva 

delle differenze cambio (€171 milioni).

PROVENTI (ONERI) NETTI SU PARTECIPAZIONE

2025 (€ milioni)

Exploration &

Production

Global Gas 

& LNG Portfolio 

e Power

Enilive e 

Plenitude

Refining e 

Chimica

Corporate 

e altre 

attività Gruppo

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.116 32 (86) 120 (21)

1.161

Dividendi 182 6 22 32

242

Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni 32 45

77

Altri proventi (oneri) netti 92 (18) 6 27

107

1.422 14 (74) 142 83 1.587

I proventi netti su partecipazioni ammontano a €1.587 milioni e riguardano:

• le quote di competenza dei risultati dell’esercizio delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto per complessivi 

€1.161 milioni riferite principalmente alla rilevazione della quota di competenza di Vår Energi, Azule Energy, Ithaca Energy e ADNOC R&GT

nonché la quota Eni del risultato della joint venture Saipem;

• i dividendi di €242 milioni ricevuti da partecipazioni minoritarie valutate al fair value con imputazione nell’utile complessivo e relativi 

principalmente alla Nigeria LNG (€156 milioni) e alla Everen Ltd (€30 milioni);

• la plusvalenza di €77 milioni connesse principalmente alla finalizzazione dell’investimento del 49,99% da parte del fondo GIP nell’attività

CCS Eni e dalla vendita di azioni ordinarie di Ithaca Energy tramite un meccanismo di Accelerated Bookbuilding;

• altri proventi netti di €107 milioni relativi principalmente agli effetti dell’acquisizione di una quota addizionale nel giacimento in produzione 

di Touat in Algeria nonché alla plusvalenza da valutazione al fair value della quota mantenuta nella joint venture con GIP.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202590

ALLEGATI

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass.

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.161 866 1.336 295

Dividendi 242 227 255 15

Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni 77 562 430 (485)

Altri proventi (oneri) netti 107 195 423 (88)

Proventi (oneri) su partecipazioni 1.587 1.850 2.444 (263)

IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito si riducono di €705 milioni a €3.020 milioni e includono €385 milioni di rivalutazione delle imposte differite attive, che 

riflette le migliori prospettive di redditività delle controllate italiane. Su base adjusted, il tax rate si ridetermina in circa il 44% (52% nel 2024). 

La riduzione del tax rate adjusted è dovuta al migliore mix geografico dell'utile ante imposte nell'E&P, che riflette il maggior contributo delle 

giurisdizioni con aliquote fiscali inferiori alla media, anche a seguito della razionalizzazione del portafoglio, e la decisione finale d’investimento per 

diversi progetti di sviluppo che ha consentito di riconoscere il beneficio fiscale associato alle spese esplorative sostenute in precedenti periodi.

RISULTATI PER SETTORE DI ATTIVITÀ

1

EXPLORATION & PRODUCTION

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Ricavi della gestione caratteristica 50.367 54.440 55.773 (4.073) (7,5)

di cui: Upstream 19.436 23.053 23.957 (3.617) (16)

Utile operativo proforma adjusted 11.163 13.022 13.538 (1.859) (14,3)

di cui: società partecipate rilevanti 3.670 3.802 3.414 (132) (3)

Utile (perdita) operativo delle società consolidate 6.302 6.715 8.693 (413) (6,2)

Esclusione special item: 1.191 2.505 1.431

\- oneri ambientali 24 9 81

\- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.081 2.203 1.043

\- radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti 140

\- plusvalenze nette su cessione di asset (10) (25) 2

\- oneri per incentivazione all'esodo 23 21 42

\- accantonamenti a fondo rischi 122 9 7

\- derivati su commodity (9) (1) 15

\- differenze e derivati su cambi (48) 22 73

\- altro 8 127 168

Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 7.493 9.220 10.124 (1.727) (18,7)

Utile (perdita) ante imposte adjusted 8.464 10.247 11.239 (1.783) (17,4)

Tax rate (%) 42,4 53,4 49,7

Utile (perdita) netto adjusted 4.875 4.777 5.648 98 2,1

I risultati includono:

costi di ricerca esplorativa: 211 741 687 (530) (71,5)

‐ costi di prospezioni, studi geologici e geofisici 174 186 205 (12) (6,5)

‐ radiazione di pozzi di insuccesso

(a)

37 555 482 (518) (93,3)

Prezzi medi di realizzo

Petrolio

(b)

($/barile) 64,19 74,09 75,28 (9,90) (13,4)

Gas naturale ($/migliaia di metri cubi) 278,15 273,02 287,49 5,13 1,9

Idrocarburi ($/boe) 53,64 57,56 59,35 (3,92) (6,8)

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

(b) 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. I risultati dei 

segmenti di business evidenziano il loro contributo al consolidato Eni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 91ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Nel 2025 il settore Exploration & Production ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €11.163 milioni, in riduzione del 14,3% 

rispetto al 2024, a causa dei minori prezzi di realizzo dei liquidi che riflettono la riduzione del prezzo del petrolio in dollari (marker Brent -15%) 

e l’apprezzamento del cambio EUR/USD (+4,4%) che penalizza la conversione in euro dei bilanci delle controllate aventi il dollaro USA come 

moneta funzionale. Tali riduzioni sono state parzialmente compensate dalla crescita delle produzioni e favorevoli effetti mix, dalle iniziative di 

efficienza e dalle minori radiazioni di costi esplorativi. 

Il settore ha riportato un utile netto adjusted di €4.875 milioni in crescita rispetto al 2024\. Il tax rate diminuisce di circa 10 punti percentuali 

rispetto al 2024 riflettendo un favorevole mix geografico dei profitti e alla circostanza che diversi progetti esplorativi hanno raggiunto la deci-

sione finale d’investimento nel corso dell’anno, che ha consentito di riconoscere il beneficio fiscale associato alle spese esplorative sostenute.

Società partecipate rilevanti (€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Utile operativo adjusted (quota Eni) 3.670 3.802 3.414 (132) (3,5)

di cui: Vår Energi 2.169 2.287 2.348 (118) (5,2)

Azule 817 1.110 876 (293) (26,4)

Utile netto adjusted 1.050 1.198 1.153 (148) (12,4)

Dividendi 1.206 1.124 1.470 82 7,3

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Ricavi della gestione caratteristica 17.120 18.876 24.168 (1.756) (9,3)

Utile operativo proforma adjusted 1.392 1.274 3.599 118 9,3

\- GGP 1.045 1.138 3.433 (93) (8,2)

di cui: società partecipate rilevanti 30 39 186 (9) (23,1)

\- Power 347 136 166 211 155,1

Utile (perdita) operativo delle società consolidate 1.770 (909) 2.626 2.679 ..

Esclusione special item: (408) 2.144 787

\- svalutazioni (riprese di valore) nette (18) 101 (38)

\- oneri ambientali 1 (3) 1

\- oneri per incentivazione all'esodo 2 1 6

\- derivati su commodity (377) 1.740 99

\- differenze e derivati su cambi (292) 228 (105)

\- altro 276 77 824

Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 1.362 1.235 3.413 127 10,3

Utile (perdita) ante imposte adjusted 1.378 1.272 3.463 106 8,3

Utile (perdita) netto adjusted 851 787 2.494 64 8,1

Nel 2025 il business Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €1.045 milioni. Il risultato è in riduzione 

dell’8% rispetto al 2024 a causa di uno scenario di mercato debole, in particolare in termini di volatilità, spread e di un contesto generale di 

prezzi più bassi nonché da minori benefici da rinegoziazioni e accordi commerciali.

Il business Power di produzione di energia da impianti a gas ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €347 milioni, in aumento di 

€211 milioni rispetto all’anno 2024, beneficiando degli effetti di un provento una tantum dovuto a una rinegoziazione contrattuale.

Il settore GGP e Power chiude l’esercizio con un utile netto adjusted di €851 milioni rispetto all’utile di €787 milioni del 2024.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202592

ALLEGATI

ENILIVE AND PLENITUDE

ENILIVE

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Ricavi della gestione caratteristica 19.120 21.139 21.780 (2.019) (9,6)

EBITDA proforma adjusted 953 852 1.013 101 11,9

Utile operativo proforma adjusted 637 539 738 98 18,2

di cui: società partecipate rilevanti (45) (32) (4) (13) (40,6)

Utile (perdita) operativo delle società consolidate 499 282 585 217 77,0

Esclusione (utile) perdita di magazzino 115 112 47

Esclusione special item: 68 177 110

\- oneri ambientali 57 38 36

\- svalutazioni (riprese di valore) nette 117 38

\- accantonamenti a fondo rischi 2 8

\- oneri per incentivazione all'esodo 3 4 15

\- derivati su commodity (13)

\- differenze e derivati su cambi (1) (1) 2

\- altro 22 17 11

Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 682 571 742 111 19,4

Utile (perdita) ante imposte adjusted 611 512 720 99 19,3

Utile (perdita) netto adjusted 456 358 516 98 27

Nell’anno 2025 Enilive ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €637 milioni nell’esercizio 2025, +18,2% rispetto al 2024, supportato dai 

robusti risultati ottenuti dalle bioraffinerie in Italia, supportati dalla ripresa dei margini dei biocarburanti in Europa e dai maggiori volumi lavorati. 

Il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a €953 milioni (€852 milioni nel 2024). 

PLENITUDE

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Ricavi della gestione caratteristica 10.168 10.179 11.102 (11) (0,1)

EBITDA proforma adjusted 1.065 1.058 927 7 0,7

Utile operativo proforma adjusted 571 604 515 (33) (5,5)

di cui: società partecipate rilevanti 17 (12) 29 241,7

Utile (perdita) operativo delle società consolidate 153 1.307 (659) (1.154) (88,3)

Esclusione special item: 401 (691) 1.174

\- svalutazioni (riprese di valore) nette 7 (4) 7

\- plusvalenze nette su cessione di asset 1 (1)

\- oneri per incentivazione all'esodo (1) (6) 7

\- derivati su commodity 381 (682) 1.142

\- altro 13 2 18

Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 554 616 515 (62) (10,1)

Utile (perdita) ante imposte adjusted 510 564 466 (54) (9,6)

Utile (perdita) netto adjusted 346 366 293 (20) (5,5)

Nel 2025, Plenitude ha registrato un utile operativo proforma adjusted pari a €571 milioni, in diminuzione del 5,5% rispetto al 2024, a seguito 

del minore risultato conseguito dal business retail a causa del ridotto contributo dei servizi di efficienza energetica, nonché della maggiore 

pressione competitiva.

L’EBITDA proforma adjusted è stato pari a €1.065 milioni (€1.058 milioni nel 2024), sostenuto dalla maggiore capacità in operation, parzialmente 

compensata dal minore contributo eolico in Europa e dallo scenario dei prezzi negativo in alcuni paesi chiave. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 93ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

REFINING E CHIMICA 

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Ricavi della gestione caratteristica 18.179 21.210 23.061 (3.031) (14,3)

Utile operativo proforma adjusted (689) (713) 46 24 3,4

- Refining 130 101 660 29 28,7

di cui: società partecipate rilevanti 207 177 408 30 16,9

\- Chimica (819) (814) (614) (5) (0,6)

Utile (perdita) operativo delle società consolidate (2.485) (1.681) (2.121) (804) (47,8)

Esclusione (utile) perdita di magazzino 684 95 557

Esclusione special item: 905 696 1.202

\- oneri ambientali 306 177 337

\- svalutazioni (riprese di valore) nette 451 455 726

\- plusvalenze nette su cessione di asset (5) (2) (9)

\- accantonamenti a fondo rischi 36 33 11

\- oneri per incentivazione all'esodo 11 19 31

\- derivati su commodity (8) (1) (1)

\- differenze e derivati su cambi 7 6 11

\- altro 107 9 96

Utile (perdita) operativo adjusted (896) (890) (362) (6) (0,7)

Utile (perdita) ante imposte adjusted (714) (755) 47 41 5,4

Utile (perdita) netto adjusted (681) (449) 36 (232) (51,7)

Il business Refining ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €130 milioni nell’esercizio 2025 in aumento di €29 milioni rispetto 

all’utile di €101 milioni conseguito nell’anno 2024, grazie alla ripresa dei margini di raffinazione a seguito del miglioramento del crack spread 

dei prodotti, supportati dall’incremento dei tassi di utilizzo degli impianti di raffinazione. 

Nel 2025 il business della Chimica ha registrato una perdita operativa proforma adjusted di €819 milioni (perdita di €814 milioni nel 2024). Tale 

risultato riflette un contesto di perdurante contrazione del settore chimico europeo, dovuto al rallentamento macroeconomico che influenza 

la domanda di commodity e ai maggiori costi di produzione in Europa che hanno ridotto la competitività delle produzioni di Versalis rispetto 

ai competitors americani ed asiatici in un contesto di eccesso di offerta e pressione competitiva.

La perdita netta adjusted del settore Refining e Chimica ammonta a €681 milioni (perdita netta adjusted di €449 milioni nel 2024).

CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Ricavi della gestione caratteristica 2.073 1.905 1.830 168 8,8

Utile operativo proforma adjusted (1.067) (526) (666) (541) ..

Utile (perdita) operativo delle società consolidate (1.499) (371) (948) (1.128) ..

Esclusione special item: 432 (155) 282

\- oneri ambientali 172 (190) 193

\- svalutazioni (riprese di valore) nette 61 28 26

\- plusvalenze nette su cessione di asset (7) (10) (4)

\- accantonamenti a fondo rischi 167 13

\- oneri per incentivazione all'esodo 34 34 57

\- differenze derivati su cambi 3 3

\- altro 5 (20) (6)

Utile (perdita) operativo adjusted (1.067) (526) (666) (541) ..

Utile (perdita) ante imposte adjusted (1.232) (837) (866) (395) (47,2)

Utile (perdita) netto adjusted (793) (586) (613) (207) (35)

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). Inoltre include i risultati 

dell’attività CCS e dell’Agri-business, in fase di sviluppo.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202594

ALLEGATI

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

(a)

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 e di 

solidità/equilibrio della struttura finanziaria.

(€ milioni) 31 dicembre 2025 31 Dicembre 2024 Var. ass.

Capitale immobilizzato

Immobili, impianti e macchinari 50.536 59.864 (9.328)

Diritto di utilizzo beni in leasing 5.184 5.822 (638)

Attività immateriali 6.022 6.434 (412)

Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.187 1.595 (408)

Partecipazioni 14.484 15.545 (1.061)

Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 974 1.107 (133)

Debiti netti relativi all’attività di investimento (1.337) (1.364) 27

77.050 89.003 (11.953)

Capitale di esercizio netto

Rimanenze 5.143 6.259 (1.116)

Crediti commerciali 8.986 12.562 (3.576)

Debiti commerciali (13.901) (15.170) 1.269

Attività (passività) tributarie nette 1.506 144 1.362

Fondi per rischi e oneri (14.580) (15.774) 1.194

Altre attività (passività) d’esercizio (1.572) (2.292) 720

(14.418) (14.271) (147)

Fondi per benefici ai dipendenti (596) (681) 85

Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 5.837 225 5.612

CAPITALE INVESTITO NETTO 67.873 74.276 (6.403)

Patrimonio netto degli azionisti Eni 47.940 52.785 (4.845)

Interessenze di terzi 4.847 2.863 1.984

Patrimonio netto 52.787 55.648 (2.861)

Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 9.386 12.175 (2.789)

Passività per leasing 5.700 6.453 (753)

Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 15.086 18.628 (3.542)

COPERTURE 67.873 74.276 (6.403)

Gearing ante lease liability ex IFRS 16 0,15 0,18

Gearing post lease liability ex IFRS 16 0,22 0,25

(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  2025  il  capitale  immobilizzato  (€77.050  milioni)  è diminuito  di  €11.953  milioni  rispetto  al  31  dicembre  2024  a  seguito 

dell’effetto negativo delle differenze cambio (al 31 dicembre 2025, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,176 rispetto al cambio di 1,039 al 

31 dicembre 2024, +13%) che hanno ridotto il valore in euro dei book value delle attività denominate in dollari, nonché delle dismissioni e 

della riclassifica di attività in corso di dismissione. Gli investimenti del periodo sono stati compensati dagli ammortamenti/svalutazioni. Le 

“Attività destinate alla vendita” includono la classificazione delle proprietà Eni in Indonesia per la prospettata combinazione di business con le 

proprietà di Petronas in Malesia, nonché partecipazioni di minoranza in alcuni asset del settore upstream e impianti rinnovabili di Plenitude, 

a seguito delle operazioni di cessione in corso.

Il capitale di esercizio netto è sostanzialmente invariato attestandosi a €14.418 milioni. Le attività tributarie nette sono aumentate di €1.362 

milioni per effetto della decisione finale d’investimento di progetti E&P, che ha comportato il riconoscimento del beneficio fiscale associato a 

spese esplorative sostenute in precedenza, oltre all’iscrizione di imposte differite attive associate a pregresse perdite fiscali delle controllate 

italiane, a seguito di migliorate prospettive di redditività.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 95ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

RICONDUZIONE DELL’UTILE COMPLESSIVO 

(€ milioni) 2025 2024

Utile (perdita) netto dell'esercizio 2.758 2.764

Componenti non riclassificabili a conto economico (37) 67

Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti (9) 8

Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (30) 62

Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1

Effetto fiscale 2 (4)

Componente riclassificabili a conto economico (5.738) 2.348

Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (6.410) 3.066

Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 865 (912)

Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 65 (69)

Effetto fiscale (258) 263

Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo (5.775) 2.415

Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio (3.017) 5.179

di competenza:

\- azionisti Eni (2.874) 4.962

\- interessenze di terzi

(143) 217

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO

(€ milioni)

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2024 53.644

Totale utile (perdita) complessivo 5.179

Dividendi distribuiti agli azionisti Eni (3.067)

Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate (50)

Emissione di obbligazioni ibride perpetue 1.848

Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138)

Opzione put su Plenitude (387)

Acquisto azioni proprie (2.003)

Operazione Plenitude - cessione EIP 588

Costi emissione obbligazioni ibride perpetue (21)

Imposte su cedole Bond ibrido 36

Altre variazioni 19

Totale variazioni 2.004

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2024 55.648

di competenza:

\- azionisti Eni 52.785

\- interessenze di terzi 2.863

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2025 55.648

Totale utile (perdita) complessivo (3.017)

Dividendi distribuiti agli azionisti Eni (3.081)

Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate (275)

Acquisto di azioni proprie (1.881)

Emissione di obbligazioni ibride perpetue 1.500

Riacquisto di obbligazioni ibride perpetue (1.500)

Cedole obbligazioni subordinate perpetue (310)

Imposte su cessione Enilive e Plenitude (36)

Imposte su cedole e costi bond ibrido 65

Operazione Plenitude - cessione EIP 209

Operazione Plenitude - cessione ARES 2.003

Opzione put su Plenitude (139)

Operazione Enilive - cessione KKR 3.569

Altre variazioni 32

Totale variazioni (2.861)

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2025 52.787

di competenza:

\- azionisti Eni 47.940

\- interessenze di terzi 4.847

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202596

ALLEGATI

Il patrimonio netto degli azionisti Eni (€47.940 milioni) si riduce di €4.845 milioni rispetto al 31 dicembre 2024 per effetto delle differenze 

cambio negative (€6.144 milioni) a causa del deprezzamento del dollaro USA rispetto all'euro, e della remunerazione degli azionisti di €4.962 

milioni (distribuzione dividendi e riacquisto di azioni proprie). Queste riduzioni sono state parzialmente compensate dall'utile netto del periodo 

(€2.608 milioni) e dalla rilevazione nelle riserve di utili della differenza positiva (€3.396 milioni) tra il valore contabile delle partecipazioni di 

minoranza nelle controllate Enilive e Plenitude cedute a terzi e il corrispettivo ricevuto.

Le interessenze di terzi

1

di €4.847 milioni al 31 dicembre 2025 includono: i) la partecipazione di minoranza acquisita dal socio KKR nel capitale 

sociale di Enilive (€0,9 miliardi) e la partecipazione di minoranza del fondo EIP e Ares in Plenitude di €1,8 miliardi; ii) il bond ibrido perpetuo 

subordinato emesso da una controllata nel 2024 (€1,7 miliardi) classificato a patrimonio netto in considerazione del diritto incondizionato del 

Gruppo di evitare il trasferimento di attività finanziarie agli obbligazionisti.

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

Il “gearing” misura il grado di indebitamento della società ed 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. Il management Eni utilizza il gearing per 

valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento terzi e il capitale 

investito netto, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell’industria.

(€ milioni) 31 Dicembre 2025 31 Dicembre 2024 Var. ass.

Debiti finanziari e obbligazionari 28.464 30.348 (1.884)

- Debiti finanziari a breve termine 8.363 8.820 (457)

- Debiti finanziari a lungo termine 20.101 21.528 (1.427)

Disponibilità liquide ed equivalenti (a) (8.242) (8.183) (59)

Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.991) (6.797) (194)

Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (3.845) (3.193) (652)

Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 9.386 12.175 (2.789)

Passività per beni in leasing 5.700 6.453 (753)

Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 15.086 18.628 (3.542)

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 52.787 55.648 (2.861)

Gearing ante lease liability ex IFRS 16 0,15 0,18

Gearing post lease liability ex IFRS 16 0,22 0,25

(a) Comprende €142 milioni di cassa di società consolidate held-for-sale temporaneamente depositati presso banche terze a fine 2025 e trasferiti sui conti di tesoreria di Gruppo a inizio 2026.

L’indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2025 è pari a €15.086 milioni in diminuzione di €3.542 milioni rispetto al 2024\. I debiti finanziari 

e obbligazionari ammontano a €28.464 milioni, di cui €8.363 milioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza entro 12 mesi dei 

debiti finanziari a lungo termine di €3.434 milioni) e €20.101 milioni a lungo termine. 

Escludendo l’effetto della lease liability – IFRS 16, l’indebitamento finanziario netto si ridetermina a €9.386 miliardi, in diminuzione di €2.789 

milioni rispetto al 31 dicembre 2024. 

Il gearing

2

– rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, entrambi ante lease liabilities – si attesta al 15% al 31 

dicembre 2025; ovvero 14% su base proforma considerando le operazioni di cessione in corso.

(1) Si rinvia alle Note al bilancio consolidato della Relazione Finanziaria Annuale (nota n. 26 - Patrimonio netto).

(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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 97ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schema statutory al fine di consentire il collegamento tra il rendiconto 

finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema obbligatorio, e la variazione dell’indebitamento 

finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente tale collegamento è il “free cash flow” cioè l’avanzo 

o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di 

periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), 

al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide 

ed equivalenti 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.

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

(a)

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass.

Utile (perdita) netto 2.758 2.764 4.860 (6)

Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:

\- ammortamenti e altre componenti non monetarie 7.209 9.951 7.781 (2.742)

\- plusvalenze nette su cessioni di attività (99) (601) (441) 502

\- dividendi, interessi e imposte 3.590 4.246 5.596 (656)

Variazione del capitale di esercizio 2.735 1.286 1.811 1.449

Dividendi incassati da partecipate 1.785 1.946 2.255 (161)

Imposte pagate (3.737) (5.826) (6.283) 2.089

Interessi (pagati) incassati (911) (674) (460) (237)

Flusso di cassa netto da attività operativa 13.330 13.092 15.119 238

Investimenti tecnici (8.647) (8.485) (9.215) (162)

Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (878) (2.593) (2.592) 1.715

Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali 

e partecipazioni

1.383 2.788 596 (1.405)

Altre variazioni relative all’attività di investimento 183 (996) (348) 1.179

Free cash flow 5.371 3.806 3.560 1.565

Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa (1.339) (531) 2.194 (808)

Variazione debiti finanziari correnti e non correnti (2.555) (1.293) 315 (1.262)

Rimborso di passività per beni in leasing (1.250) (1.205) (963) (45)

Flusso di cassa del capitale proprio 537 (4.522) (4.882) 5.059

Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi (328) 1.640 (138) (1.968)

Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità (198) 83 (62) (281)

VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA' LIQUIDE ED EQUIVALENTI 238 (2.022) 24 2.260

Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 12.496 13.590 16.498 (1.094)

Variazione dell'indebitamento finanziario netto

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass.

Free cash flow 5.371 3.806 3.560 1.565

Rimborso di passività per beni in leasing (1.250) (1.205) (963) (45)

Debiti e crediti finanziari società acquisite (762) (631) (234) (131)

Debiti e crediti finanziari società disinvestite 362 (155) 362

Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni (1.141) (364) (1.061) (777)

Flusso di cassa del capitale proprio 537 (4.522) (4.882) 5.059

Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (328) 1.640 (138) (1.968)

VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA' PER LEASING 2.789 (1.276) (3.873) 4.065

Rimborsi lease liability 1.250 1.205 963 45

Accensioni del periodo e altre variazioni (497) (2.322) (1.348) 1.825

Variazione passività per beni in leasing 753 (1.117) (385) 1.870

VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA' PER LEASING 3.542 (2.393) (4.258) 5.935

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

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202598

ALLEGATI

Il flusso di cassa netto da attività operativa dell’esercizio 2025 è stato di €13.330 milioni, in aumento di €238 milioni rispetto al 2024 include 

€1.785 milioni di dividendi incassati dalle partecipate, principalmente da Azule Energy e Vår Energi.

Il flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted si ridetermina in €12.496 milioni nell’esercizio 2025, al netto 

delle seguenti componenti: l'utile/perdita di magazzino olio e prodotti, la differenza temporanea tra il valore del magazzino gas calcolato in base 

al metodo del costo medio ponderato e la misura interna di performance del management che utilizza il magazzino quale leva di ottimizzazione 

dei margini, il fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting, o ripartiti proporzionalmente 

per competenza, gli oneri di decommissioning stanziati in relazione a piani industriali di riconversione di impianti non competitivi nello scenario 

di transizione o di smantellamento di attività in perdita, accantonamenti non ricorrenti relativi ad alcuni procedimenti legali, nonché le imposte 

in-kind maturate nei contratti petroliferi PSA che si assume siano completamente liquidate nel trimestre successivo.

La riduzione nell’anno 2025 dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €2,79 miliardi è dovuta al flusso di cassa netto da attività operativa 

adjusted di €12,5 miliardi, alla cessione di quota di minoranze in Enilive e in Plenitude (€5,78 miliardi), nonché ai flussi di cassa relativi alla 

cessione di asset per €1,38 miliardi e l’ottimizzazione del capitale circolante (€1,1 miliardi) per effetto delle cash initiatives adottate per 

compensare lo scenario (€4 miliardi, principalmente manovra circolante). Tali flussi hanno finanziato i fabbisogni per i capex organici di €8,5 

miliardi, il pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e l’acquisto di azioni proprie di €4,98 miliardi (€3,08 miliardi di pagamento dividendi e 

€1,90 miliardi relativi al riacquisto di azioni), l’accensione di nuovi supplier agreement (€1 miliardo), il pagamento delle rate di leasing e delle 

cedole dei bond ibridi (€1,58 miliardi), le variazioni dell’area di consolidamento e riclassifiche a asset held-for-sale (€0,7 miliardi), nonché altre 

variazioni per €1 miliardo. 

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 2025, 2024 e 2023 è riportata di seguito: 

(€ milioni) 2025 2024 2023 var. ass.

Flusso di cassa netto da attività operativa 13.330 13.092 15.119 238

Variazione del capitale di esercizio (2.735) (1.286) (1.811) (1.449)

Esclusione derivati su commodity (26) 1.056 1.255 (1.082)

Esclusione (utile) perdita di magazzino 745 434 562 311

(Proventi) oneri straordinari 1.182 294 1.373 888

Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 12.496 13.590 16.498 (1.094)

INVESTIMENTI TECNICI E IN PARTECIPAZIONI

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass. Var. %

Exploration & Production 6.253 6.055 7.135 198 3,3

\- acquisto di riserve proved e unproved 222

\- ricerca esplorativa 391 433 784 (42) (9,7)

\- sviluppo di idrocarburi 5.502 5.564 6.293 (62) (1,1)

\- altro 138 58 58 80 137,9

Global Gas & LNG Portfolio e Power 109 110 119 (1) (0,9)

\- Global Gas & LNG Portfolio 16 20 16 (4) (20,0)

\- Power 93 90 103 3 3,3

Enilive e Plenitude 1.232 1.303 1.064 (71) (5,4)

\- Enilive 468 416 428 52 12,5

\- Plenitude 764 887 636 (123) (13,9)

Refining e Chimica 663 632 556 31 4,9

- Refining 481 422 369 59 14,0

\- Chimica 182 210 187 (28) (13,3)

Corporate e altre attività 430 408 360 22 5,4

Effetto eliminazione utili interni (40) (23) (19) (17)

Investimenti tecnici

(a)

8.647 8.485 9.215 162 1,9

Investimenti in partecipazioni/business combination 878 2.593 2.592 (1.715) (66,1)

Totale investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination 9.525 11.078 11.807 (1.553) (14,0)

(a) I costi capitalizzati per i quali sono stati concessi dilazioni di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario sono rilevati nelle altre variazioni del rendiconto finanziario 

riclassificato e non sono riportati nella tabella (€1.371 milioni nel 2025).

I fabbisogni per gli investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination ammontano a €9.525 milioni, in riduzione del 14% rispetto 

al 2024. 

Gli investimenti in partecipazioni/business combination (€878 milioni) si riferiscono principalmente allo sviluppo della capacità da fonti 

rinnovabili di Plenitude, ad acquisizioni di quote di minoranza in asset upstream e ad investimenti per lo sviluppo dell’agri-business. Tali impieghi 

sono stati in parte compensati dalla cessione di una partecipazione del 30% nel progetto Baleine e in altri giacimenti non strategici in Congo, 

nonché dalla transazione con GIP per sviluppare e valorizzare la nostra attività CCUS.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 99ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Nel 2025 gli investimenti tecnici di €8.647 milioni (€8.485 milioni nell’esercizio 2024) evidenziano un incremento del 2% rispetto al periodo di 

confronto, in particolare: 

• nel settore Exploration & Production gli investimenti (€6.253 milioni) sono principalmente legati allo sviluppo di giacimenti di idrocarburi in 

particolare negli Emirati Arabi Uniti, Libia, Egitto, Indonesia, Algeria, Congo e Italia;

• nel settore Enilive e Plenitude, gli investimenti Plenitude (€764 milioni) sono relativi allo sviluppo del business delle rinnovabili, all’acquisizione 

di nuovi clienti nonché all’attività di sviluppo della rete per veicoli elettrici, mentre gli investimenti Enilive (€468 milioni) sono relativi 

principalmente all’attività di bioraffinazione e di commercializzazione in Italia e all’estero, ad interventi per obblighi di legge e stay-in-business 

della rete di distribuzione di prodotti petroliferi, nonché agli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente;

• nel settore Refining e Chimica sono principalmente legati l’attività di raffinazione in Italia (€481 milioni) relativi alla conversione in bioraffineria 

del sito di Livorno, ad attività di mantenimento e stay-in-business e nel business della chimica (€182 milioni) su economia circolare e 

asset integrity;

• gli investimenti nel settore Corporate sono principalmente relativi alle attività di CCS e i progetti di agribusiness (€240 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 straordinari (special items) 

rispettivamente before e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni di asset, le plusvalenze da cessione, gli accantonamenti 

al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertura privi dei requisiti formali per l’hedge 

accounting e le svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Inoltre, è oggetto di esclusione il cosiddetto profit/loss on stock dato dalla 

differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per 

la valutazione delle giacenze di fine periodo. Il profit (loss) on stock non è rilevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva gestionale 

per ottimizzare i margini.

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

Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicurando una migliore 

comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni 

sulla base dei loro modelli previsionali. 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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025100

ALLEGATI

Special item

Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento 

risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività; (ii) derivano 

da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, 

nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si 

verifichino in quelli successivi; oppure (iii) differenze e derivati su cambi sono relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene 

in particolare per i derivati su cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity. In tal 

caso gli stessi, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell’utile operativo adjusted variando corrispondentemente gli 

oneri/proventi finanziari. In applicazione della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da 

operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell’informativa finanziaria. 

Inoltre, sono classificati tra gli special item gli effetti contabili dei derivati su commodity/tassi di cambio valutati a fair value privi dei requisiti 

contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS o per poter beneficiare della “own use exemption”, la quota inefficace dei derivati 

di copertura nonché gli effetti contabili dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri. 

EBITDA

Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization, pari all’utile operativo più ammortamenti e svalutazioni. Indica la redditività

dell’azienda sulla base delle decisioni operative.

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 netto adjusted ante variazione circolante al costo di rimpiazzo 

adjusted

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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 101ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

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.

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&gas (definiti 

secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - oil&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&gas Topic 932) e i volumi prodotti. 

Finding & Development cost per boe 

Rappresenta il costo di esplorazione e di sviluppo sostenuto per ogni boe di nuove riserve scoperte o accertate ed è ottenuto dal rapporto 

tra la somma degli investimenti di esplorazione e sviluppo e dei costi di acquisto di riserve probabili e possibili e gli incrementi delle riserve 

certe connesse a miglioramenti di recupero, a estensioni e nuove scoperte e a revisioni di precedenti stime (definiti secondo le disposizioni 

del FASB Extractive Activities - oil&gas Topic 932). 

Utile operativo proforma adjusted

In relazione al crescente contributo delle JV/associates è stata definita la misura di risultato «utile operativo proforma adjusted» che integra 

la quota Eni dei margini operativi delle investee.

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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025102

ALLEGATI

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

2025

(€ milioni)

Exploration

& Production

Global Gas &

LNG Portfolio 

e Power

Enilive e 

Plenitude

Refining e 

Chimica

Corporate e 

altre 

attività

Effetto 

eliminazione

utili interni

Gruppo

Utile (perdita) operativo 6.302 1.770 652 (2.485) (1.499) 270 5.010

Esclusione (utile) perdita di magazzino 115 684 (54) 745

Esclusione special item:

\- oneri ambientali 24 1 57 306 172 560

\- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.081 (18) 7 451 61 1.582

\- plusvalenze nette su cessione di asset (10) 1 (5) (7) (21)

\- accantonamenti a fondo rischi 122 36 167 325

\- oneri per incentivazione all'esodo 23 2 2 11 34 72

\- derivati su commodity (9) (377) 368 (8) (26)

\- differenze e derivati su cambi (48) (292) (1) 7 (334)

\- altro 8 276 35 107 5 431

Special item dell'utile (perdita) operativo 1.191 (408) 469 905 432 2.589

Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 7.493 1.362 1.236 (896) (1.067) 216 8.344

Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 3.670 30 (28) 207 3.879

Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 11.163 1.392 1.208 (689) (1.067) 216 12.223

Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (79) (16) (35) 22 (165) (273)

Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (679) 13 (54) (78) (798)

Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (1.941) (11) 2 31 (1.919)

Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 1.050 32 (80) 160 1.162

Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 8.464 1.378 1.121 (714) (1.232) 216 9.233

Imposte sul reddito (i) (3.589) (527) (319) 33 439 (60) (4.023)

Tax rate (%) 43,6

Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 4.875 851 802 (681) (793) 156 5.210

di cui:

\- interessenze di terzi 221

\- azionisti Eni

4.989

Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 2.608

Esclusione (utile) perdita di magazzino 508

Esclusione special item 1.873

Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 4.989

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 103ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

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

Exploration

& Production

Global 

Gas & LNG 

Portfolio 

e Power

Enilive 

e Plenitude

Refining 

e Chimica

Corporate 

e altre 

attività

Effetto 

eliminazione

utili interni

Gruppo

2024

(€ milioni)

Utile (perdita) operativo 6.715 (909) 1.589 (1.681) (371) (105) 5.238

Esclusione (utile) perdita di magazzino 112 95 227 434

Esclusione special item:

\- oneri ambientali (recupero costi da terzi) 9 (3) 38 177 (190) 31

\- svalutazioni (riprese di valore) nette 2.203 101 113 455 28 2.900

\- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 140 140

\- plusvalenze nette su cessione di asset (25) (1) (2) (10) (38)

\- accantonamenti a fondo rischi 9 2 33 44

\- oneri per incentivazione all'esodo 21 1 (2) 19 34 73

\- derivati su commodity (1) 1.740 (682) (1) 1.056

\- differenze e derivati su cambi 22 228 (1) 6 3 258

\- altro 127 77 19 9 (20) 212

Special item dell'utile (perdita) operativo 2.505 2.144 (514) 696 (155) 4.676

Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 9.220 1.235 1.187 (890) (526) 122 10.348

Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 3.802 39 (44) 177 3.974

Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 13.022 1.274 1.143 (713) (526) 122 14.322

Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (171) (8) (30) 15 (311) (505)

Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (389) 17 (37) (73) (482)

Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (2.215) (11) 16 (2.210)

Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 1.198 45 (81) 120 1.282

Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 10.247 1.272 1.076 (755) (837) 122 11.125

Imposte sul reddito (i) (5.470) (485) (352) 306 251 (42) (5.792)

Tax rate (%) 52,1

Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 4.777 787 724 (449) (586) 80 5.333

di cui:

\- interessenze di terzi 76

\- azionisti Eni 5.257

Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 2.624

Esclusione (utile) perdita di magazzino 308

Esclusione special item 2.325

Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 5.257

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025104

ALLEGATI

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

Exploration

& Production

Global 

Gas & LNG 

Portfolio e 

Power

Enilive 

e Plenitude

Refining 

e Chimica

Corporate 

e altre 

attività

Effetto 

eliminazione

utili interni

Gruppo

2023

(€ milioni)

Utile (perdita) operativo 8.693 2.626 (74) (2.121) (948) 81 8.257

Esclusione (utile) perdita di magazzino 47 557 (42) 562

Esclusione special item:

\- oneri ambientali 81 1 36 337 193 648

\- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.043 (38) 45 726 26 1.802

\- plusvalenze nette su cessione di asset 2 (9) (4) (11)

\- accantonamenti a fondo rischi 7 8 11 13 39

\- oneri per incentivazione all'esodo 42 6 22 31 57 158

\- derivati su commodity 15 99 1.142 (1) 1.255

\- differenze e derivati su cambi 73 (105) 2 11 3 (16)

\- altro 168 824 29 96 (6) 1.111

Special item dell'utile (perdita) operativo 1.431 787 1.284 1.202 282 4.986

Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 10.124 3.413 1.257 (362) (666) 39 13.805

Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 3.414 186 (4) 408 4.004

Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 13.538 3.599 1.253 46 (666) 39 17.809

Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (38) 1 (65) 9 (200) (293)

Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (186) 15 (2) (173)

Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (2.075) (152) (8) (2.235)

Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 1.153 49 (6) 400 1.596

Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 11.239 3.463 1.186 47 (866) 39 15.108

Imposte sul reddito (i) (5.591) (969) (377) (11) 253 (13) (6.708)

Tax rate (%) 44,4

Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 5.648 2.494 809 36 (613) 26 8.400

di cui:

\- interessenze di terzi 78

\- azionisti Eni 8.322

Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 4.771

Esclusione (utile) perdita di magazzino 402

Esclusione special item 3.149

Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 8.322

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 105ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA 

RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI

Stato patrimoniale riclassificato

Voci dello stato patrimoniale riclassificato

(dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) (€ milioni)

Riferimento 

alle note

al Bilancio 

consolidato

31 dicembre 2025 31 dicembre 2024

Valori da

schema

legale

Valori da

schema

riclassificato

Valori da 

schema

legale

Valori da

schema

riclassificato

Capitale immobilizzato

Immobili, impianti e macchinari 50.536 59.864

Diritto di utilizzo beni in leasing 5.184 5.822

Attività immateriali 6.022 6.434

Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.187 1.595

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e altre partecipazioni 14.484 15.545

Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa (vedi nota 17) 974 1.107

Debiti netti relativi all’attività di investimento, composti da: (1.337) (1.364)

\- passività per attività di investimento correnti (vedi nota 11) (49) (56)

\- passività per attività di investimento non correnti (vedi nota 11) (40)

\- crediti per attività di disinvestimento (vedi nota 8) 209 527

\- crediti per attività di disinvestimento non correnti (vedi nota 11) 169 144

\- debiti verso fornitori per attività di investimento (vedi nota 18) (1.666) (1.939)

Totale Capitale immobilizzato 77.050 89.003

Capitale di esercizio netto

Rimanenze 5.143 6.259

Crediti commerciali (vedi nota 8) 8.986 12.562

Debiti commerciali (vedi nota 18) (13.901) (15.170)

Attività (passività) tributarie nette, composti da: 1.506 144

\- passività per imposte sul reddito correnti (343) (587)

\- passività per imposte sul reddito non correnti (40) (40)

\- passività per altre imposte correnti (vedi nota 11) (1.589) (1.749)

\- passività per imposte differite (4.805) (5.581)

\- passività per altre imposte non correnti (vedi nota 11) (47) (48)

\- attività per imposte sul reddito correnti 539 695

\- attività per imposte sul reddito non correnti 125 129

\- attività per altre imposte correnti (vedi nota 11) 919 850

\- attività per imposte anticipate 6.716 6.322

\- attività per altre imposte non correnti (vedi nota 11) 24 147

\- crediti per consolidato fiscale (vedi nota 8) 9 10

\- debiti per consolidato fiscale (vedi nota 18) (2) (4)

Fondi per rischi e oneri (14.580) (15.774)

Altre attività (passività), composti da: (1.572) (2.292)

\- crediti finanziari strumentali all'attività operativa a breve termine (vedi nota 17)

\- crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 8) 3.232 3.802

\- altre attività correnti (vedi nota 11) 3.024 2.812

\- altri crediti e altre attività non correnti (vedi nota 11) 2.608 3.678

\- acconti e anticipi, debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 18) (4.692) (4.979)

\- altre passività correnti (vedi nota 11) (2.401) (3.244)

\- altri debiti e altre passività non correnti (vedi nota 11) (3.343) (4.361)

Totale Capitale di esercizio netto (14.418) (14.271)

Fondi per benefici ai dipendenti (596) (681)

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025106

ALLEGATI

(segue) Stato patrimoniale riclassificato

Voci dello stato patrimoniale riclassificato

(dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) (€ milioni)

Riferimento 

alle note

al Bilancio 

consolidato

31 dicembre 2025 31 dicembre 2024

Valori da

schema

legale

Valori da

schema

riclassificato

Valori da 

schema

legale

Valori da

schema

riclassificato

Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 5.837 225

composte da:

\- attività destinate alla vendita⁽ᵃ⁾ 7.863 420

\- passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita (2.026) (195)

CAPITALE INVESTITO NETTO 67.873 74.276

Patrimonio netto degli azionisti Eni comprese interessenze di terzi 52.787 55.648

Indebitamento finanziario netto

Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: 28.464 30.348

‐ passività finanziarie a lungo termine 20.139 21.570

‐ quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 3.434 4.582

‐ passività finanziarie a breve termine 4.929 4.238

‐ altre attività non correnti (vedi nota 11) (38) (42)

a dedurre:

Disponibilità liquide ed equivalenti⁽ᵃ⁾ (8.242) (8.183)

Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.991) (6.797)

Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (vedi nota 17) (3.845) (3.193)

Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 9.386 12.175

Passività per beni in leasing, composti da: 5.700 6.453

\- passività per beni in leasing a lungo termine 4.437 5.174

\- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 1.263 1.279

Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16

(b)

15.086 18.628

COPERTURE 67.873 74.276

(a) Comprende €142 milioni di cassa di società consolidate held-for-sale temporaneamente depositati presso banche terze a fine 2025 e trasferiti sui conti di tesoreria di Gruppo a inizio 2026.

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

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 107ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e 

confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale (€ milioni)

2025 2024

Valori

da schema 

legale

Valori da

schema

riclassificato

Valori da 

schema

legale

Valori da

schema

riclassificato

Utile (perdita) netto 2.758 2.764

Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:

Ammortamenti e altri componenti non monetari 7.209 9.951

\- ammortamenti 7.349 7.600

\- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing 1.582 2.900

\- radiazioni 33 580

\- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (1.161) (866)

\- altre variazioni (515) (158)

\- variazione fondo per benefici ai dipendenti (79) (105)

Plusvalenze nette su cessioni di attività (99) (601)

Dividendi, interessi e imposte 3.590 4.246

\- dividendi (242) (227)

\- interessi attivi (444) (497)

\- interessi passivi 1.256 1.245

\- imposte sul reddito 3.020 3.725

Flusso di cassa del capitale di esercizio 2.735 1.286

\- rimanenze 916 68

\- crediti commerciali 3.214 1.145

\- debiti commerciali (835) 110

\- fondi per rischi e oneri (554) (87)

\- altre attività e passività (6) 50

Dividendi incassati 1.785 1.946

Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (3.737) (5.826)

Interessi (pagati) incassati (911) (674)

\- interessi incassati 358 456

\- interessi pagati (1.269) (1.130)

Flusso di cassa netto da attività operativa 13.330 13.092

Investimenti (8.647) (8.485)

\- attività materiali (8.702) (7.999)

\- attività immateriali (527) (486)

\- altre variazioni 582

Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (878) (2.593)

‐ partecipazioni (682) (798)

‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite (196) (1.795)

Disinvestimenti 1.383 2.788

\- attività materiali 1.414 1.354

\- attività immateriali 4 21

‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute 118 887

\- partecipazioni 135 526

\- altre variazioni (288)

Altre variazioni relative all'attività di investimento e disinvestimento 183 (996)

\- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing (5)

‐ investimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa (89) (185)

‐ variazione debiti relativi all'attività di investimento 197 (514)

‐ disinvestimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa 98 69

‐ variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento (23) (361)

Free cash flow 5.371 3.806

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025108

ALLEGATI

(segue) RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e 

confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale (€ milioni)

2025 2024

Valori da 

schema 

legale

Valori da

schema

riclassificato

Valori da 

schema

legale

Valori da

schema

riclassificato

Free cash flow 5.371 3.806

Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa (1.339) (531)

\- variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (1.339) (531)

Variazione debiti finanziari correnti e non correnti (2.555) (1.293)

\- assunzione di debiti finanziari a lungo termine 1.884 3.516

\- rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (4.163) (4.748)

\- incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (276) (61)

Rimborso di passività per beni in leasing (1.250) (1.205)

Flusso di cassa del capitale proprio 537 (4.522)

‐ apporti di capitale da azionisti terzi 709 589

\- acquisto di azioni proprie (1.896) (2.012)

\- cessione di quote di partecipazioni in società consolidate 5.072

‐ dividendi pagati ad azionisti Eni (3.080) (3.068)

‐ dividendi pagati ad altri azionisti (277) (45)

‐ altri apporti 9 14

Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (328) 1.640

\- emissioni (rimborsi) netti di obbligazioni subordinate perpetue (18) 1.778

\- pagamenti di cedole relative ad obbligazioni subordinate perpetue (310) (138)

Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità (198) 83

\- effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti (198) 83

Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti 238 (2.022)

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 109ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Commento ai risultati 

economico-finanziari di Eni SpA

CONTO ECONOMICO

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass.

Ricavi della gestione caratteristica 32.043 35.026 42.790 (2.983)

Altri ricavi e proventi 757 569 432 188

Costi operativi (33.595) (35.391) (41.050) 1.796

Altri proventi (oneri) operativi 472 (192) 705 664

Ammortamenti (537) (577) (634) 40

Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (348) (490) (644) 142

Radiazioni (2) (19) 2

Risultato operativo (1.208) (1.057) 1.580 (151)

Proventi (oneri) finanziari (402) (112) (265) (290)

Proventi (oneri) su partecipazioni 5.164 6.167 2.282 (1.003)

Utile prima delle imposte 3.554 4.998 3.597 (1.444)

Imposte sul reddito 875 1.421 (325) (546)

Utile netto 4.429 6.419 3.272 (1.990)

L’utile netto di Eni SpA per l’esercizio 2025 ammonta a €4.429 milioni, in diminuzione di €1.990 milioni rispetto all’esercizio precedente, per 

effetto principalmente: (i) del decremento dei proventi netti su partecipazioni (€1.003 milioni) a seguito delle maggiori svalutazioni operate; (ii) 

dell’incremento degli oneri per imposte sul reddito (€546 milioni) a seguito della minore ripresa di valore delle attività per imposte anticipate; 

(iii) dall’incremento degli oneri finanziari netti (€290 milioni) per effetto essenzialmente della valutazione al fair value dei derivati. 

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) 2025 2024 2023 Var. ass.

Exploration & Production 1.886 1.952 2.114 (66)

Global Gas & LNG Portfolio e Power 16.923 17.583 23.673 (660)

Refining 14.386 16.682 18.437 (2.296)

Corporate 1.024 1.034 1.082 (10)

Elisioni (2.176) (2.225) (2.516) 49

32.043 35.026 42.790 (2.983)

I ricavi  della gestione caratteristica conseguiti nel  2025 (€32.043 milioni) sono  diminuiti di €2.983 milioni rispetto al  2024 per effetto

principalmente dello scenario prezzi e dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025110

ALLEGATI

RISULTATO OPERATIVO 

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass.

Exploration & Production (182) (138) (223) (44)

Global Gas & LNG Portfolio e Power 1.016 530 3.219 486

Global Gas & LNG Portfolio 648 404 3.145 244

Power 368 126 74 242

Refining (1.104) (713) (751) (391)

Corporate (994) (702) (743) (292)

Eliminazione utili interni (a) 56 (34) 78 90

Risultato operativo (1.208) (1.057) 1.580 (151)

(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, negativo di €182 milioni, peggiora di €44 milioni a seguito essenzialmente della riduzione 

del prezzo del brent, tale effetto è parzialmente compensato dalle minori svalutazioni delle attività materiali.

Il risultato operativo della Global Gas & LNG Portfolio e Power, €1.016 milioni, migliora di €486 milioni per effetto: (i) dell’incremento del risultato 

operativo della Global Gas & LNG Portfolio (€244 milioni) principalmente a seguito delle attività di continua ottimizzazione del portafoglio 

che hanno permesso di beneficiare della fase di estrema volatilità del mercato sia Gas sia GNL; (ii) dell’incremento del risultato operativo del 

Power di €242 milioni per effetto delle riprese di valore operate sui right of use oggetto di precedenti svalutazioni e del miglioramento dei 

margini operativi.

Il risultato operativo della Refining, negativo di €1.104 milioni, si riduce di €391 milioni per effetto della valutazione scorte, che riflette 

l‘andamento dei prezzi delle principali commodity; tale effetto è parzialmente compensato dal miglioramento del margine di raffinazione per 

effetto dell’incremento del crack spread dei prodotti.

Il risultato operativo della Corporate, negativo di €994 milioni, si riduce di €292 milioni per effetto essenzialmente dei maggiori accantonamenti 

ai fondi rischi e oneri.

PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass.

Dividendi 4.255 6.931 3.691 (2.676)

Plusvalenze nette da vendite 3.421 373 3.421

Altri proventi 73 587 432 (514)

Totale proventi 7.749 7.518 4.496 231

Svalutazioni e perdite (2.585) (1.351) (2.214) (1.234)

5.164 6.167 2.282 (1.003)

IMPOSTE SUL REDDITO

(€ milioni) 2025 2024 2023 Var. ass.

Imposte correnti 493 660 215 (167)

Imposte differite e anticipate 423 820 (512) (397)

Totale imposte estere (38) (59) (27) 21

Totale imposte sul reddito Eni SpA 878 1.421 (324) (543)

Imposte relative al consolidamento proporzionale delle Joint operation (3) (1) (3)

875 1.421 (325) (546)

Le imposte sul reddito, si incrementano di €546 milioni a seguito essenzialmente della minore ripresa di valore delle imposte anticipate. Il tax 

rate risulta essere negativo per effetto essenzialmente: (i) della quota non imponibile dei dividendi; (ii) dell’iscrizione delle perdite fiscali delle 

società del consolidato fiscale nazionale; (iii) della quota non imponibile degli effetti delle cessioni di quote di partecipazioni; tali effetti sono 

parzialmente compensati dalla svalutazione di alcune partecipazioni. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 111ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

1

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

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

(€ milioni) 31.12.2025 31.12.2024 Var. ass.

Capitale immobilizzato

Immobili, impianti e macchinari 3.692 3.686 6

Diritto di utilizzo beni in leasing 1.424 1.484 (60)

Attività immateriali 168 166 2

Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.168 1.622 (454)

Partecipazioni 58.476 60.835 (2.359)

Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 2.033 42 1.991

Crediti (debiti) netti relativi all’attività di investimento/disinvestimento (77) 52 (129)

66.884 67.887 (1.003)

Capitale di esercizio netto

Rimanenze 1.270 1.616 (346)

Crediti commerciali 5.181 6.289 (1.108)

Debiti commerciali (5.864) (7.011) 1.147

Attività (passività) tributarie nette 3.428 3.399 29

Fondi per rischi e oneri (4.926) (5.301) 375

Altre attività (passività) d'esercizio 647 470 177

(264) (538) 274

Fondi per benefici ai dipendenti (289) (319) 30

Attività destinate alla vendita 2 2

CAPITALE INVESTITO NETTO 66.333 67.032 (699)

Patrimonio netto 50.986 50.735 251

Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16 13.729 14.464 (735)

Passività per leasing 1.618 1.833 (215)

Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 15.347 16.297 (950)

COPERTURE 66.333 67.032 (699)

Il capitale immobilizzato, €66.884 milioni, si riduce di €1.003 milioni rispetto al 31 dicembre 2024 a seguito essenzialmente del decremento 

delle partecipazioni (€2.359 milioni) per effetto delle svalutazioni operate e delle cessioni di quote delle partecipazioni in Enilive SpA e Eni 

Plenitude Spa Società Benefit. Tale effetto è parzialmente compensato dalla riclassifica come crediti finanziari strumentali all’attività operativa 

di crediti concessi ad alcune controllate che presentano la natura di strumenti funzionali al rafforzamento patrimoniale delle società partecipate 

(€1.995 milioni).

Il capitale di esercizio netto, negativo di €264 milioni, è in aumento di €274 milioni rispetto al 31 dicembre 2024 per effetto essenzialmente: 

(i) del decremento dei fondi rischi e oneri (€375 milioni); (ii) dell’incremento delle altre attività nette d’esercizio (€177 milioni) per effetto della 

variazione del fair value degli strumenti derivati su commodity (€1.772 milioni), parzialmente compensato dal decremento dei crediti verso 

imprese controllate per dividendi deliberati e non ancora incassati riferiti alla partecipata Eni International BV (€1.583 milioni). Tali effetti sono 

stati parzialmente compensati dalla riduzione delle rimanenze (€346 milioni), in particolare della linea di business Refining, per effetto della 

valutazione scorte. 

Le attività destinate alla vendita, €2 milioni, si riferiscono a siti dismessi della linea di business Refining.

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

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025112

ALLEGATI

PATRIMONIO NETTO

(€ milioni)

Patrimonio netto al 31 dicembre 2024 50.735

Incremento per:

Utile netto 4.429

Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 879

Piano incentivazione di lungo termine e piano azionariato diffuso 35

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

Avanzo di Fusione 1

Altri incrementi 25

5.373

Decremento per:

Acquisto azioni proprie (1.881)

III e IV tranches dividendo 2024 (€0,5 per azione) (1.528)

I e II tranches dividendo 2025 (€0,52 per azione) (1.553)

Cedole obbligazioni subordinate perpetue (160)

(5.122)

Patrimonio netto al 31 dicembre 2025 50.986

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO 

(€ milioni) 31.12.2025 31.12.2024 Var. ass.

Debiti finanziari e obbligazionari 43.901 47.728 (3.827)

Debiti finanziari a breve termine 24.413 26.685 (2.272)

Debiti finanziari a lungo termine 19.488 21.043 (1.555)

Disponibilità liquide ed equivalenti (5.602) (5.142) (460)

Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (18.115) (21.866) 3.751

Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.455) (6.256) (199)

Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16 13.729 14.464 (735)

Passività per leasing 1.618 1.833 (215)

Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 15.347 16.297 (950)

La riduzione dell’indebitamento finanziario netto di €950 milioni rispetto al 31 dicembre 2024, è dovuto essenzialmente: (i) al flusso di cassa 

netto positivo da attività operativa (€5.584 milioni) in particolare per i dividendi incassati; (ii) alle dismissioni (€5.085 milioni) in particolare i 

disinvestimenti in partecipazioni per effetto della cessione di quote delle partecipazioni in Enilive SpA (€3.069 milioni) e in Eni Plenitude SpA 

Società Benefit (€2.003 milioni). Tali effetti sono stati parzialmente compensati: (i) dal pagamento dei dividendi agli azionisti (€3.080 milioni); (ii) 

dall’acquisto di azioni proprie (€1.896 milioni); (iii) dagli investimenti in partecipazioni per effetto essenzialmente degli interventi sul capitale di 

alcune imprese controllate (€1.425 milioni); (iv) dagli investimenti tecnici (€825 milioni); (v) dalla riclassifica come crediti finanziari strumentali 

all’attività operativa di crediti concessi ad alcune controllate che presentano la natura di strumenti funzionali al rafforzamento patrimoniale 

delle società partecipate (€1.995 milioni).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 113ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

2

(€ milioni) 2025 2024 Var. ass.

Utile netto 4.429 6.419 (1.990)

Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa:

\- ammortamenti e altri componenti non monetari 3.367 1.769 1.598

\- plusvalenze nette su cessioni di attività (3.425) 1 (3.426)

\- dividendi, interessi e imposte (4.704) (7.850) 3.146

Variazione del capitale di esercizio (149) 706 (855)

Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati 6.066 4.362 1.704

Flusso di cassa netto da attività operativa 5.584 5.407 177

Investimenti tecnici (825) (803) (22)

Investimenti in partecipazioni (1.425) (1.933) 508

Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa 4 4

Dismissioni 5.085 716 4.369

Altre variazioni relative all’attività di investimento e rami d'azienda 104 27 77

Free cash flow 8.527 3.414 5.113

Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa 45 581 (536)

Variazione debiti finanziari correnti e non correnti (2.578) (483) (2.095)

Rimborso di passività per beni in leasing (361) (291) (70)

Flusso di cassa del capitale proprio (4.976) (5.080) 104

Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (178) (138) (40)

Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti (19) 20 (39)

VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI 460 (1.977) 2.437

VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

(€ milioni) 2025 2024 Var. ass.

Free cash flow 8.527 3.414 5.113

Rimborso di passività per beni in leasing (361) (291) (70)

Flusso di cassa del capitale proprio (4.976) (5.080) 104

Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (178) (138) (40)

Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni (2.277) (209) (2.068)

VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING 735 (2.304) 3.039

Rimborso di passività per beni in leasing 361 291 70

Accensioni del periodo e altre variazioni (146) (228) 82

Variazione passività per beni in leasing 215 63 152

VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING 950 (2.241) 3.191

INVESTIMENTI TECNICI

(€ milioni) 2025 2024 Var. ass.

Exploration & Production

280

308 (28)

Refining

473

405 68

Corporate

52

90 (38)

Global Gas & LNG Portfolio e Power 20 20

Investimenti tecnici 825 803 22

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

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025114

ALLEGATI

RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA RELAZIONE SULLA 

GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

Voci dello stato patrimoniale riclassificato

(dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo 

schema legale) (€ milioni)

31 dicembre 2025 31 dicembre 2024

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 3.692 3.686

Diritto di utilizzo beni in leasing 1.424 1.484

Attività immateriali 168 166

Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo 1.168 1.622

Partecipazioni 58.476 60.835

Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa: 2.033 42

\- crediti finanziari strumentali all'attività operativa (correnti) (vedi nota 15) 1.995

\- crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa (non correnti) (vedi nota 15) 38 42

Crediti (debiti) netti relativi all'attività di investimento/disinvestimento, composti da: (77) 52

\- crediti relativi all'attività di disinvestimento (vedi nota 7 e nota 10 ) 141 340

\- debiti per attività di investimento (vedi nota 10 e nota 17) (218) (288)

Totale Capitale immobilizzato 66.884 67.887

Capitale di esercizio netto

Rimanenze 1.270 1.616

Crediti commerciali (vedi nota 7) 5.181 6.289

Debiti commerciali (vedi nota 17) (5.864) (7.011)

Attività (passività) tributarie nette: 3.428 3.399

\- passività per imposte sul reddito (correnti) (1) (5)

\- altre passività (correnti) (vedi nota 10) (849) (1.011)

\- attività per imposte sul reddito (correnti) 242 490

\- altre attività (correnti) (vedi nota 10) 229 176

\- attività per imposte anticipate 3.518 3.408

\- passività per imposte differite

\- attività per imposte sul reddito (non correnti) 81 81

\- altre attività (non correnti) (vedi nota 10) 3

\- crediti per consolidato fiscale e IVA (vedi nota 7) 289 327

\- debiti per consolidato fiscale e IVA (vedi nota 17) (49) (28)

\- passività per imposte sul reddito (non correnti)

\- altre passività (non correnti) (vedi nota 10) (32) (42)

Fondi per rischi ed oneri (4.926) (5.301)

Altre attività (passività) di esercizio: 647 470

\- altri crediti (vedi nota 7) 1.310 2.901

\- altre attività (correnti) (vedi nota 10) 1.423 1.649

\- altre attività (non correnti) (vedi nota 10) 309 271

\- altri debiti (vedi nota 17) (528) (510)

\- altre passività (correnti) (vedi nota 10) (1.209) (2.811)

\- altre passività (non correnti) (vedi nota 10) (658) (1.030)

Totale Capitale di esercizio netto (264) (538)

Fondi per benefici ai dipendenti (289) (319)

Attività destinate alla vendita 2 2

CAPITALE INVESTITO NETTO 66.333 67.032

Patrimonio netto 50.986 50.735

Indebitamento finanziario netto

Debiti finanziari e obbligazioni, composti da:

\- passività finanziarie a lungo termine 19.526 21.085

\- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.654 2.968

\- altre attività non correnti (vedi nota 10) (38) (42)

\- passività finanziarie a breve termine 21.759 23.717

a dedurre:

Disponibilità liquide ed equivalenti 5.602 5.142

Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (correnti) (vedi nota 15) 9.985 6.041

Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (non correnti) (vedi nota 15) 8.130 15.825

Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 6.455 6.256

Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16 13.729 14.464

Passività per beni in leasing, composti da: 1.618 1.833

\- passività per beni in leasing a lungo termine 1.326 1.455

\- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 292 378

Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS16 15.347 16.297

COPERTURE 66.333 67.032

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 115ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Voci del rendiconto finanziario riclassificato e confluenze/riclassifiche 

delle voci dello schema legale (€ milioni)

2025 2024

Valori da 

schema 

legale

Valori da 

schema 

riclassificato

Valori da 

schema 

legale

Valori 

da schema 

riclassificato

Utile netto 4.429 6.419

Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa:

Ammortamenti e altri componenti non monetari 3.367 1.769

\- ammortamenti 537 577

\- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo 

beni in leasing

348 490

\- radiazioni 2

\- effetto valutazione partecipazioni 2.525 783

\- altre variazioni (17) (68)

\- variazioni fondi per benefici ai dipendenti (26) (15)

Plusvalenze nette su cessione di attività (3.425) 1

Dividendi, interessi e imposte (4.704) (7.850)

\- dividendi (4.255) (6.931)

\- interessi attivi (1.127) (1.726)

\- interessi passivi 1.553 2.228

\- imposte sul reddito (875) (1.421)

Flusso di cassa del capitale di esercizio (149) 706

\- rimanenze 799 193

\- crediti commerciali 1.096 660

\- debiti commerciali (1.132) (97)

\- fondi per rischi ed oneri (296) (89)

\- altre attività e passività (616) 39

Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati 6.066 4.362

\- dividendi incassati 5.872 5.152

\- interessi incassati 1.114 1.750

\- interessi pagati (1.562) (2.247)

\- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati 642 (293)

Flusso di cassa netto da attività operativa 5.584 5.407

Investimenti tecnici (825) (803)

\- immobilizzazioni materiali (798) (731)

\- immobilizzazioni immateriali (27) (67)

\- diritto di utilizzo prepagato di attività in leasing (5)

Investimenti in partecipazioni (1.425) (1.933)

Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa 4

\- crediti finanziari strumentali 4

Dismissioni 5.085 716

\- immobilizzazioni materiali 8 11

\- immobilizzazioni immateriali 8

\- partecipazioni 5.077 697

Altre variazioni relative all'attività di investimento/disinvestimento e rami d'azienda: 104 27

\- variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento 103 27

\- rami d'azienda 1

Free cash flow 8.527 3.414

Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa 45 581

‐ variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 45 581

Variazione debiti finanziari correnti e non correnti: (2.578) (483)

\- assunzione (rimborsi) debiti finanziari a lungo termine e quota a breve del lungo (1.232) 145

\- incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (1.346) (628)

Rimborso di passività per beni in leasing (361) (291)

Flusso di cassa del capitale proprio (4.976) (5.080)

\- dividendi pagati (3.080) (3.068)

\- acquisto azioni proprie (1.896) (2.012)

Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (178) (138)

Effetti netti emissioni e rimborsi di obbligazioni subordinate perpetue (18)

Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue (160) (138)

Effetti delle differenze di cambio da conversione, delle fusioni e altre variazioni sulle 

disponibilità liquide ed equivalenti

(19) 20

VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA' LIQUIDE ED EQUIVALENTI 460 (1.977)

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025116

ALLEGATI

Fattori di rischio e incertezza

RISCHI CONNESSI ALLA CICLICITÀ DEL SETTORE OIL & GAS 

I risultati di Eni sono esposti alla volatilità del prezzo del petrolio

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 e con l’evoluzione del quadro geopolitico mondiale.

I fondamentali del mercato fisico sono l'equilibrio tra la domanda e l’offerta petrolifera globale e il livello delle scorte. Nel breve termine, la 

domanda petrolifera è funzione della crescita del prodotto interno lordo mondiale, dei flussi di commercio internazionale, del livello di fiducia di 

consumatori e imprese, delle politiche monetarie delle banche centrali e dei livelli dei tassi d’interesse, nonché risente di fattori esogeni di varia 

natura (tensioni geopolitiche, guerre, programmi sanzionatori internazionali, pandemie eccetera) che possono indurre gli operatori industriali a 

incrementare o decrementare le scorte. La produzione ha un minore grado di elasticità nel breve termine. Quando l’offerta eccede la domanda 

con conseguente incremento delle scorte il prezzo del petrolio declina; il contrario avviene quando l’offerta è corta. I movimenti del prezzo 

guidati dai fattori fisici sono amplificati dal positioning degli operatori finanziari (CTA, hedge fund, money managers, eccetera) con scommesse 

al rialzo o al ribasso nel mercato dei future e delle opzioni, che riflettono le aspettative sull’evoluzione futura della domanda e dell’offerta nel 

breve termine e sui possibili impatti dei fenomeni geopolitici e macroeconomici sul bilanciamento globale. Gli scambi finanziari alimentano la 

volatilità del prezzo, poiché i volumi giornalieri scambiati nei mercati dei derivati sono significativamente superiori agli scambi fisici.

Nel lungo termine, il prezzo del petrolio è influenzato dalle tendenze più strutturali, quali la crescita economica e demografica globale, che 

determina un aumento della domanda; mentre la transizione verso altre fonti energetiche, le politiche climatiche volte a ridurre le emissioni 

di carbonio e l’efficienza energetica potrebbero ridurre la domanda.

Nel corso del 2025 il prezzo del Brent ha registrato una flessione del 14,5% rispetto al 2024, attestandosi alla media annua di 69 $/bbl, a causa 

del rallentamento della crescita macroeconomica, anche in relazione alle dispute commerciali internazionali e i timori di eccesso di offerta, 

modificando le aspettative degli operatori finanziari sul futuro andamento del prezzo. Tali fattori hanno contribuito a definire un nuovo equilibrio di 

mercato intorno ai 65 $/bbl, con temporanei rialzi legati alle tensioni geopolitiche. Il mercato fisico è stato sostenuto dalla tenuta della domanda 

petrolifera globale che ha segnato una crescita poco sotto a 1 Mb/g, sostanzialmente in linea con il 2024. La crescita continua a essere trainata 

dal non OCSE. Sul fronte dell’offerta petrolifera, si registra una crescita, sostenuta dagli aumenti dell’OPEC+, nel contesto del piano di rientro 

graduale dei tagli stabiliti nel 2023-2024, e dal non OPEC+ spinta da USA, Brasile, Canada, Guyana e Argentina. La flessione del prezzo del Brent,

alimentata dalle crescenti aspettative di eccesso di offerta ha raggiunto il punto di minimo agli inizi del 2026, con il prezzo del barile che ha toccato 

circa 60 $/bbl. Da quel punto in poi, le crescenti tensioni in Medio Oriente culminate a fine febbraio/inizi marzo ’26 in un conflitto regionale con il 

coinvolgimento di USA/Israele e Iran hanno innescato un rialzo del prezzo del Brent fino ad oltre 100 $/bbl agli inizi di marzo 2026, alimentato dal 

positioning degli operatori in relazione ai percepiti rischi di disruption nelle forniture. Considerata l’incertezza derivante dalla possibile evoluzione 

delle tensioni in Medio Oriente come pure di quella relativa all’aggressione militare della Russia nei confronti dell’Ucraina, sulla base dell’analisi 

dei fondamentali del mercato fisico e assumendo una moderata crescita del PIL globale, Eni prevede per il 2026 un prezzo del Brent di 70 $/bbl in 

termini reali 2026\. Nel medio termine, la crescita della domanda rimane resiliente, in media intorno a 1 Mb/g all’anno. Si prevede un rallentamento 

della crescita delle produzioni, in particolare negli Stati Uniti. Questi fattori favoriranno un graduale riequilibrio del mercato, con prezzi che, al 2030,

sono attesi stabilizzarsi intorno ai 75 $/bbl (in termini reali 2025). Nel lungo termine, il prezzo del petrolio in termini reali è previsto in declino per 

riflettere i rischi della transizione energetica del sistema economico.

Il mercato globale del gas ha assistito nel corso del 2025 a un graduale ribilanciamento derivante - sul fronte dell’offerta - dalla crescita della 

disponibilità di GNL grazie sia all’entrata in funzione di nuovi impianti di liquefazione che al ramp-up di impianti esistenti e \- sul fronte della 

domanda - dalla debolezza dell’import GNL in Asia, in particolare Cina, che ha liberato carichi per il mercato europeo. Questo ha consentito 

di attenuare la volatilità del prezzo in Europa a fronte di consumi in crescita moderata (>2%) e scorte sotto la media degli ultimi cinque anni 

nel corso dell’intero 2025.

Il prezzo del gas naturale in Europa (TTF) ha registrato una media di 36 €/MWh leggermente superiore alla media del 2024 (34 €/MWh nel 2024, 

+5%), con livelli di prezzo che nel corso dell’anno si sono quasi dimezzati (dai 50 €/MWh medi in gennaio/febbraio a 28 €/MWh di media nel 

mese di dicembre). Nel 2026 è prevista una significativa volatilità per i recenti sviluppi in Medio Oriente; nel medio termine i prezzi dovrebbero 

essere caratterizzati da un trend di declino a causa della continua crescita dell’offerta di GNL (nell’ipotesi di rispetto delle tempistiche di start-up 

annunciate) principalmente da USA, Qatar e Canada (in particolare con gli USA previsti quasi raddoppiare la capacità di liquefazione entro il 2030).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 117ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Lo scenario commodity adottato per le valutazioni di recuperabilità degli attivi della Relazione Finanziaria Annuale 2025 è sostanzialmente 

in linea con quello utilizzato nell’esercizio precedente; pertanto, non si evidenziano impairment indicator sistemici delle proprietà oil & gas.

I risultati del Gruppo, principalmente del settore Exploration & Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e, in misura minore, 

del gas naturale. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi ha effetti negativi sui ricavi, sull’utile operativo e sui flussi di cassa a livello consolidato, 

determinando la flessione dei risultati nel confronto anno su anno. Nel portafoglio corrente Eni, l’esposizione al rischio prezzo riguarda circa il 

40% della produzione di petrolio e gas del Gruppo. Tale esposizione, per scelta strategica, non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura 

economica, salvo particolari situazioni aziendali o di mercato. Nel 2025 la flessione del prezzo del petrolio ha determinato un effetto di riduzione 

dell’utile operativo adjusted e del flusso di cassa operativo pari rispettivamente a €1,7 miliardi e €1 miliardo.

La parte restante della produzione del Gruppo non è esposta direttamente al rischio prezzo, poiché è regolata dallo schema contrattuale di 

Production Sharing Agreement (“PSA”) che garantisce il recupero di un ammontare fisso dei costi sostenuti attraverso l’attribuzione di un 

corrispondente numero di barili, esponendola pertanto a un rischio legato al numero di barili. 

Il Gruppo aggiorna ogni anno sulla base dell’evoluzione del portafoglio l’analisi di variabilità dei principali risultati consolidati (utile operativo 

e flusso di cassa operativo) ai movimenti del prezzo del petrolio: per il 2026 Eni stima che una variazione del prezzo del petrolio Brent di 1 

$/bbl rispetto al prezzo previsivo di 70 $/bbl, comporta una variazione del flusso di cassa operativo prima del capitale circolante al costo di 

rimpiazzo di circa €0,11 miliardi e dell’utile operativo di €0,2 miliardi; mentre è necessario un movimento di prezzo del gas di circa il 5% per 

avere effetti analoghi a quelli del petrolio. Tali analisi di sensitività sono ritenute valide per variazioni di prezzo limitate rispetto alla previsione. 

L’attività Oil & Gas è un business che necessita di ingenti risorse finanziarie per l’esplorazione e lo sviluppo delle riserve di idrocarburi. 

Storicamente, gli investimenti upstream sono stati finanziati attraverso l’autofinanziamento, gli incassi da dismissioni e ricorrendo a nuovo 

indebitamento attraverso l’emissione di nuove obbligazioni o utilizzando le linee di credito. I flussi di cassa operativi e l’accesso al mercato dei 

capitali del Gruppo sono soggetti a diverse variabili, quali: (i) l’ammontare delle riserve certe del Gruppo; (ii) il volume di petrolio e di gas naturale 

che il Gruppo è in grado di produrre e vendere dai pozzi esistenti; (iii) i prezzi di vendita; (iv) la capacità di scoprire e mettere in produzione 

nuove riserve; (v) la capacità e la disponibilità delle banche e delle istituzioni finanziarie e degli investitori a concedere credito/sottoscrivere le 

obbligazioni emesse da Eni per sostenere i programmi di sviluppo del Gruppo, considerato il rischio strategico della transizione energetica e i 

sempre più stringenti vincoli nella valutazione delle metriche ESG delle aziende creditrici applicate dalle istituzioni finanziarie.

Un calo dei prezzi del petrolio e del gas per periodi prolungati potrebbe avere effetti negativi rilevanti sulla redditività, i flussi di cassa e le prospettive 

industriali del Gruppo, poiché uno scenario di contrazione potrebbe limitare la capacità del Gruppo di finanziare i progetti di espansione, riducendo 

la capacità di crescere in futuro in termini di produzione e ricavi e di rispettare gli obblighi contrattuali. Ove ciò si verificasse, il Gruppo potrebbe 

essere costretto a rivedere le decisioni di investimento e la fattibilità dei progetti di sviluppo e dei piani di investimento e, a seguito di tale revisione, 

potrebbe riprogrammare, rinviare, ridurre o cancellare i progetti. Un calo strutturale dei prezzi degli idrocarburi potrebbe determinare una revisione 

dei valori contabili delle proprietà di petrolio e gas, con la conseguente registrazione di significative svalutazioni delle attività, nonché revisioni 

negative (debooking) delle riserve di idrocarburi, qualora diventassero antieconomiche in questo tipo di contesto.

Nonostante Eni adotti presidi di controllo della redditività dei progetti per verificarne la sostenibilità anche in presenza di scenari prezzo depressi, 

nonché un framework finanziario basato sulla selettività nelle decisioni d’investimento e sul mantenimento di un adeguato livello di leverage e 

di riserve di liquidità, il verificarsi di tali rischi potrebbe influenzare negativamente le prospettive di business, i risultati operativi, la generazione 

di cassa, la liquidità del Gruppo e i ritorni per gli azionisti.

I settori della raffinazione di prodotti petroliferi e della chimica da idrocarburi sono esposti alla volatilità

del ciclo economico e ai fattori di debolezza strutturale delle rispettive industrie europee 

Il settore della raffinazione oil e la Chimica sono business ciclici, privi di vantaggi competitivi e con deboli barriere d’ingresso, i cui risultati 

dipendono dall’andamento della domanda e dell’offerta, funzione a loro volta della congiuntura economica, e dai relativi margini di vendita. 

Nel corso del 2025 il margine di raffinazione (SERM) ha registrato forte volatilità, raggiungendo nella seconda parte dell’anno valori molto 

remunerativi (16 $/bbl a novembre) a causa della tightness del mercato dei distillati medi per rischio geopolitico (sanzioni EU: divieto da 

gennaio 2026 import prodotti da greggio russo anche da paesi terzi; sanzioni USA contro Rosneft e Lukoil, attacchi con droni alle infrastrutture 

energetiche russe) e fermi straordinari in un contesto di chiusure di capacità e scorte limitate nel Bacino Atlantico. Il 2025 ha registrato una 

media annua di 7,3 $/bbl, in significativo aumento rispetto ai 5,1 $/bbl del 2024 (circa +43%). Il settore della raffinazione europea dove operano 

gli impianti Eni si conferma un business caratterizzato da fattori di strutturale debolezza a causa dell’eccesso di capacità globale, della 

competizione da parte di produttori con maggiori economie di scala e minori costi operativi per oneri ambientali, nonché in considerazione 

dell’atteso declino della domanda di carburanti tradizionali nei mercati serviti per effetto delle politiche di decarbonizzazione dell’EU.

Il business della Chimica Eni gestito da Versalis è caratterizzato da dinamiche di mercato simili alla raffinazione: eccesso di capacità globale, 

pressione competitiva da parte di produttori che beneficiano di economie di scala e altri vantaggi di costo (Cina, Medio Oriente e USA), 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025118

ALLEGATI

accentuarsi dei fattori di strutturale debolezza della chimica europea legati agli elevati costi energetici e alle obbligazioni ambientali, nonché

all’evoluzione delle preferenze dei consumatori verso prodotti maggiormente ecocompatibili. La recessione del settore chimico europeo 

iniziata nel 2023 si è aggravata nel biennio 2024-2025 a causa della stagnazione economica dell’Eurozona e dell’intensificarsi della pressione 

competitiva da parte dei produttori di Usa e Cina. 

Eni ha avviato dei piani industriali finalizzati a ridurre l’esposizione verso i settori commodity della raffinazione oil e della chimica di base 

attraverso ristrutturazioni, riconversioni e, nel caso della chimica, la diversificazione verso segmenti dove può contare su vantaggi competitivi 

(es. chimica bio, prodotti specializzati). L’esecuzione di tali piani è soggetta a rischi operativi e di esecuzione, nonché ai rischi di ritardi 

nell’ottenimento delle necessarie autorizzazioni.

RISCHI CONNESSI AL CAMBIAMENTO CLIMATICO 

L’ambiente operativo di Eni è influenzato in maniera rilevante dalle politiche di contrasto al cambiamento 

climatico adottate dai governi in coerenza con gli impegni dell’Accordo di Parigi e con l’evoluzione 

delle politiche climatiche globali e nazionali, nonché dall’evoluzione delle preferenze dei consumatori 

verso prodotti sempre più decarbonizzati

La transizione energetica, che intende traguardare la neutralità carbonica del sistema economico attraverso l’espansione delle fonti energetiche 

rinnovabili o a zero emissioni e la diffusione di modelli di consumo sostenibili (mobilità elettrica, prodotti “plastic-free” e maggiore efficienza 

energetica) potrebbero determinare una diminuzione strutturale della domanda di petrolio e gas nel medio-lungo termine con eventuali effetti 

negativi sui risultati e le prospettive dell’Eni qualora la Società non fosse in grado di allineare il portafoglio prodotti al mutato contesto. Le 

incertezze legate all’evoluzione del mix energetico e alla fattibilità/redditività delle tecnologie di decarbonizzazione rendono più rischiose le 

decisioni di investimento in relazione alla velocità del processo di transizione del sistema economico. Un disallineamento tra il ritmo della 

transizione del sistema economico e la capacità di decarbonizzazione del portafoglio prodotti di Eni potrebbe comportare impatti negativi 

significativi sui risultati e sulle prospettive della Società. Viceversa, una decarbonizzazione del portafoglio prodotti Eni più rapida dell’evoluzione 

del sistema, potrebbe esporre la Società al rischio di investimenti in prodotti e tecnologie a ridotto contenuto di carbonio che non avrebbero 

domanda sufficiente sul mercato. 

La crescente polarizzazione del dibattito pubblico sul cambiamento climatico e lo scrutinio sempre più rigoroso da parte di vari stakeholder 

potrebbero limitare l’accesso al mercato dei capitali e mettere in discussione la ”license to operate” delle società petrolifere. In tale ambito, 

singoli cittadini, associazioni e organizzazioni non governative hanno promosso contenziosi climatici nei confronti delle società petrolifere 

per accertare una possibile responsabilità climatica delle imprese, anche in connessione alle strategie industriali ritenute incompatibili con gli 

accordi internazionali sul clima, nonché con la tutela dell’ambiente e dei diritti umani. I contenziosi mirano a ottenere risarcimenti per i danni 

economici attribuibili a eventi metereologici o naturali riconducibili al cambiamento climatico e/o di modificare i percorsi di decarbonizzazione 

delle società coinvolte.

Eni è impegnata nell’esecuzione di una strategia di evoluzione del portafoglio orientata alla progressiva decarbonizzazione, attraverso 

l’integrazione  di prodotti e soluzioni a minore intensità emissiva, tra cui energie rinnovabili, biocarburanti e prodotti chimici a minore impatto 

ambientale, nonché mediante lo sviluppo di tecnologie di cattura/abbattimento delle emissioni climalteranti. Tale strategia è soggetta a vari 

rischi: l’inefficacia della fase esecutiva, la maggiore incertezza sui ritorni economici degli investimenti in nuove tecnologie e nuovi vettori 

energetici (ad es. la cattura della CO

2

oppure la fusione a confinamento magnetico) e la disponibilità di fondi necessari per finanziare lo sviluppo 

della capacità produttiva di prodotti a minore contenuto carbonico (elettricità da fonti rinnovabili, biocarburanti).

I rischi connessi al cambiamento climatico sono valutati e gestiti da Eni considerando i cinque driver di riferimento individuati dalla Task Force 

on Climate-related Financial Disclosures (TCFD), che si riferiscono sia ai rischi legati alla transizione energetica (normativo, legale, scenario 

di mercato, tecnologico e reputazionale) sia ai rischi fisici (acuti e cronici) connessi al cambiamento climatico.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 119ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Eni è esposta al rischio di un contesto normativo propenso a introdurre restrizioni, divieti e altri oneri a 

carico del settore del petrolio e del gas con possibili aumenti di costi, minori opportunità di accedere 

alle riserve ed effetti negativi sulla domanda petrolifera a lungo termine

Nel contesto degli impegni internazionali in materia di decarbonizzazione, l’adozione delle politiche climatiche particolarmente ambiziose 

ha accentuato la competizione tra Stati per il controllo delle filiere e tecnologie a basse emissioni di carbonio. In tale scenario, il ricorso a 

misure protezionistiche potrebbe intensificarsi, con il rischio di inasprire la competizione internazionale e favorire una frammentazione delle 

politiche climatiche. Tale evoluzione normativa e regolatoria potrebbe tradursi nell’introduzione di divieti, restrizioni, obblighi e altri oneri a 

carico del settore petrolifero, determinando un aumento dei costi operativi e delle passività. In particolare, provvedimenti volti a ridurre il 

consumo di idrocarburi o limitare l’attività estrattiva potrebbero ridurre le prospettive di crescita del business tradizionale, rendendo necessaria 

un’accelerazione dei processi di diversificazione del portafoglio.

Nel contesto europeo, gli obiettivi di decarbonizzazione e le politiche climatiche più ambiziose rispetto ai Paesi concorrenti, potrebbero 

generare costi aggiuntivi e ridurre la competitività dei settori industriali. Nel medio-lungo termine, è ipotizzabile un’evoluzione normativa 

che porti alla diffusione di nuovi meccanismi di carbon pricing e/o obblighi di introduzione di quote minime di combustibili rinnovabili/lower 

carbon nel mercato. Nello specifico, Eni è soggetta all’European Emission Trading Scheme (EU ETS) e all’UK Emission Trading Scheme (UK 

ETS). Secondo tali schemi, l’impresa ha l’onere di acquistare quote di emissione a copertura dell’eccesso rispetto a quanto assegnato su base 

gratuita. Nel 2025 lo sbilancio del gruppo Eni è stato pari a circa 11 mln/ton, di cui circa l’80% è attribuibile al settore termoelettrico che non 

riceve quote gratuite. Nell’area extra UE, diverse economie in via di sviluppo hanno annunciato l’implementazione di meccanismi di carbon 

pricing, tuttavia, almeno in una fase iniziale, si prevede che tali strumenti siano caratterizzati da livelli contenuti del prezzo della CO

2

, con un 

impatto non significativo sulle attività Eni.

Eni è esposta al rischio legale in relazione al crescente numero di contenziosi nei confronti delle società

petrolifere incardinati sulla presunta responsabilità da cambiamento climatico e di connessa violazione 

dei diritti umani 

Soggetti pubblici e privati hanno avviato procedimenti giudiziali nei confronti delle principali compagnie Oil & Gas sulla base di asserite 

responsabilità per gli impatti Climate-related, anche connessi ai diritti umani, nonché per lamentate pratiche di c.d. “greenwashing”. Nel

contesto europeo, la giurisprudenza, sebbene non consolidata, si sta evolvendo nel senso di affermare l’esistenza di un dovere, in capo alle 

imprese, di contribuire al contrasto al cambiamento climatico, anche nella fase di valutazione degli impatti dei progetti di investimento e pur 

nell’asserita impossibilità da parte dell’Autorità giudiziaria  di quantificare a danno delle imprese gli obiettivi di riduzione delle emissioni GHG. 

Quanto sopra dimostra come le istituzioni e gli stakeholder stiano mettendo in discussione la“license to operate”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, incrementando i rischi legali. Infine, anche l’introduzione della CSDDD e il recepimento, da parte degli Stati Membri dell’UE, 

della CSRD potrebbero influire sull’evoluzione del rischio di contenzioso climatico. 

Per gli aggiornamenti sui contenziosi di Eni in ambito climatico, si rinvia alle note al bilancio consolidato.

Eni è esposta al rischio reputazionale legato alla percezione da parte di diverse categorie di stakeholders 

e dei mercati finanziari che le società petrolifere non rappresentino attori industriali sostenibili

Nella crescente polarizzazione del dibattito pubblico sul cambiamento climatico, una parte della società civile (movimenti ambientalisti, ONG 

e giovani generazioni), istituzioni governative e altri stakeholder percepiscono le compagnie Oil & Gas tra i principali responsabili dei presunti 

danni all’ambiente dovuti alle emissioni GHG e pertanto come attori industriali non sostenibili. Ciò porta a una crescente pressione sui board 

delle compagnie petrolifere affinché accelerino i piani di transizione. Parallelamente, tali dinamiche incidono sul settore finanziario (asset 

manager, banche e società assicurative) che si trova a dover allineare i propri portafogli ai target “net zero”, anche in risposta agli obblighi 

normativi introdotti dalla UE in ambito ESG, come la Sustainable Finance Disclosures Regulation (EU Reg. 2019/2088). Tale normativa impone 

alle istituzioni finanziarie obblighi di rendicontazione sulle modalità con le quali hanno considerato i rischi sociali ed ambientali nelle decisioni 

di investimento. Il disimpegno del mondo finanziario dagli idrocarburi 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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025120

ALLEGATI

Eni è esposta al rischio mercato dovuto alla possibile contrazione della domanda petrolifera nel lungo 

termine causata dall’evoluzione delle preferenze degli operatori industriali e dei consumatori finali 

verso alternative a minore contenuto emissivo

L’evoluzione verso modelli di produzione e consumo maggiormente compatibili con l’ambiente e con l’obiettivo di contrasto al cambiamento 

climatico (es. acquisti di energia “green” da parte degli operatori industriali, nuovi metodi di produzione ad es. nell’industria dell’acciaio, mobilità

elettrica, prodotti alternativi alle plastiche, efficienza energetica) potrebbero determinale nel lungo termine una strutturale riduzione della 

domanda di petrolio e gas. Tuttavia, le modalità e le tempistiche della transizione energetica sono soggette alle incertezze del mercato globale 

a causa dell’interazione di diverse variabili, tra cui le tensioni geopolitiche, le politiche per la decarbonizzazione (estremamente disomogenee 

a livello geografico), l’andamento di domanda e offerta. Tale incertezza accentua la difficoltà delle decisioni di investimento. Pertanto, qualora 

i meccanismi che regolano la domanda e l’offerta presente e futura delle diverse tecnologie (sia quelle attualmente disponibili che quelle a 

differenti stadi di sviluppo o commercializzazione) si muovano più rapidamente di quanto previsto da Eni, ciò potrebbe incidere sostanzialmente 

sulle prospettive di crescita, sui risultati operativi, sul cash flow e sui ritorni per gli azionisti.

Le incertezze del mercato e l’estensione degli orizzonti temporali rendono complessa la previsione dei prezzi degli idrocarburi a lungo termine. Tale 

previsione rappresenta un’assunzione critica ai fini della valutazione di recuperabilità degli investimenti Oil & Gas iscritti nel bilancio consolidato. La

variabilità delle assunzioni di prezzo può determinare ampie oscillazioni dei valori equi degli investimenti, con impatti potenzialmente significativi 

sul bilancio consolidato. Ai fini dell’apprezzamento di tale rischio, la Direzione ha verificato mediante analisi di sensitività (c.d. “stress test”) la tenuta 

dei valori contabili degli attivi Oil & Gas ad assunzioni di prezzo alternative rispetto allo scenario base adottato per i processi di pianificazione 

e controllo aziendali (base case”). Tra gli scenari considerati sono inclusi la curva dei prezzi dello scenario IEA Net Zero 2050 (integrata dalle

previsioni Eni per gli anni non coperti dall'IEA) e il c.d. “haircut del 10%”. Gli stress test eseguiti nel bilancio 2025 prevedono di modificare solo le 

variabili prezzo/costo della CO

2

, mantenendo invariate le altre assunzioni (profili, investimenti e costi operativi). Nonostante questi limiti, i risultati 

nel complesso confermano la recuperabilità dei valori di bilancio (si rinvia alla nota integrativa n. 15 del bilancio consolidato).

Eni è esposta al rischio tecnologico connesso al possibile sviluppo da parte del mercato di soluzioni 

energetiche a ridotto contenuto emissivo in anticipo rispetto ai programmi di transizione della Società

Nel medio-lungo termine, diverse tecnologie finalizzate a costruire un modello di consumo energetico lower carbon potrebbero raggiungere la 

fase commerciale, ad esempio, nella mobilità elettrica, nello stoccaggio di energia da fonti rinnovabili, e nello sviluppo di nuovi vettori energetici. 

Per tale motivo, l’innovazione tecnologica riveste un ruolo chiave nei piani di transizione delle società Oil & Gas. 

Eni è attiva nella ricerca e nello sviluppo di nuove tecnologie e vettori energetici volti a trasformare il proprio portfolio. Tra le iniziative intraprese 

da Eni figurano la cattura e stoccaggio della CO

2

, la produzione/trasporto di idrogeno, e la fusione a confinamento magnetico. Tuttavia, il 

mancato presidio di tecnologie che si riveleranno essenziali per la transizione energetica e, d’altra parte, il fallimento o il ritardo nello sviluppo 

delle tecnologie in cui Eni investe potrebbe comportare rischi finanziari significativi e ricadute sulle prospettive di crescita della Società. 

Il rischio fisico in dipendenza di eventi metereologici estremi acuti o cronici associati dalla comunità

scientifica al cambiamento climatico potrebbero comportare rilevanti interruzioni delle attività

industriali Eni con ricadute sui risultati e sulle prospettive della Società

Diversi studi della comunità scientifica hanno associato l’aumento della frequenza di fenomeni meteoclimatici acuti e il verificarsi di eventi 

cronici alla influenza del cambiamento climatico. Gli eventi metereologici estremi, quali, a titolo esemplificativo, uragani, inondazioni, siccità, 

desertificazione, innalzamento del livello degli oceani e scioglimento dei ghiacciai perenni, hanno un impatto sull’economia e sulla vita della 

comunità. Questi eventi possono anche comportare interruzioni più o meno prolungate delle operazioni industriali e danni a impianti e 

infrastrutture dell’Eni, con conseguente perdite finanziarie, riduzione di cash flow e incremento dei costi di ripristino e manutenzione, compresi 

gli effetti sulla catena di fornitura, nonché sulle prospettive del business.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 121ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

RISCHI CONNESSI AL CONTESTO ECONOMICO GLOBALE E AL QUADRO GEOPOLITICO 

I risultati economici e i flussi di cassa previsti dal Gruppo nel 2026 sono esposti ai rischi di rallentamento dell’economia globale,  all’incertezza 

dovuta al complesso quadro geopolitico in relazione al protrarsi dell’aggressione militare da parte della Russia nei confronti dell’Ucraina, 

alle tensioni in Medio Oriente culminate con gli atti di aperta ostilità a fine febbraio-inizi marzo ’26, alle controversie commerciali tra Stati 

Uniti, Europa e Cina, nonché alle variabili finanziarie (sostenibilità dei debiti pubblici, elevati tassi d’interesse a lungo termine, aspettative 

inflazionistiche, eccetera) che potrebbero innescare shock macroeconomici globali, quali ad es. recessioni o crisi finanziarie. La persistenza 

di rischi sistemici e di incertezza e volatilità nei mercati finanziari ed energetici possono incidere sull’attività produttiva mondiale, sulla catena 

delle forniture e sulla fiducia dei consumatori, delle imprese e degli investitori con conseguenti ritardi o arresti nelle decisioni di spesa e 

d’investimento. Tali condizioni potrebbero determinare una riduzione della domanda delle materie prime energetiche e una conseguente 

riduzione dei prezzi, con ricadute negative sui risultati economici, i flussi di cassa e la realizzazione dei piani industriali del Gruppo.

RISCHIO MERCATO, RISCHIO CREDITO, RISCHIO LIQUIDITÀ

Eni è esposta ai rischi di fluttuazioni dei prezzi delle commodity, dei tassi di cambio dell’euro con le principali valute, in particolare il dollaro 

statunitense, e dei tassi di interesse che potrebbero comportare una diminuzione del valore di bilancio delle attività o un incremento delle 

passività o un impatto negativo sui cash flow attesi. Tali esposizioni sono normalmente gestite dal Gruppo tramite l’utilizzo di strumenti 

derivati, ad eccezione delle esposizioni strategiche relative alle produzioni delle riserve di idrocarburi, ai margini di raffinazione e a una quota 

dei volumi di gas naturale approvvigionati dai contratti long-term venduti al mercato grossista, salvo particolari situazioni di mercato, nonché

l’esposizione al dollaro USA relativa alla conversione in euro dei bilanci delle società del settore E&P che hanno il dollaro come valuta funzionale. 

Con riguardo a quest’ultima, l’analisi di sensitività per l’anno 2026 prevede una variazione del flusso di cassa operativo prima del capitale 

circolante al costo di rimpiazzo di circa €0,4 miliardi a fronte di variazioni di 5 centesimi del tasso di cambio USD/EUR rispetto all’assunzione 

del management per il 2026 pari a un cambio euro/dollaro di 1,15.

Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire adeguate 

fonti di finanziamento o che il Gruppo non sia in grado di liquidare le proprie attività sul mercato per far fronte alle esigenze finanziarie di breve 

termine. Tale situazione potrebbe avere un impatto negativo sui risultati economici e sui flussi di cassa del Gruppo, in quanto comporterebbe 

per Eni un aumento degli oneri finanziari per far fronte alle proprie obbligazioni, o nel peggiore degli scenari, una situazione di insolvenza che 

pone a rischio la continuità aziendale.

Il Gruppo è esposto al rischio di potenziali perdite derivanti dall’inadempienza delle controparti di pagare gli importi dovuti a Eni alla scadenza 

contrattuale in relazione alle forniture di prodotti o servizi Eni o altri addebiti da parte del Gruppo nel normale svolgimento delle operazioni. 

In caso di tali rischi o di situazioni di default delle controparti, il Gruppo incorre in perdite su crediti con impatti negativi sulla generazione di 

cassa. Per maggiori informazioni sul rischio mercato si rinvia alle Note al bilancio consolidato della Relazione Finanziaria Annuale (nota n. 

28 Garanzie Impegni e Rischi).

RISCHIO PAESE 

Al 31 dicembre 2025, circa l’84% delle riserve certe di idrocarburi del Gruppo risulta localizzato in Paesi non OCSE, principalmente in Africa, 

Asia Centrale e Medio Oriente, che per varie ragioni sono caratterizzati, rispetto all’area OCSE, da un minore grado di stabilità politica, sociale 

ed economica e anche del quadro normativo e legale. Tale instabilità e incertezza può causare eventi destabilizzanti quali conflitti interni, 

rivoluzioni, instaurazione di regimi non democratici, disordine sociale, scioperi, atti di vandalismo alle infrastrutture e altre forme di disordine 

civile e fenomeni similari tali da compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare in condizioni economiche e 

di assicurarsi l’accesso alle riserve di idrocarburi.

I principali rischi connessi all’attività svolta in tali paesi esteri sono rappresentati da: (i) mancanza di un quadro legislativo stabile e incertezze 

sulla tutela dei diritti della compagnia straniera in caso di 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 del Gruppo, 

disinvestimenti forzosi, nazionalizzazioni ed espropriazioni; (iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione 

ed esportazione; (iv) incrementi della fiscalità applicabile; (v) complessi iter di rilascio/rinnovo di autorizzazioni e permessi che impattano sul 

time-to-market dei progetti di sviluppo; (vi) sistema di sanzioni adottate dagli USA e dall’UE nei confronti di determinati paesi che possono 

compromettere la capacità di Eni di continuare a svolgere le proprie attività o a svolgerle con talune limitazioni.

Nel corrente scenario, il Gruppo Eni presenta una maggiore esposizione al rischio paese in Libia, Venezuela ed Egitto.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025122

ALLEGATI

Per quanto riguarda la Libia, uno dei Paesi a più elevato rischio politico nel recente passato, nonostante l’assenza di un governo di unità

nazionale e il permanere di conflittualità interna, la situazione di complessiva stabilità nelle aree operative ha consentito un sostanziale 

svolgimento delle attività estrattive nel 2025, nonché la prosecuzione di diversi progetti di sviluppo. La produzione Eni in Libia nell’esercizio è

stata di 162 mila boe/giorno, pari a circa il 10% della produzione complessiva della Società. 

L’attuale contesto in Medio Oriente ha impattato la crescita economica e le disponibilità finanziarie dell’Egitto, influenzando la solvibilità delle 

Compagnie di Stato che acquistano la quota equity delle produzioni delle società petrolifere internazionali. Eni vanta un significativo ammontare 

di crediti scaduti verso le società di Stato, il cui incasso è progredito nel 2025 sulla base di un piano di rientro concordato nel luglio 2024, che 

ha consentito di stabilizzare la posizione creditoria e di ridurre significativamente le posizioni di scaduto. 

Il Venezuela versa da anni in una crisi economica e finanziaria per l’impossibilità di esportare petrolio a causa delle sanzioni USA volte a colpire 

la principale fonte di entrate del Paese, il Governo venezuelano e le Società di Stato del petrolio. Tuttavia, a inizio 2026 sono stati registrati 

importanti sviluppi nel quadro delle relazioni tra Venezuela e USA aprendo la possibilità di un rilancio del settore petrolifero del Paese con 

l’ingresso delle compagnie petrolifere internazionali, pertanto rendendo meno incerto rispetto al passato il contesto operativo per il recupero 

dei crediti commerciali Eni vs la società petrolifera statale PDVSA.

Il recupero dell’investimento Eni nel giacimento offshore a gas Perla, operato dalla società locale Cardón IV, joint venture paritetica con un’altra 

compagnia petrolifera internazionale, è soggetto a rischi a causa dello stato d’insolvenza di PDVSA alla quale è venduta l’intera produzione di 

gas naturale del progetto. Alla data di bilancio, l’esposizione nominale creditoria Eni verso PDVSA al netto degli interessi maturati ammonta 

a circa $2,3 miliardi nominali, esposti in bilancio al valore recuperabile di circa $1 miliardo stimato da parte del management sulla base dei 

tempi di dilazione dei rimborsi considerando il mutato scenario geopolitico, meno incerto rispetto al passato.

In generale, l’evoluzione del contesto economico, finanziario e politico dei vari Paesi in cui opera il Gruppo potrebbe influire sulle scelte operative 

e di investimento di Eni che potrebbe anche, in ultima istanza, decidere di ridimensionare la presenza del Gruppo in determinate aree, con 

conseguenti possibili ripercussioni negative sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

RISCHIO OPERATION E CONNESSI RISCHI IN MATERIA DI HSE

La complessità tecnica e operativa delle attività del Gruppo, la loro scala e portata geografica, nonché

la natura dei prodotti espongono il Gruppo a rilevanti rischi in materia di salute, sicurezza e ambiente.

Le attività 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 causare danni 

alle persone, all’ambiente e alle proprietà di proporzioni anche rilevanti come nel caso di esplosioni, incendi, fuoriuscite di greggio, gas e prodotti 

(da pozzi, piattaforme, navi cisterna, pipeline, depositi e condutture), rilascio di contaminanti nel suolo, nelle falde e nell’ambiente acquatico, 

emissioni nocive e altre similari avverse conseguenze. 

Tali rischi sono influenzati dalle caratteristiche 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. 

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, a livello nazionale/locale, europeo e attraverso protocolli e 

convenzioni internazionali. 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 il Gruppo svolga la propria attività nel rispetto di tali leggi e regolamenti, il rischio di incorrere in incidenti, violazioni di 

complesse normative e altri oneri imprevisti, ivi comprese le richieste di risarcimento dei danni a cose e persone, nonché il rischio reputazionale, 

sono legati alla natura delle attività poste in essere dal Gruppo; pertanto 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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 123ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

In relazione alle contaminazioni storiche, con particolare riguardo all’Italia, Eni continua ad essere esposta al rischio di passività e oneri 

ambientali in relazione a diversi siti oggi inattivi o dismessi che in passato ospitavano 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 la corrente normativa ambientale. 

In oltre l’80% delle aree di proprietà, 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 in qualità di soggetto interessato alla bonifica ma 

non responsabile della contaminazione in quanto relativa a produzioni storiche conferite ex lege o acquisite con fusioni societarie, e subito 

chiuse da Eni, durante l’operazione di salvataggio industriale disposta dal Governo a fine anni 80 e inizi 90, quando la Società era ancora Ente 

di Stato. In altri siti, più recenti, Eni è stata coinvolta nella partecipazione delle attività di bonifica dall’autorità pubblica (mediante ordinanze ex 

art. 244 del TUA, adottate a seguito di istruttoria provinciale), da soggetti privati (nell’ambito di giudizi civili) o in procedimenti penali. 

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.

Inoltre, il mancato adeguamento alla normativa ambientale (che risulta peraltro in rapida e continua evoluzione) ovvero il mancato adempimento 

a provvedimenti e imposizioni di adeguamento delle attività svolte, può esporre il Gruppo al rischio di essere ritenuto responsabile civile di 

eventuali danni e conseguenti richieste di risarcimento. L’eventuale soccombenza in relazione ai procedimenti in corso potrebbe determinare 

l’applicazione di sanzioni pecuniarie e/o interdittive, quali l’interdizione dall’esercizio dell’attività, la sospensione o la revoca di autorizzazioni, 

licenze o concessioni, con possibili conseguenti effetti negativi sull’attività, le prospettive, la reputazione nonché la situazione economica, 

patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

RISCHI CONNESSI ALL’AUMENTO DELLE IMPOSTE SUL REDDITO E DELLE ROYALTIES

Le operazioni nel settore Oil & Gas sono soggette al pagamento di royalties e imposte sul reddito, la cui incidenza sull’utile ante imposte tende 

a essere più elevata rispetto alle altre attività commerciali. Il possibile aumento dell’aliquota fiscale marginale nel settore Oil & Gas connesso 

all’aumento dei prezzi del petrolio potrebbe rendere più difficile per Eni traslare un eventuale ripresa dei prezzi del petrolio in un aumento 

dell’utile netto. Inoltre, in tali fasi sono possibili prelievi straordinari sui profitti delle compagnie petrolifere, quali windfall taxes, contributi 

solidaristici e oneri similari, con l’intento da parte delle amministrazioni finanziarie di ripartire i costi della bolletta energetica. Sfavorevoli 

variazioni dell’aliquota fiscale applicabile all’utile prima delle imposte del Gruppo nelle attività Oil & Gas comporterebbero un impatto negativo 

sui futuri risultati economici e sui flussi di cassa. Eventuali ulteriori inasprimenti della pressione fiscale o eventuali prelievi straordinari una 

tantum sulla base di provvedimenti che potrebbero essere emanati dai governi dei Paesi in cui opera il Gruppo potrebbero determinare un 

incremento, anche significativo delle imposte cui è soggetto il Gruppo, con conseguenti impatti significativi sulla situazione economica, 

patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

RISCHI CONNESSI AL QUADRO COMPETITIVO NEL SETTORE IN CUI OPERA IL GRUPPO

Il contesto competitivo in cui Eni opera è caratterizzato da prezzi e margini volatili delle commodity energetiche, limitata differenziazione dei 

prodotti e complessi rapporti con le Compagnie di Stato e le agenzie nazionali dei Paesi in cui sono localizzate le riserve di idrocarburi per 

l’ottenimento di diritti di sfruttamento minerario. Poiché i prezzi delle materie prime sono al di fuori del controllo di Eni, la competitività della 

compagnia in tale contesto richiede una continua attenzione all’innovazione tecnologica, al raggiungimento e mantenimento di efficienze nei 

costi operativi, a una gestione efficace delle risorse di capitale e alla capacità di fornire servizi agli acquirenti di energia. 

Nel caso in cui il Gruppo non sia in grado di gestire efficacemente i rischi competitivi, che possono aumentare in caso di crisi, recessioni, 

eccesso di offerta e altri avversi sviluppi di mercato, il Gruppo potrebbe non essere in grado di mantenere i volumi e i margini di vendita.

RISCHI CONNESSI ALL’ATTIVITÀ DI RICERCA E PRODUZIONE DI IDROCARBURI

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi richiedono elevati investimenti con tempi di ritorno medio-lunghi e sono soggette 

al rischio minerario e di insufficienti ritorni del capitale per l’esposizione alla volatilità dei prezzi, nonché a rilevanti rischi operativi in funzione 

della natura delle operazioni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025124

ALLEGATI

Le attività Eni nella ricerca e produzione di idrocarburi sono esposte al rischio minerario. I progetti di 

sviluppo sono caratterizzati da lunghi tempi di esecuzione e sono esposti alla volatilità del prezzo.

Il rischio minerario è rappresentato dall’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 o insufficienti a giustificare il completamento dei pozzi esplorativi come produttori. 

Nelle attività di sviluppo il rischio minerario è dovuto alla possibile sotto performance dei reservoir e al recupero di volumi di idrocarburi 

inferiori alle stime iniziali. I progetti di sviluppo sono sfidanti e peculiari per le tempistiche necessarie alla realizzazione e al relativo payback 

nonché per l’impegno finanziario richiesto nella fase di costruzione che li espone al rischio di ritorni economici inferiori al costo del capitale 

a causa di aumenti non pianificati dei costi di investimento/operativi, di possibili ritardi nell’avvio della produzione e della volatilità dei prezzi 

degli idrocarburi che potrebbero essere inferiori rispetto alle assunzioni sottostanti 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 e ritardi nelle fasi di commissioning.

I livelli futuri di produzione Eni dipendono dalla capacità dell’Azienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l’esplorazione di successo, 

l’efficacia e l’efficienza delle attività di sviluppo, l’applicazione di miglioramenti tecnologici in grado di massimizzare i tassi di recupero dei 

giacimenti in produzione e l’esito dei negoziati sui termini economici dei progetti con gli Stati possessori delle riserve. L’insuccesso nel 

conseguimento di adeguati tassi di rimpiazzo delle produzioni potrebbe influenzare in maniera negativa le prospettive di crescita del Gruppo, 

i risultati, il cash flow, la liquidità e i ritorni per l’azionista.

Il time-to-market delle riserve è un fattore critico per la redditività dell’industria petrolifera, considerata la complessità tecnologica e realizzativa dei 

progetti, l’anticipazione finanziaria durante la fase realizzativa, il differimento temporale dei cash flow positivi che si manifestano a partire dall’inizio 

della produzione consentendo il recupero del capitale nell’arco di anni e l’esposizione alla volatilità dei prezzi. Lo sviluppo e messa in produzione 

delle riserve scoperte comporta normalmente un insieme complesso di attività con lunghi tempi di realizzazione, i cd. “long lead time projects”: 

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 ospitante, talora il project financing, 

l’ingegneria di front-end e di dettaglio e la realizzazione di pozzi e impianti, piattaforme, unità di floating production, centri di trattamento, linee di 

export e altre facilities critiche. Ritardi nell’ottenimento delle necessarie autorizzazioni o nelle fasi di costruzione, limitati dati per la progettazione, 

ritardi nel recupero di costi di investimento per difficoltà della first party o altri eventi similari possono determinare slittamenti nei tempi di avvio della

produzione e un incremento dei costi, con ricadute significative sulla redditività del progetto. Le eventuali complessità dell’ambiente circostante 

sono un ulteriore fattore di rischio per i tempi e i costi di realizzazione dei progetti (condizioni metereologiche, temperature, offshore profondo e 

ultra-profondo, tutela dell’ecosistema, ecc.). I progetti di sviluppo sono esposti ai rischi di cost overrun in funzione dell’evoluzione dell’ambiente 

operativo. L’industria è esposta ai rischi di strozzature nelle catene di fornitura e nella logistica, ridotta disponibilità di yard di costruzione, nonché

incrementi del costo dei fattori produttivi quali materie prime (acciaio, cemento), lavoro specializzato e altri input, come si è verificato negli ultimi 

anni in relazione alla pressione inflazionistica in tutti i settori produttivi a partire dalle materie prime. Per il 2026 è prevedibile un allentamento della 

pressione inflazionistica per alcuni beni; tuttavia, le daily rate di rig e altri mezzi navali di perforazione e sviluppo sono attesi rimanere su elevati 

livelli a causa della disciplina finanziaria adottata dal settore dei servizi all’industria in risposta alla contrazione degli investimenti da parte del 

settore petrolifero durante i recenti downturn e al mantenimento di un approccio selettivo al capital budget. Pertanto, le società petrolifere sono 

esposte al rischio di competere rispetto a un’offerta limitata di unità di perforazione e altri mezzi.

Nel caso in cui Eni non sia in grado di assicurare un adeguato rimpiazzo delle riserve prodotte, ne 

potrebbero conseguire effetti significativi sulle prospettive di crescita e di redditività

La redditività futura di Eni dipende dall’accuratezza delle stime delle riserve certe e delle previsioni relative ai tassi futuri di produzione e ai futuri 

costi operativi/di sviluppo. Tali stime dipendono da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, quali: (i) la qualità dei dati geologici, tecnici ed 

economici disponibili e la loro interpretazione e valutazione; (ii) le assunzioni sui futuri tassi di produzione e le previsioni di costi operativi e 

dei tempi di sostenimento dei costi di sviluppo; (iii) le modifiche della normativa fiscale vigente, delle regolamentazioni amministrative e delle 

condizioni contrattuali; (iv) l’esito di perforazioni e di test di produzione e i tassi reali di produzione dei giacimenti successivamente alla data 

della stima che potrebbero determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso delle riserve; (v) le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas 

naturale che potrebbero influire sulle quantità delle riserve certe, poiché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi esistenti alla data della stima. 

Oltre a dipendere dalla produzione, dalle revisioni e dalle nuove scoperte, il rimpiazzo delle riserve del Gruppo è influenzato dal meccanismo 

di attribuzione previsto dai “PSA”, in base al quale il Gruppo ha diritto a una parte delle riserve di un giacimento, la cui vendita è destinata a 

coprire i costi sostenuti dalla compagnia petrolifera per lo sviluppo e la gestione del giacimento. Sulla base di tali meccanismi contrattuali 

previsti nei PSA, maggiori sono i prezzi di riferimento del Brent utilizzati per stimare le riserve certe della compagnia, minore è il numero di 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 125ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

barili necessari per recuperare lo stesso ammontare di costo, e viceversa. La produzione futura di petrolio e gas dipende dalla capacità del 

Gruppo di accedere a nuove riserve attraverso nuove scoperte, l’applicazione di miglioramenti tecnici, il successo delle attività di sviluppo, le 

trattative con le compagnie petrolifere nazionali e altri proprietari di riserve note e le acquisizioni. 

Il Gruppo potrebbe non ottenere adeguati tassi di rimpiazzo delle riserve prodotte con nuove riserve scoperte o un migliore rendimento da parte 

dei giacimenti ovvero potrebbe incorrere in insuccessi delle attività di esplorazione o nella mancata scoperta di ulteriori riserve commerciali 

con una conseguente riduzione della produzione futura di petrolio e gas naturale, che dipende in larga misura dal tasso di successo dei progetti 

di esplorazione e dall’efficienza delle attività di sviluppo nel recuperare i volumi inizialmente stimati.

Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi operativi e di sviluppo più elevati possono comportare significative revisioni negative 

di stima delle riserve certe per il fatto che esse potrebbero diventare non economiche al variare dei fattori suddetti, determinando un impatto 

negativo sulle prospettive di business, sui risultati operativi, sui flussi di cassa e sulla liquidità del Gruppo.

Le attività di ricerca e sviluppo del petrolio e gas sono esposte a particolari rischi operativi

L’attività di ricerca, sviluppo ed estrazione degli idrocarburi è esposta a specifici rischi gestionali in relazione alle caratteristiche chimico-fisiche 

degli idrocarburi (infiammabilità, instabilità, tossicità, ecc.), alle condizioni operative dei giacimenti (temperatura, pressione, profondità) e alla 

complessità delle attività di estrazione e trattamento dei prodotti. Sono rischi di possibili eventi dannosi a carico della salute e della sicurezza delle 

persone, dell’ambiente e della proprietà, quali esplosioni con rilascio incontrollato di petrolio o gas naturale dai pozzi incidentati (c.d. “blowout”),

contaminazioni, malfunzionamenti delle apparecchiature con conseguenti sversamenti di petrolio, fuoriuscite di gas, incendi di pozzi, piattaforme 

o unità galleggianti di produzione, collisioni marine e altri eventi similari che potrebbero essere di entità tale da causare perdite di vite umane, 

disastri ambientali, danni alla proprietà, inquinamento dell’aria, dell’acqua e del suolo e altre conseguenze negative. Tali rischi sono potenzialmente 

maggiori per le attività svolte nell’offshore a causa della maggiore complessità e difficoltà delle operazioni di contenimento e recupero delle 

fuoriuscite di petrolio in mare aperto. Al 31 dicembre 2025 la produzione offshore del Gruppo ha rappresentato una quota rilevante di quella 

complessiva pari a circa il 73%. Al riguardo, si segnala che il Gruppo adotta tecnologie, procedure e best practices internazionali al fine di mantenere 

elevati standard operativi dei propri impianti ed ha in essere coperture assicurative per limitare i possibili effetti economici derivanti dai danni 

provocati a terzi e alla proprietà, agli attivi industriali, e da responsabilità di bonifica e ripristino dell’ambiente in caso di incidente. Ciononostante, 

un evento dannoso di ampia portata o di proporzioni catastrofali, quale fu l’esplosione del pozzo Macondo nel Golfo del Messico nel 2010 operato 

da una grande compagnia petrolifera internazionale, sarebbe coperto solo in minima parte dalla capacità assicurativa disponibile sul mercato e 

comporterebbe a carico del Gruppo il riconoscimento di oneri e passività di ammontare straordinario determinando impatti negativi rilevanti sul 

business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione.

Il Gruppo è esposto al rischio competitivo per l’accesso alle riserve di idrocarburi

Nel settore Exploration & Production il Gruppo è esposto alla concorrenza di società petrolifere internazionali e compagnie di Stato per 

l'ottenimento dei diritti di esplorazione e sviluppo. La capacità competitiva di Eni dipende anche dal grado di sviluppo e applicazione

industriale di nuove tecnologie sostenibili per massimizzare l’estrazione di idrocarburi. A causa delle dimensioni inferiori di Eni rispetto ad altre 

compagnie petrolifere internazionali, il Gruppo potrebbe trovarsi in uno svantaggio competitivo in presenza di progetti di dimensioni rilevanti 

o a elevata intensità di capitale che richiedono un’ampia disponibilità di risorse tecniche e finanziarie. Il Gruppo potrebbe essere esposto al 

rischio di ottenere minori risparmi di costi in un contesto deflazionistico rispetto ai concorrenti di maggiori dimensioni, in considerazione di 

un minore potere di mercato, mentre in caso di aumento dei costi dovuti alla carenza di materiali, manodopera e altri fattori produttivi, Eni 

potrebbe subire maggiori pressioni da parte dei propri fornitori per aumentare il prezzo di beni e servizi rispetto ai principali concorrenti.

RISCHI CONNESSI ALL’ATTIVITÀ DI GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI DI ENERGIA 

ALTERNATIVE E RINNOVABILI

Il Gruppo è attivo nello sviluppo e nella realizzazione di impianti per la generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili nell’ambito della strategia 

di diversificazione e trasformazione del modello di business per ridurre l’esposizione del portafoglio al settore degli idrocarburi. 

I progetti di sviluppo e realizzazione di impianti per la generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili sono esposti ai rischi autorizzativi e 

di incremento dei costi e di ritardi nella catena di approvvigionamento con ricadute negative sulla redditività attesa degli investimenti. Inoltre, il

ritorno dei progetti nel campo delle rinnovabili è influenzato da fattori quali (i) le politiche di incentivazione alla generazione di energia elettrica da 

fonti rinnovabili, (ii) eventuali malfunzionamenti e interruzioni dell’operatività degli impianti di trasmissione e generazione di energia elettrica da

fonti rinnovabili anche in relazione a fenomeni meteorologici estremi (c.d. rischio fisico), (iii) l’evoluzione tecnologica e (iv) le variazioni climatiche.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025126

ALLEGATI

Lo sviluppo e la realizzazione di impianti per la generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili sono soggetti a processi autorizzativi 

lunghi e complessi e richiedono investimenti di rilevante entità che vengono recuperati in base ai ricavi generati nel corso della vita utile 

degli impianti. Gli investimenti necessari per lo sviluppo e la costruzione di un impianto variano, tra l’altro, in base ai costi dei materiali e delle 

componenti impiantistiche, approvvigionate sui mercati internazionali, dei servizi per la realizzazione delle opere civili e per l’installazione e 

l’interconnessione con la rete di trasmissione, nonché alle tempistiche e disponibilità dei suddetti elementi. Il settore ha registrato in passato 

incrementi, anche repentini, dei costi di alcune materie prime, della componentistica e dei servizi, nonché strozzature e ritardi nella catena di 

approvvigionamento, anche a seguito di politiche restrittive del commercio internazionale, con ricadute negative sulla redditività attesa degli 

investimenti. Un eventuale rilevante incremento di tali costi di sviluppo e realizzazione degli impianti, ovvero una significativa dilatazione dei 

tempi di reperimento dei principali materiali e componenti potrebbe comportare effetti negativi sulla redditività di tali progetti e, in aggiunta, 

ove il Gruppo non dovesse essere in grado di realizzare gli impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili secondo criteri di 

economicità, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nel perseguimento dei propri obiettivi di sviluppo e di transizione energetica. 

Le politiche di incentivazione alla generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, adottate dalla maggior parte dei Paesi in cui il Gruppo 

opera, possono incidere in maniera significativa, insieme alla normale variabilità dei prezzi di vendita dell’energia elettrica, sulle prospettive 

reddituali della produzione da fonti rinnovabili per gli operatori del settore. Eventuali mutamenti o ridimensionamenti di tali politiche, anche 

attraverso misure fiscali temporanee o straordinarie, potrebbero indurre il Gruppo a modificare o ridurre i suoi piani di sviluppo, nonché incidere 

negativamente sull’economicità della produzione da alcune fonti.

Il Gruppo è esposto a rischi di malfunzionamento e di imprevista interruzione dei suddetti impianti, causati da eventi sia operativi quali incidenti, 

guasti o malfunzionamento di apparecchiature o sistemi di controllo, sia di natura straordinaria quali difetti di fabbricazione dei componenti 

degli impianti, calamità naturali, eventi catastrofici, fenomeni climatici estremi, sabotaggi e altri eventi straordinari similari. Le interruzioni 

possono altresì derivare dalla incapacità delle reti di trasmissione di garantire il prelievo dell’energia (curtailment), specialmente nei periodi di 

picco produttivo. Il verificarsi di eventi di tale natura, non del tutto prevedibili e/o non completamente evitabili, potrebbe causare un aumento 

dei costi e una perdita di ricavi, l’insorgenza di potenziali perdite, la necessità di modificare il piano di investimenti del Gruppo, nonché avere 

effetti negativi sulla reputazione del Gruppo.

Il rendimento degli impianti di energia rinnovabile varia in funzione delle condizioni climatiche, quali la ventosità o l’irraggiamento dei siti

produttivi. Eventuali condizioni climatiche avverse ovvero non in linea con quelle attese possono comportare una minore produttività e 

redditività degli impianti del Gruppo. L’eventuale perdurare di condizioni meteorologiche avverse potrebbe comportare una riduzione dei 

volumi di energia elettrica prodotti dal Gruppo ovvero, al contrario, un eccesso dei volumi offerti che potrebbe comportare una riduzione, anche 

significativa, dei prezzi, con conseguenti effetti negativi sulla redditività.

RISCHI CONNESSI ALLE SANZIONI ECONOMICHE E FINANZIARIE

Nel 2025 non sono state irrogate sanzioni nei confronti del Gruppo nell’ambito dei programmi di sanzioni economiche e finanziarie adottate 

da USA, EU e UK nei confronti di determinati Paesi. Il Gruppo è esposto attualmente a questo tipo di rischio esclusivamente per le attività

condotte in Venezuela e Russia.

Sebbene le sanzioni siano generalmente volte a colpire l’economia del Paese oggetto del programma sanzionatorio e il Gruppo adotti misure 

volte a garantire che le proprie attività siano svolte in conformità con le norme applicabili, non si può escludere che il possibile deterioramento 

della situazione economica, sociale e politica del singolo Paese sanzionato, il protrarsi dell’applicazione delle sanzioni, la modifica ovvero 

l’inasprimento delle stesse possano limitare l’operatività del Gruppo, anche in modo significativo, con impatti negativi sulla situazione 

economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. Inoltre, esistono possibili rischi di compliance con il regime sanzionatorio.

RISCHI CONNESSI AL MERCATO GGP 

Il settore Global Gas & LNG Portfolio (GGP) di Eni opera nel mercato all'ingrosso del gas prevalentemente in ambito europeo e nel mercato del 

GNL a livello globale. I risultati di tale business sono influenzati dalle dinamiche globali e regionali della domanda e dell'offerta di gas naturale e 

dal contesto competitivo. L'attuale fase di mercato è caratterizzata da eccesso di offerta dovuta al rilevante numero di progetti GNL finalizzati

negli Usa offrendo uno sbocco alle produzioni landlocked con esportazioni al livello record di 18 BCF/d, nonché Qatar e Canada e alla minore 

richiesta dell’Asia dovute all’incerta ripresa economica della Cina. L’afflusso di GNL ha incrementando il grado di liquidità globale del gas. Il mercato 

europeo è stato caratterizzato da una debole domanda, a parte gli effetti stagionali, connessa alla recessione del comparto manifatturiero e alla 

competizione delle rinnovabili. Nel 2025 i prezzi del gas ai principali hub europei si sono attestati, nella media, su livelli sostanzialmente in linea 

con il 2024. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 127ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Il settore GGP è esposto ai rischi dovuti alla rilevante presenza nel portafoglio di approvvigionamento di contratti long-term con clausola take-or-

pay. 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 e intende stipulare in futuro 

contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi produttori che riforniscono il sistema europeo. Tali contratti di approvvigionamento 

prevedono la clausola di take-or-pay, in base alla quale l’acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, la quantità

minima di gas prevista dal contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare negli anni contrattuali successivi il gas pagato ma non 

ritirato ad un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale già corrisposto. Il meccanismo degli anticipi contrattuali espone l’impresa 

a significativi rischi finanziari nel caso in cui, a causa di un eventuale eccesso di offerta i prezzi di mercato non fossero remunerativi rispetto alla 

quota di minimum take non coperta da contratti di vendita e attività di risk management, facendo scattare l’applicazione della clausola. Analoghe 

considerazioni si applicano agli impegni contrattuali di lungo termine ship-or-pay attraverso i quali Eni si è assicurata l’accesso alle capacità di 

trasporto lungo le principali dorsali europee che convogliano il gas dai luoghi di produzione ai mercati di consumo. In tale scenario, il management 

di Eni è impegnato nella rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento long-term e in azioni di ottimizzazione del portafoglio, quali leve 

per gestire il rischio take-or-pay e l’associato rischio finanziario. Relativamente ai contratti di fornitura take-or-pay con le società di Stato russe 

(Gazprom e le sue affiliate), dal 2023 Eni ha cessato dal fare prelievi di gas naturale dai contratti in essere con Gazprom per la commercializzazione 

nei mercati UE nell’ambito di varie controversie commerciali tra le parti (occorre risalire al 2022 per registrare volumi significativi di gas naturale 

di provenienza russa nel portafoglio Eni, che in quell’anno avevano coperto il 18% degli acquisti totali di gas naturale del Gruppo al servizio del 

mercato europeo). I piani commerciali del Gruppo già dai tempi dell’aggressione militare dell’Ucraina avevano scontato possibili scenari di zero 

forniture dalla Russia per il mercato EU, dimensionando coerentemente gli impegni di vendita. Il Gruppo ha adempiuto ai propri obblighi contrattuali 

di vendita e al soddisfacimento dei fabbisogni di gas interni (feedgas per le centrali termiche di Gruppo e i volumi per il settore retail gas gestito da 

Plenitude) e per le attività di trading attraverso varie iniziative commerciali, quali ad esempio l’utilizzo delle flessibilità contrattuali per aumentare 

i prelievi da altre geografie e l’aumento delle produzioni equity con l’avvio/entrata a regime di diverse iniziative GNL (Congo, Indonesia, ramp-up 

progetto Coral South in Mozambico) e le decisioni di investimento in nuovi progetti e con azioni a sostegno della produzione nazionale. Eni intende 

completare il processo di uscita dai contratti di approvvigionamento di lungo termine con la Russia. Il complessivo processo di sostituzione del 

gas russo nel portafoglio Eni potrebbe far emergere eventuali rischi operativi e finanziari. 

Anche le vendite di gas alla società di stato turca Botas, approvvigionate da Gazprom e gestite attraverso il gasdotto Blue Stream che attraversa 

il Mar Nero, sono state interrotte nel corso dell’anno. I contratti e gli accordi commerciali sottostanti sono giunti a scadenza naturale a fine 2025\. 

Eni sta vagliando la possibilità di dismettere la partecipazione in Blue Stream che ha un peso molto limitato nei risultati e nell’attivo del Gruppo.

RISCHI CONNESSI A PROCEDIMENTI GIUDIZIARI E ARBITRALI DEL GRUPPO 

Eni è parte di procedimenti legali civili o penali o arbitrali caratterizzati normalmente da lunghi tempi di giudizio, con conseguente impiego di 

risorse, costi e oneri legali. Eni ha rilevato in bilancio le passività associate ai procedimenti per i quali è probabile la soccombenza e l’onere 

possa essere stimato in maniera attendibile. Nel caso in cui i fondi stanziati a bilancio relativi ai procedimenti pendenti risultassero insufficienti 

a coprire gli oneri, le spese, le sanzioni e le varie richieste risarcitorie e restitutorie formulate in caso di soccombenza in dipendenza ad esempio 

di nuovi elementi informativi e di sviluppi non previsti al momento della stima iniziale, si potrebbero avere effetti negativi sull’attività, sulla 

situazione patrimoniale e finanziaria e sui risultati economici del Gruppo.

Non può escludersi che l’esito dei procedimenti in corso alla data di bilancio, nonché degli eventuali ulteriori procedimenti che si dovessero 

instaurare successivamente in relazione a controversie pendenti con terze parti non risolte in via extragiudiziale, possano avere un esito 

sfavorevole per il Gruppo, con accoglimento, in tutto o in parte, delle pretese avanzate dalle controparti per un ammontare superiore alle 

ragionevoli stime operate dal Gruppo – che, in tal caso, si troverebbe a dover far fronte a passività non previste, con possibili conseguenti 

effetti negativi sull’attività, sulla situazione patrimoniale e finanziaria e sui risultati economici del Gruppo.

Non è possibile escludere che, nel caso in cui la responsabilità amministrativa di Eni fosse concretamente accertata, oltre alla conseguente 

applicazione delle relative sanzioni, si verifichino ripercussioni negative sulla reputazione, sull’operatività e sulla situazione economica, 

patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

RISCHI CONNESSI AL FUNZIONAMENTO DEI SISTEMI INFORMATICI E ALLA SICUREZZA 

INFORMATICA 

L'operatività del Gruppo dipende in misura significativa dai sistemi informatici, inclusi quelli di terze parti, che supportano in maniera pervasiva 

tutti i processi aziendali. I suddetti sistemi sono esposti al rischio di malfunzionamenti, virus, accessi non autorizzati, sottrazione di informazioni 

sensibili che possono causare danni operativi, economici e reputazionali.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025128

ALLEGATI

Nello specifico il rischio legato alla cyber security è considerato elevato in quanto:

• Eni è un obiettivo particolarmente appetibile per i cyber criminali in ragione del settore in cui opera e del contesto geopolitico attuale; 

• gli attacchi informatici, attuati anche mediante l’utilizzo dell'intelligenza artificiale, sono in costante aumento (ad esempio spear phishing, 

malware, deep fake ecc.). 

Per Eni quindi la gestione dei rischi di cyber security risulta essere prioritaria ed ha come obiettivo la protezione dei sistemi informatici, reti, 

software e dati garantendo la riservatezza, l’integrità e la disponibilità delle informazioni, in particolare:

• Riservatezza: assicurare che le informazioni siano protette da accessi non autorizzati. La diffusione di informazioni riservate o una violazione 

di informazioni sensibili di dipendenti e clienti potrebbe causare danni reputazionali ed economici al gruppo oltre a gravi ripercussioni legali 

(ad es. sanzioni), dovute al mancato rispetto di obblighi normativi e/o contrattuali;

• Integrità: assicurare che le informazioni non siano soggette a modifiche e/o cancellazioni non autorizzate. La compromissione della qualità

delle informazioni aziendali può avere conseguenze di vasta portata su vari aspetti dell'operatività e della sostenibilità aziendale oltre a 

causare potenziali danni reputazionali ed economici al Gruppo;

• Disponibilità: assicurare che le informazioni e i servizi siano sempre disponibili e accessibili ai soggetti autorizzati. La indisponibilità dei sistemi

potrebbe avere un impatto significativo sul business, in particolare se coinvolge i sistemi business critical. In generale, malfunzionamenti 

dei sistemi informatici potrebbero rallentare la produzione o i piani di digitalizzazione e ostacolare l’innovazione tecnologica aumentando 

i costi dei progetti digitali e riducendo i benefici attesi.

RISCHI RELATIVI AL QUADRO LEGALE E NORMATIVO 

Rischi connessi con la regolamentazione del settore del gas e dell’energia elettrica

L’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), in virtù della Legge istitutiva n. 481/95, svolge attività di regolazione e controllo 

nei settori dell’energia elettrica, del gas naturale, dei servizi idrici, del ciclo dei rifiuti e del telecalore in Italia. Tra l’altro ARERA 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 vulnerabili). 

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 nei confronti dei clienti ammessi al servizio di tutela.

Fino al 31.12.2023, i clienti cd. tutelati gas erano i clienti domestici e i condomini con consumi non superiori a 200.000 standard metri 

cubi (Smc)/annui. Nel 2013 l’Autorità aveva riformato la struttura delle tariffe gas ai clienti tutelati del segmento civile con il passaggio 

all’indicizzazione hub della componente a copertura del costo della materia prima – quotazioni forward rilevate presso l’hub olandese TTF – in 

luogo della precedente, prevalentemente oil-linked, in un contesto di mercato che vedeva quotazioni hub del gas significativamente inferiori 

rispetto a quelle dei contratti long-term indicizzati all’olio, introducendo strumenti di incentivazione agli operatori per la promozione della

rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine. Dato il contesto di prezzi crescenti verificatosi fra 2021 e 2022 ARERA 

ha avviato una serie di indagini per valutare interventi sui prezzi delle commodity a favore dei consumatori, con particolare riferimento al gas. 

In esito ad una ricognizione effettuata sui contratti di importazione di gas, ARERA con delibera 374/2022/R/GAS ha determinato il passaggio 

del riferimento della materia prima da TTF a PSV con aggiornamento mensile della componente a copertura dei costi di approvvigionamento 

del gas naturale all'ingrosso per i clienti in condizioni di tutela.

La bozza del DL Bollette/Reti prospetta un allineamento del differenziale PSV–TTF tramite l’istituzione, da parte di ARERA, di un servizio di 

liquidità basato su impegni di offerta di gas a pronti a prezzi coerenti con un meccanismo di riferimento, remunerati con un premio. La copertura 

degli oneri è ricondotta a componenti tariffarie di trasporto e ai proventi da vendite di gas stoccato (anche da parte di Snam). ARERA è chiamata 

a definire entro il 31/01/2026 una riduzione, limitata al 2026, degli oneri regolati e delle ulteriori componenti di trasporto e distribuzione per i 

clienti industriali, con potenziali benefici per le PMI.

In vista dell’obiettivo di superamento delle tariffe di tutela gas e power, nel corso degli anni 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 generalizzate di gas ed energia elettrica disponibili; su questa area di regolazione 

ARERA di recente ha proposto orientamenti – non ancora deliberati ufficialmente – mirati ad aumentare la possibilità di comparazione delle 

offerte commerciali sulla base del prezzo. 

Dal 1° gennaio 2024, i clienti domestici non vulnerabili, precedentemente serviti in tutela gas, e che non hanno sottoscritto un contratto di 

mercato libero, vedono applicarsi l’offerta PLACET definita ad hoc dagli operatori per tali clienti.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 129ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Per quanto riguarda il settore elettrico, il Decreto legge n. 181 del 9 dicembre 2023, che reca disposizioni urgenti per la sicurezza energetica 

del Paese, ha posticipato lo svolgimento delle procedure concorsuali per il servizio a tutele graduali per i clienti domestici non vulnerabili al 10 

gennaio 2024 (prima previste in data 11 dicembre 2023). Di conseguenza, l’ARERA con Delibera 600/2023/R/eel, ha differito al 1° luglio 2024 

l’attivazione del servizio a tutele graduali in esito all’asta a turno unico svoltasi il 10 gennaio e ridotto a 2 anni e 9 mesi la durata del servizio 

di tutela graduale, il cui termine rimane fissato al 31 marzo 2027 per legge.

La Legge annuale per il mercato e la concorrenza 2023 (L. 193/2024, art. 24) ha previsto che i clienti domestici vulnerabili (di cui all'articolo 

11, comma 1, del Decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210) abbiano la facoltà di chiedere, entro il 30 giugno 2025, l'accesso al servizio a 

tutele graduali (di cui alla delibera ARERA n. 362/2023/R/eel del 3 agosto 2023), fornito dall'operatore aggiudicatario dell'area ove è situato il 

punto di consegna interessato. In data 22 gennaio 2025, ARERA ha pubblicato la delibera 10/2025/R/ eel stabilendo le modalità di attuazione, 

ivi comprese quelle concernenti l'attestazione circa la sussistenza dei requisiti di vulnerabilità dandone evidenza nel proprio sito internet 

istituzionale. La facoltà riguarda tutti i clienti aventi i requisiti di vulnerabilità, anche se serviti sul mercato libero. In data 27 marzo 2025, ARERA 

ha pubblicato la delibera 110/2025/R/eel, con cui ha dato attuazione delle disposizioni dell’articolo 2, comma 3 del decreto-legge 19/25, in 

tema di permanenza dei clienti domestici vulnerabili nel servizio a tutele graduali.

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 GNL, 

stoccaggio, che interessano periodicamente tutti i Paesi europei in cui Eni opera. I criteri di regolazione del trasporto sono stati ridefiniti per il 

quadriennio 2024-2027 in Paesi quali Italia, Francia e Belgio, ma la ridefinizione periodica dei criteri tariffari del trasporto, a scadenze pluriennali 

prestabilite, come anche la puntuale definizione su base annuale dei relativi valori tariffari applicabili, è un elemento che accomuna tutti i Paesi 

europei e che anche in futuro potrà determinare impatti sui costi logistici. Modifiche di regole di accesso e di livelli tariffari possono riguardare 

anche il settore della rigassificazione e dello stoccaggio, rappresentando fattori di rischio come anche potenziali opportunità per il business.

L’attività sui mercati gas all’ingrosso è inoltre esposta ai rischi determinati da alcune evoluzioni – sia temporanee che strutturali - del quadro 

regolatorio che possono incidere sulle dinamiche dei mercati stessi e comportare obblighi specifici: tra queste, misure normative che, sia a 

livello europeo che di singoli Paesi, sono state introdotte a partire dalla crisi energetica del 2022 con la finalità di contenere i prezzi o migliorare 

la sicurezza degli approvvigionamenti (ad esempio, obblighi sui livelli di riempimento degli stoccaggi), come anche nuovi e crescenti obblighi 

normativi posti in capo agli importatori.

Per quanto riguarda il settore elettrico Eni, per le aste del mercato della capacità elettrica (c.d. “Capacity Market”) è venuto meno il rischio di 

annullamento delle aste che si erano tenute per i periodi fino al 2024 poiché tutti gli operatori che avevano presentato ricorso l’hanno ritirato 

per carenza d’interesse. Si sono tenute le aste per gli anni di consegna 2025, 2026 e 2027 in cui Eni si è aggiudicata in ciascuna asta circa 

3.600 MW di capacità esistente. Per l’asta 2028, si dovrà attendere il 2026\. Terna deve ancora definire il calendario per le aste con consegna 

successiva al 2028, Dal 2029 dovrà intervenire una revisione del meccanismo perché l’attuale disciplina ha ottenuto una valutazione di

conformità ai principi europei sugli aiuti di Stato dalla Commissione UE fino al 31 dicembre 2028.

Con riferimento ai mercati dell’energia e dei servizi di bilanciamento sono in atto significative evoluzioni della regolamentazione, che possono 

rappresentare fattori di rischio per il business, connesse in particolare alle riforme dei meccanismi di mercato conseguenti a necessità di 

adeguamento alle normative comunitarie: l’avvio del nuovo Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) il cui periodo di applicazione 

transitorio, iniziato l’1 gennaio 2025, terminerà l’1 febbraio 2026 con l’inizio della fase di consolidamento; l’ulteriore integrazione transfrontaliera 

dei mercati nazionali sia dell’energia che dei servizi di rete; l’avvio del nuovo mercato degli accumuli gestito da Terna di cui la prima asta per la 

consegna 2028 si è tenuta per il 30 settembre 2025. L’attuale quadro regolatorio riduce per ora la probabilità di accadimento di prezzi negativi 

in MGP mentre l’aumento della frequenza dei fenomeni di overgeneration dovuti all’eccesso di produzione da fonti rinnovabili collegato in 

situazioni di domanda contenuta, concentrati soprattutto in primavera e nei giorni festivi, potrebbe comportare il rischio di misure volte a 

ridurre la produzione, oltre che delle rinnovabili, degli impianti termoelettrici must run.

Per quanto riguarda il superamento del PUN, dal 1° gennaio 2025 è stata introdotta una componente perequativa sugli acquisti MGP (acquisti 

nel Mercato Del Giorno Prima) relativi ai portafogli zonali di prelievo che neutralizza gli effetti legati al superamento del PUN. È previsto che tale 

componente possa essere eliminata a seguito di una consultazione con almeno 24 mesi di anticipo. Si segnala inoltre la possibile riduzione 

dei ricavi nel Mercato del Bilanciamento e Ridispacciamento (MBR, nuova ridenominazione del Mercato dei Servizi di Dispacciamento “MSD”) 

per effetto degli incentivi riconosciuti da ARERA a Terna per la riduzione dei costi di MBR nonché per l’ingresso di risorse al momento escluse 

dalla partecipazione a tale mercato (accumuli, fonti rinnovabili non programmabili, demand side response). 

Il principale fattore di rischio per lo sviluppo delle rinnovabili Eni rimane la complessità degli iter autorizzativi. Al riguardo si segnala che a 

seguito dell’entrata in vigore del D.lgs. 190/2024 c.d. Testo Unico FER (anche T.U. FER), che ha racchiuso e semplificato in un unico testo 

normativo i regimi amministrativi per la realizzazione degli impianti a fonte rinnovabile, si sono avvicendate numerose novelle normative che 

hanno impattato tanto sul tale testo quanto su normative collaterali, comunque corollarie e di riferimento per la corretta pianificazione degli 

interventi e individuazione degli iter da seguire per la realizzazione di impianti rinnovabili.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025130

ALLEGATI

Tra le novelle che hanno impattato direttamente su TU FER si ricordano il c.d. Decreto Bollette (DL n.19 del 28 febbraio 2025 convertito in 

Legge 24 aprile 2025 n. 60) e il c.d. Decreto Infrastrutture (DL 21 maggio 2025 convertito in Legge 19 luglio 2025 n. 105) e da ultimo il c.d. 

Correttivo del TU FER (D.lgs. 26 novembre 2025 n. 178, in vigore dall’11 dicembre 2025). Tutti i predetti interventi normativi hanno apportato 

modifiche significative al Testo Unico; modifiche che, tuttavia, che non è possibile riassumere in questa sede sia in ragione della loro portata 

e ampiezza sia per la loro complessità. A ciò si aggiunga che la versione attualmente in vigore del T.U. FER non rappresenta ad oggi quella 

definitiva, essendo attesi ulteriori interventi novativi in sede di:

• conversione in legge, entro il 20 gennaio 2026, del c.d. Decreto Transizione 5.0– DL 21 novembre 2025 n. 175 – che contiene importanti 

disposizioni di modifica in punto di aree idonee;

• recepimento formale a livello nazionale della c.d. Direttiva RED III – Dir (UE) 2023/2413 rispetto alla quale pendono ben due procedure di 

infrazione sullo Stato italiano per ritardato ed inesatto adempimento.

Il DL Transizione 5.0, in particolare, andrà a modificare l’intero quadro regolatorio definito in materia di aree idonee così come fino ad oggi 

disciplinato da fonte ministeriale (DM 21 luglio 2024 – c.d. Decreto aree idonee) ridefinendo l’assetto delle aree in cui gli impianti potranno 

avere iter accelerati di autorizzazione e l’intera pianificazione regionale per l’installazione di impianti FER.

Si conferma, pertanto, che alla luce delle modifiche intervenute nel 2025 e di quelle attese nel 2026, le procedure autorizzative rappresentano il 

principale profilo di rischio per la pianificazione e lo sviluppo del business rinnovabili, anche alla luce del fatto che le singole Regioni, in ragione 

delle funzioni loro attribuite, potranno modificare sotto taluni profili (anche se non l’impianto complessivo) la disciplina nazionale prevista dal 

Testo Unico menzionato.

Con specifico riferimento alla generazione eolica off-shore, il T.U. FER prevede che le aree idonee all’installazione di tali impianti siano individuate 

dal Piano di Gestione dello Spazio Marittimo (c.d. PGSM). Con DM n. 237 del 25 settembre 2024 è stato adottato e approvato il PGSM in 

relazione alle seguenti tre aree marittime: 1.Mare Mediterraneo occidentale; 2. Mare Adriatico; 3. Mare Ionio e Mediterraneo centrale.

Lo stesso T.U. FER, nella versione ad oggi in vigore, prevede che entro il 21 febbraio 2026 il GSE individui all’interno della mappatura del territorio 

nazionale (già effettuata dal GSE a maggio 2025) le zone di accelerazione marine dove gli iter amministrativi per la realizzazione di impianti 

offshore beneficeranno di semplificazioni normative e tempistiche autorizzative dimezzate rispetto quelle ordinarie. 

Valutazioni e considerazioni in ordine al possibile e favorevole sviluppo della tecnologia off-shore saranno, tuttavia, possibili solo a valle degli 

adempimenti menzionati e ogni conclusione in tema di raccordo e coordinamento con la disciplina contenuta nel Piano di Gestione dello 

Spazio Marittimo sarà consentita solo a valle delle modifiche al Testo Unico FER accennate e di cui si è in attesa. 

Lo scenario, ad oggi, si conferma incerto anche e specificamente con riferimento alla generazione eolica off-shore.

Per quanto concerne le misure incentivanti (ulteriori rispetto al Mercato della Capacità di cui si è già accennato sopra) si osserva sinteticamente 

quanto segue:

• il 31 dicembre 2025 è scaduto l’arco temporale per beneficiare degli incentivi di cui al Fer X transitorio.

• non è ancora stato approvato in via definitiva il decreto FER X (a regime) che prevede l’incentivazione di impianti con costi di generazione 

vicini a competitività. Ad oggi vi è solo uno schema di decreto (versione risalente al 2024 che prevede la copertura di un arco temporale 

sino al 31 dicembre 2028). 

• a novembre 2025, in attuazione delle disposizioni di cui all’articolo 7-bis del D.lgs. n. 199 del 2021 il MASE ha aperto la consultazione per 

la definizione del meccanismo c.d. FER Z, avente la finalità di promuovere gli investimenti in capacità di produzione di energia elettrica 

da fonti rinnovabili, mediante messa a disposizione di predefinite quantità di energia da fonte rinnovabile in coerenza con gli obiettivi di 

decarbonizzazione, la disponibilità attesa di risorse di flessibilità e la sicurezza del sistema elettrico al minore costo per il consumatore 

finale. Il decreto ministeriale che da avvio al meccanismo è atteso per il 2026.

• nel 2025 Eni e Plenitude sono risultate assegnatarie di energia in anticipazione secondo la dinamica prevista dal meccanismo di incentivazione 

Energy Release 2.0 (c.d. ER 2.0). La disciplina di questo meccanismo “incentivante” ha subito numerosi interventi di modifica sia a livello 

regolamentare sia a livello regolatorio nel corso dell’anno 2025\.  A gennaio 2026 saranno sottoscritti i Contratti con il GSE, previsti dalle 

regole operative e si stima, a fronte dello sviluppo di nuova capacità di generazione e a fronte dell’energia già assegnata in anticipazione, 

un impegno di restituzione pari a 20 (più eventuali ulteriori 20) anni, per le parti contraenti che hanno assunto i relativi obblighi restitutori.

• Infine, con riferimento al nuovo meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico c.d. MACSE, si segnala che nel corso 

dell’anno 2025 si è svolta la prima asta MACSE dedicata ai Sistemi di Stoccaggio Batterie ioni al litio e con COD all’anno 2028, la quale ha 

visto Eni Plenitude Storage Italy S.r.l. assegnataria di 205 MWh di capacità in Sardegna e 250 MWh in Sicilia. 

• Nell’anno 2026 è attesa la seconda asta.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 131ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Effetti del decreto-legge n.162 cd. “DL Bollette”

Il decreto-legge n. 162 (cd. “DL Bollette”) del Consiglio dei Ministri pubblicato in Gazzetta il 21 febbraio 2026 introduce nel sistema energetico 

italiano una serie di misure finalizzate a ridurre il costo delle forniture di energia elettrica e gas per le imprese/famiglie. Le principali misure 

del decreto mirano a ridurre/annullare lo spread tra il prezzo del gas all’ingrosso nei mercati europei e quello italiano (cd. spread PSV-TTF), 

a disincentivare il mantenimento opportunistico di capacità produttiva di riserva nel termoelettrico e sollecita gli operatori retail a introdurre 

per il bienno 2026-2027 uno sconto volontario sulle forniture di energia elettrica a certe fasce di clientela residenziale. Inoltre, è introdotta 

sempre per il biennio considerato un incremento dell’aliquota IRAP (due punti percentuali) per le imprese del settore energia. Tali misure 

introducono un fattore di rischio per i risultati economici del Gruppo in relazione principalmente alla possibile riduzione dello spread PSV-TTF 

con ricadute sui margini del gas equity e commercializzato e in misura minore allo sconto volontario sulle forniture elettriche residenziali, i 

cui effetti potrebbero essere compensati dai minori costi per gli input energetici degli impianti Eni di raffinazione, bioraffinazione e complessi 

petrolchimici. Considerando come più probabile lo scenario prezzi all’ingrosso del gas espresso dall’evoluzione delle curve forward nei giorni 

successivi all’emanazione del decreto, l’impatto sui risultati operativi del Gruppo sarebbe nel complesso poco significativo. Per quanto riguarda 

l’incremento dell’aliquota Irap l’impatto è trascurabile, anche in relazione all’evoluzione attesa della base imponibile. 

RISCHI CONNESSI ALLA NORMATIVA IN MATERIA DI PROTEZIONE DEI DATI PERSONALI

Il Gruppo è esposto al rischio di violazioni della normativa di riferimento in tema di gestione, trattamento e protezione dei dati personali, con 

potenziali effetti pregiudizievoli sull’attività e sulle prospettive del Gruppo. 

Il Gruppo commercializza gas, energia elettrica e prodotti presso clienti retail e business, che rappresentano una fonte importante di ricavi 

e di redditività per il bilancio consolidato. Il Gruppo gestisce in maniera sostanziale e continuativa dati personali e, pertanto, è tenuto a 

rispettare le disposizioni normative e regolamentari di volta in volta applicabili. In caso di violazioni di tali normative sul trattamento dei dati 

personali, la Società potrebbe essere ritenuta responsabile delle conseguenze derivanti da illecito trattamento dei dati e da ogni altra violazione 

di legge (quali carente o inidonea informativa e notificazione, violazione delle norme in materia di adozione di misure di sicurezza, false 

rappresentazioni). Il verificarsi di tali rischi potrebbe avere effetti negativi sulla situazione economica, finanziaria e patrimoniale del Gruppo.

La normativa di riferimento è rappresentata dal Regolamento (UE) n. 2016/679 (“GDPR”) che ha introdotto varie modifiche ai processi da 

adottare per garantire la protezione dei dati personali (tra cui un efficace modello organizzativo privacy, la nuova figura del Responsabile 

della protezione dei dati (Data Protection Officer \- “DPO”), obblighi di comunicazione di particolari violazioni dei dati, la portabilità dei dati), 

aumentando il livello di tutela delle persone fisiche e inasprendo, tra l’altro, le sanzioni applicabili al titolare e all’eventuale responsabile del 

trattamento dei dati, in caso di violazioni delle previsioni del regolamento. 

Nonostante i controlli in essere, il Gruppo è esposto al rischio derivante dalla potenziale violazione della disciplina vigente in ragione della 

sottrazione, divulgazione, perdita o il trattamento per finalità diverse da quelle autorizzate dalla clientela, dei dati personali anche ad opera di 

soggetti non autorizzati (sia terzi sia dipendenti del Gruppo) o a causa di attacchi cyber.

Pertanto, qualora la Società non fosse in grado di attuare i presidi e gli adempimenti in materia privacy, conformemente a quanto prescritto dal 

GDPR e dalla ulteriore normativa anche regolamentare applicabile concernente la protezione dei dati personali, inclusi i provvedimenti emanati 

dall’Autorità Garante per la Protezione dei Dati di volta in volta applicabili, il Gruppo sarebbe esposto a un rischio sanzionatorio nonché a un 

rischio di perdita di clienti attuali e futuri, con conseguenti possibili effetti negativi sulla situazione economica, patrimoniale, finanziaria e sulla 

reputazione e le prospettive del Gruppo.

Nel caso in cui venisse accertata una responsabilità del Gruppo per eventuali casi di violazione di dati personali e delle leggi poste a loro 

tutela, ciò potrebbe dare luogo a richieste di risarcimento danni nonché all’erogazione di sanzioni amministrative, con possibili effetti negativi 

significativi sui risultati e la posizione finanziaria della Società e sulla sua reputazione. 

Nonostante le misure intraprese dalla Società, non è escluso che queste in futuro si rivelino inadeguate, non conformi e che non siano 

tempestivamente o correttamente implementate da parte dei dipendenti e collaboratori e, pertanto, che i dati possano essere danneggiati o 

perduti, oppure sottratti, divulgati o trattati per finalità diverse da quelle autorizzate dalla clientela.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

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CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025132

ALLEGATI

RISCHI CONNESSI ALLA VIOLAZIONE DI NORME ANTICORRUZIONE VIGENTI NEI 

PAESI IN CUI IL GRUPPO SVOLGE LA PROPRIA ATTIVITÀ

Eni, operando in diversi Paesi del mondo, è tenuta ad agire nel rispetto delle leggi anticorruzione applicabili a livello nazionale e internazionale. 

Nonostante il Gruppo abbia adottato un sistema di controllo interno, procedure e un codice etico per prevenire la commissione di reati 

corruttivi da parte dei propri dipendenti, che avrebbero riflessi su Eni per via del D.Lgs. 231/01 in materia di responsabilità d’impresa e le varie 

altre normative internazionali, non è possibile escludere completamente il rischio di violazione delle leggi anticorruzione e la conseguente 

applicazione delle sanzioni previste, con possibili ripercussioni negative sulla reputazione, sull’operatività e sui risultati dell’Eni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

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CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 133ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Evoluzione prevedibile della gestione

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

Fattori di rischio.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025134

Rendicontazione 

di Sostenibilità

LEGENDA

Link alla Relazione sulla Gestione e al Bilancio Consolidato

Link interni alla Rendicontazione di Sostenibilità

Link esterni

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 135ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

La Rendicontazione di Sostenibilità 2025 è un documento redatto e pubblicato con ca-

denza annuale contenente dichiarazioni previsionali (forward-looking statement) rel-

ative alle diverse tematiche ivi trattate, formulate in conformità a quanto previsto dal 

D.lgs. 125/2024 e dagli European Sustainability Reporting Standards. I forward-look-

ing statement sono fondati su valutazioni, previsioni e convinzioni del management 

di Eni ritenuti ragionevoli alla luce delle informazioni disponibili al momento della for-

mulazione degli  stessi. Tuttavia, i forward-looking statement hanno per loro natura 

una componente di incertezza, in quanto dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi 

futuri che sono, in tutto o in parte, fuori dal controllo e dalla ragionevole prevedibilità

di Eni. Pertanto, i risultati effettivi potrebbero  differire rispetto a quelli annunciati in 

ragione di molteplici fattori, tra cui, a titolo esemplificativo e non esaustivo, l’evoluzi-

one 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 e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti 

dei Paesi nei quali Eni opera, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di nuove 

tecnologie, lo  sviluppo  della  ricerca  scientifica,  cambiamenti  nelle aspettative degli 

stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business. In particolare, la rendi-

contazione delle emissioni GHG e i relativi target, impegni e ambizioni non devono 

intendersi quale assunzione di qualsivoglia responsabilità giuridica rispetto agli im-

patti effettivi o potenziali ad esse connessi. La sezione “Glossario” riporta le principali 

nozioni utilizzate nel documento, tratte dal consenso scientifico internazionale, al fine 

di garantire chiarezza nella descrizione dei concetti chiave richiamati ivi richiamati. 

La  Rendicontazione  di  Sostenibilità può contenere termini utilizzati  per  mero  riferi-

mento e senza una connotazione tecnico giuridica. In tutto il documento per “Eni” si 

intendono Eni SpA e le imprese incluse nell’area di consolidamento. Il testo originale 

della Rendicontazione di Sostenibilità è redatto in lingua italiana. In caso di difformità

rispetto alla traduzione inglese, fa fede la versione originale in italiano.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025136

Indice

EXECUTIVE SUMMARY 137

IL SISTEMA DI REPORTING DI ENI 

[ESRS 2 BP-1; BP-2] 141

STATEMENT ON DUE DILIGENCE 

[ESRS 2 GOV-4] 142

ATTIVITÀ DI STAKEHOLDER ENGAGEMENT 

[ESRS 2 SBM-2] 143

PROCESSO E RISULTATI DELL’ANALISI DI DOPPIA MATERIALITÀ

[ESRS 2 GOV-2; SBM-3; IRO-1] 146

CAMBIAMENTO CLIMATICO 

[ESRS E1] 151

AMBIENTE E SISTEMA DI GESTIONE ENI 169

INQUINAMENTO 

[ESRS E2] 170

GESTIONE DELLE RISORSE IDRICHE 

[ESRS E3] 176

BIODIVERSITÀ

[ESRS E4] 179

USO DELLE RISORSE ED ECONOMIA CIRCOLARE 

[ESRS E5] 184

TASSONOMIA EUROPEA 189

I DIRITTI UMANI PER ENI 191

FORZA LAVORO DI ENI 

[ESRS S1] 195

SALUTE & SICUREZZA 

[ESRS S1;S2;Entity Specific] 203

LAVORATORI NELLA CATENA DEL VALORE DI ENI 

[ESRS S2] 209

COMUNITÀ LOCALI 

[ESRS S3] 213

CLIENTI E CONSUMATORI 

[ESRS S4] 219

INFORMAZIONI DI GOVERNANCE 

[ESRS G1]223

CONDOTTA D’IMPRESA 

[G1-1] 223

LA GESTIONE SOSTENIBILE DELLA CATENA DI FORNITURA 

[G1-2] 229

TRASPARENZA NEI PAGAMENTI E TAX STRATEGY 

[Entity Specific] 232

CYBERSECURITY 

[Entity Specific] 233

PRINCIPI E CRITERI METODOLOGICI 

[ESRS 2 BP-1, BP-2] 235

ALLEGATI ALLA TASSONOMIA EUROPEA  238

CONTENT INDEX 

[ESRS 2 IRO-2] 252

  


  


  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 137ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Executive Summary

In un contesto globale caratterizzato da sfide energetiche, ambientali e sociali sempre più complesse, Eni riconosce il ruolo centrale dell’en-

ergia come leva di sviluppo e inclusione. In coerenza con la propria Mission e il Codice Etico, l’azienda integra nelle proprie attività industriali 

un approccio responsabile orientato alla creazione di valore per gli stakeholder e per le comunità. Eni conferma nel 2025 il suo impegno nel 

raggiungimento della Neutralità Carbonica entro il 2050\. Tra le principali direttrici di azioni figurano la diminuzione delle emissioni GHG (scope 

1, 2 e 3), lo sviluppo e l’adozione di tecnologie di mitigazione, l’ampliamento dell’offerta di servizi e prodotti a minore intensità carbonica, non-

ché la compensazione delle emissioni residue. Inoltre, Eni valuta i rischi e le opportunità connessi al cambiamento climatico anche attraverso 

analisi di scenario di medio e lungo termine e si impegna a mantenere trasparenza informativa sulle tematiche connesse al clima e dialogo 

con gli stakeholder. Eni ha definito la propria strategia prevedendo una progressiva diversificazione del portafoglio energetico, facendo leva 

su un insieme di soluzioni industriali e tecnologiche orientate alla progressiva riduzione delle emissioni GHG e allo sviluppo di soluzioni a 

minor intensità emissiva, tra cui produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, biocarburanti e chimica da rinnovabili, e a cui si affianca 

il contributo del gas naturale. Le tematiche ambientali, insieme a quelle di Salute e Sicurezza, sono gestite all'interno di un modello HSE inte-

grato che, anche tramite i sistemi di gestione certificati, definisce i ruoli, le responsabilità e le modalità di gestione delle attività di tutti i settori 

per gli aspetti ambientali. Eni promuove la gestione delle risorse naturali attraverso l’adozione di soluzioni innovative per limitare gli impatti 

delle proprie attività, valorizzando il recupero dei materiali secondo i principi dell’economia circolare e riducendo l’utilizzo di risorse vergini ed 

esauribili e tramite iniziative di sensibilizzazione e diffusione di una cultura aziendale. Sul fronte sociale, prosegue l’attenzione ai diritti umani 

lungo la catena del valore e nei confronti di lavoratori, comunità e clienti. L’approccio di Eni ai diritti umani è stato considerato particolarmente 

solido e strutturato da parte della World Benchmarking Alliance, che ha assegnato all’azienda il primo posto nel Corporate Human Rights 

Benchmark

1

. Per quanto riguarda i dipendenti, Eni ha continuato a supportare l’aggiornamento delle competenze con programmi di upskilling 

e reskilling a sostegno del percorso di transizione e trasformazione industriale. L’attenzione e le azioni realizzate sugli aspetti di diversità e 

inclusione hanno portato al conseguimento, per Eni SpA, della certificazione per la parità di genere secondo la norma UNI/PdR 125:20022. 

Nei Paesi in cui opera, l’azienda porta avanti iniziative finalizzate allo sviluppo sostenibile delle comunità, con progetti dedicati all’accesso 

all’energia e all’acqua, alla crescita economica locale, all’istruzione e alla tutela ambientale; nel 2025 sono stati raggiunti complessivamente 

circa 3 milioni di persone. Eni offre, attraverso la società Plenitude, energia, soluzioni di efficienza energetica e servizi di mobilità elettrica a 10 

milioni di clienti, integrando produzione rinnovabile, vendita di energia e un ampio network di punti di ricarica. Inoltre, nel 2025 è proseguito 

il coinvolgimento della catena di fornitura in un percorso di miglioramento e sviluppo sostenibile, grazie ad una serie di iniziative quali: Open-

es

2

, il supporto finanziario tramite “Sustainable Supply Chain Finance” e la valorizzazione delle eccellenze, tramite il Supply Chain Award, per 

condividere best practices e premiare le imprese più distintive e innovative in ambito ESG, nonché un’applicazione di criteri di sostenibilità in 

tutte le fasi del processo di approvvigionamento. Per quanto riguarda la governance, nel 2025 sono proseguite le verifiche di compliance su 

attività a rischio continuando le attività di formazione e sensibilizzazione in materia anti-corruzione. Inoltre, al fine di promuovere l’evoluzione 

e il progressivo rafforzamento dei sistemi di controllo e gestione dei rischi lungo la catena del valore, nel corso del 2025, Eni ha lanciato l’ini-

ziativa “G∙row – Evolving through Risk & Control Governance”. Gli impegni e le azioni messe in campo da Eni sugli aspetti ESG si integrano 

in modo strutturale all’interno del 

Modello di business, supportando sia l’evoluzione e la crescita delle proprie attività, che la generazione 

di valore per i propri stakeholder. Per una visione complessiva della strategia di business Eni, in cui si inserisce la strategia di sostenibilità, si 

rimanda alla sezione 

Strategia.

(1) CHRB valuta circa 100 aziende che operano in cinque settori ad alto rischio e ne esamina le prestazioni in cinque aree di misurazione: impegni assunti a livello di policy aziendali, 

responsabilità a livello di consiglio di amministrazione, integrazione del rispetto dei diritti umani nella cultura aziendale e nei sistemi di gestione, due diligence in materia di diritti umani 

e meccanismi di rimedio e reclamo.

(2) Piattaforma per supportare le imprese nel percorso di misurazione e crescita in ambito ESG con l’obiettivo di creare valore e benefici per l’intero tessuto imprenditoriale.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025138

IL CONTESTO DI RIFERIMENTO E LA SOSTENIBILITÀ IN ENI 

Le sfide che il sistema energetico mondiale deve affrontare, nell’immediato e nei prossimi anni, appaiono sempre più complesse, anche alla 

luce dell’attuale contesto geopolitico. Al tema della sostenibilità ambientale e climatica del mix energetico si affiancano con crescente urgen-

za i temi della sicurezza degli approvvigionamenti e dell’accessibilità economica dell’energia, delineando quello che viene definito trilemma 

energetico. La transizione energetica — basata sull’integrazione crescente di fonti rinnovabili, tecnologie a ridotte emissioni e soluzioni più

efficienti e innovative — è influenzata da specificità geografiche, politiche di supporto, evoluzione tecnologica e dinamiche della domanda 

energetica. Il sistema energetico è inoltre strettamente connesso a questioni ambientali e sociali, quali la biodiversità, la gestione delle risorse 

idriche e il benessere delle comunità. L’accesso all’energia rimane una criticità in numerose aree, in particolare nell’Africa subsahariana. Allo 

stesso tempo, i cambiamenti climatici e le pressioni sugli ecosistemi incidono sulla disponibilità delle risorse naturali, generando impatti per 

le comunità, con circa metà della popolazione mondiale esposta a periodi di forte stress idrico nel corso dell’anno. In questo contesto comp-

lesso, che richiede soluzioni concrete e differenziate in grado di rispondere alle esigenze dei vari territori, Eni si impegna attivamente per una 

Just Transition, considerata una delle principali sfide strategiche del settore energetico. La transizione energetica è profondamente legata 

all’innovazione tecnologica e richiede capacità industriale e collaborazione lungo tutta la filiera, con l’obiettivo di generare benefici per persone 

e comunità coinvolte nei processi di trasformazione. Per questo Eni opera responsabilmente, coinvolgendo gli stakeholder e lavorando per 

prevenire e ridurre i potenziali impatti negativi sociali e ambientali connessi sia alle attività tradizionali, sia ai nuovi progetti energetici. Il per-

corso di trasformazione industriale e finanziaria avviato nel 2014 permette all’azienda di rispondere con maggiore efficacia alle sfide globali 

e di sviluppare una strategia finalizzata ad implementare soluzioni progressivamente più sostenibili dal punto di vista ambientale, sociale ed 

economico. In tale quadro si inserisce il percorso di Eni verso la Neutralità Carbonica entro il 2050, con obiettivi intermedi, puntando su ricerca 

scientifica, innovazione e diversificazione delle fonti di approvvigionamento. Parallelamente, Eni promuove una solida cultura della salute e 

sicurezza, orientata alla prevenzione dei rischi e alla tutela delle persone — dipendenti e contrattisti — e dei propri asset. Viene valorizzato inol-

tre il capitale umano attraverso l’aggiornamento delle competenze, necessario per affrontare le nuove sfide del settore. L’azienda si impegna 

anche a operare con trasparenza, contrastare i fenomeni corruttivi e collaborare con partner, fornitori e clienti, accompagnandoli nel loro per-

corso di sviluppo sostenibile. Infine, Eni contribuisce alla crescita dei Paesi in cui opera attraverso progetti di sviluppo locale, realizzati anche 

in collaborazione con attori nazionali e internazionali della cooperazione allo sviluppo nonché tramite l’attivazione di filiere locali, la messa a 

disposizione di fonti di energia ai mercati locali, attività di formazione e di capacity building. Questi impegni sono alla base del 

Modello di 

business di Eni, nel quale la sostenibilità è integrata attraverso le cinque leve: Neutralità carbonica al 2050, Protezione dell’ambiente, Valore 

delle nostre persone, Alleanze per lo sviluppo e Sostenibilità nella catena del valore. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 139ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Principali Policy e target 

Per promuovere una transizione giusta e sostenibile, Eni, all’interno del piano strategico, definisce da anni target misurabili e con tempistiche 

definite o impegni, che rappresentano un contributo concreto alla creazione di valore condiviso per le comunità locali, alla tutela dell’ambiente 

e alla promozione di una governance responsabile e trasparente. Per l’elenco completo dei target e delle metriche di sostenibilità, le relative 

metodologie e commenti alle performance, si rimanda ai singoli capitoli tematici della presente Rendicontazione.

LEVA DEL MODELLO 

DI BUSINESS

ESRS DI

RIFERIMENTO

PRINCIPALI TARGET E IMPEGNI

(a) 

PRINCIPALI DATI 2025 

Cambiamento 

climatico E1

• Net Zero Scope 1+2 Emission Upstream al 2030 

(milioni di tonnellate di CO2eq.)

• Net Zero Scope 1+2 Emission Eni al 2035 (milioni di 

tonnellate di CO2eq.)

• Net Zero Intensity Scope 1+2+3 Emission al 2050 

(grammi di CO2eq./MJ)

• Zero routine flaring Emission upstream al 2026 e 

mantenimento del livello di performance al 2030

• Emissioni fuggitive di metano Upstream -80% al 

2025 

• Intensità emissiva di metano upstream al di sotto 

di 0,2% al 2025 e mantenimento del livello di 

performance al 2030

• Net Scope 1+2 Emission Upstream: 4,7 milioni di 

tonnellate di CO2eq. (-68% vs 2018)

• Net Scope 1+2 Emission Eni: 21,4 milioni di tonnellate di 

CO2eq. (-40% vs 2018)

• Intensity Net Scope 1+2+3 Emission 59 grammi di 

CO2eq./MJ (-6% vs 2018)

• Zero routine Flaring Emission Upstream: obiettivo 

raggiunto su asset operati al 2025

• Emissioni fuggitive di metano Upstream: -97% vs 2014 

(obiettivo raggiunto)

• Intensità emissiva di metano Upstream: 0,09% (obiettivo 

raggiunto)

PROTEZIONE

DELL’AMBIENTE

Inquinamento E2 • Salvaguardia della risorsa idrica e del suolo, della 

qualità dell’aria, minimizzazione dei rischi e impatti 

delle emissioni in tali matrici ambientali

• Emissioni in atmosfera in calo vs 2024: SOx (-7%), NOx 

(-16%), NMVOC (-26%) e PM (-33%)

• Emissioni di idrocarburi nelle acque di scarico: 53,4 

tonnellate, in marcata riduzione (-50%) vs 2024

• Oil spill operativi >1 barili: -68% vs 2024

Gestione delle 

risorse idriche 

E3

• Positività idrica al 2035 in almeno il 30% dei siti 

operati con prelievi maggiori di 0,5 Mm

3

/anno di 

acqua dolce di alta qualità in aree a stress idrico al 

2023, con l’ambizione di raggiungere la positività

idrica al 2050 nei propri siti operati

• Prelievi di acqua dolce: oltre -10% vs 2024

VALORE DELLE

NOSTRE PERSONE

Forza lavoro 

propria S1

• +4 p.p. della popolazione femminile e +3,8 p.p. della 

popolazione femminile in posizioni di responsabilità

(Dirigenti e Quadri) al 2030 vs 2020

• +6,5 p.p. popolazione under 30 al 2030 vs 2020

• +10% ore di formazione al 2029 vs 2025

• +2 p.p. presenza dipendenti non italiani in posizione 

di responsabilità al 2030

• 31.523 dipendenti (head count) 

• 9.028 dipendenti donne; +4 p.p. vs 2020

• 2.965 dipendenti <30 anni; +2,8 p.p. vs 2020

• 30,8% popolazione femminile in posizioni di 

responsabilità (Dirigenti e Quadri); +4,2 p.p. vs 2020

• 33,5 ore di formazione fruite medie per dipendente 

+4,4% vs 2024

• 7,5% tasso di Turnover

• 10% Gender pay gap (+3% p.p. vs 2024)

• 16,7% dipendenti non italiani in posizione di 

responsabilità (-1,9 p.p. vs 2020)

Salute &

Sicurezza S1

• Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) 

≤0,50 al 2026-30

• 85% dipendenti con accesso al servizio di supporto 

psicologico in Italia e all’estero al 2028

• Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR): 

0,55, in miglioramento rispetto al 2024 (0,70)

• 80% dipendenti con accesso al servizio psicologico 

Comunità locali 

S3

• Oltre 20 milioni di persone raggiunte al 2030 

attraverso iniziative a sostegno delle comunità

locali 

• ~3 milioni di persone raggiunte 

• € 81 milioni Investimenti per lo sviluppo locale 

ALLEANZE PER LO

SVILUPPO

Clienti e 

Consumatori 

(Plenitude) S4

• 30.000 punti di ricarica per veicoli elettrici 

proprietari installati al 2030

• ~23.000 Punti di ricarica per veicoli elettrici proprietari 

installati 

Condotta 

d’impresa 

\- Gestione 

sostenibile 

della catena di 

fornitura G1

• Mantenimento delle valutazioni ESG nei 

procedimenti per oltre il 90% del procurato Italia

• Mantenimento del 100% dei fornitori worldwide 

strategici valutati sul percorso di sviluppo 

sostenibile

• Nuovo target: 90% del valore dei contratti attivi 

assegnato a fornitori coinvolti in nuove iniziative in 

ambito Safety, in ottica di miglioramento continuo

• 97% procedimenti con valutazione ESG per il procurato 

Italia 

• 100% dei fornitori worldwide strategici valutati sul 

percorso di sviluppo sostenibile

a)  Nei capitoli tematici viene chiarito, per ciascun elemento della tabella, se si tratta di un target, che rispetta tutti i requisiti ESRS oppure un impegno.Inoltre, per maggiori dettagli in 

merito al perimetro dei target si rimanda alla sezione

Principi e Criteri metodologici.

NEUTRALITÀ

CARBONICA 

AL 2050

PROTEZIONE

DELL’AMBIENTE

VALORE DELLE 

NOSTRE PERSONE

SOSTENIBILITÀ

NELLA CATENA

DEL VALORE

ALLEANZE PER LO

SVILUPPO

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025140

Per attuare la propria mission e raggiungere i target e gli impegni assunti, Eni ha sviluppato un sistema normativo strutturato

3

che disciplina 

tutte le attività aziendali, declinando ruoli e responsabilità. Un riferimento centrale di questo assetto è il

Codice Etico

4

, aggiornato nel 2020\. 

Questo documento non solo elenca i valori fondamentali dell'azienda — tra cui integrità, rispetto dei diritti umani, trasparenza e innovazione 

— ma stabilisce anche norme di comportamento concrete. La sua applicazione è estesa a tutti i livelli dell'organizzazione, dai membri degli 

organi sociali ai dipendenti di Eni e delle sue controllate, fino a includere partner esterni come fornitori e consulenti. Su queste basi si articola 

l’intero sistema normativo, che comprende i seguenti documenti chiave: i) Policy ECG

5

: documenti pubblici, approvati nelle loro linee fonda-

mentali dal Consiglio di Amministrazione (di seguito CdA), che definiscono le regole applicabili a Eni SpA e alle sue controllate; ii) Manage-

ment System Guidelines (MSG): documenti interni che indirizzano la gestione dei processi di Eni SpA e delle controllate. Sono redatti con il 

coinvolgimento degli stakeholder interni e approvati dai responsabili di processo e sottendono tutti i processi aziendali. Inoltre, per indirizzare 

le proprie azioni e raggiungere gli obiettivi definiti, Eni ha definito anche dei Posizionamenti Pubblici, ossia dichiarazioni ufficiali dell'azienda 

su temi specifici (es. biodiversità, acqua), proposte dai responsabili di processo e approvate dal top management. Di seguito un recap delle 

principali policy e posizionamenti approfonditi nei capitoli tematici.

(3) Per un approfondimento del sistema normativo si rimanda alla  Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2025.

(4) Il 

Codice Etico esprime i valori aziendali che caratterizzano l’impegno delle persone Eni e di tutte le terze parti che lavorano con l’azienda: integrità, rispetto e tutela dei diritti umani 

e dell’ambiente, trasparenza, promozione dello sviluppo, eccellenza operativa, innovazione, team work e collaborazione. Tali valori supportano la Società nella definizione dell’assetto di 

amministrazione e controllo adeguato, nell’adozione di un sistema efficace di controllo interno e gestione dei rischi, nella comunicazione con gli azionisti e altri stakeholder.

(5) Policy Ethics, Compliance & Governance (ECG): definiscono i valori e principi di Eni (ethics); un quadro sistematico di riferimento per l’attuazione di requisiti normativi specifici regol-

amenti o framework internazionali (compliance); le regole di riferimento del governo societario (governance). 

POLICY E/O POSIZIONAMENTI CAPITOLI TEMATICI 

POLICY ECG E ALTRI DOCUMENTI DEL SISTEMA NORMATIVO

Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni

• I Diritti Umani per Eni

• Forza lavoro di Eni

• Salute & Sicurezza

• Lavoratori nella catena del valore

• Comunità locali

• Clienti e consumatori

• La gestione sostenibile della catena di fornitura

Policy ECG Anticorruzione • Condotta d’impresa

Policy ECG Privacy e data protection  • Clienti e consumatori

Policy ECG Consumer Protection & Green Claims • Clienti e consumatori

Policy ECG Diversity & Inclusion • Forza lavoro di Eni

Policy ECG Zero Tolerance contro la violenza e le molestie sul lavoro • Forza lavoro di Eni

Gestione delle segnalazioni ricevute da Eni SpA e da Società Controllate • Condotta d’impresa

POSIZIONAMENTI PUBBLICI 

Posizionamento di Eni sull’acqua

• Gestione delle risorse idriche

• Biodiversità

Policy Eni sulla Biodiversità e servizi ecosistemici • Biodiversità

Eni’s No-Go Commitment • Biodiversità

Posizione di Eni sulle biomasse 

• Biodiversità

• Uso delle risorse ed economia circolare 

Posizione Eni sui conflict minerals • Lavoratori nella catena del valore

Linee guida in ambito fiscale (tax strategy e tax control) • Tax strategy e trasparenza nei pagamenti

Codice di condotta fornitori

• Cambiamento climatico

• I Diritti Umani per Eni

• Salute & Sicurezza

• Lavoratori nella catena del valore

• La gestione sostenibile della catena di fornitura

Codice di Condotta Agri-Feedstock • Lavoratori nella catena del valore

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 141ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

IL SISTEMA DI REPORTING DI ENI [ESRS 2 BP-1; BP-2]

La Rendicontazione consolidata di Sostenibilità 2025 di Eni (di seguito Rendicontazione di Sostenibilità o RdS) è redatta in conformità al 

D.Lgs. 125/2024 e agli European Sustainability Reporting Standards (ESRS), includendo gli obblighi informativi previsti dall’art.8 del Regola-

mento UE 852/2020 (

Tassonomia Europea). La RdS, redatta su base consolidata, è approvata dal CdA ed è soggetta a revisione limitata da 

parte dello stesso revisore del bilancio finanziario. I contenuti riportati sono definiti sulla base dell’analisi di doppia materialità (di seguito defi-

nita anche come “analisi di materialità”) al fine di fornire una visione complessiva degli impatti, rischi ed opportunità connessi alle tematiche di 

sostenibilità, nonché alle relative azioni, risultati, andamenti, posizionamenti e prospettive del Gruppo. Per evitare la duplicazione di contenuti, 

la RdS rinvia ad altre sezioni della Relazione sulla Gestione per tematiche già trattate o per ulteriori approfondimenti; in particolare, all’interno 

della Relazione sulla Gestione sono descritti il modello di business e la governance di Eni, il sistema di Risk Management Integrato e i fattori di 

rischio e incertezza in cui sono dettagliati i principali rischi e impatti, con le relative azioni di trattamento. Il documento è strutturato secondo 

i temi degli standard ESRS e organizzato nei tre capitoli tematici in materia ambientale, sociale e di governance. Per agevolare la consultazio-

ne, all’interno della RdS sono stati esplicitati i riferimenti ai requisiti specifici di informativa previsti dagli standard; in modo analogo anche le 

tematiche e gli indicatori “Entity-specific” sono chiaramente identificati come tali. Nella tabella sottostante sono riportati i riferimenti ai requi-

siti ESRS rendicontati all’interno di altre sezioni della Relazione sulla Gestione, richiamati tramite cross-reference. Tali rimandi sono raccolti 

anche nel 

Content Index, che include: la lista di tutti i datapoint, i relativi cross-reference, l’adozione di misure transitorie, i c.d. phase-in, le 

informazioni derivanti da altre leggi EU egli indicatori entity-specific.

TABELLA DI RACCORDO PER LE SEZIONI IN CROSS REFERENCE

RICHIESTE DEGLI STANDARD ESRS RIFERIMENTI SEZIONE DEL DOCUMENTO

Principi e criteri metodologici  ESRS 2 BP-1; ESRS 2 BP-2 Rendicontazione di Sostenibilità

Modello di gestione aziendale, governance e remunerazione

ESRS 2 GOV-1; ESRS 2 GOV-2; 

ESRS 2 GOV-3

Relazione sulla Gestione/Governance

Rendicontazione di Sostenibilità

Dichiarazione di due diligence 

ESRS 2 GOV-4 Rendicontazione di Sostenibilità

Sistema di controllo interno sull’informativa di sostenibilità

ESRS 2 GOV-5

Relazione sulla Gestione / Sistema di controllo interno sull’infor-

mativa di sostenibilità obbligatoria 

Modello di business, strategia e Value chain 

ESRS 2 SBM-1

Relazione sulla Gestione /Attività, Modello di Business e Strategia

Attività di stakeholder engagement 

ESRS 2 SBM-2 Rendicontazione di Sostenibilità

Analisi di materialità e IRO materiali 

ESRS 2 GOV-2; SBM-3; IRO -1 Rendicontazione di Sostenibilità

Modello di gestione dei rischi 

ESRS 2 SBM-3

Relazione sulla Gestione / Risk Management Integrato

Content Index 

ESRS 2 IRO-2 Rendicontazione di Sostenibilità

Standard tematici e Tassonomia

ESRS 2 IRO-2; TAS UE Rendicontazione di Sostenibilità

La struttura di ciascun capitolo tematico segue l’impostazione suggerita dagli standard: Politiche; Target e impegni; Impatti, Rischi e Oppor-

tunità (IRO) materiali; Azioni intraprese sugli IRO materiali; Metriche. Si segnala che, nei capitoli tematici, il termine “target” viene utilizzato 

solo quando gli obiettivi rispettano i requisiti informativi definiti dagli standard ESRS; negli altri casi si fa riferimento a “impegni”. Le metod-

ologie di calcolo dei singoli indicatori sono riportate in calce alle relative tabelle della sezione Metriche

6

, mentre una descrizione completa 

degli obblighi di informativa relativi alle politiche è disponibile nella sezione 

Codice Etico e Politiche, in chiusura del documento. Per quanto 

riguarda il perimetro di rendicontazione, i dati e le informazioni della RdS sono allineati al principio generale previsto dagli standard, secondo 

cui tale perimetro deve coincidere con quello finanziario. Oltre al perimetro obbligatorio previsto dagli standard ESRS, il documento presenta 

anche il perimetro operato per gli indicatori ambientali e di sicurezza al fine di favorire la comparabilità settoriale, nonché alcuni perimetri 

specifici

7

. Per ulteriori dettagli sulle modalità di redazione, si rimanda alla sezione  Principi e criteri metodologici, in calce al documento. 

Infine, si ricorda che, in continuità con quanto avvenuto negli scorsi anni, Eni pubblicherà in occasione dell’Assemblea degli Azionisti anche 

il report di sostenibilità volontario Eni for. Questo documento affiancherà la Rendicontazione di Sostenibilità offrendo approfondimenti su 

progetti specifici e casi studio. Inoltre, alcune società del Gruppo redigeranno, come gli scorsi anni, report dedicati con l’obiettivo di allinearsi 

alle esigenze dei propri stakeholder e illustrare in modo più dettagliato il contributo della singola realtà alla strategia complessiva di Eni, 

condividendo attività e risultati rilevanti.

(6) In generale, i trend relativi agli indicatori di performance delle sezioni “Metriche” sono calcolati utilizzando anche cifre decimali non riportate nel documento.

(7) Per dettagli si rimanda alla tabella di raccordo sui perimetri utilizzati all’interno dell’RdS presente nella sezione 

Perimetro di rendicontazione e ai capitoli tematici.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025142

STATEMENT ON DUE DILIGENCE [ESRS 2 GOV-4]

Eni ha istituito da tempo processi e sistemi aziendali di gestione in ambito sociale, ambientale, climatico e di condotta di business, ispirati 

agli standard di settore più evoluti. Tali processi e sistemi sono integrati nella governance e nella strategia aziendale per garantire che le ope-

razioni di Eni rispettino le normative nazionali e internazionali e promuovano pratiche responsabili nella conduzione delle proprie attività. In 

particolare, in materia di diritti umani il processo di due diligence posto in essere da Eni è in linea con i Principi Guida delle Nazioni Unite su Im-

prese e Diritti Umani e con le Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali. Per quanto riguarda il dovere di diligenza con riferimento al cam-

biamento climatico, esso è stato esplicitato nelle Linee Guida OCSE (OECD Guidelines for Multinational Enterprises on Responsible Business 

Conduct - giugno 2023); ad oggi le sue modalità di attuazione risentono dell’assenza di norme prescrittive e di best practice di riferimento

8

e 

pertanto sono tuttora oggetto di interpretazione. In tale contesto, sulla base delle analisi svolte, Eni ritiene di essere sostanzialmente in linea 

con i principi espressi dall’OCSE nei termini rappresentati nel capitolo 

Cambiamento climatico, fermo restando l’attenzione e il monitoraggio 

permanente sull’evoluzione del corpus normativo di riferimento e delle best practice. Allo scopo di agevolare la consultazione del documento, 

di seguito si riporta la mappatura delle informazioni fornite all’interno della RdS in merito al processo di Due Diligence, tenendo presente che 

talune attività potrebbero non essere univocamente riconducibili a una delle “fasi della due diligence” di seguito indicate.

(8) Le principali fonti OCSE di riferimento riguardanti la buona condotta delle imprese sono “Guida dell’OCSE sul dovere di diligenza per la condotta d’impresa responsabile” (2018), 

“OECD Guidelines for Multinational Enterprises on Responsible Business Conduct” (2023), “Managing Climate Risks and Impacts Through Due Diligence for RBC - a tool for Institutional 

Investors” (2023), “Responsible Business Conduct for Climate Action” (2024). Si tratta di un corpo normativo di soft law che enuncia principi generali e non, declinati per settore, con 

risvolti tecnico-scientifici tuttora oggetto di studi.

FASI DELLA DUE DILIGENCE SEZIONI DELLO STATEMENT

3\. INDIVIDUARE E VALUTARE GLI IMPATTI NEGATIVI

4\. INTERVENIRE PER FAR FRONTE AGLI IMPATTI NEGATIVI

5\. MONITORARE L’EFFICACIA DEGLI INTERVENTI 

E COMUNICARE

• GOVERNANCE (RFA)

• CODICE ETICO E POLITICHE

• PROCESSO DI MATERIALITÀ

• AMBIENTE E SISTEMA DI GESTIONE ENI 

• I DIRITTI UMANI PER ENI

• PROCESSO E RISULTATI DELL’ANALISI DI MATERIALITÀ

• ATTIVITÀ DI STAKEHOLDER ENGAGEMENT

• CODICE ETICO E POLITICHE

• PROCESSO DI MATERIALITÀ

• SEZIONI MATERIALITÀ DEI CAPITOLI TEMATICI

• AMBIENTE E SISTEMA DI GESTIONE ENI 

• I DIRITTI UMANI PER ENI

• AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI NEI SINGOLI CAPITOLI 

• AMBIENTE E SISTEMA DI GESTIONE ENI 

• I DIRITTI UMANI PER ENI 

• TARGET E IMPEGNI NEI SINGOLI CAPITOLI 

• METRICHE NEI SINGOLI CAPITOLI

2\. COINVOLGERE GLI STAKEHOLDER

1\.  INTEGRARE LA DUE DILIGENCE NELLA GOVERNANCE,

NELLA STRATEGIA E NEL MODELLO DI BUSINESS

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 143ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

ATTIVITÀ DI STAKEHOLDER ENGAGEMENT [ESRS 2 SBM-2]

Il coinvolgimento e il dialogo con gli stakeholder sono considerati da Eni come fondamentale non solo per raggiungere i propri obiettivi di 

sostenibilità, definiti all’interno del Piano strategico e di lungo termine, ma anche per prevenire e minimizzare eventuali impatti negativi della 

transizione energetica, come, ad esempio, sulla forza lavoro. In linea con il Codice Etico, Eni promuove con i suoi stakeholder rapporti basati 

su principi di correttezza, legalità, trasparenza, tracciabilità, rispetto dei diritti umani, inclusione, parità di genere e tutela dell’ambiente e delle 

comunità. Inoltre, operando in 62 Paesi con diversi contesti socio-economici, la comprensione delle aspettative degli stakeholder interessati 

dalle attività del Gruppo (affected stakeholder), in particolare quelle dei gruppi vulnerabili, la partecipazione e il dialogo continuo basato sulla 

trasparenza e l’informativa sugli obiettivi e risultati aziendali, sono funzionali a favorire rapporti solidi e di reciproca fiducia. Tale approccio ris-

ponde alla Raccomandazione del Codice di Governance, cui Eni ha aderito, secondo cui il CdA promuove, nelle forme più opportune, il dialogo 

con gli azionisti e gli altri stakeholder rilevanti per la società e si fonda sui principi stabiliti dal Consiglio stesso, nel Codice Etico e nella Politica 

per la gestione del dialogo con gli investitori. In particolare, l’impegno di Eni verso la Neutralità Carbonica e verso una transizione energetica 

giusta richiede un forte coinvolgimento: i) della 

forza lavoro, anche attraverso un dialogo sociale adeguato e con iniziative di ascolto e pro-

grammi di reskilling e upskilling anche a supporto di eventuali processi di ricollocazione; ii) dei 

fornitori, per identificare e gestire gli impatti 

della trasformazione energetica, supportando in particolare le piccole e medie imprese, accompagnandole nel percorso di trasformazione e 

nel mantenimento della competitività; iii) delle 

comunità locali nella prospettiva di contribuire a sviluppare opportunità economiche e sociali, 

massimizzando le ricadute positive delle attività di Eni sul territorio, iv) dei 

consumatori, per promuovere un consumo energetico consape-

vole ed efficiente e offrire soluzioni energetiche innovative. In relazione a tali gruppi di right-holder, Eni ha sviluppato un modello di gestione dei 

diritti umani che è stato integrato nei principali processi aziendali. Infine, a supporto della relazione con gli stakeholder locali, Eni ha adottato 

uno “Stakeholder Management System”

9

(SMS), operativo a livello centrale e nelle società controllate, attraverso il quale sono mappati oltre 

7.400 stakeholder, e che consente di supportare la definizione di strategie di engagement e la gestione delle richieste e delle criticità sollevate 

da ogni stakeholder. Nella tabella sotto riportata si dà informazione, per ogni categoria di stakeholder, sugli obiettivi, le attività portate avanti 

nell’anno e i risultati conseguenti a questo dialogo. Tale dialogo è tenuto in considerazione nella definizione della strategia aziendale e degli 

Altri impegni e target sulle tematiche ESG, nonché del  Modello di business. Eni adotta diverse modalità e livelli di coinvolgimento degli 

stakeholder — tra cui workshop, incontri istituzionali, consultazioni, programmi di formazione, eventi informativi, collaborazioni con altri enti, 

canali dedicati e partnership per lo sviluppo sostenibile e l’innovazione — gestiti da specifiche funzioni aziendali cui sono attribuite responsa-

bilità specifiche nel rapporto con ciascuna categoria di stakeholder. Questo approccio varia in base alla tipologia di stakeholder e garantisce 

un dialogo strutturato, coerente e in linea con i principi del Codice Etico. Al fine di condividere l'approccio di Eni alla sostenibilità e il percorso di 

transizione energetica con i diversi stakeholder di riferimento, nel 2025 sono state realizzate numerose iniziative sia a livello locale (Ravenna, 

Costa d’Avorio, Messico e Mozambico) sia a livello centrale (Gazometro a Roma e Bruxelles), facendo anche ricorso ai report di sostenibilità

volontari. Infine, per facilitare ulteriormente l’interazione, è stata inoltre istituita un’unica piattaforma per le Segnalazioni, condivisa tra Eni e le 

Società Controllate e accessibile sia online sia tramite intranet, che permette a tutti gli stakeholder – interni ed esterni – di segnalare, anche 

in forma anonima, eventuali sospette violazioni del Codice Etico; per ulteriori dettagli si rimanda a 

Condotta d’impresa.

(9) Strumento gestionale per tracciare la relazione con gli stakeholder e monitorare lo stato di avanzamento dei progetti e i risultati conseguiti.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025144

PRINCIPALI CATEGORIE DI STAKEHOLDER COINVOLTI E MODALITÀ

DI ENGAGEMENT 

[ESRS S1 SBM-2; ESRS S2 SBM-2; ESRS S3 SBM-2; ESRS S4 SBM-2]

CATEGORIA OBIETTIVO DELL’ENGAGEMENT

TEMI E ASPETTI DI

CONFRONTO(a) ATTIVITÀ 2025 RISULTATI

PERSONE E SINDACATI 

NAZIONALI

E INTERNAZIONALI

• Rafforzare il rapporto di fiducia tra la società, i lavoratori e i sindacati

• Sostenere la protezione sociale dei lavoratori e il rispetto dei Diritti 

umani (DU)

• Condividere i cambiamenti e lo sviluppo delle competenze 

• Promuovere l’equilibrio vita privata – professionale

• Capitale umano

• Salute e sicurezza sul lavoro e di

processo

• Economia circolare e gestione dei

rifiuti

• Sensibilizzazione su diversità e su policy Zero Tolerance

• Diffusione dei Principi e Regole d’Oro della Sicurezza

• Team building e valorizzazione dei giovani

• Engagement Survey 2025 su ~31.000 persone (~21.700 in Italia) e avvio di azioni specifiche

• Sensibilizzazione sul tema della violenza di genere e sulle misure di sostegno per supportare le

dipendenti vittime

• Incontri di Comitati/sindacati/azienda a livello nazionale/internazionale, in particolare su

andamento operativo, temi occupazionali e contrattuali e tematiche HSE

• Realizzato il Job Transition Book in cui sono mappate oltre 1.000 conoscenze e competenze

sulla transizione energetica e digitale

• Raggiungimento degli obiettivi strategici

• Up/reskilling delle competenze

• Informazione e consultazione dei sindacati nei processi

strategici e operativi

• Eventuali aggiornamenti delle policy interne

• Adesione ad iniziative e campagne globali per il benessere

delle persone

COMUNITÀ

FINANZIARIA

• Assicurare l’adeguata comprensione di:

I.  scelte strategiche, driver di valore e contesto operativo 

II. performance economico- finanziaria e ESG 

• Performance economico-finanziaria

• Cambiamento climatico

• Salute e sicurezza sul lavoro e di

processo

• Biodiversità ed ecosistemi

• Lavoratori della catena del valore

• Presentazioni trimestrali e Capital Markets Day

• Partecipazione a road show e conferenze specializzate

• Incontri individuali con investitori

• Ingaggio investitori e Proxy advisor su temi assembleari

• Ingaggio con agenzie di rating ESG per l’emissione dei rating

• ~800 fondi contattati

• Predisposte comunicazioni e presentazioni allineate alle

aspettative della comunità finanziaria

• Considerato il riscontro della comunità finanziaria per il

miglioramento dei rating ESG

COMUNITÀ LOCALI, 

COMMUNITY BASED

ORGANIZATION E 

ORGANIZZAZIONI

PER LA COOPERAZIONE

ALLO SVILUPPO

• Considerare aspettative e necessità locali e implementare progetti di 

sviluppo 

• Identificare potenziali impatti negativi, misure di prevenzione e 

mitigazione, assicurando il rispetto dei diritti umani

• Promuovere e sostenere il dialogo e la cooperazione attiva anche 

coinvolgendo le autorità

• Instaurare relazioni e partnership forti e durature con tutti gli attori del 

territorio

• Sviluppo locale e accesso all’energia

• Cambiamento climatico

• Parità di trattamento 

• Salute delle comunità

• Comunicazioni periodiche su avanzamento progetti

• Gestione di richieste e grievance

• Attività di monitoraggio

• Studi di baseline, studi di fattibilità, valutazioni di progetti

• Presentazione di obiettivi e risultati

• Collaborazioni con Agenzie delle Nazioni Unite (UNIDO, UNESCO, ILO, IOM) e organizzazioni della

società civile (IRC, E4Impact, AVSI, Istituto Oikos, Medici con l’Africa Cuamm e AISPO) e Agenzie

di cooperazione nazionali (AICS)

• 17 accordi firmati per iniziative di sviluppo socioeconomico e 7 per iniziative di salute delle

comunità

• Diffusione di informazioni trasparenti delle attività Eni

• Promozione e implementazione di Programmi di Sviluppo

locale in linea con le necessità locali e i framework strategici

delle Nazioni Unite, condividendo know-how e promuovendo

sinergie con i principali attori di cooperazione

• Valutazione e misurazione dello sviluppo locale attraverso

l’uso di strumenti e metodologie

CONTRATTISTI,

FORNITORI E PARTNER

COMMERCIALI

• Supportare i fornitori nella gestione degli impatti su persone e 

ambiente, assicurando il rispetto dei diritti umani

• Promuovere la sicurezza sul lavoro lungo tutta la filiera, garantendo 

condizioni lavorative sicure e dignitose

• Accompagnare i fornitori nel percorso di transizione energetica

• Ottimizzare la compliance in ottica due diligence anti-corruzione e DU 

sulle potenziali terze parti a rischio

• Favorire la competitività della filiera attraverso l’adozione di pratiche 

sostenibili che rafforzino la resilienza dei fornitori nei mercati globali

• Salute e sicurezza sul lavoro e di

processo

• Cambiamento climatico

(transizione energetica)

• Diritti umani

• Gestione responsabile delle filiere

• Anti-corruzione

• Competitività

• Ampliamento della community di Open-es: >40.000 imprese aderenti

• Messa a disposizione della Human Rights Card e formazione specifica sui Diritti Umani aperta a

tutta la filiera

• Lancio dell’iniziativa “Committed to Safety” e formazione specifica sugli aspetti di sicurezza

rivolta ai fornitori

• Programma “Sustainable Supply Chain Finance”

• Eni Supply Chain Award

• Programma formativo “Open-es Competenze ESG” rivolto a tutta la filiera

• Programma “Energia di filiera”

• Identificazione, prevenzione e mitigazione dei rischi in ogni

fase del processo di approvvigionamento

• Costruzione di una filiera sicura, responsabile, innovativa

e internazionale per una transizione energetica equa e

sostenibile

• Rafforzamento delle competenze dei fornitori in ambito ESG

con particolare focus all’ambito sicurezza e diritti umani

CLIENTI

E CONSUMATORI

• Supportare e promuovere azioni a favore della transizione energetica 

giusta

• Creare e diffondere la cultura dell’uso responsabile dell’energia, per 

consumi consapevoli ed efficienti

• Cambiamento climatico

• Clienti e consumatori 

• Mantenimento della soddisfazione dei clienti e della qualità del servizio

• 17 incontri periodici con Associazioni dei Consumatori su gas e energia (~500 referenti in Italia)

• Workshop e progetti con le Associazioni dei Consumatori sui temi della sostenibilità e

transizione energetica

• Fornitura di prodotti e servizi di qualità in linea con le

esigenze specifiche del cliente

• Sostegno dei clienti finanziariamente vulnerabili, in

particolare i giovani

ISTITUZIONI NAZIONALI,

EUROPEE E

INTERNAZIONALI

• Contribuire al dibattito pubblico su temi di interesse, tra cui la 

transizione, sostenibilità e sicurezza energetica, rappresentando la 

posizione aziendale

• Favorire il dialogo istituzionale e la creazione di partnership e 

membership che promuovano lo sviluppo di attività e progetti Eni e/o il 

posizionamento aziendale 

• Sostenere il dialogo trasparente 

• Creare partnership per i progetti volti a contribuire all’accesso 

all’energia e allo sviluppo socio-economico e sanitario dei paesi di 

presenza

• Cambiamento climatico, (transizione

energetica e decarbonizzazione di 

industria, residenziale e trasporti; 

sicurezza energetica; mobilità

sostenibile)

• Disciplina di settore e normativa con

impatti su attività aziendali e Progetti 

industriali strategici

• Innovazione, digitalizzazione e cyber 

security

• Rappresentazione posizionamento Eni su tematiche di interesse verso policymaker in tavoli

istituzionali/associativi ed eventi pubblici

• Presentazione di progetti, visite di associazioni, delegazioni istituzionali e politiche presso

impianti industriali, siti operativi e centri di ricerca

• Accordi di collaborazione

• Partecipazione al dibattito e alle consultazioni pubbliche rappresentando il posizionamento

istituzionale Eni

• Rappresentazione del posizionamento istituzionale e degli

eventuali impatti di policy e normative su attività e progetti

• Contribuire al miglioramento degli effetti e dell’efficacia delle

policy

• Partecipazione al dialogo istituzionale

UNIVERSITÀ E ISTITUTI, 

CENTRI DI RICERCA

E HUB DI INNOVAZIONE

• Promuovere lo sviluppo di competenze e know-how tecnologico per 

garantire la transizione sostenibile

• Attivare un ecosistema innovativo per la transizione e le nuove filiere 

energetiche

• Valutare e monitorare i rischi legati alle attività di business sulla salute 

dei lavoratori

• Diritti umani

• Cambiamento climatico

• Sviluppo locale e accesso all’energia

(Local content)

• Salute

• Innovazione

• Collaborazioni e accordi con università italiane e straniere (>50)

• Partecipazione ai principali hub di innovazione nazionale e internazionale (es. Centri Nazionali

PNRR ed Ecosistemi Innovazione e Cluster Tecnologici Nazionali)

• Lancio della prima Rete Internazionale sulla Transizione Energetica Africana

• 8 hub di sviluppo imprenditoriale attivi in Italia e 4 all’estero (Kenya, Congo, Rwanda, Costa

d’Avorio)

• >150 startup innovative incubate/accelerate

• Attività di ricerca in ambito sanitario

• Sviluppo di soluzioni innovative

• Promozione di attività di ricerca scientifica

• Sostegno al dialogo e alle competenze per la transizione

• Promozione di iniziative per lo sviluppo imprenditoriale

interno e esterno (es. Joule Discovery Lab, programmi di

accelerazione di startup innovative)

ORGANIZZAZIONI

DI ADVOCACY

E DI CATEGORIA,

ASSOCIAZIONI

CONFINDUSTRIALI

• Supportare il business nel percorso di trasformazione e transizione 

energetica

• Condividere conoscenze ed esperienze nel percorso di transizione 

energetica

• Promuovere la discussione sulle soluzioni per la produzione 

energetica, ricerca e sviluppo

• Cambiamento climatico (transizione

energetica; mobilità sostenibile)

• Gestione sostenibile della catena di 

fornitura (sostenibilità di filiera)

• Sviluppo locale e accesso all’energia

• > 200 imprese coinvolte dalle associazioni in un percorso di crescita sostenibile

• Adesione di 4 associazioni territoriali e di categoria ad Open-es

• Eventi e workshop per promuovere l’utilizzo dei biocarburanti (HVO e GNL/bioGNL),

accelerazione della decarbonizzazione del settore marittimo e terrestre

• Attività in ambito di blue economy con le associazioni di categoria

• Valorizzazione e sviluppo del network associativo non confindustriale (partecipazione a gruppi di

lavoro e seminari a supporto della strategia di decarbonizzazione di Eni)

• Definizione di strategie a supporto della transizione

energetica

• Supporto alle politiche e normative globali nel contrasto al

cambiamento climatico

• Promozione di mobilità sostenibile con carburanti alternativi

• Promozione di nuove tecnologie nella blue economy

• Promozione presso associazioni territoriali e di categoria

della piattaforma Open-es e della strategia di gestione

sostenibile della catena di fornitura

a)  I temi e gli aspetti prioritari per le diverse categorie di stakeholder informano il processo di materialità.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 145ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

CATEGORIA OBIETTIVO DELL’ENGAGEMENT

TEMI E ASPETTI DI

CONFRONTO  ATTIVITÀ 2025 RISULTATI

PERSONE E SINDACATI 

NAZIONALI

E INTERNAZIONALI

• Rafforzare il rapporto di fiducia tra la società, i lavoratori e i sindacati

• Sostenere la protezione sociale dei lavoratori e il rispetto dei Diritti 

umani (DU)

• Condividere i cambiamenti e lo sviluppo delle competenze 

• Promuovere l’equilibrio vita privata – professionale

• Capitale umano

• Salute e sicurezza sul lavoro e di

processo

• Economia circolare e gestione dei

rifiuti

• Sensibilizzazione su diversità e su policy Zero Tolerance

• Diffusione dei Principi e Regole d’Oro della Sicurezza

• Team building e valorizzazione dei giovani

• Engagement Survey 2025 su ~31.000 persone (~21.700 in Italia) e avvio di azioni specifiche

• Sensibilizzazione sul tema della violenza di genere e sulle misure di sostegno per supportare le 

dipendenti vittime 

• Incontri di Comitati/sindacati/azienda a livello nazionale/internazionale, in particolare su 

andamento operativo, temi occupazionali e contrattuali e tematiche HSE

• Realizzato il Job Transition Book in cui sono mappate oltre 1.000 conoscenze e competenze 

sulla transizione energetica e digitale

• Raggiungimento degli obiettivi strategici

• Up/reskilling delle competenze

• Informazione e consultazione dei sindacati nei processi 

strategici e operativi

• Eventuali aggiornamenti delle policy interne

• Adesione ad iniziative e campagne globali per il benessere 

delle persone

COMUNITÀ

FINANZIARIA

• Assicurare l’adeguata comprensione di:

I.  scelte strategiche, driver di valore e contesto operativo 

II. performance economico- finanziaria e ESG 

• Performance economico-finanziaria

• Cambiamento climatico

• Salute e sicurezza sul lavoro e di

processo

• Biodiversità ed ecosistemi

• Lavoratori della catena del valore

• Presentazioni trimestrali e Capital Markets Day

• Partecipazione a road show e conferenze specializzate

• Incontri individuali con investitori

• Ingaggio investitori e Proxy advisor su temi assembleari

• Ingaggio con agenzie di rating ESG per l’emissione dei rating 

• ~800 fondi contattati

• Predisposte comunicazioni e presentazioni allineate alle 

aspettative della comunità finanziaria

• Considerato il riscontro della comunità finanziaria per il 

miglioramento dei rating ESG 

COMUNITÀ LOCALI, 

COMMUNITY BASED

ORGANIZATION E 

ORGANIZZAZIONI

PER LA COOPERAZIONE

ALLO SVILUPPO

• Considerare aspettative e necessità locali e implementare progetti di 

sviluppo 

• Identificare potenziali impatti negativi, misure di prevenzione e 

mitigazione, assicurando il rispetto dei diritti umani

• Promuovere e sostenere il dialogo e la cooperazione attiva anche 

coinvolgendo le autorità

• Instaurare relazioni e partnership forti e durature con tutti gli attori del 

territorio

• Sviluppo locale e accesso all’energia

• Cambiamento climatico

• Parità di trattamento 

• Salute delle comunità

• Comunicazioni periodiche su avanzamento progetti

• Gestione di richieste e grievance

• Attività di monitoraggio

• Studi di baseline, studi di fattibilità, valutazioni di progetti

• Presentazione di obiettivi e risultati

• Collaborazioni con Agenzie delle Nazioni Unite (UNIDO, UNESCO, ILO, IOM) e organizzazioni della 

società civile (IRC, E4Impact, AVSI, Istituto Oikos, Medici con l’Africa Cuamm e AISPO) e Agenzie 

di cooperazione nazionali (AICS)

• 17 accordi firmati per iniziative di sviluppo socioeconomico e 7 per iniziative di salute delle 

comunità

• Diffusione di informazioni trasparenti delle attività Eni 

• Promozione e implementazione di Programmi di Sviluppo 

locale in linea con le necessità locali e i framework strategici 

delle Nazioni Unite, condividendo know-how e promuovendo 

sinergie con i principali attori di cooperazione

• Valutazione e misurazione dello sviluppo locale attraverso 

l’uso di strumenti e metodologie

CONTRATTISTI,

FORNITORI E PARTNER

COMMERCIALI

• Supportare i fornitori nella gestione degli impatti su persone e 

ambiente, assicurando il rispetto dei diritti umani

• Promuovere la sicurezza sul lavoro lungo tutta la filiera, garantendo 

condizioni lavorative sicure e dignitose

• Accompagnare i fornitori nel percorso di transizione energetica

• Ottimizzare la compliance in ottica due diligence anti-corruzione e DU 

sulle potenziali terze parti a rischio

• Favorire la competitività della filiera attraverso l’adozione di pratiche 

sostenibili che rafforzino la resilienza dei fornitori nei mercati globali

• Salute e sicurezza sul lavoro e di

processo

• Cambiamento climatico

(transizione energetica)

• Diritti umani

• Gestione responsabile delle filiere

• Anti-corruzione

• Competitività

• Ampliamento della community di Open-es: >40.000 imprese aderenti

• Messa a disposizione della Human Rights Card e formazione specifica sui Diritti Umani aperta a 

tutta la filiera 

• Lancio dell’iniziativa “Committed to Safety” e formazione specifica sugli aspetti di sicurezza 

rivolta ai fornitori 

• Programma “Sustainable Supply Chain Finance”

• Eni Supply Chain Award

• Programma formativo “Open-es Competenze ESG” rivolto a tutta la filiera

• Programma “Energia di filiera”

• Identificazione, prevenzione e mitigazione dei rischi in ogni 

fase del processo di approvvigionamento

• Costruzione di una filiera sicura, responsabile, innovativa 

e internazionale per una transizione energetica equa e 

sostenibile 

• Rafforzamento delle competenze dei fornitori in ambito ESG 

con particolare focus all’ambito sicurezza e diritti umani

CLIENTI

E CONSUMATORI

• Supportare e promuovere azioni a favore della transizione energetica 

giusta

• Creare e diffondere la cultura dell’uso responsabile dell’energia, per 

consumi consapevoli ed efficienti

• Cambiamento climatico

• Clienti e consumatori 

• Mantenimento della soddisfazione dei clienti e della qualità del servizio

• 17 incontri periodici con Associazioni dei Consumatori su gas e energia (~500 referenti in Italia)

• Workshop e progetti con le Associazioni dei Consumatori sui temi della sostenibilità e 

transizione energetica

• Fornitura di prodotti e servizi di qualità in linea con le 

esigenze specifiche del cliente

• Sostegno dei clienti finanziariamente vulnerabili, in 

particolare i giovani

ISTITUZIONI NAZIONALI,

EUROPEE E

INTERNAZIONALI

• Contribuire al dibattito pubblico su temi di interesse, tra cui la 

transizione, sostenibilità e sicurezza energetica, rappresentando la 

posizione aziendale

• Favorire il dialogo istituzionale e la creazione di partnership e 

membership che promuovano lo sviluppo di attività e progetti Eni e/o il 

posizionamento aziendale 

• Sostenere il dialogo trasparente 

• Creare partnership per i progetti volti a contribuire all’accesso 

all’energia e allo sviluppo socio-economico e sanitario dei paesi di 

presenza

• Cambiamento climatico, (transizione

energetica e decarbonizzazione di 

industria, residenziale e trasporti; 

sicurezza energetica; mobilità

sostenibile)

• Disciplina di settore e normativa con

impatti su attività aziendali e Progetti 

industriali strategici

• Innovazione, digitalizzazione e cyber 

security

• Rappresentazione posizionamento Eni su tematiche di interesse verso policymaker in tavoli 

istituzionali/associativi ed eventi pubblici 

• Presentazione di progetti, visite di associazioni, delegazioni istituzionali e politiche presso 

impianti industriali, siti operativi e centri di ricerca

• Accordi di collaborazione

• Partecipazione al dibattito e alle consultazioni pubbliche rappresentando il posizionamento 

istituzionale Eni

• Rappresentazione del posizionamento istituzionale e degli 

eventuali impatti di policy e normative su attività e progetti

• Contribuire al miglioramento degli effetti e dell’efficacia delle 

policy

• Partecipazione al dialogo istituzionale

UNIVERSITÀ E ISTITUTI, 

CENTRI DI RICERCA

E HUB DI INNOVAZIONE

• Promuovere lo sviluppo di competenze e know-how tecnologico per 

garantire la transizione sostenibile

• Attivare un ecosistema innovativo per la transizione e le nuove filiere 

energetiche

• Valutare e monitorare i rischi legati alle attività di business sulla salute 

dei lavoratori

• Diritti umani

• Cambiamento climatico

• Sviluppo locale e accesso all’energia

(Local content)

• Salute

• Innovazione

• Collaborazioni e accordi con università italiane e straniere (>50)

• Partecipazione ai principali hub di innovazione nazionale e internazionale (es. Centri Nazionali 

PNRR ed Ecosistemi Innovazione e Cluster Tecnologici Nazionali)

• Lancio della prima Rete Internazionale sulla Transizione Energetica Africana

• 8 hub di sviluppo imprenditoriale attivi in Italia e 4 all’estero (Kenya, Congo, Rwanda, Costa 

d’Avorio)

• >150 startup innovative incubate/accelerate

• Attività di ricerca in ambito sanitario

• Sviluppo di soluzioni innovative 

• Promozione di attività di ricerca scientifica 

• Sostegno al dialogo e alle competenze per la transizione

• Promozione di iniziative per lo sviluppo imprenditoriale 

interno e esterno (es. Joule Discovery Lab, programmi di 

accelerazione di startup innovative)

ORGANIZZAZIONI

DI ADVOCACY

E DI CATEGORIA,

ASSOCIAZIONI

CONFINDUSTRIALI

• Supportare il business nel percorso di trasformazione e transizione 

energetica

• Condividere conoscenze ed esperienze nel percorso di transizione 

energetica

• Promuovere la discussione sulle soluzioni per la produzione 

energetica, ricerca e sviluppo

• Cambiamento climatico (transizione

energetica; mobilità sostenibile)

• Gestione sostenibile della catena di 

fornitura (sostenibilità di filiera)

• Sviluppo locale e accesso all’energia

• > 200 imprese coinvolte dalle associazioni in un percorso di crescita sostenibile 

• Adesione di 4 associazioni territoriali e di categoria ad Open-es

• Eventi e workshop per promuovere l’utilizzo dei biocarburanti (HVO e GNL/bioGNL), 

accelerazione della decarbonizzazione del settore marittimo e terrestre 

• Attività in ambito di blue economy con le associazioni di categoria 

• Valorizzazione e sviluppo del network associativo non confindustriale (partecipazione a gruppi di 

lavoro e seminari a supporto della strategia di decarbonizzazione di Eni)

• Definizione di strategie a supporto della transizione

energetica

• Supporto alle politiche e normative globali nel contrasto al 

cambiamento climatico

• Promozione di mobilità sostenibile con carburanti alternativi 

• Promozione di nuove tecnologie nella blue economy 

• Promozione presso associazioni territoriali e di categoria 

della piattaforma Open-es e della strategia di gestione 

sostenibile della catena di fornitura 

a)  I temi e gli aspetti prioritari per le diverse categorie di stakeholder informano il processo di materialità.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025146

PROCESSO E RISULTATI DELL’ANALISI DI DOPPIA MATERIALITÀ [ESRS2 IRO-1; GOV-2]

L’analisi di materialità 2025, volta a individuare i temi di sostenibilità più rilevanti per Eni e per i propri stakeholder, considera gli esiti dell’analisi 2024, 

già predisposta secondo gli standard ESRS e il principio della doppia rilevanza. Tale principio prevede l’identificazione degli impatti più significativi –

positivi e negativi, effettivi e potenziali – generati dall’organizzazione su ambiente e persone, inclusi quelli sui diritti umani (prospettiva di “materialità

d’impatto” o “inside-out”), e l’identificazione dei rischi e delle opportunità connessi ai temi di sostenibilità che possono influenzare in modo signi-

ficativo lo sviluppo, la performance e la situazione finanziaria dell’azienda, con effetti nel breve, medio o lungo periodo (prospettiva di “materialità

finanziaria” o “outside-in”). Nel corso del 2025 sono stati esaminati i cambiamenti intervenuti sia nelle attività di business del Gruppo sia nel contesto 

esterno; tali valutazioni non hanno evidenziato l’emergere di nuovi temi materiali rispetto al precedente esercizio, confermando l’applicabilità delle 

analisi svolte lo scorso anno. Per ottenere ulteriori conferme sui risultati della materialità legate alle attività dell’azienda, sono stati esaminati i temi 

e le istanze delle diverse categorie di stakeholder mediante il coinvolgimento delle funzioni aziendali che gestiscono le relative relazioni, così da 

verificare l’eventuale emergere di nuovi aspetti non rilevati nel ciclo precedente (si veda 

Attività di Stakeholder Engagement). Per quanto riguarda 

gli impatti non materiali del 2024, questi sono stati oggetto di ulteriori approfondimenti, condotti anche insieme alle funzioni aziendali e alle società

rappresentative dei diversi business: tali impatti sono stati confermati come non materiali anche per il 2025. In termini redazionali, al fine di garantire 

una maggiore fruibilità delle informazioni, è stata aggiornata la rappresentazione degli impatti sociali operando un’aggregazione rispetto a quanto 

pubblicato nella Rendicontazione di Sostenibilità Eni 2024, senza tuttavia modificarne i contenuti. L’analisi di materialità finanziaria è stata aggiorna-

ta sulla base dei risultati del processo di Risk Management Integrato (di seguito processo RMI), che non ha evidenziato modifiche nei rischi materiali

rispetto al 2024\. È stata, inoltre, svolta una verifica di coerenza delle opportunità risultate materiali lo scorso anno rispetto al Piano Strategico attuale,

al fine di valutarne la validità anche per il 2025\. Infine, ad ampliamento dell’analisi di materialità della catena del valore svolta nel precedente ciclo di 

reporting, nel corso del 2025 sono stati svolti approfondimenti mirati sui potenziali impatti ambientali, come illustrato in seguito.

Le fasi del processo di materialità

Il processo di materialità di Eni, definito nello scorso esercizio e rimasto valido per l’anno corrente, è stato strutturato prevedendo le seguenti fasi:

• Identificazione della lista dei temi potenzialmente rilevanti connessi alle attività di Eni e alla propria catena del valore, a monte e a valle, 

con un approccio top-down che ha tenuto in considerazione gli obiettivi aziendali, i riscontri forniti da analisi di benchmark e di contesto, gli

aspetti previsti dagli standard ESRS e dagli standard GRI di settore, nonché i risultati del processo di due diligence sui diritti umani ed in parti-

colare l’aggiornamento della mappatura dei c.d. Salient Human Rights Issue

10

di Eni (si veda  I diritti umani per Eni); sono state considerate 

anche le valutazioni di materialità svolte l’anno precedente da Eni, a livello di Gruppo, e dalle società controllate che hanno predisposto un 

report di sostenibilità. Inoltre, per tenere conto degli interessi degli stakeholder, sono state considerate le tematiche prioritarie segnalate dalle 

funzioni che si interfacciano con le diverse categorie di stakeholder durante l'anno; 

• Identificazione di impatti, rischi e opportunità (IRO) associati ai temi potenzialmente rilevanti

. Per l’analisi degli impatti, sono state anal-

izzate fonti pubbliche e sono stati coinvolti i responsabili interni che, grazie alla loro esperienza sui temi di competenza, hanno identificato 

gli impatti in relazione alle attività dell’azienda, considerando anche eventuali aspetti rilevanti lungo la catena del valore. Nel corso dell’anal-

isi è stata inoltre valutata, e ove necessario effettuata, una disaggregazione degli impatti per individuare specifiche aree geografiche o 

di business in cui tali impatti risultano particolarmente rilevanti. Il processo di identificazione dei rischi associati ai temi potenzialmente 

rilevanti si avvale del più ampio processo RMI (si veda 

Risk Management Integrato), nel quale i rischi sono identificati e valutati in relazi-

one al raggiungimento dei principali obiettivi di Eni. Gli esiti dell’assessment includono anche rischi riconducibili a temi ESG, tra cui quelli 

derivanti dalle dipendenze da risorse naturali, umane, sociali e i rischi connessi ad impatti sull’ambiente e sulle persone. Le opportunità

sono state individuate con riferimento al Piano Strategico, identificando quindi iniziative effettivamente perseguite dall'azienda;

• Definizione del Modello di valutazione degli impatti, rischi e opportunità (IRO), nel quale, secondo quanto previsto dagli standard ESRS 

e dalla Linea Guida EFRAG sulla materialità, sono state identificate delle scale di valutazione, basate su specifici driver a seconda della

tematica, definiti: i) per la materialità d’impatto, in termini di significatività, espressa come combinazione delle valutazioni assegnate ad 

entità (scale), portata (scope) e natura irrimediabile (irremediable character, quest’ultima esclusivamente per gli impatti negativi) di ciascun

impatto, e alla probabilità di accadimento

11

. L’impatto negativo legato al cambiamento climatico è stato considerato rilevante sulla base del 

consenso scientifico riconosciuto; ii)

per la materialità finanziaria, in linea con il modello di Risk Management Integrato, la valutazione dei 

rischi è ottenuta combinando la probabilità dei rischi con la magnitudo degli effetti, misurata sulla base di metriche quantitative e qualitative 

(ad esempio, rispettivamente, economico-finanziarie, basate sulla riduzione di cash flow operativo o utile netto, e reputazionali, basate sugli 

effetti reputazionali in termini di durata e stakeholder coinvolti). Per entrambe le prospettive, il modello prevede sia valutazioni di probabilità, 

(10) Limitatamente ai temi sociali, l’analisi ha considerato la mappatura dei c.d. Salient Human Rights Issues, e quindi, comprende gli impatti negativi potenziali sui temi più significativi 

in materia di diritti umani, in linea con quanto previsto dagli strumenti internazionali di riferimento; la rendicontazione degli impatti effettivamente verificati nell'anno è fornita nelle sezioni 

“Azioni”, all'interno dei diversi capitoli tematici sociali.

(11) La probabilità degli impatti attuali non è stata valutata, in quanto l’impatto si è realizzato.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 147ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

sia di significatività (materialità d’impatto) e di magnitudo degli effetti (materialità finanziaria) secondo scale da 1 a 5. Per le opportunità, la 

verifica della rilevanza è operata considerando la combinazione tra la valutazione di probabilità e la rilevanza, quest’ultima valutata mediante 

una scala qualitativa (definita da due livelli di rilevanza) e una quantitativa basata su livello di Capex ed Opex. Relativamente alla probabilità di 

accadimento, si utilizza una scala bidimensionale, il cui livello più alto è associato ad opportunità inserite nel piano strategico;

• Valutazione della materialità degli IRO: i) per la materialità d’impatto la valutazione è stata effettuata dalle funzioni aziendali competenti 

a livello centrale tramite una piattaforma informatica

12

che traccia il processo di valutazione. A seguire sono state coinvolte le società

rappresentanti i diversi business per identificare e valutare eventuali impatti aggiuntivi specifici della loro attività/settore

13

. Sulla base delle 

valutazioni complessive, sono stati selezionati come materiali quegli impatti che, sulla base di una matrice bidimensionale che considera 

probabilità e rilevanza, hanno superato la soglia di materialità definita internamente (corrispondenti ai Tier 1 e 2 su un totale di 3); ii) per la 

materialità finanziaria, i rischi sono valutati in termini di probabilità e magnitudo degli effetti e rappresentati in una matrice che distingue 

tre aree (Tier 1, 2, 3 in ordine decrescente di rilevanza); i rischi che si trovano in Tier 1 e Tier 2 sono i principali rischi di Eni (Top Risk- si 

veda sezione 

Risk management integrato) che sono considerati materiali ai fini della materialità finanziaria. Le valutazioni si basano su 

dati e assunzioni che variano a seconda della natura del rischio e che valorizzano, ove disponibili e in base alla loro significatività, sia serie 

storiche degli eventi accaduti, sia stime prospettiche definite anche con il supporto di funzioni specialistiche (es. previsioni di scenari di 

mercato). L’ambito delle attività di valutazione dei rischi è determinato selezionando su base di driver quali-quantitativi le società con-

trollate rientranti nel processo di assessment, al fine di garantire adeguati livelli di copertura degli obiettivi aziendali. La valutazione delle 

opportunità è un processo integrato che prevede il coinvolgimento delle funzioni Sostenibilità, Risk Management Integrato e Pianificazione 

Strategica in relazione alla coerenza con le previsioni dei piani aziendali e con le effettive iniziative attuate o programmate. Sulla base della 

valutazione di rilevanza strategica ed economica effettuata, sono state considerate solo le opportunità che ricadono nel Tier 1;

• Confronto sui risultati della materialità d’impatto emersi a valle della valutazione condotta dai referenti attraverso il coinvolgimento 

diretto, con incontri mirati, di esperti delle tematiche oggetto di valutazione e/o della CSRD, quali ad esempio organizzazioni internazion-

ali impegnate sulle tematiche di sostenibilità, società di revisione/consulenza, istituzioni finanziarie;

• Definizione della lista di IRO rilevanti e calibrazione dei risultati, che prevede, sulla base delle valutazioni effettuate e, ove applicabili, 

delle soglie stabilite, la prioritizzazione degli impatti, rischi e opportunità rilevanti per l’azienda e l’esclusione di tutti gli IRO sotto la soglia di 

materialità. Infine, gli esiti dell’analisi sono stati analizzati in ottica complessiva, anche tenendo conto degli spunti emersi con gli esperti, al 

fine di calibrare la lista finale degli impatti ed opportunità, qualora fosse necessario. Le risultanze dell'analisi, con riferimento in particolare 

agli IRO rilevanti, sono state condivise

14

con il Comitato Controllo e Rischi, il Comitato Sostenibilità e Scenari ed il Collegio Sindacale e, con 

il CdA in sede di approvazione della Rendicontazione di Sostenibilità. 

I TEMI MATERIALI PER ENI E I PROPRI STAKEHOLDER [ESRS 2 SBM-3]

Nella tabella seguente sono evidenziati i risultati dell’analisi di materialità, in termini di impatti, rischi e opportunità, associati a temi degli ESRS e/o ad

aspetti rilevanti per il business e settore. Rispetto allo scorso anno, gli esiti tengono conto di un approfondimento dell’analisi condotta sugli impatti

associati alla catena del valore, descritti in seguito

. Sulla base dell’identificazione degli IRO materiali, sono stati identificati i temi e sottotemi nonché

i relativi datapoint materiali degli standard ESRS, di cui viene data disclosure nei capitoli tematici, dove vengono approfonditi gli impatti specifici e gli

effetti degli IRO sul modello di business e sulla strategia (ad esempio viene trattata la connessione tra la strategia climatica, il modello di business 

e la strategia di coinvolgimento dei fornitori per una supply chain sostenibile).

Per maggiori dettagli sulle attività di business connesse agli impatti

materiali e sulle relative azioni per rispondere agli IRO identificati, si rimanda agli approfondimenti in particolare nelle sezioni dedicate agli IRO e alle

azioni nei singoli capitoli tematici. Relativamente ai principali rischi ai quali è esposto il Gruppo, si rimanda alle sezioni 

Risk management integrato 

e 

Fattori di rischio e incertezza, mentre per approfondimenti sui risultati del Gruppo nel 2025, si rimanda al  Commento ai risultati economico-fi-

nanziari. Per quanto riguarda gli effetti finanziari correnti derivanti da rischi, non si segnalano particolari conseguenze nell’anno; per quanto riguarda

l’impairment test e gli accantonamenti ai fondi di bilancio, in particolare relativi ai fondi abbandono e ripristino di giacimenti esausti e smantellamento/

rimozione di impianti industriali nonché per gli approfondimenti sugli impatti dei rischi di transizione valutati in termini di analisi di sensitività si veda la

Nota 15 del Bilancio Consolidato. Per quanto riguarda gli effetti connessi alle opportunità si vedano le voci di ricavi riportate all’interno della sezione 

Tassonomia. Inoltre, si rinvia al paragrafo dedicato alla Tassonomia Europea per una riclassificazione degli investimenti sulla base dei criteri tecnici 

previsti dal Regolamento Europeo. A supporto del processo di analisi di materialità sono stati definiti gli appropriati presidi di controllo, integrati nel

complessivo sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria e non finanziaria. Nello specifico, è stato definito un controllo trasversale a livello di

Gruppo, che verifica l’individuazione e la valutazione dei temi di sostenibilità rilevanti secondo gli ESRS, l’applicazione del modello IRO, il coinvolgimento 

dei soggetti competenti e l’adeguata informativa verso i Comitati preposti, nonché l’aggiornamento periodico dell’analisi di doppia materialità.

(12) Tale piattaforma permette la valutazione degli impatti da parte delle funzioni interne, con conseguente tracciabilità delle valutazioni e relative modifiche, ed al suo interno, in ottica 

di completezza, è stata tracciata anche la valutazione di materialità dei KPI associati alle diverse tematiche.

(13) Per ulteriori approfondimenti sull’eventuale connessione tra impatti rilevanti e attività/rapporti commerciali, si vedano le sezioni di descrizione degli IRO nei singoli capitoli.

(14) Il coinvolgimento degli organi di amministrazione e controllo è avvenuto in fase di condivisione degli IRO materiali. Il management è stato coinvolto, per gli aspetti di competenza, 

nei processi di valutazione degli IRO.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025148

TEMA IMPACT MATERIALITY FINANCIAL MATERIALITY

DESCRIZIONE DELL’IMPATTO

(+) positivo o (-) negativo (P) potenziale

(a)

o (E) effettivo

(b)

ORIZZONTE

TEMPORALE

(C)

VALUE CHAIN

A MONTE RISCHI OPPORTUNITÀ

CAMBIAMENTI

CLIMATICI

[ESRS E1]

(-) Emissioni climalteranti. (E)

▲ ▲ ▲

Climate Change (rischi fisici e di

transizione)

Opportunità di sviluppare prodotti e servizi a ridotto impatto emissivo e tecnologie per la

mitigazione e la compensazione delle emissioni GHG, tra cui:

• Sviluppo capacità Rinnovabile

• Punti di ricarica per veicoli elettrici

• Bioraffinazione con Agri-feedstock

• Sviluppo chimica da rinnovabili

• Sviluppo progetti CCUS

• Fusione a confinamento magnetico

(d)

INQUINAMENTO

[ESRS E2]

(-) Rilascio di inquinanti in aria. (E)

(-) Rilascio di inquinanti nel suolo, inclusi spill. (E)

(-) Rilascio di inquinanti in acqua. (E)

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

Blow out e altri

incidenti agli asset industriali e

nella logistica

-

ACQUE E RISORSE MARINE

[ESRS E3]

(-) Consumo di acqua dolce. (E)

▲ ▲ ▲

- -

BIODIVERSITÀ ED 

ECOSISTEMI

[ESRS E4]

(-) Degrado e/o perdita di biodiversità (habitat, ecosistemi e specie) e di servizi ecosistemici. (E)

▲ ▲ ▲

- -

USO DELLE RISORSE ED 

ECONOMIA CIRCOLARE 

[ESRS E5]

(-) Produzione e trattamento di rifiuti. (E)

(+) Contributo alla conservazione delle risorse e beneficio ambientale tramite riconversione e riqualificazione di asset e uso di materie

prime secondarie o rinnovabili. (E)

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

- Espansione del business attraverso lo sviluppo di soluzioni di economia circolare, inclusi il

trattamento e la valorizzazione dei rifiuti, la bioraffinazione e la chimica da materia prima

secondaria

FORZA LAVORO

PROPRIA

[ESRS S1]

(+) Sviluppo delle competenze dei dipendenti finalizzato alla crescita professionale. (E)

(-)  Mancato  rispetto dei  diritti  in  materia di  lavoro (tra cui:  orario  di  lavoro; salari;  libertà di  associazione  e  contrattazione  collettiva;

sicurezza). (P)

(-) Violenza, molestie, discriminazioni sul lavoro e mancata equità di trattamento e opportunità. (P)

(-) Impatto sulla forza lavoro con riferimento a conversioni e trasformazioni industriali alla luce del percorso di transizione energetica (P).

(+) Impatto sul benessere dei lavoratori grazie ad iniziative di welfare. (E)

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

- Attrazione e retention di qualificate risorse umane per i nuovi business

SALUTE E SICUREZZA

[ESRS S1, ESRS S2,

ENTITY SPECIFIC

(E)

]

(-) Malattie professionali e Infortuni sul lavoro nella forza lavoro propria (E)

(+) Iniziative per promuovere la salute per i lavoratori, contrattisti e famigliari. (E)

(-) Infortuni sul lavoro dei lavoratori nella catena del valore (E)

(-) Interruzioni del servizio e impatti sull’ambiente e sulle persone causati da incidenti (incluso sicurezza di processo) e guasti agli asset 

e alle infrastrutture (P).

(-) Malattie professionali e impatti sulla salute dei lavoratori della catena del valore. (P)

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

Blow out e altri

Incidenti agli asset industriali e

nella logistica

Rischio Biologico -diffusione di

pandemie ed epidemie

Global Security Risk \- azioni o

eventi dolosi che possono arrecare

danni alle persone e agli asset

-

LAVORATORI NELLA 

CATENA DEL VALORE

[ESRS S2]

(-)  Mancato  rispetto dei  diritti  in  materia di  lavoro (tra cui:  orario  di  lavoro; salari;  libertà di  associazione  e  contrattazione  collettiva;

informalità dell’impiego; condizioni contrattuali non chiare; etc). (P)

(-) Ricorso a forme di lavoro sotto coercizione o impiego di minori. (P)

(-) Violenza, molestie, discriminazioni sul lavoro e mancata equità di trattamento e opportunità. (P)

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

- -

COMUNITÀ INTERESSATE

[ESRS S3]

(+) Sviluppo delle comunità, anche grazie ad iniziative di promozione della salute e del tessuto imprenditoriale locale. (E)

(-)  Impatti  sul  godimento  del  diritto  alla  terra  (compresi  spostamenti  involontari)  e  sull’accesso  a  risorse  essenziali  e  mezzi  di

sostentamento. (P)

(-) Impatti sui diritti delle comunità generati dall’utilizzo improprio della forza in ambito security e dalle aggressioni e limitazioni alla libertà

di espressione a danno degli Human Rights Dedender. (P)

(-) Violenza e molestie di natura fisica, piscologica o verbale (incluse quelle di genere). (P)

(-) Impatto sulla salute delle comunità dovuto alle attività di business. (P)

(-) Impatti sui diritti specifici delle popolazioni indigene. (P)

(-) Esacerbare/contribuire indirettamente a gravi violazioni dei diritti umani a causa della situazione di conflitto. (P)

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲

▲ ▲ ▲

▲

▲

Rapporti con gli stakeholder locali

del settore energy

Blow out e altri

Incidenti agli asset industriali e

nella logistica

Assicurare accesso a nuove opportunità di business attraverso il confronto ed engagement

con gli stakeholder locali ed in collaborazione con organizzazioni della società civile e

istituzioni

CONSUMATORI E

UTILIZZATORI FINALI

[ESRS S4]

(+) Offerta di prodotti e servizi di qualità e in linea con le esigenze dei clienti, nel rispetto delle pratiche commerciali trasparenti e corrette, 

promuovendo allo stesso tempo una cultura dell’uso consapevole dell’energia. (E)

(-) Campagne pubblicitarie non chiare o di pratiche commerciali ingannevoli o aggressive. (P)

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

- Opportunità di sviluppare prodotti e servizi a ridotto impatto emissivo e tecnologie per la

mitigazione e la compensazione delle emissioni GHG

(g)

CONDOTTA DELLE 

IMPRESE

[ESRS G1]

(+) Crescita sostenibile del sistema imprenditoriale attraverso la diffusione di principi di sostenibilità. (E)

(-) Episodi di corruzione nazionale e/o internazionale accertati con sentenza passata in giudicato. (P)

(+) Attività di ingaggio istituzionale sui temi della transizione energetica. (E)

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

- Crescita della performance di sostenibilità della filiera Eni e del sistema imprenditoriale, con

un ruolo di leadership di Eni grazie alla conduzione dell’alleanza di sistema e piattaforma

digitale Open-es

TRASPARENZA NEI 

PAGAMENTI

[ENTITY SPECIFIC]

(+) Trasparenza e corretto uso delle revenues dei governi a beneficio della popolazione locale e prevenzione dei fenomeni corruttivi. (E)

▲ ▲ ▲

- -

CYBERSECURITY

[ENTITY SPECIFIC]

(-) Perdita di riservatezza e/o integrità di informazioni, ovvero indisponibilità dei sistemi informatici a supporto del business a seguito di un

incidente di cybersecurity con possibile propagazione ai sistemi informatici di fornitori e partner. (P)

▲ ▲ ▲

Cybersecurity -

attacchi informatici

-

INNOVAZIONE

[ENTITY SPECIFIC]

(+) Sviluppo tecnologico e innovazione del settore energetico grazie a investimenti in Ricerca e Sviluppo e brevetti. (E)

▲

- Utilizzo di collaborazioni, competenze e spunti tecnologici provenienti dall’esterno,

sviluppando e potenziando internamente tecnologie per rispondere alle esigenze operative

provenienti dal business

a)  Impatti potenziali: impatti che hanno una probabilità di accadimento nel breve, medio e lungo termine. Ci si riferisce alle sole attività proprie. 

b)  Impatti effettivi: impatti che si sono verificati nell’ultimo anno di reporting o si stanno attualmente verificando. Ci si riferisce alle sole attività proprie. 

c)  Gli orizzonti temporali di riferimento possono essere di breve (B), medio (M) e lungo (L) termine.

d)  Questa opportunità, a differenza delle altre, è stata valuta su un orizzonte temporale di medio-lungo termine. 

e)  Nell’ambito del tema Salute e Sicurezza, gli aspetti relativi ad incidenti di sicurezza di processo e guasti agli asset vengono trattati come entity-specific.

f)  L’impatto relativo alla salute si riferisce ad un orizzonte temporale di breve, medio, lungo termine e alla sola catena del valore a monte. 

g)  Tale opportunità, già riportata per il tema Cambiamento climatico, è presente anche per i clienti in quanto rivolta anche a questa categoria di stakeholder. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 149ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

TEMA IMPACT MATERIALITY FINANCIAL MATERIALITY

DESCRIZIONE DELL’IMPATTO

((+) positivo o (-) negativo (P) potenziale

(a)

o (E) effettivo

(b)

  


ORIZZONTE

TEMPORALE

(C)

VALUE CHAIN RISCHI OPPORTUNITÀ

CAMBIAMENTI

CLIMATICI

[ESRS E1]

(-) Emissioni climalteranti. (E)

  


▲ ▲ ▲

Climate Change (rischi fisici e di 

transizione)

Opportunità di sviluppare prodotti e servizi a ridotto impatto emissivo e tecnologie per la 

mitigazione e la compensazione delle emissioni GHG, tra cui:

• Sviluppo capacità Rinnovabile

• Punti di ricarica per veicoli elettrici

• Bioraffinazione con Agri-feedstock

• Sviluppo chimica da rinnovabili

• Sviluppo progetti CCUS

• Fusione a confinamento magnetico

(d)

INQUINAMENTO

[ESRS E2]

(-) Rilascio di inquinanti in aria. (E)

(-) Rilascio di inquinanti nel suolo, inclusi spill. (E)

(-) Rilascio di inquinanti in acqua. (E)

  


  


  


▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

Blow out e altri 

incidenti agli asset industriali e

nella logistica

-

ACQUE E RISORSE MARINE 

[ESRS E3]

(-) Consumo di acqua dolce. (E)

  


▲ ▲ ▲

- -

BIODIVERSITÀ ED

ECOSISTEMI

[ESRS E4]

(-) Degrado e/o perdita di biodiversità (habitat, ecosistemi e specie) e di servizi ecosistemici. (E)

  


▲ ▲ ▲

- -

USO DELLE RISORSE ED 

ECONOMIA CIRCOLARE 

[ESRS E5]

(-) Produzione e trattamento di rifiuti. (E)

(+) Contributo alla conservazione delle risorse e beneficio ambientale tramite riconversione e riqualificazione di asset e uso di materie 

prime secondarie o rinnovabili. (E)

  


  


▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

- Espansione del business attraverso lo sviluppo di soluzioni di economia circolare, inclusi il 

trattamento e la valorizzazione dei rifiuti, la bioraffinazione e la chimica da materia prima 

secondaria 

FORZA LAVORO

PROPRIA

[ESRS S1]

(+) Sviluppo delle competenze dei dipendenti finalizzato alla crescita professionale. (E)

(-)  Mancato  rispetto dei diritti in materia di lavoro  (tra  cui:  orario di lavoro;  salari;  libertà di  associazione  e  contrattazione  collettiva; 

sicurezza). (P)

(-) Violenza, molestie, discriminazioni sul lavoro e mancata equità di trattamento e opportunità. (P)

(-) Impatto sulla forza lavoro con riferimento a conversioni e trasformazioni industriali alla luce del percorso di transizione energetica (P).

(+) Impatto sul benessere dei lavoratori grazie ad iniziative di welfare. (E)

  


  


  


  


  


▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

- Attrazione e retention di qualificate risorse umane per i nuovi business

SALUTE E SICUREZZA

[ESRS S1, ESRS S2,

ENTITY SPECIFIC

(E)

]

(-) Malattie professionali e Infortuni sul lavoro nella forza lavoro propria (E)

(+) Iniziative per promuovere la salute per i lavoratori, contrattisti e famigliari. (E)

(-) Infortuni sul lavoro dei lavoratori nella catena del valore (E)

(-) Interruzioni del servizio e impatti sull’ambiente e sulle persone causati da incidenti (incluso sicurezza di processo) e guasti agli asset

e alle infrastrutture (P).

(-) Malattie professionali e impatti sulla salute dei lavoratori della catena del valore. (P)

  


  


  


  


  


▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

Blow out e altri 

Incidenti agli asset industriali e

nella logistica

Rischio Biologico -diffusione di 

pandemie ed epidemie

Global Security Risk - azioni o 

eventi dolosi che possono arrecare 

danni alle persone e agli asset

-

LAVORATORI NELLA

CATENA DEL VALORE

[ESRS S2]

(-)  Mancato  rispetto dei diritti in materia di lavoro  (tra  cui:  orario di lavoro;  salari;  libertà di  associazione  e  contrattazione  collettiva; 

informalità dell’impiego; condizioni contrattuali non chiare; etc). (P)

(-) Ricorso a forme di lavoro sotto coercizione o impiego di minori. (P)

(-) Violenza, molestie, discriminazioni sul lavoro e mancata equità di trattamento e opportunità. (P)

  


  


  


▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

- -

COMUNITÀ INTERESSATE

[ESRS S3]

(+) Sviluppo delle comunità, anche grazie ad iniziative di promozione della salute e del tessuto imprenditoriale locale. (E)

(-)  Impatti  sul  godimento  del  diritto  alla  terra  (compresi  spostamenti  involontari)  e  sull’accesso  a  risorse  essenziali  e  mezzi  di

sostentamento. (P)

(-) Impatti sui diritti delle comunità generati dall’utilizzo improprio della forza in ambito security e dalle aggressioni e limitazioni alla libertà

di espressione a danno degli Human Rights Dedender. (P)

(-) Violenza e molestie di natura fisica, piscologica o verbale (incluse quelle di genere). (P)

(-) Impatto sulla salute delle comunità dovuto alle attività di business. (P)

(-) Impatti sui diritti specifici delle popolazioni indigene. (P)

(-) Esacerbare/contribuire indirettamente a gravi violazioni dei diritti umani a causa della situazione di conflitto. (P)

  


  


  


  


  


  


  


▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲

▲ ▲ ▲

▲

▲

Rapporti con gli stakeholder locali 

del settore energy

Blow out e altri 

Incidenti agli asset industriali e

nella logistica

Assicurare accesso a nuove opportunità di business attraverso il confronto ed engagement 

con gli stakeholder locali ed in collaborazione con organizzazioni della società civile e 

istituzioni

CONSUMATORI E 

UTILIZZATORI FINALI

[ESRS S4]

(+) Offerta di prodotti e servizi di qualità e in linea con le esigenze dei clienti, nel rispetto delle pratiche commerciali trasparenti e corrette, 

promuovendo allo stesso tempo una cultura dell’uso consapevole dell’energia. (E)

(-) Campagne pubblicitarie non chiare o di pratiche commerciali ingannevoli o aggressive. (P)

  


  


▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

- Opportunità di sviluppare prodotti e servizi a ridotto impatto emissivo e tecnologie per la 

mitigazione e la compensazione delle emissioni GHG

(g)

CONDOTTA DELLE 

IMPRESE

[ESRS G1]

(+) Crescita sostenibile del sistema imprenditoriale attraverso la diffusione di principi di sostenibilità. (E)

(-) Episodi di corruzione nazionale e/o internazionale accertati con sentenza passata in giudicato. (P)

(+) Attività di ingaggio istituzionale sui temi della transizione energetica. (E)

  


  


  


▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

▲ ▲ ▲

- Crescita della performance di sostenibilità della filiera Eni e del sistema imprenditoriale, con 

un ruolo di leadership di Eni grazie alla conduzione dell’alleanza di sistema e piattaforma 

digitale Open-es

TRASPARENZA NEI 

PAGAMENTI

[ENTITY SPECIFIC]

(+) Trasparenza e corretto uso delle revenues dei governi a beneficio della popolazione locale e prevenzione dei fenomeni corruttivi. (E)

  


▲ ▲ ▲

- -

CYBERSECURITY

[ENTITY SPECIFIC]

(-) Perdita di riservatezza e/o integrità di informazioni, ovvero indisponibilità dei sistemi informatici a supporto del business a seguito di un 

incidente di cybersecurity con possibile propagazione ai sistemi informatici di fornitori e partner. (P)

  


▲ ▲ ▲

Cybersecurity -

attacchi informatici

-

INNOVAZIONE

[ENTITY SPECIFIC]

(+) Sviluppo tecnologico e innovazione del settore energetico grazie a investimenti in Ricerca e Sviluppo e brevetti. (E)

  


▲

- Utilizzo di collaborazioni, competenze e spunti tecnologici provenienti dall’esterno, 

sviluppando e potenziando internamente tecnologie per rispondere alle esigenze operative 

provenienti dal business

a)  Impatti potenziali: impatti che hanno una probabilità di accadimento nel breve, medio e lungo termine. Ci si riferisce alle sole attività proprie. 

b)  Impatti effettivi: impatti che si sono verificati nell’ultimo anno di reporting o si stanno attualmente verificando. Ci si riferisce alle sole attività proprie. 

c)  Gli orizzonti temporali di riferimento possono essere di breve (B), medio (M) e lungo (L) termine.

d)  Questa opportunità, a differenza delle altre, è stata valuta su un orizzonte temporale di medio-lungo termine. 

e)  Nell’ambito del tema Salute e Sicurezza, gli aspetti relativi ad incidenti di sicurezza di processo e guasti agli asset vengono trattati come entity-specific.

f)  L’impatto relativo alla salute si riferisce ad un orizzonte temporale di breve, medio, lungo termine e alla sola catena del valore a monte. 

g)  Tale opportunità, già riportata per il tema Cambiamento climatico, è presente anche per i clienti in quanto rivolta anche a questa categoria di stakeholder. 

Orizzonti temporali di riferimento di lungo termine.Orizzonti temporali di riferimento di medio termine.Orizzonti temporali di riferimento di breve termine.

▲ Value chain a monte ▲ Own Operation ▲ Value chain a valle

(f)

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025150

VALUE CHAIN E PRINCIPALI IMPATTI 

Eni è presente lungo tutta la catena del valore dell’energia: dall’esplorazione allo sviluppo e all’estrazione di risorse

15

, fino alla commercializzazione 

di energia, prodotti e servizi ai clienti finali (per maggiori dettagli, si veda 

Attività). Attraverso il proprio  Modello di Business, Eni coniuga l’utilizzo

di tecnologie, in larga parte proprietarie, con lo sviluppo di un innovativo modello satellitare, che prevede la creazione di società dedicate in grado 

di accedere autonomamente al mercato per finanziare la propria crescita. Nel contesto in cui opera Eni, la capacità di costruire una rete di partner-

ship e alleanze con gli stakeholder e con i Paesi in cui è presente rappresenta un elemento cruciale per garantire il loro coinvolgimento nelle attività

dell’azienda e nel complesso processo di trasformazione del sistema energetico. In questa prospettiva, Eni sviluppa e gestisce le proprie attività

in stretta interconnessione con i soggetti a monte e a valle della catena del valore, monitorando gli impatti potenzialmente rilevanti che possono

derivare da tali interconnessioni. Per identificare gli impatti più significativi lungo la propria catena del valore, infatti, l’analisi di materialità non si è

concentrata esclusivamente sulle attività dirette dell’azienda, che già coprono un’ampia parte dell’intera catena del valore dell’energia, ma ha incluso, 

già dallo scorso anno, approfondimenti specifici sulla filiera. Per l’anno 2025 sono stati confermati i risultati emersi dall’analisi condotta nel prece-

dente ciclo di reporting, che si era focalizzata sugli impatti che si manifestano in modo diffuso lungo l’intera catena del valore, indipendentemente

dal business, dalle attività specifiche e dalle aree geografiche. In particolare, tra gli impatti identificati, si conferma, per l’ambiente, la rilevanza della 

tematica cambiamento climatico a monte e a valle, con i principali impatti emissivi concentrati nella fase di utilizzo dei prodotti e dei servizi venduti 

(Emissioni Scopo 3; per approfondimenti si veda 

Cambiamento climatico/Metriche). Per le tematiche sociali, sono risultati rilevanti gli impatti 

connessi ai diritti umani, alla salute e alla sicurezza dei lavoratori, in particolare nelle attività c.d. “labour intensive” della catena di fornitura, quali ad

esempio la realizzazione e la manutenzione di impianti e i servizi generali

16

. Per quanto riguarda la filiera a valle, sono emersi potenziali impatti nelle 

relazioni con clienti e consumatori, dovuti a pratiche commerciali o comunicative non chiare. Infine, in ambito governance, sono stati identificati

impatti legati alla cybersecurity, alla perdita di riservatezza delle informazioni e a episodi corruttivi, soprattutto nelle attività a monte. D’altro canto, 

come potenziali impatti positivi, si segnalano il supporto alla crescita sostenibile del sistema imprenditoriale attraverso la diffusione di principi di 

sostenibilità, la promozione dell’uso sostenibile dell’energia verso i clienti e consumatori, e lo sviluppo di progetti volti alla tutela della salute dei lavo-

ratori della catena del valore e alla promozione della salute delle comunità, realizzati in partnership con attori della propria catena del valore e con altri 

stakeholder di riferimento. Inoltre, nel corso del 2025, l’analisi della catena del valore è stata ampliata ed approfondita, al fine di individuare ulteriori 

potenziali impatti ambientali specifici per la filiera Oil & Gas. Tale approfondimento, specifico per i fornitori strategici della suddetta filiera, è stato

sviluppato su più filoni: i) l’analisi delle informazioni di sostenibilità pubblicate dalle società; ii) il coinvolgimento diretto di alcuni fornitori attraverso 

interviste; iii) l’identificazione dei risultati delle analisi di materialità dei fornitori disponibili tramite Open-es

17

; e iv) l’analisi di alcuni data provider, come

Encore, che, a seconda del settore di appartenenza, supporta l’identificazione di impatti, rischi e dipendenze relative alle tematiche ambientali. Sulla 

base degli esiti emersi dai vari filoni d’analisi, oltre ai temi già identificati lo scorso anno, sono stati considerati materiali per la catena del valore di

Eni anche i potenziali impatti ambientali risultati ricorrenti e sostanziati in tutte le analisi svolte (riportati nella tabella dei risultati di materialità). In 

particolare, sono stati inclusi gli aspetti relativi al potenziale inquinamento delle acque e del suolo, dovuto a sversamenti accidentali e ai potenziali 

impatti sulla biodiversità, entrambi connessi alle attività di perforazione, realizzazione degli impianti, produzione di componenti e attrezzature, pro-

duzione di sostanze chimiche e trasporto marittimo, svolte dai fornitori per conto di Eni.

LA RESILIENZA DELLA STRATEGIA AGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 SBM-3]

La valutazione della resilienza della strategia rispetto agli impatti, rischi e opportunità materiali è integrata nel processo di definizione del Piano Strategi-

co a partire dall’elaborazione della proposta, considerando il profilo di rischio sottostante, fino all’esame da parte del Consiglio di Amministrazione, che

è chiamato a valutare il grado di compatibilità dei rischi con una gestione dell’impresa coerente con gli obiettivi strategici individuati. La valutazione di

compatibilità dei rischi rispetto agli obiettivi strategici è supportata dal processo di Risk Management Integrato che fornisce una visione complessiva

dei principali rischi aziendali, inclusi quelli legati ai temi di sostenibilità, e della loro valutazione tenuto conto delle azioni di trattamento attuate. Il profilo

di rischio sottostante il Piano Strategico è ulteriormente approfondito attraverso la valutazione integrata degli effetti dei rischi sugli obiettivi finanziari, 

nonché tramite l’analisi delle azioni di de-risking del Piano relative ai rischi strategici dell’azienda. Inoltre, nel processo di definizione del Piano strategico 

aziendale, vengono integrate le considerazioni in merito alle misure di mitigazione degli impatti negativi, nonché gli aspetti inerenti alla perseguibilità

degli impatti positivi e delle opportunità rilevanti identificate, al fine di garantire il raggiungimento degli obiettivi preposti. Relativamente alle azioni di trat-

tamento, la Società adotta una serie di soluzioni volte a mitigare gli impatti rilevanti nonché l’esposizione ai principali rischi a cui è soggetta, descritti in 

sintesi nel capitolo 

Risk Management Integrato e nei singoli capitoli della RdS. Inoltre, Eni conduce analisi di scenario dedicate, finalizzate a verificare

la resilienza della strategia rispetto a impatti e rischi legati al clima (approfondite nel capitolo 

Cambiamento Climatico), e delle analisi analoghe con 

riferimento ai rischi legati alla natura e alla 

Biodiversità. Per le tematiche sociali, Eni si è dotata di processi e sistemi aziendali di  Due Diligence in linea

con i framework e le best practice di riferimento, che consentono all’azienda di individuare i potenziali impatti negativi legati alle proprie operazioni, alla

propria catena del valore, nonché ai propri prodotti o servizi e alle proprie relazioni commerciali (si veda 

I Diritti Umani per Eni).

(15) Per maggiori informazioni relative alle tipologie dei ricavi, si veda  Commento ai risultati economico-finanziari.

(16) Per servizi generali si intende l’insieme dei servizi di supporto operativo e organizzativo alle attività aziendali, non direttamente legati al core business, spesso caratterizzati da elevato 

impiego di manodopera (es. sicurezza, mensa, building management).

(17) Piattaforma per supportare le imprese nel percorso di misurazione e crescita in ambito ESG con l’obiettivo di creare valore e benefici per l’intero tessuto imprenditoriale.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 151ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Impegno a contribuire positivamente al raggiungimento dei Sustainable Development Goals e a sostenere una 

transizione energetica low carbon e socialmente equa, anche grazie a soluzioni innovative volte a ridurre l’impatto 

delle proprie operazioni mediante un uso efficiente delle risorse naturali, la tutela della biodiversità e della risorsa 

idrica, e supportando azioni di mitigazione e di adattamento nei contesti locali in cui operiamo. 

• Impegno, in qualità di firmatario del Paris Pledge, a sostenere gli obiettivi contenuti nell’Accordo di Parigi. 

Codice di Condotta

dei fornitori

• Richiesto ai propri fornitori l’impegno nella salvaguardia dell’ambiente, nell’ottimizzazione dell’uso delle risorse e nel 

contribuire al raggiungimento degli obiettivi di efficienza degli impianti e di riduzione delle emissioni, supportando così

Eni nel proprio percorso verso la Neutralità Carbonica al 2050.

Corpo Normativo Interno • Specifiche procedure che definiscono, in linea con i principali standard internazionali, le modalità di rendicontazione 

delle emissioni (per maggiori informazioni, si rimanda alla sezione 

Metriche). 

Cambiamento Climatico [ESRS E1]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; E1-2]

Eni, come esplicitato nella Mission, “sostiene concretamente una transizione energetica socialmente equa, […] e promuove l’accesso alle 

risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile”; questo impegno si declina nelle politiche aziendali, così come nel Codice Etico, nonché

in termini sostanziali, attraverso la definizione e l’implementazione di un 

Piano di decarbonizzazione.

GOVERNANCE CLIMATICA [ESRS 2 GOV-3; E1 GOV-3]

Il piano di decarbonizzazione costituisce parte integrante della strategia d’impresa, in linea con la Mission aziendale di Eni. Nel modello di gov-

ernance adottato, la gestione della Società è affidata dal Consiglio di Amministrazione (CdA) all’Amministratore Delegato (AD), fatta eccezione

per le attribuzioni strategiche, operative e organizzative più rilevanti, che restano riservate al CdA. In questo quadro, l’AD e il CdA hanno un ruolo 

centrale nella gestione dei principali aspetti legati al cambiamento climatico. L’AD è responsabile della definizione e, a valle dell’approvazione da 

parte del CdA, dell’implementazione della strategia climatica e dei relativi target di decarbonizzazione, assicurandone l’integrazione nel Piano 

Strategico e nei processi decisionali aziendali. Il CdA esamina e approva, su proposta dell’AD, il Piano Strategico che include i target industriali 

di business, nonché i risultati economici finanziari e gli obiettivi di sostenibilità, tra cui i target di decarbonizzazione. In tale ambito il CdA si

avvale del Comitato Sostenibilità e Scenari (CSS), comitato endoconsiliare dedicato, che supporta le valutazioni e le decisioni del Consiglio di

Amministrazione in materia di processi, iniziative e attività finalizzate a presidiare l’impegno della Società per lo sviluppo sostenibile lungo l’intera

catena del valore. Per gli argomenti approfonditi dal CSS nell’anno e per altri dettagli sul ruolo degli Organi, si rimanda al paragrafo 

Governance. 

L’effettiva realizzazione della strategia aziendale è supportata dalla Politica sulla Remunerazione Eni attraverso sistemi di incentivazione rivolti 

agli Amministratori, ai Direttori Generali e ai Dirigenti con responsabilità strategica e agli altri Executive Manager. In particolare: i) il Piano di Incen-

tivazione di Lungo Termine, di tipo azionario, prevede specifici obiettivi di sostenibilità ambientale e transizione energetica, (peso complessivo 

del 35%), articolati su traguardi connessi ai processi di decarbonizzazione e transizione energetica (20% Emissioni nette GHG upstream scope 

1 e 2 e 15 % Capacità di produzione di biojet fuel); ii) il Piano di Incentivazione di Breve Termine è anch’esso strettamente connesso agli obiettivi 

di trasformazione strategica di Eni, includendo un obiettivo di sostenibilità ambientale che si focalizza sulla riduzione di emissioni nette GHG 

upstream scope 1 e 2, in coerenza con il Piano di Incentivazione di Lungo Termine, con un peso pari al 20% per l’AD, mentre per il management 

con pesi definiti in base alle responsabilità attribuite. Per maggiori informazioni si rimanda alla 

Relazione sulla Politica di Remunerazione 2026 e 

sui compensi corrisposti 2025

18

. Anche l’assetto organizzativo di Eni si sta evolvendo in funzione del percorso di transizione energetica intrapreso; 

infatti, a partire dal 2024, le attività di business sono state raggruppate in tre strutture: i) Transition & Financial a cui fa capo l’elaborazione e l’im-

plementazione della strategia economica e finanziaria di Eni e a cui riferiscono Plenitude ed Enilive; ii) Global Natural Resources che gestisce il 

portafoglio upstream Oil&Gas, lo sviluppo dei business della CCS e degli agri-hub. Inoltre, controlla il business Power Generation & Marketing e le 

attività del Trading; iii) Industrial Transformation focalizzata sull’accelerazione delle attività di trasformazione industriale della Chimica (Versalis), 

sulla riconversione del downstream tradizionale (Raffinazione) e sull’evoluzione delle attività di risanamento ambientale (Eni Rewind). Infine, un 

aspetto altrettanto rilevante nel percorso di transizione è il dialogo con i policymaker, sia direttamente che indirettamente attraverso le associ-

azioni di categoria, per contribuire, nel rispetto dei ruoli e funzioni, con la propria esperienza di società internazionale dell’energia, ai processi di 

definizione di strategie e norme mirate a promuovere il percorso verso la Neutralità Carbonica al 2050 (si veda il capitolo 

Condotta d’Impresa).

(18) I compensi relativi ai piani di incentivazione di Breve e di Lungo Termine per il 2025 sono stati corrisposti sulla base della performance dell’indicatore Net Carbon Footprint Upstream 

definito su perimetro equity, si veda sezione 

Metriche.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025152

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T; E1-4]

Si rimanda alla sezione  Piano di decarbonizzazione per un quadro dettagliato e completo dei target e degli impegni di Eni in merito alla riduz-

ione delle emissioni GHG.

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM-3; E1 IRO-1]

Impatti materiali 

Il processo svolto da Eni per individuare i propri impatti legati ai cambiamenti climatici ha considerato i riferimenti scientifici

19

, normativi

20

e linee guida

21

, dai quali emerge che la stima delle emissioni GHG è il parametro indicato per valutare l’impatto negativo dell’impresa verso 

l’esterno. Consapevole della necessità di una risposta collettiva alla sfida  globale della decarbonizzazione, Eni è da tempo impegnata in 

un percorso di riduzione delle emissioni GHG verso il traguardo della Neutralità Carbonica al 2050 (si veda 

Piano di decarbonizzazione). In 

coerenza con i principali standard internazionali e best practice di settore

22

, Eni ha implementato procedure interne per l'identificazione delle 

sorgenti emissive e la definizione di metodologie per il calcolo delle emissioni di GHG dirette e indirette che, partendo dalle valutazioni degli 

operatori dei singoli siti industriali, vengono poi successivamente consolidate a livello centrale (approccio bottom-up). Attraverso la mappa-

tura delle sorgenti emissive, Eni ha definito un inventario per le emissioni GHG effettive dirette e indirette e, al fine di rendere il processo di 

raccolta e controllo dei dati solido e strutturato, sono state implementate specifiche procedure e adeguati presidi nell’ambito del sistema di 

controllo della Rendicontazione di Sostenibilità. L’impatto emissivo del Gruppo è valutato anche a livello prospettico stimando le emissioni 

GHG potenziali sulla base del Piano Strategico definito fino al 2050 (per ulteriori dettagli si rimanda alla sezione 

Metriche).

PROCESSO DI PRIORITIZZAZIONE DEGLI IMPATTI EMISSIVI 

Dai primi anni 2000 Eni si è dotata di un inventario emissivo strutturato, che include informazioni articolate, tra l’altro, per tipologia di business e

di sorgente, funzionali a identificare gli ambiti di intervento prioritario, tenendo conto anche dell’evoluzione del dibattito climatico internazionale. A 

titolo di esempio, le decisioni prese nei consessi internazionali, incluse quelle adottate in occasione delle Conferenze delle Parti \- COP, nonché gli

scenari energetici e climatici e gli studi delle Nazioni Unite, tra cui i rapporti scientifici pubblicati dall’IPCC

23

, forniscono indicazioni sulle principali leve 

di decarbonizzazione utilizzabili (si veda 

Principali scenari di riferimento). In particolare, dall’analisi del contesto esterno emerge l’orientamento a 

focalizzare prioritariamente le azioni sulla riduzione delle emissioni Scope 1, 2 per le quali sussistono margini di mitigazione tecnologicamente tra-

guardabili. In tale ambito rientra anche la riduzione delle emissioni di metano, gas serra con un potere climalterante24 superiore a quello dell’anidride 

carbonica, per il quale sono disponibili soluzioni già economicamente e tecnicamente perseguibili. In coerenza con tale impostazione e con l’analisi 

del proprio inventario emissivo, a partire dal 2015 Eni ha definito una serie di target volti a migliorare le performance relative alle emissioni GHG

dei propri asset, con focus specifico su metano e flaring. Successivamente, dal 2020 Eni ha definito un percorso di decarbonizzazione che include 

target anche sulle emissioni indirette, al fine di raggiungere la Neutralità Carbonica al 2050. Tale estensione riflette un approccio incrementale che, 

dopo aver prioritariamente indirizzato le emissioni direttamente controllabili (Scope 1 e 2), ha successivamente ampliato l’attenzione alle emissioni

indirette lungo la catena del valore che per loro natura sono governabili solo indirettamente. Il processo di individuazione, valutazione e prioritizzazi-

one degli impatti emissivi viene aggiornato con cadenza annuale; negli anni tale processo ha registrato un progressivo affinamento, in linea con il 

maturare delle evidenze scientifiche e con la crescita della consapevolezza climatica a livello internazionale.

Rischi materiali

Il rischio connesso al cambiamento climatico identifica la possibilità che si verifichino modifiche di scenario/condizioni climatiche che possono 

generare rischi di transizione (di mercato, normativi e legali, tecnologici e reputazionali) e rischi fisici (acuti e cronici) sui business di Eni nel breve, 

medio e lungo periodo. Vengono altresì considerati i rischi connessi alla realizzazione delle iniziative previste nel Piano Strategico, che potrebbero 

influire sul raggiungimento dei target di decarbonizzazione in termini di tempistiche, performance o sostenibilità economica, ad esempio in caso 

di ritardi nella realizzazione di progetti industriali, performance tecnologiche inferiori alle attese o costi di sviluppo più elevati del previsto. Il pro-

cesso per identificare e valutare i rischi connessi al clima è parte del Modello di 

Risk Management Integrato Eni, come descritto nel paragrafo

Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità. Questo processo assicura la rilevazione, il consolidamento e l’analisi dei 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, monitorando l’evoluzi-

one dei rischi principali e delle azioni di de-risking. I rischi, incluso il climate change, sono valutati considerando sia la probabilità di accadimento 

(19) La posizione prevalente della comunità scientifica individua nelle emissioni GHG la causa dei cambiamenti climatici, riconoscendo in ogni caso che non vi sia un rapporto lineare 

tra emissioni GHG e gli impatti dei cambiamenti climatici. (Cfr. AR6 IPCC e, ad esempio, Rial et al., 2004; Trudinger and Enting, 2005; Millar et al., 2017).

(20) Come, ad esempio, lo standard sul clima (ESRS E1) che indica le emissioni GHG dell’impresa come impatto sul cambiamento climatico (Obbligo di informativa relativo all’ ESRS 2 

IRO-1, paragrafo 20, comma a).

(21) Linee guida OCSE per le imprese multinazionali sulla condotta responsabile d’impresa (2023).

(22) WBCSD/WRI GHG Protocol Initiative e la IPIECA/API/IOGP Petroleum industry guideline for reporting greenhouse gas emissions 2011.

(23) L’IPCC (Gruppo intergovernativo di esperti sul cambiamento climatico), istituito nel 1988 dalla World Meteorological Organization (WMO) e dall'United Nations Environment Program 

(UNEP), è il principale organismo internazionale per la valutazione dei cambiamenti climatici. 

(24) È la capacità di un gas di persistere nell’atmosfera per un determinato arco temporale. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 153ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

sia gli effetti sugli obiettivi quantitativi e qualitativi di Eni che si verrebbero a determinare in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio; 

sulla base delle metriche definite per la valutazione dei rischi, il cambiamento climatico è considerato da Eni un top risk.

ANALISI DEGLI SCENARI 

L’individuazione dei rischi fisici e di transizione di Eni è supportata anche da un’approfondita analisi degli scenari climatici. Nel contesto internazi-

onale esistono attualmente molteplici scenari, elaborati da numerosi analisti, consulenti, organizzazioni e operatori del settore energetico, che 

seguono logiche di costruzione differenti e delineano un ampio ventaglio di possibili evoluzioni del sistema energetico. Tali scenari combinano

in modo diversificato leve di decarbonizzazione, tecnologie, ipotesi sull’evoluzione delle abitudini di consumo e dei quadri di policy, al fine di indi-

care possibili direzioni future per fornire un quadro di riferimento utile a orientare al meglio le scelte strategiche e gli indirizzi di policy. In questo 

contesto, stante l’assenza di percorsi di decarbonizzazione univocamente riconosciuti per il settore O&G, Eni analizza diversi percorsi prospettici 

caratterizzati da mix eterogenei di soluzioni e traguardi, tra i quali assumono particolare rilievo quelli sviluppati dall’Agenzia Internazionale per

l’Energia (IEA) e dall’Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). In particolare, gli scenari climatici appartenenti alle categorie C1-C2

dell’IPCC sono stati presi a riferimento per l’analisi di compatibilità del piano di decarbonizzazione Eni

25

con traiettorie coerenti con il limite di 

1,5°C entro il 2100, pur nei limiti del confronto tra un contesto aziendale e il distinto contesto globale (si veda 

Leve di decarbonizzazione). Lo 

scenario NZE-IEA è stato considerato per l’analisi di resilienza della strategia di Eni ai rischi di transizione (si veda 

Resilienza della strategia agli

scenari di transizione), mentre lo scenario SSP5 - RCP8.5 (C8) - IPCC è stato utilizzato per l’analisi dei rischi fisici (si veda 

Rischi fisici). 

Principali scenari di riferimento

IEA – Scenario Net Zero Emissions (NZE): nella pubblicazione World Energy Outlook 2025, la IEA ha rivisto le assunzioni dello scenario NZE 

(lo scenario che traguarda l’azzeramento delle emissioni nette al 2050), passando da uno scenario con overshoot limitato a uno con over-

shoot elevato26. In questo scenario, di cui IEA fornisce dettagli numerici solo su scala globale, la decarbonizzazione del sistema energetico 

è resa possibile prevalentemente da un ricorso  crescente a elettrificazione e rinnovabili intermittenti (la cui quota sul mix di generazione 

elettrica passa dal 15% attuale a circa il 75% al 2050), un miglioramento dell’efficienza energetica e da una rapida evoluzione delle tecnologie 

di cattura e stoccaggio della CO2 da processi industriali (CCUS), da bioenergia (BECCS) e direttamente dall’aria (DACS). In termini di mix ener-

getico, nello scenario NZE-IEA si assiste ad una sostanziale riduzione del ruolo delle fossili il cui peso sul mix mondiale passa dal 79% attuale 

al 16% al 2050, a fronte di una domanda energetica in decrescita del -0,5% medio annuo tra il 2024 e il 2050. Al 2050, la fonte maggiormente 

penalizzata è il carbone le cui emissioni decrescono del -99% vs 2024 (calo dei consumi previsto del -92%), seguito da gas naturale (-95% 

emissioni - calo dei consumi previsto del-80%) e dal petrolio (-90% emissioni - calo dei consumi del-77%).

L’IPCC, a differenza della IEA, sviluppa scenari climatici27 considerando le emissioni GHG nel loro complesso e non limitandosi alle emissioni di CO2

del solo settore energetico. Tali scenari, sono raggruppati in 8 categorie (C1-C8)28 in base all’incremento di temperatura previsto al 2100 associata

a ciascuno scenario. Le categorie C1 e C2 includono oltre 200 scenari che consentono di limitare l’aumento della temperatura media globale entro 

1,5°C: la categoria C1 include scenari senza o con overshoot limitato (in cui le emissioni nette si azzerano in un arco temporale che varia dal 2030 

al 2100, a seconda dello scenario), mentre la categoria C2 comprende scenari con overshoot elevato. In questi scenari le leve e le tecnologie adot-

tate per la decarbonizzazione del sistema energetico, pur essendo simili a quelle utilizzate dallo scenario NZE-IEA, sono proposte in combinazioni 

diverse. Ad esempio, l’elettrificazione, in questi percorsi, non necessariamente prevede il ricorso quasi esclusivo alle rinnovabili intermittenti, ma può

derivare anche da un utilizzo crescente del nucleare. Alcuni di questi scenari prevedono un maggiore impiego della CCUS e dei biocarburanti, rilevan-

ti per la decarbonizzazione dei settori hard-to-abate, e includono anche la componente land-use come leva di mitigazione (ad esempio riforestazione 

e afforestazione). Le emissioni complessive di CO2 della categoria C1 si riducono tra il 2019 \- 2030 del -50% (range -60% e -40%), della categoria C2 

del -5% (range -5% e 0%). Per confronto, nello stesso intervallo temporale, lo scenario NZE-IEA 2025 prevede una riduzione delle emissioni di CO2

complessive del -19%29. Nella figura30 di seguito, che rappresenta le variazioni di emissioni e consumi di fonti fossili tra il 2019 e il 2030, gli scenari 

IPCC mostrano un ampio range di variabilità per l’evoluzione del consumo di Oil & Gas, il cui ruolo è previsto addirittura in aumento al 2030 nelle 

traiettorie C2. Al 2030, invece per il carbone è previsto un calo del consumo in entrambe le categorie.

(25) Definito su target Entity Specific.

(26) L’overshoot è il superamento temporaneo di un determinato livello di riscaldamento globale, come ad esempio 1.5°C. L’overshoot implica un picco della temperatura, seguito da 

una diminuzione del riscaldamento globale, ottenuta attraverso la rimozione antropogenica di CO2 che supera le emissioni residue di CO2 a livello globale (fonte: glossario IPCC “Special 

Report: Global warming of 1.5°). Esistono due tipologie di overshoot: “limitato” che indica un superamento del riscaldamento globale di 1.5°C fino a circa +0,1°C (corrispondente ad un 

riscaldamento di circa 1.6°C), “elevato” che indica un superamento di +0,1°C-0,3°C (corrispondente ad un riscaldamento compreso tra 1.6°C-1.8°C). In entrambi i casi il superamento 

persiste per diversi decenni (fonte: “Climate Change Synthesis Report” IPCC, 2023).

(27) Assesment Report 6 WGIII (2021).

(28) Le categorie vanno da emissioni molto basse (C1) a emissioni molto elevate (C8), con categorie intermedie che limitano il riscaldamento globale a soglie di temperature diverse: C2 

a 1.5°C dopo un alto overshoot; C3-C4 a 2°C; C5 a 2.5°C; C6 a 3°C; C7 a 4°C. (fonte: “Climate Change Synthesis Report” IPCC, 2023).

(29) Variazione delle emissioni CO2: dati per il  2019 da IEA “Global CO2 emissions from energy combustion and industrial processes and their annual change, 1900-2023” https://www.iea.org/

data-and-statistics/charts/global-co2-emissions-from-energy-combustion-and-industrial-processes-and-their-annual-change-1900-2023; dati per il 2030 da IEA-WEO 2025, Tab. 7.1, pag. 354.

(30) Dati IPCC Assesment Report 6 WGIII (2022), capitolo 3 -tabella 3.6 (pag. 353).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025154

IPCC: oltre 200 percorsi compatibili con 1.5°C

VARIAZIONI % 2019-30

consumo primario consumo primario

0%

CO

2

Carbone Petrolio GasCO

2

Carbone Petrolio Gas

Scenari C1

con limite warming to 1.5°C 

with no or limited overshoot

Scenari C2

con return to 1.5°C after 

a high overshoot

10%

25%

15%

5%

10%

5%

-5%

-20%

-10%

0%

-30%

-10%

0%

-25%

-10%

0%

-5%

-5%

-40%

-60%

-50%

-65%

-80%

-75%

Min. Max. Mediana

Infine, nella categoria C8 sono raggruppati 29 scenari che prevedono un raddoppio delle emissioni GHG globali rispetto ai livelli del 2015 e un 

aumento della temperatura media globale di oltre 4°C. Quest’ultimi descrivono il potenziale incremento nella frequenza e nell’intensità di alcu-

ni fenomeni meteoclimatici acuti e cronici (es. ondate di calore, precipitazioni intense, riduzione dei ghiacciai, etc.). Questi scenari assumono 

una crescita economica energivora (SSP5) e un’elevata concentrazione di emissioni GHG future (RCP8.5

31

).

RISCHI DI TRANSIZIONE 

Il contesto in cui Eni opera è influenzato in maniera rilevante dagli impegni globali per il raggiungimento della neutralità carbonica e il possibile 

cambiamento delle preferenze dei consumatori che potrebbero determinare una diminuzione strutturale della domanda d’idrocarburi nel me-

dio-lungo termine e un aumento dei costi operativi del settore Oil & Gas. Le incertezze sull’andamento della domanda e sulla fattibilità/reddi-

tività delle tecnologie di decarbonizzazione rendono le decisioni di investimento a lungo termine rischiose. Inoltre, la crescente attenzione del 

dibattito pubblico al cambiamento climatico e lo scrutinio sempre più rigoroso da parte di vari stakeholder potrebbero comportare difficoltà

di accesso al mercato dei capitali e mettere in discussione la licenza ad operare delle società Oil & Gas. Per l’analisi approfondita di contesto 

per singolo driver o eventi di transizione (di mercato, normativi e legali, tecnologici e reputazionali) si rimanda alla sezione 

Fattori di rischio

e incertezza. In risposta a queste tendenze emergenti, Eni individua azioni di trattamento (si veda 

Azioni intraprese sugli IRO materiali) al fine 

di minimizzare i rischi. Nello specifico, Eni valuta le potenziali variabili che possono incidere sui costi operativi, come i prezzi del carbonio, e 

monitora la resilienza della strategia agli scenari di transizione.

INTERNAL CARBON PRICING [E1-8]

Nel 2025 Eni ha applicato un meccanismo di internal carbon pricing (shadow price) per valutare l’esposizione economico-finanziaria dei pro-

pri investimenti al rischio di un’eventuale introduzione di sistemi di carbon pricing nei Paesi in cui opera. Nell’analisi condotta nel 2025 è stato 

utilizzato lo scenario Net Zero di IEA (World Energy Outlook), con un range di valori per l’anno 2050, differenziato in base allo sviluppo eco-

nomico (economie avanzate, emergenti con e senza impegni Net Zero32). In particolare, per i principali progetti di investimento, il rendimento 

atteso viene sottoposto ad un’analisi di sensitività con l’obiettivo di stimare i potenziali impatti del costo della CO2 sulla redditività dei progetti. 

Tale analisi si applica solo nel caso in cui la legislazione vigente del Paese non preveda espressamente un sistema di carbon pricing. I risultati 

sono esaminati dal CdA sia nella fase preliminare di autorizzazione del singolo investimento (Final investment decision - FID) rientrante nelle 

soglie di competenza, sia successivamente nell’ambito del monitoraggio annuale dei progetti.

(31) RCP (Representative Concentration Pathways): scenari che includono serie temporali di emissioni e concentrazioni di tutti i gas serra, degli aerosol e gas chimicamente attivi, 

nonché l’uso del suolo/copertura del suolo. Il termine “rappresentativo” indica che ciascun RCP fornisce solo uno dei tanti possibili scenari che potrebbero portare a specifiche caratter-

istiche di forzante radiativo (W m–2). Il termine “percorso” sottolinea che non solo i livelli di concentrazione a lungo termine sono di interesse, ma anche la traiettoria seguita nel tempo 

per raggiungere quel risultato. In particolare, RCP 8.5 rappresenta uno scenario ad alte emissioni che porta a un incremento della forzante radiativa superiore a 8.5 W/m² entro il 2100 

(fonte: Glossario IPCC).

(32) Il range di valori è compreso tra 180-250 $/tCO₂ (termini reali al 2024). Per le economie emergenti e in via di sviluppo (diverse da Brasile, Cina, India, Sudafrica) sono ipotizzati costi 

inferiori, in un range compreso tra 55-180 $/tCO₂. Ref. Tabella B.6, IEA - World Energy Outlook 2025.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 155ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

RESILIENZA DELLA STRATEGIA AGLI SCENARI DI TRANSIZIONE [ESRS 2 IRO-1]

I processi aziendali di pianificazione strategica e di selezione/monitoraggio degli investimenti hanno l’obiettivo di identificare le azioni per 

massimizzare il valore degli attivi del Gruppo considerando i rischi e le opportunità della transizione energetica. In tale ambito, con cadenza 

regolare vengono definiti i piani di azione/spending per traguardare i target di decarbonizzazione a breve, medio e lungo termine sulla base di 

una serie di assunzioni base case circa la velocità di trasformazione del sistema energetico e le conseguenti ricadute sui prezzi. Il progress 

verso i target è oggetto di sistematico controllo e reporting. Uno degli strumenti utilizzati a consuntivo per assistere il management nella 

comprensione del grado di esposizione di Eni al rischio di transizione è l’analisi di sensitività dei valori degli asset Oil & Gas a scenari di prezzi 

alternativi rispetto al base case. L’analisi verifica la variabilità dei valori patrimoniali e il possibile rischio di distribuire utili non realizzati in pre-

senza di scenari di stress: i) taglio lineare del -10% dei prezzi degli idrocarburi in tutti gli anni delle proiezioni di flussi di cassa; ii) incremento 

di un punto percentuale del tasso di attualizzazione (WACC adjusted) per la determinazione dei valori attuali netti degli attivi in ciascun Paese 

di attività; iii) assunzione delle proiezioni di prezzi degli idrocarburi e di costi della CO2 dello scenario IEA Net Zero Emission 2050 (scenario 

NZE - IEA 2050)

33

. Il valore d’uso complessivo delle proprietà Oil & Gas calcolato utilizzando i vari scenari di stress test evidenzia un margine 

“headroom” rispetto ai valori di libro. In particolare, per lo scenario NZE – IEA 2050 l’headroom risulta pari a 18%, con possibili svalutazioni di 

€ 3,4 miliardi. Per maggiori dettagli sull’analisi e i rispettivi risultatisi veda la 

Nota 15 del Bilancio Consolidato.

RISCHI FISICI

I rischi fisici derivanti dai cambiamenti climatici possono essere determinati da singoli eventi (acuti) o da cambiamenti di lungo periodo 

(cronici) dei fenomeni climatici. Questi possono avere delle implicazioni finanziarie per le imprese, come danni diretti ai beni e impatti indi-

retti dovuti all'interruzione delle proprie operazioni e di quelle lungo la catena del valore, con conseguente perdita di risultato e cash flow e 

incremento dei costi di ripristino e manutenzione, compresi gli effetti sulla catena di fornitura. A tal riguardo, Eni ha definito una metodologia 

per valutare l’esposizione ai rischi fisici degli asset di proprietà

34

e dei principali asset di terzi che fanno parte della catena del valore e la cui 

indisponibilità può causare ripercussioni sull’operabilità degli asset Eni. Ai fini dell’individuazione e la valutazione degli eventi climatici avversi 

e dell’evoluzione dei rischi fisici, Eni utilizza lo scenario IPCC SSP5 - 8.5, che risulta essere lo scenario estremo caratterizzato da un aumento 

della temperatura maggiore di 4°C entro il 2100 rispetto ai livelli pre-industriali (si vedano gli scenari IPCC categoria C8 

Principali scenari di 

riferimento). I principali eventi35 fisici climatici che Eni considera includono: fenomeni legati all’acqua, quali l’innalzamento del livello del mare, 

lo stress idrico, la siccità, le forti precipitazioni (pioggia e grandine) e le inondazioni di tipo costiero, fluviale e pluviale; eventi estremi associati 

ai venti, come cicloni, uragani e tifoni; eventi legati alla temperatura, in particolare gli incendi di incolto, nonché fenomeni connessi alla mas-

sa solida, come le frane. Rispetto ai rischi fisici legati agli eventi climatici sopraelencati, Eni sviluppa un esercizio di stress test sull’attuale 

portafoglio di asset su un orizzonte temporale di lungo periodo. Tale valutazione è svolta con cadenza annuale ed è oggetto di continuo mi-

glioramento, anche per rispondere alla futura evoluzione ed accuratezza dei modelli previsionali

36

. Le analisi svolte nel 2025 hanno riguardato 

l’intero portafoglio degli asset Eni (circa 900 siti) per i quali è presentata, nei grafici seguenti, l’esposizione al rischio attuale (asse orizzontale) 

e l’esposizione al rischio prospettico al 2050 (asse verticale), per area geografica e per linea di business. La dimensione delle bolle è proporzi-

onale al valore contabile netto degli asset nel portafoglio; i valori positivi sull’asse verticale indicano un incremento dell’esposizione al rischio 

nel lungo periodo mentre i valori negativi indicano una riduzione. 

(33) Scenario riportato nel World Energy Outlook 2025, IEA-OECD.

(34) Si utilizzano le coordinate geografiche di ciascun asset Eni per valutare in maniera puntuale le metriche quantitative delle proiezioni dei differenti eventi naturali nei siti di presenza Eni.

(35) Gli eventi fisici climatici sono individuati a partire dalla classificazione della tabella riportata nel regolamento UE 2021/2139 della Commissione – Appendice A ed in relazione alla 

loro applicabilità rispetto alla tipologia di asset Eni.

(36) Eni utilizza il modello previsionale prospettico fornito da una primaria società di climate intelligence.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025156

-10

-5

0

5

10

15

20

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Evoluzione dell’esposizione a rischio fisico al 2050

Esposizione a rischio fisico attuale

UPS Asia UPS Europa UPS Estremo Oriente/Oceania UPS Medio Oriente

UPS Nord Africa UPS Nord America UPS Africa Sub-Sahariana BIO (Fuels/Chemicals)

Power Italia Refining & Chemicals Europa Renewable Solar Renewable Wind

ESPOSIZIONE A RISCHIO FISICO DA CAMBIAMENTO CLIMATICO DEGLI ASSET ONSHORE - SCENARIO IPCC SSP5 - 8.5

25

-10

-5

0

5

10

15

20

25

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Evoluzione dell’esposizione a rischio fisico al 2050

Esposizione a rischio fisico attuale

UPS Asia UPS Europa UPS Estremo Oriente/Oceania UPS Medio Oriente

UPS Nord Africa UPS Nord America UPS Africa Sub-Sahariana

ESPOSIZIONE A RISCHIO FISICO DA CAMBIAMENTO CLIMATICO DEGLI ASSET OFFSHORE - SCENARIO IPCC SSP5 - 8.5

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 157ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

RESILIENZA DELLA STRATEGIA AGLI SCENARI CLIMATICI [ESRS 2 IRO-1; SBM-3]

Una volta definiti i rischi fisici associati agli asset di Eni (rischio inerente), viene eseguita una valutazione delle mitigazioni o barriere esistenti, 

sia di carattere fisico che in termini di sistemi o procedure in essere. In seguito, per ciascun asset viene valutato il rischio residuo. In presenza 

di un livello di rischio residuo elevato, Eni mette in atto differenti tipologie di azioni: i) per rischi cronici (es. water stress), sono pianificate ed 

eseguite attività di monitoraggio con eventuale successiva definizione e follow up di un piano di intervento; ii) per rischi acuti, è attivato il pro-

cesso di asset integrity

37 

che può condurre alla definizione e attuazione di un piano di adattamento. Dalle analisi di rischio fisico condotte nel 

2025 sugli asset produttivi di Eni e sui principali asset della catena del valore, è emerso che il portafoglio Eni risulta sostanzialmente resiliente 

ai rischi fisici connessi al cambiamento climatico. Le ragioni principali della resilienza complessiva a livello di portafoglio degli asset Eni sono 

riconducibili: i) alla resilienza intrinseca degli asset stessi (già progettati con criteri di design stringenti rispetto al verificarsi di eventi naturali 

estremi) e ii) alla diversificazione geografica del portafoglio asset. 

Opportunità materiali

Se da un lato gli eventi di transizione possono comportare dei rischi, dall’altro possono offrire delle opportunità, la cui realizzazione richiede una 

rigorosa disciplina nell’allocazione del capitale e un attento processo di pianificazione strategica. Eni, per cogliere le opportunità, sta integrando il 

proprio modello di business con soluzioni connesse alla transizione energetica quali la crescita della produzione di energia da fonti rinnovabili, 

l’ampliamento del network di punti di ricarica per veicoli elettrici attraverso Plenitude e lo sviluppo della bioraffinazione attraverso Enilive (si 

veda la sezione 

Andamento operativo/Enilive e Plenitude) e lo sviluppo della chimica da rinnovabili. Dall’altro lato Eni sta attuando soluzioni

volte a ridurre il proprio impatto emissivo e quello di terzi, sviluppando, tra l’altro, progetti “Carbon Capture Utilization e Storage (CCUS)” (si 

veda la sezione 

Andamento operativo/CCS e Agri) e prosegue l’impegno a investire in ricerca e sviluppo con progetti innovativi che puntano su 

tecnologie all’avanguardia come la fusione magnetica. Per lo sviluppo di tali opportunità, Eni ha adeguato la propria organizzazione aziendale

(si veda 

Politiche e  Governance climatica)

in coerenza con l’evoluzione della strategia e ha messo in atto la realizzazione di un modello satel-

litare

38

, riducendo l’impegno finanziario per la crescita dei nuovi business e rendendo più visibile il loro valore di mercato.

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI

Piano di decarbonizzazione

[ESRS 2 MDR-A; E1-1; E1-3]

TARGET DI DECARBONIZZAZIONE DI ENI [ESRS 2 MDR-T; E1-4]

Sono trascorsi 5 anni dall’avvio del percorso di Eni verso la Neutralità Carbonica al 2050\. In questo arco temporale, in assenza di orientamenti 

normativi consolidati sull’approccio da adottare, l’azienda ha strutturato il proprio piano di decarbonizzazione attraverso target di riduzione 

netta delle emissioni definiti secondo una propria metodologia coerente con i principali standard internazionali e best practice di settore. Le 

azioni intraprese in questi anni hanno permesso di progredire nell’avanzamento della riduzione delle emissioni in linea con i target intermedi 

definiti (per dettagli sulle performance si rimanda alla sezione 

Metriche/indicatori Entity Specific-Equity). Nel 2024, primo anno di applicazione 

della CSRD, Eni ha scelto di rappresentare il proprio percorso di decarbonizzazione mantenendo l’impostazione metodologica adottata negli 

anni precedenti, in un contesto esterno e regolatorio in evoluzione. Dall’esercizio di rendicontazione 2025, a seguito del consolidamento del 

quadro regolatorio europeo

39

, il piano di decarbonizzazione e i relativi target vengono riparametrati in coerenza con il quadro normativo di 

riferimento e al fine di favorire una maggiore comparabilità nel settore. Nello specifico, per le emissioni Scope 1 e 2 viene adottato un perimet-

ro su base finanziaria (precedentemente su base equity), continuando a concentrarsi prioritariamente sul settore Upstream. Sono confermati 

i target Net Zero delle emissioni GHG Scope 1 \+ 2 del settore Upstream entro il 2030 e di Eni al 2035, ridefiniti rispettivamente “Net Scope 1+2 

Upstream” e “Net Scope 1+2 Eni”. Le emissioni Scope 1+2+3 includono i contributi delle Scope 1 + 2 e delle Scope 3, quest’ultime in accordo 

con la classificazione del GHG Protocol (precedentemente determinate con metodologia Lifecycle). Il target Scope 1+2+3 è espresso solo in 

termini di intensità emissiva, con l’obiettivo di valorizzare la diversificazione del portafoglio energetico, evidenziando il contributo sia di azioni 

di mitigazione delle emissioni che di sviluppo dei business lower carbon. Il target Net Zero dell’intensità è confermato al 2050 e viene ridefinito 

“Net Intensity Scope 1+2+3”. Per tutti i target indicati, le emissioni residue sono compensate mediante l’utilizzo di crediti di carbonio di alta 

qualità40. Inoltre, i valori degli indicatori nell’anno di baseline 2018 sono ricalcolati in coerenza con il perimetro adottato per la definizione 

dei target. Per dettagli sui criteri metodologici di rendicontazione degli indicatori di misurazione dei target Net Zero (Entity Specific) di Eni, si 

rimanda alla sezione 

Metriche.

(37) Il processo di asset integrity viene applicato agli asset Eni per garantire la corretta progettazione e adeguata costruzione con i materiali più idonei, nonché applicare il massimo rigore 

nell’operatività degli impianti e attuarne la corretta dismissione, gestendo anche i rischi residuali nel rispetto della sicurezza delle persone, la salvaguardia dell’ambiente e della reputazione.

(38) Si veda la pagina Eni.com 

Il modello Satellitare di Eni: un approccio distintivo.

(39) In data 24 febbraio 2026 il Consiglio dell’Unione europea ha adottato il testo dell’“Omnibus I”, che include, tra l’altro, emendamenti alla Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD).

(40) Certificati secondo standard del mercato volontario riconosciuti a livello internazionale e che sono accompagnati da certificazioni addizionali per attestare anche i benefici so-

cio-ambientali delle attività di progetto (si veda paragrafo 

Compensazioni e rimozioni delle emissioni GHG).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025158

RISULTATI TARGET GHG

NET SCOPE 1+2 UPSTREAM

(MtCO

eq.)

NET SCOPE 1+2 ENI 

(MtCO

eq.)

NET INTENSITY SCOPE 1+2+3 

(gCO

2

eq./MJ)

2025

BASELINE

2018

14,5

35,8

63

4,7

21,4

59

-68%

vs. 2018

-40%

vs. 2018

-6%

vs. 2018

-65%

NET ZERO

UPS

NET ZERO

ENI

-15% -50%

NET 

ZERO

% vs.

baseline

20302025 2035 2040 2050

• NET SCOPE 1+2 UPSTREAM

41

: rappresenta le emissioni GHG Scope 1+2 associate alle attività upstream operate da Eni o da terzi contabi-

lizzate su perimetro finanziario e al netto di crediti di carbonio generati principalmente da Natural Climate Solutions e soluzioni tecnolog-

iche. Nel 2025, l’indicatore è in riduzione di circa -31% rispetto al 2024, guidato principalmente dalle azioni di ottimizzazione nella gestione 

operativa e attività progettuali volte alla generazione dei crediti di carbonio. Inoltre, nel 2025, il target di raggiungimento del -65% rispetto al 

2018 è stato superato con una riduzione di circa il -68%. Il percorso è in linea con il raggiungimento del target Net Zero Upstream al 2030;

• NET SCOPE 1+2 ENI

42

: rappresenta le emissioni GHG Scope 1+2 associate alle attività operate da Eni o da terzi contabilizzate su perime-

tro finanziario e al netto di crediti di carbonio generati principalmente da Natural Climate Solutions e soluzioni tecnologiche. Nel 2025 

l’indicatore è in riduzione di circa -10% rispetto al 2024, guidato principalmente dalle azioni di ottimizzazione nella gestione operativa e 

attività progettuali volte alla generazione dei crediti di carbonio. Rispetto al 2018, l’indicatore è in riduzione di circa il 40% in linea con il 

raggiungimento del target Net Zero Eni al 2035;

• NET INTENSITY SCOPE 1+2+3

43

: rappresenta il rapporto

44

tra le emissioni GHG di Eni Scope 1+2+3 (al netto di crediti di carbonio generati 

principalmente da Natural Climate Solutions e soluzioni tecnologiche) e l’energia associata ai prodotti energetici. Nel 2050 il raggiungi-

mento del target Net Zero Intensity Scope 1+2+3 prevederà l’utilizzo di crediti di carbonio nei limiti del 10% del valore di baseline delle emis-

sioni Scope 1+2+3. Nel 2025 l’indicatore è in riduzione (circa -0,4%) rispetto al 2024 grazie al minor impatto emissivo del mix di portafoglio. 

Rispetto al 2018, l’indicatore si è ridotto di circa il 6%.

(41) Sostituisce l’indicatore “Net Carbon Footprint Upstream” definito su perimetro equity precedentemente adottato da Eni. 

(42) Sostituisce l’indicatore “Net Carbon Footprint Eni” definito su perimetro equity precedentemente adottato da Eni.

(43) Sostituisce l’indicatore “Net Carbon Intensity” definito su perimetro equity con metodologia Lifecycle precedentemente adottato da Eni. L’indicatore “Net GHG Lifecycle Emissions”

non è più riproposto.

(44) Il numeratore include: i) le emissioni Scope 1+2 Eni (al netto dei settori non energy, tra cui il settore chimica, corporate ed attività ambientali), rappresentate secondo perimetro 

finanziario; ii) le emissioni Scope 3 da utilizzo di prodotti venduti (Cat.11), stimate sulla base della produzione upstream in quota equity Eni. Le emissioni Scope 3 connesse alla catena del 

valore sono calcolate in accordo con la classificazione fornita dal GHG Protocol e secondo gli standard metodologici disponibili di settore (secondo il criterio del Net Volume Accounting 

di IPIECA) sulla base di un’analisi di significatività in relazione alle attività di Eni. Al denominatore sono incluse, in vista equity, le produzioni energetiche, tra le quali i) Oil & Gas Upstream 

(al netto degli autoconsumi); ii) biocarburanti, iii) energia termoelettrica; iv) energia rinnovabile (contabilizzata applicando un fattore di equivalenza fossile).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 159ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

2025

2014

INTENSITÀ EMISSIVA DI METANO

(%)

0,08%

-81%

0,43%

2025

2014

EMISSIONI FUGGITIVE DI METANO

(kt CH

4

)

116

-97%

4

2025

2014

FLARING DI ROUTINE

(Mld Sm

3

)

1,7

-63%

0,6

Operato Operating company Operato+Operating company

TARGET

Ben al di sotto di 0,2%

al 2025

-80% di riduzione

al 2025

Zero routine flaring

al 2026

TARGET DI RIDUZIONE DELLE EMISSIONI DI METANO E FLARING NEL BUSINESS UPSTREAM [ESRS 2 

MDR-T; E1-4]

Nel business Upstream, dove il gas naturale riveste un ruolo rilevante, le azioni di abbattimento delle emissioni di metano e del gas flaring 

costituiscono un elemento centrale del percorso di decarbonizzazione, avendo contribuito in modo significativo alla riduzione delle emissioni 

GHG dirette (Scope 1). In tale contesto, già nel 2016 Eni ha definito un obiettivo di riduzione delle emissioni fuggitive di metano dell’80% al 

2025 (rispetto al 2014), target raggiunto con largo anticipo nel 2019 grazie all’implementazione sistematica delle campagne LDAR (Leak De-

tection And Repair45) sugli asset operati. Inoltre, dal 2022 Eni aderisce all’iniziativa Aiming for Zero Methane Emissions promossa da Oil and 

Gas Climate Initiative (OGCI), che mira alla riduzione al minimo tecnico delle emissioni di metano dagli asset operati entro il 2030 e individua 

ad oggi nella soglia dello 0,2% di intensità emissiva il riferimento settoriale per emissioni prossime allo zero. Nel 2025 l’intensità emissiva 

di metano si è attestata allo 0,09% (che scende a 0,08% se si considerano anche le operating company

46

) confermando un andamento già

consolidato negli anni precedenti, ben al disotto della soglia dello 0,2%. Nell’ambito della medesima iniziativa, Eni conferma il mantenimento 

dell’intensità emissiva di metano sotto la soglia dello 0,2% per gli asset operati del settore upstream fino al 2030\. Con riferimento al gas 

flaring, Eni ha definito nel 2015 l’obiettivo di azzerare il flaring di routine e ha rafforzato progressivamente le iniziative per la sua riduzione, 

in particolare in Congo, Libia ed Egitto, dove le maggiori barriere logistiche, operative e di mercato avevano limitato la valorizzazione del gas 

associato. In tale ambito Eni ha confermato il raggiungimento dell’obiettivo di zero routine flaring nel 2025 relativamente al perimetro operato. 

Per le attività realizzate tramite operating company, il raggiungimento del target è legato al completamento dei progetti in Libia atteso nel cor-

so del 2026\. Eni conferma il mantenimento di tali livelli di performance e il consolidamento dell’impegno allo zero routine flaring su perimetro 

operato, assicurando continuità alle azioni intraprese e in linea con l’iniziativa Zero Routine Flaring by 2030 della World Bank. 

LEVE DI DECARBONIZZAZIONE [E1-1; E1-3]

Le leve e tecnologie di decarbonizzazione individuate da Eni nel proprio Piano di decarbonizzazione interessano in maniera trasversale i diversi 

business e vengono adottate e modulate in maniera mirata e con orizzonti temporali che tengono conto della maturità tecnologica e com-

merciale delle singole soluzioni. Dal 2018 al 2025, Eni ha implementato azioni che hanno contribuito, da un lato, alla riduzione delle emissioni 

Scope 1 e Scope 2 connesse alle proprie operazioni, agendo prioritariamente su flaring, metano e attraverso interventi di effi cienza energetica 

volti alla riduzione dei consumi di fonti fossili (si veda sezione 

Target di riduzione delle emissioni di metano e flaring nel business Upstream e

Consumo di energia e mix energetico). Dall’altro lato, tali azioni hanno inciso anche sulla riduzione delle emissioni lungo la catena del valore 

(Scope 3), in particolare attraverso sinergie tra le attività tradizionali e i business legati alla transizione, nonchè interventi di portafoglio. Oltre a

proseguire con tali azioni, in ottica futura, le iniziative previste da Eni per la riduzione del Net Intensity Scope 1+2+3 si articoleranno su più direttrici, 

che agiscono sia sulle emissioni operative sia sull’evoluzione del portafoglio energetico. Con riferimento al 2030, un importante contributo sarà

dato dal miglioramento delle performance operative, azioni sul portafoglio Oil&Gas e dall’evoluzione del mix produttivo. In particolare, le azioni di 

efficientamento e di razionalizzazione degli asset industriali consentiranno di ridurre le emissioni Scope 1 e 2. Inoltre, l’incremento progressivo 

della componente gas (inclusi i condensati) sul totale della produzione (oltre il 60% al 2030), consentirà di ridurre l’intensità emissiva complessiva 

rispetto a uno scenario caratterizzato da una maggiore incidenza dell’olio, in ragione del minore fattore emissivo del gas naturale. Altro contributo 

(45) Attività di monitoraggio e rilevazione delle perdite di metano, e successiva riparazione.

(46) Entità giuridica a cui è delegata la conduzione delle operazioni Oil & Gas in un determinato paese per conto dei partner (solitamente mista National Oil Companies e International 

Oil Companies).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025160

PRINCIPALI LEVE DI DECARBONIZZAZIONE

63

64

62

60

58

56

54

52

50

59

53

-9%

VS. 2025

-6%

VS. 2018

2018 2025 2030

EMISSIONI

Scope 1+2

PORTAFOGLIO

O&G

RINNOVABILI

E 

BIOCARBURANTI

ALTRO

a

NET INTENSITY SCOPE 1+2+3 (g CO

2eq

/ MJ)

(a) In linea con l’evoluzione dei consumi finali, la categoria “Altro” può comprendere un progressivo incremento della quota oil & gas destinata ai settori lower carbon (ad esempio 

usi non energetici) e/o il contributo degli offset (fino a un max di 15 MtCO2eq. al 2030).

-15%

VS. 2018

rilevante sarà la progressiva diversificazione del portafoglio verso soluzioni lower carbon, contribuendo alla riduzione dell’intensità carbonica dei 

prodotti e dei servizi offerti. Lo sviluppo dei biocarburanti costituirà un elemento centrale di tale strategia, offrendo un’opportunità di conversione 

e ridimensionamento dell’attuale capacità di raffinazione tradizionale. Dopo le conversioni delle bioraffinerie di Porto Marghera (2014) e Gela 

(2019), nel 2024 è stato avviato anche il progetto di riconversione del sito di Livorno con start-up prevista a fine 2026. Nel 2025 Eni ha registra-

to una capacità di bioraffinazione pari a 1,65 milioni di tonnellate e prevede di raggiungere una capacità di 5 milioni di tonnellate entro il 2030, 

con un’opzionalità per la produzione di Sustainable Aviation Fuel (SAF) di oltre 2 milioni di tonnellate, contribuendo alla decarbonizzazione dei 

settori hard-to-abate quali aviazione, trasporto marittimo e trasporto pesante. In parallelo, la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, 

sviluppata tramite Plenitude, sosterrà la progressiva riduzione dell’intensità emissiva del portafoglio energetico. Nel 2025 Plenitude ha raggiunto 

una capacità installata da rinnovabili di 5,8 GW, registrando un tasso di crescita annuo superiore al 40%, in linea con gli obiettivi di espansione 

di raggiungere 15 GW al 2030\. A complemento delle leve industriali e di portafoglio e, in linea con l’evoluzione dei consumi, viene considerata 

una possibile riduzione delle emissioni legata al progressivo incremento della quota Oil & Gas destinata ai settori lower carbon (ad esempio usi 

non energetici

47

) e/o la compensazione delle emissioni residue attraverso crediti di carbonio di alta qualità (offset) derivanti prevalentemente da 

Natural Climate Solutions (fino ad un massimo di 15 MtCO₂eq

48

al 2030).

Nel lungo termine, il percorso verso la Neutralità Carbonica al 2050 proseguirà lungo le medesime direttrici, con un ulteriore rafforzamento del 

mix gas (circa il 90% entro il 2050), il consolidamento delle soluzioni lower carbon e l’incremento della capacità rinnovabile di Plenitude (60 GW 

al 2050). Inoltre, la Carbon Capture and Storage (CCS) rappresenta un’ulteriore leva di decarbonizzazione. A partire dal periodo successivo al 

2030, con il progressivo avanzamento tecnologico e la maturazione dei progetti, la CCS potrà contribuire alla riduzione delle emissioni operative 

connesse ai consumi energetici delle attività Eni. Per le emissioni residue è previsto il ricorso a compensazioni e rimozioni attraverso Natural 

Climate Solutions (NCS) e soluzioni tecnologiche. Nel 2050 il raggiungimento del target Net Zero Intensity Scope 1+2+3 prevederà l’utilizzo 

di crediti di carbonio nei limiti del 10% del valore di baseline delle emissioni Scope 1+2+3 (si veda sezione 

Compensazioni e rimozioni delle

emissioni GHG). Infine, Eni contribuisce alla transizione energetica anche attraverso attività che, pur non incidendo direttamente sulle proprie 

emissioni, favoriscono la decarbonizzazione di terzi e dei settori hard-to-abate. Tra queste rientrano le attività di ricerca e sviluppo (R&S), l’offerta

Plenitude di soluzioni e servizi orientati all’elettrificazione dei consumi e al miglioramento dell’efficienza, e lo sviluppo di progetti di CCS per clienti 

industriali. Per maggiori informazioni si veda capitolo 

Andamento operativo/CCS e Agri. La velocità dell’evoluzione di tale trasformazione e il 

(47) Utilizzo dei prodotti energetici come materie prime per la produzione di beni non energetici (ad esempio gas naturale impiegato per produrre fertilizzanti) oppure per usi diretti che 

non prevedono la produzione di energia, come ad esempio lubrificazione o pavimentazione stradale. 

(48) Utilizzati per ridurre le emissioni Scope 1+2+3 assolute nell’anno di target 2030.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 161ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

contributo relativo di ogni leva dipenderanno da una serie di variabili, tra cui l’andamento del mercato, lo scenario scientifico-tecnologico e la 

normativa di riferimento. Le tappe del percorso di decarbonizzazione di Eni sono state identificate attraverso un esercizio di prioritizzazione delle

leve d’intervento, basato su analisi interne e su quanto proposto dai principali scenari internazionali che mirano alla neutralità carbonica al 2050 

per contenere l’aumento della temperatura globale entro 1,5°C al 2100\. Pur nei limiti del confronto, tra un contesto aziendale e il distinto contesto 

globale, la struttura del piano di decarbonizzazione di Eni

49

, in termini di leve e target di riduzione delle emissioni, risulta sostanzialmente com-

patibile con tali scenari. Per approfondimenti si veda: gli scenari IPCC categoria C1-C2 all’interno della sezione 

Principali scenari di riferimento e 

la sezione 

Target di decarbonizzazione di Eni e la sezione  Leve di decarbonizzazione.

VALUTAZIONE DELLE EMISSIONI LOCKED-IN [E1-1]

Le emissioni locked-in rappresentano la stima delle emissioni future di GHG associate ad asset e operazioni esistenti o pianificati nell’Up-

stream e Downstream, sulla base della loro configurazione tecnologica e della vita utile residua. In determinati scenari di transizione energet-

ica coerenti con traiettorie di decarbonizzazione a ridotte emissioni, tali emissioni potrebbero risultare non pienamente compatibili con i livelli 

emissivi attesi, generando potenziali implicazioni di natura economico-finanziaria. Eni monitora le potenziali emissioni locked-in derivanti dai 

principali asset e progetti, mantenendo una prospettiva di medio-lungo termine attraverso il piano strategico e valutando i progressi verso 

il percorso di Neutralità Carbonica al 2050\. Le analisi di resilienza del portafoglio effettuate nell’ambito dei test di impairment non hanno 

evidenziato elementi tali da compromettere la recuperabilità dei valori contabili degli asset sulla base degli scenari considerati. Nel settore 

Upstream, Eni continua ad adottare un modello esplorativo basato sulla crescita organica e valorizzazione selettiva delle scoperte. La selezi-

one degli investimenti considera sia il valore economico sia l’intensità emissiva, privilegiando, anche al fine di ridurre l’impatto emissivo, gli 

investimenti nelle risorse già in produzione e le attività esplorative in aree adiacenti ad asset e infrastrutture esistenti. Nel downstream, Eni 

punta a migliorare l'efficienza delle proprie operazioni e a integrare nella sua offerta i prodotti lower carbon anche attraverso la conversione 

della capacità di raffinazione tradizionale. Inoltre, Eni valuta la resilienza del proprio portafoglio per mitigare i rischi associati agli stranded 

asset e applica un internal carbon pricing per verificare la coerenza dei nuovi investimenti con i target di decarbonizzazione (per dettagli si 

rimanda al paragrafo 

Rischi di transizione). 

BREVETTI ED INNOVAZIONE [ENTITY SPECIFIC] 

Il Codice Etico di Eni attribuisce un ruolo centrale all’innovazione (per dettagli si veda il paragrafo  Politiche) e, coerentemente, Eni si impegna 

ad acquisire competenze tecnologiche d’avanguardia per sostenere questo principio. In particolare, il tema dell’innovazione è fortemente 

legato agli aspetti climatici e, per il prossimo piano strategico, l’azienda ha fissato il target di mantenere il 70% della spesa R&S su temi relativi 

alla decarbonizzazione, economia circolare e transizione energetica.

Target Al

Performance 

2025

Anno base e relativo 

valore di riferimento

Note

(Scopo, metodologia, evidenze)

Mantenimento del 70% della spesa R&S su temi relativi alla 

decarbonizzazione, economia circolare e transizione energetica

2030 80% 2022: 70%

Spesa in Ricerca e Sviluppo, innovazione 

e mantenimento del portafoglio brevet-

tuale di Eni SpA e le società controllate 

Per il 2025 l’impegno economico di Eni in attività di ricerca scientifica e sviluppo tecnologico ammonta a €207 milioni, di cui circa €165 mil-

ioni destinati al percorso di riduzione dell’impronta carbonica dei processi, all’economia circolare, allo sfruttamento delle energie rinnovabili 

e alla fusione a confinamento magnetico. Tale spesa include, in particolare, le tematiche di bioraffinazione, della chimica e della produzione 

di energia da fonti rinnovabili (incluse le biomasse), dello stoccaggio energetico, della cattura, del trasporto, stoccaggio e riutilizzo della CO2, 

della riduzione dell’impronta carbonica dei processi. La spesa complessiva in innovazione, che include, oltre le spese in Ricerca & Sviluppo, 

anche altre attività innovative, tra cui quelle relative a High Performance Computing, Intelligenza Artificiale e Open innovation, è pari a circa 

€ 460 milioni.

RICERCA & SVILUPPO Unità di misura 2025 2024

Spesa in R&S

(a)

(€ milioni) 207 178

di cui: relative alla decarbonizzazione, economia circolare e transizione energetica

165 145

Domande di primo deposito brevettuale (numero) 42 39

di cui: depositi sulle fonti rinnovabili 

21 23

(a) Le voci in tabella sono incluse in  Nota 30 Costi – “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” della sezione Note al bilancio consolidato.

(49) Definito su target Entity Specific.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025162

CAPITAL ALLOCATION [E1-1; E1-3]

L’evoluzione verso un portafoglio di prodotti lower carbon è supportata da una progressiva crescita delle iniziative di sviluppo di nuove soluz-

ioni energetiche e servizi, sia nel breve che nel medio-lungo termine. A conferma di tale impegno, Eni nel 2025

50

ha sostenuto una spesa pari 

a €3,3 miliardi

51

per attività a bassa intensità di carbonio. In particolare, oltre il 50% della spesa è stata destinata a iniziative di sviluppo della 

bioraffinazione e biofeedstock e di generazione elettrica da fonti rinnovabili e oltre il 20% a iniziative di riduzione delle emissioni Scope 1+2 

(tra cui interventi di efficienza energetica e progetti di flaring down). Nel prossimo piano quinquennale

52

, Eni prevede di allocare €12 miliardi 

di risorse ad attività a bassa intensità di carbonio, confermando la centralità delle iniziative di sviluppo di energia rinnovabile e biocarburanti 

(capacità di bioraffinazione da 1,65Mt al 2025 a 5Mt al 2030) e iniziative di riduzione delle emissioni scope 1+2. In aggiunta a quanto riportato 

in tabella, Plenitude prevede di allocare risorse pari a circa €9 miliardi per attività a sostegno dello sviluppo della generazione elettrica da fonti 

rinnovabili (capacità installata da 5,8 GW al 2025 a 15 GW al 2030). 

Di seguito il dettaglio delle risorse pianificate per le differenti azioni di decarbonizzazione:

Spesa

(a)

Unità di misura 2025 2026-30

Valore totale (€ miliardi) 3,3 12,2

Riduzione delle emissioni  0,7 1,1

Rinnovabili e biocarburanti 1,8 7,4

Ricerca per attività Lower Carbon 0,2 0,8

Economia circolare

(b)

0,1 0,8

Altro (Natural Climate Solutions, Venture Capital, sviluppo nuove energie) 0,5 2,1

(a) Le voci di spesa sono state aggiornate, rispetto a quanto riportato nella  Rendicontazione di Sostenibilità 2024, in coerenza con quanto riportato nel paragrafo  Leve di decar-

bonizzazione. Le voci in tabella sono incluse in  Nota 14 “Attività Immateriali” e  Nota 30 “Acquisti, prestazione di servizi e costi diversi” della sezione Note al bilancio consolidato.

(b) Nella voce è ricompresa la spesa per la chimica bio. 

COMPENSAZIONI E RIMOZIONI DELLE EMISSIONI GHG [E1-7]

Eni sostiene, attraverso accordi di medio e lungo termine con partner e autorità locali, lo sviluppo di progetti finalizzati alla generazione di 

crediti di carbonio nel mercato volontario destinati alla compensazione delle emissioni GHG residue non altrimenti riducibili, monitorandone 

qualità e integrità. Per raggiungere il target Net Zero al 2050 di Net Intensity Scope 1+2+3, Eni intende utilizzare crediti di carbonio dopo 

aver ridotto il 90-95% delle emissioni GHG. Attualmente, i crediti di carbonio utilizzati da Eni per il raggiungimento dei propri target Net Zero 

sono generati da attività che riducono le emissioni di CO

2

potenzialmente rilasciate in atmosfera. Tra queste rientrano le iniziative di Natural 

Climate Solutions (NCS) che mirano alla protezione e gestione sostenibile del territorio. Ne sono un esempio i progetti REDD+

53

, le prime 

iniziative promosse da Eni, che promuovono la conservazione delle foreste, la protezione della biodiversità e lo sviluppo sostenibile locale

54

. 

Alle iniziative NCS, si affiancano anche soluzioni tecnologiche; tra queste rientra il programma “Eni for Clean Cooking”, avviato nel 2018, per 

promuovere l’introduzione di fornelli migliorati che consentono di ridurre il consumo di biomassa non rinnovabile

55

, con l’obiettivo di migliorare 

le condizioni di salute delle persone e di promuovere la conservazione delle foreste. Il programma è stato avviato in Congo, Mozambico, Ango-

la, Ruanda, Tanzania, Madagascar e Costa d’Avorio, raggiungendo, finora circa 3,7 milioni di persone56 (di cui 2,2 milioni solo nel 2025), con 

l’obiettivo di garantire, entro il 2030, l’accesso a sistemi di cottura più sicuri, efficienti e sostenibili per 20 milioni di persone La diffusione in-

dustriale dei sistemi di clean cooking consente anche di promuovere lo sviluppo dell’imprenditoria e dell’economia locale (ad es. produzione e 

distribuzione di fornelli). A partire dal 2025, il programma ha avviato il passaggio dai fornelli migliorati a soluzioni più avanzate, come i fornelli 

a induzione nelle aree urbane e quelle pirolitiche alimentate da residui agricoli e agroforestali nei contesti rurali. Questa evoluzione permetterà

di eliminare progressivamente l’uso di biomassa non rinnovabile, contribuendo a ridurre in modo significativo la deforestazione. La strategia 

di Eni prevede di incrementare progressivamente la componente di crediti derivanti dai cosiddetti progetti Carbon Dioxide Removal (CDR), 

ovvero attività (NCS o soluzioni tecnologiche) che rimuovono la CO

2

direttamente dall’atmosfera, come ad esempio il ripristino di ecosistemi 

o l’incremento di stock di CO

2

nel suolo con opportune pratiche agricole. Rispetto a questa tipologia, Eni ha avviato il Makueni Agroforestry 

Carbon Project (MACP) in Kenya per la promozione dell’Agricoltura e della Gestione del suolo Sostenibili (Sustainable Agriculture and Land 

(50) Per gli investimenti 2025 relativi all’esplorazione, sviluppo e produzione di idrocarburi si veda la  Nota 12 del Bilancio Consolidato (la società è esclusa dagli indici di riferimento UE 

secondo l'articolo 12, paragrafo 1, lettere da e) a g), e paragrafo 2, del Regolamento Delegato (UE) 2020/1818 della Commissione).

(51) Si rimanda alla sezione relativa alla 

Tassonomia Europea per una riclassificazione secondo i criteri definiti dal regolamento europeo.

(52) Oltre il 40% della spesa in programma per il 2026-30 è allineata alla Tassonomia UE. Rispetto a tale regolamento, la previsione di spesa al 2030, si differenzia comprendendo anche gli 

interventi effettuati in joint venture, tutte le spese che contribuiscono alla riduzione delle emissioni (ad esempio interventi di efficienza energetica e di abbattimento del flaring di routine) 

e quanto a supporto dello sviluppo della customer base Plenitude.

(53) “Reducing Emissions from Deforestation and forest Degradation”, schema definito e promosso dalle Nazioni Unite.

(54) Si tratta di iniziative in Zambia, Tanzania, Repubblica Democratica del Congo, Mozambico, Messico e Costa d’Avorio

(55) Biomassa non rinnovabile (spesso indicata con la sigla fNRB - fraction of Non-Renewable Biomass) si riferisce al legno, carbone o altre biomasse utilizzate come combustibile che 

vengono prelevate da foreste o ecosistemi in modo insostenibile, superando la capacità naturale di rigenerazione della vegetazione.

(56) Sono inoltre in corso di valutazione l’espansione in altri Paesi dell’Africa Sub-Sahariana e Asia.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 163ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Management \- SALM)57e il progetto di conservazione e ripristino di ecosistemi – Conservation & Restoration of Classified Forests (CRCF) 

– in Costa d’Avorio. I crediti di carbonio utilizzati dal Gruppo Eni sono certificati secondo gli standard del mercato volontario riconosciuti a 

livello internazionale, quali ad esempio il Verified Carbon Standard (VCS) di Verra o il Gold Standard (GS).  Inoltre, i crediti sono accompagnati 

da una certificazione addizionale, quale, ad esempio, il Climate Community & Biodiversity Standards (CCBS) o il Sustainable Development 

Verified Impact Standard (SD VISta) che ne attesta i benefici socio-ambientali (es. conservazione della biodiversità, sviluppo economico e 

miglioramento delle condizioni di vita delle comunità locali).  Di seguito si riportano i dettagli relativi ai crediti di carbonio annullati58 nel 2025.

CREDITI DI CARBONIO ANNULLATI

(a)

Unità di misura 2025 2024

Totale 

(milioni di tonnellate di CO

2

eq)

7 5,9

Crediti da riduzione  (%) 100 100

Crediti da rimozione  0 0

di cui rimozione biogenica 

0 0

di cui rimozione tecnologica 

0 0

Crediti verificati secondo lo standard VERRA  100 100

Crediti da progetti in EU  0 0

Crediti oggetto di corresponding adjustment secondo l’Art.6 del P.A.  0 0

(a) Crediti che derivano dai progetti sostenuti da Eni e che sono stati annullati a febbraio 2026, per la consuntivazione 2025 degli obiettivi definiti su perimetro equity. Per gli indicatori 

definiti su perimetro finanziario è stato invece consuntivato un ammontare inferiore di crediti pari a circa 5 milioni di tonnellate di CO

2

eq per convergenza espositiva degli obiettivi.

In aggiunta all'attività di sviluppo progettuale descritta, Plenitude

59

si approvvigiona di crediti di carbonio tramite acquisti sul mercato volon-

tario, in accordo ai medesimi standard di certificazione utilizzati da Eni.

METRICHE [ESRS 2 MDR-M; E1-5; E1-6]

Metriche GHG (Scope 1, 2 e 3) 

Eni rendiconta le proprie emissioni GHG coerentemente con i principali standard internazionali e best practice di settore. Le emissioni Scope 

1 e Scope 2 sono rendicontate includendo nel perimetro di consolidamento: i) le società controllate (consolidate integralmente) e, ii) in quota, 

sia le attività in joint operation (incorporate e non) consolidate sia le attività afferenti ad iniziative minerarie gestite da operating company. 

Inoltre, per gli asset operati, le emissioni sono rendicontate al 100%. Le emissioni Scope 3 connesse alla catena del valore sono rendicontate 

in accordo con la classificazione fornita dal GHG Protocol e secondo gli standard metodologici disponibili di settore, sulla base di un’analisi 

di significatività in relazione alle attività di Eni. In aggiunta alle metriche sopra descritte, Eni rendiconta le emissioni per una serie di ulteriori 

indicatori (“Entity Specific”) utilizzati per tracciare le performance operative e i progressi nel percorso verso la Neutralità Carbonica al 2050.

EMISSIONI GHG SCOPE 1 e 2

2025 2024 Trend

Unità di 

misura Totale (ESRS)

di cui 

consolidato

(a)

Totale (ESRS)

di cui 

consolidato 

(a)

2025 vs 2024

Emissioni dirette di GHG (Scope 1)

Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (milioni di tonnel-

late di CO

2

eq.)

28,4 26,2 31,1 27,4 -9%

di cui: CO

2

equivalente da combustione e da processo 

23,5 21,9 25,3 22,9 -7%

di cui: CO

2

equivalente da flaring

2,7 2,3 3,6 2,5 -23%

di cui: CO

2

equivalente da venting

2 1,8 2 1,9 -4%

di cui: CO

2

equivalente da emissioni fuggitive di metano

0,1 0,1 0,2 0,1 -15%

Percentuale di emissioni GHG (Scope 1) coperta da sistemi 

regolamentati di scambio di quote

(%) 61 - 58 - 5%

Emissioni indirette di GHG (Scope 2)

Emissioni indirette di GHG (Scope 2) location-based (milioni di tonnel-

late di CO

2

eq.)

0,7 0,6 0,8 0,7 -15%

Emissioni indirette di GHG (Scope 2) market-based

0,8 0,7 0,9 0,9 -17%

(a) Il valore, riportato in questa colonna, si riferisce alle società consolidate, come richiesto dagli standard ESRS (E1-6 50a). La differenza tra il valore totale, calcolato secondo la metod-

ologia ESRS, e le società consolidate si riferisce alle attività operate non consolidate (così come richiesto dal requisito degli ESRS E1-6 50b). Nel 2025 le Emissioni GHG Scope 1 operate 

non consolidate sono pari a 2,2 MtCO

2

eq. 

(57) Tra le azioni afferenti alla categoria SALM si cita l'utilizzo di pratiche agricole in grado di aumentare la componente di carbonio organico nel suolo e l’integrazione di specie arboree 

nelle colture agricole.

(58) Si intende l’azione di cancellare o annullare i crediti di carbonio nel registro telematico che li contiene, in modo che tali crediti non possano essere ulteriormente trasferiti o utilizzati 

per la compensazione delle emissioni (ad esempio no double counting).

(59) Nel 2025 Plenitude ha utilizzato 3,2 MtCO

2

eq. (verificati da Gold Standard e da Verra) associati alle forniture di gas compensato, di cui: i) 0,14 Mt CO

2

eq. che rappresentano la dif-

ferenza fra i crediti di carbonio stimati e consuntivati associati alle forniture di gas compensato relative al quarto trimestre del 2024 ed annullati ad ottobre 2025; ii) 3,06 Mt CO

2

eq. che 

rappresentano la stima di acquisto di crediti di carbonio che sarà finalizzata nel corso del 2026 associata alle forniture di gas compensato relativo al 2025\. Di queste, 1,93 Mt CO

2

eq., 

legate al consumo di gas fatturato ai clienti di Plenitude da gennaio 2025 a settembre 2025, sono state compensate a febbraio 2026\. Entro ottobre 2026 verrà invece compensata la 

restante parte relativa al consumo di gas fatturato da ottobre 2025 a dicembre 2025, stimata 1,13 Mt CO

2

eq.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025164

EMISSIONI GHG SCOPE 3 E ALTRI INDICATORI Unità di misura 2025 2024

Trend 

2025 vs 2024

Emissioni indirette di GHG (Scope 3) rilevanti

Categoria 11. Utilizzo di prodotti venduti

(a)

(milioni di tonnellate di CO

2

eq.) 182,3 181,0 1%

Emissioni GHG totali

Emissioni GHG totali location-based 211,4 212,8 -1%

Emissioni GHG totali market-based 211,5 212,9 -1%

Indicatori Entity Specific

Net Scope 1+2 Upstream 4,7 6,8 -31%

Net Scope 1+2 Eni 21,4 23,8 -10%

Net Intensity Scope 1+2+3 (grammi di CO

2

eq./MJ) 59,0 59,2 0%

Indicatori Entity Specific – 100% Operato

(b)

Emissioni dirette di GHG (Scope 1)  (milioni di tonnellate di CO

2

eq.) 18,6 21,2 -13%

Emissioni indirette di GHG (Scope 2) location-based 0,5 0,6 -14%

Emissioni dirette di metano (Scope 1) (migliaia di tonnellate di CH

4

) 14,8 16,0 -7%

di cui: fuggitive upstream

1,1 1,7

Intensità emissiva di metano upstream

(c)

(%) 0,09 0,09

Volume di idrocarburi inviati a flaring

(d)

(miliardi di Sm

3

) 0,47 0,84 -44%

di cui: di routine Upstream

0,00 0,12 -100%

(a)  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. 

Le emissioni delle sole società consolidate ammontano a 134,1 MtCO

2

eq. nel 2025.

(b)  Il perimetro operato, in linea con le practice di settore, che include Eni SpA, le società controllate, i contratti di leasing rilevanti e prevede la contabilizzazione del 100% delle Joint 

Operation operate (incorporate e non incorporate) e il 100% dei dati da Joint Venture e Associate operate. L’indicatore si riferisce alle attività consolidate operate (ossia una quota 

parte delle emissioni facenti capo a società consolidate, come richiesto dal riferimento degli standard ESRS E1-6 50a) nonché alle attività non consolidate ma operate. A differenza 

dell’indicatore totale ESRS, sono pertanto escluse le emissioni relative alle società consolidate non operate. Per le viste di settore si veda 

Andamento operativo.

(c)  Rapporto tra le emissioni dirette di metano espresse in m

3

di CH

4

e la produzione venduta di gas naturale degli asset operati upstream.

(d)  Volume di idrocarburi inviato in torcia per la combustione (flaring). In particolare, si distingue tra volumi di idrocarburi totali inviati a flaring e volumi inviati a flaring di routine nel 

settore Upstream, che include attività routinarie sui pozzi, negli impianti di trattamento gas/olio, nelle stazioni di compressione in caso di gas in eccesso.

Nel 2025 le emissioni Scope 1, rappresentate secondo il perimetro ESRS, ammontano a 28,4 MtCO

2

eq., in riduzione di circa il 9% rispetto 

al 2024, principalmente nel settore Exploration and Production (calo legato alle cessioni di asset in Nigeria e in Congo, alla realizzazione di 

progetti di valorizzazione del gas in Congo e ad azioni di contenimento del non routine flaring), e nel settore della chimica (legate alla ricon-

versione prevista nell’ambito del piano di trasformazione industriale). Si evidenzia che del totale consolidato (26,2 MtCO

2

eq.), 3,8 MtCO

2

eq. 

(ossia il 14,5%) non si riferiscono ad asset operati da Eni. Le emissioni Scope 2 sono in lieve riduzione sia in vista location based, che nella 

vista market based per effetto dei minori import di energia elettrica nel settore chimico. Le emissioni Scope 3 categoria 11 (utilizzo prodotti 

venduti) ammontano nel 2025 a circa 183 MtCO

2

eq., in lieve aumento (+1%) in linea con l’aumento della produzione venduta Upstream. 

Valorizzando inoltre il contributo nel 2025 della commercializzazione di LNG, energia elettrica rinnovabile e biocarburanti in termini di emis-

sioni potenzialmente evitate

60

si otterrebbe un saving di circa 17,3 MtCO

2

eq

61

. In particolare, 13,2 MtCO₂eq sono associate alla vendita di 

LNG, nell’ipotesi che il gas sostituisca combustibili fossili più emissivi, quali olio e carbone, nella fase di generazione dell’energia elettrica; 

2,1MtCO₂eq derivano dalla vendita di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, assumendo lo spiazzamento delle emissioni associate al 

mix elettrico medio del Paese di generazione, nonché da servizi di mobilità elettrica e interventi di riqualificazione energetica; 2,0 MtCO₂eq, 

infine, sono attribuibili alle produzioni vendute di biocarburanti, considerando un risparmio emissivo di circa l’80% rispetto al valore medio del 

combustibile fossile di riferimento.

(60) Le emissioni evitate sono emissioni che sarebbero state rilasciate se una particolare azione o intervento non avesse avuto luogo; talune emissioni possono essere evitate utiliz-

zando un prodotto o un servizio più efficiente e/o meno emissivo (ad esempio utilizzando energia rinnovabile invece di fonti fossili – vedasi WBCSD, 2023) con conseguenti minori 

emissioni di terzi.

(61) i) LNG: ~13,2 MtCO

2

eq. \- Nel calcolo del saving emissivo sono state considerate le share di gas destinate al settore power nei Paesi di vendita. Per tutte le fonti fossili analizzate (carbone, 

olio e LNG) si fa riferimento alle emissioni della sola fase di generazione di energia elettrica. Elaborazioni basate su dati IEA (Data & Statistics, Emission Factors) ed Enerdata) ii) Rinnovabili:

2,1 MtCO

2

eq. - I fattori di emissione rappresentativi utilizzati sono stati elaborati sulla base dei dati IEA (Emission Factors 2025). iii) Biocarburanti: 2,0 MtCO

2

eq. - Il saving emissivo medio

è stato calcolato come rapporto tra le emissioni associate alle quantità di biocarburanti HVO vendute nel 2025 e riportato nei certificati di sostenibilità e il valore del carburante fossile di 

riferimento definito nella direttiva RED III (pari a 94 gCO

2

eq./MJ). Non è incluso nel calcolo il contributo delle produzioni relative alla bioraffineria di Chalmette in Louisiana.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 165ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Nota Metodologica

Scope 1-2 

In linea con i riferimenti normativi applicabili e coerentemente con i principali standard internazionali (standard WBCSD/WRI GHG Protocol 

Initiative Standard e best practice di settore), le emissioni di GHG sono rendicontate per tutte le fonti emissive rilevanti, considerando i seg-

uenti gas: CO

2

, CH

4

, N

2

O. Gli altri gas serra (HFCs, PFCs, SF

6

, NF

3

), sulla base dell’analisi condotta sui dati disponibili e in linea con il settore 

O&G, non sono ritenuti significativi in quanto incidono per circa lo 0,02% sul totale delle emissioni GHG. La conversione in CO

2

eq. viene 

effettuata applicando i potenziali di riscaldamento globale (GWP) a 100 anni del 6° Rapporto di Valutazione dell’IPCC (AR6) pari a 29,8 per 

CH

4

e 273 per N

2

O. Le emissioni di GHG Scope 1 sono classificate nelle seguenti categorie: i) Combustione e processo (combustione stazi-

onaria, sorgenti mobili e operazioni di processo industriale); ii) Flaring (combustione controllata di idrocarburi in torcia); iii) Venting (rilascio 

controllato in atmosfera di gas non combusto, prevalentemente CH₄, nell’ambito di attività operative quali esplorazione e produzione Olio

e Gas, generazione di energia elettrica e trasporto di gas); iv) Fuggitive (perdite involontarie di CH

4

da impianti e apparecchiature come 

pompe, valvole, tenute dei compressori, ecc.). Il calcolo delle emissioni Scope 1 e Scope 2 deriva dalla misurazione o, ove non disponibile, 

dalla stima (es: combustibile consumato, energia elettrica, distanza percorsa). In base alla loro origine fisica i dati sono tratti da: i) regis-

trazioni dei contatori di carburante; ii) bollette (es. consumo di energia elettrica); iii) misura diretta (es. da campagne LDAR per le emissioni 

fuggitive); iv) altre modalità utilizzate in alcuni siti e strutture di Eni. I fattori di emissione sono determinati sulla base della composizione

chimica del gas oppure derivano da fonti di letteratura. In particolare: i) per le installazioni ricadenti nel campo di applicazione dell’EU ETS, 

si applicano i parametri standard nazionali previsti dal Regolamento (UE) 2018/2066, aggiornati per l’anno 2025 e pubblicati dal Ministero 

per la Transizione Ecologica in riferimento a gas naturale, GPL, gas combustibile di raffineria, gas derivato dal petrolio, gas flare; ii) per le 

altre installazioni, i principali riferimenti sono le linee guida IPCC e l’API Compendium of Greenhouse Gas Emissions Methodologies for 

the Oil and Natural Gas Industry (2009/2021) per CO

2

, CH

4

e N

2

O. Nei siti e nelle strutture Eni in cui si svolgono programmi LDAR, le emis-

sioni fuggitive di CH

4

sono determinate sulla base di misurazioni periodiche delle perdite. I risultati delle misurazioni sono utilizzati per la 

quantificazione annuale delle emissioni, applicando fattori di emissione da standard API, EPA (es. Protocollo EPA n. 453) ed OGMP. Nei siti 

in cui il programma LDAR non è in atto, le emissioni fuggitive sono stimate a partire dal censimento dei componenti di impianto (valvole, 

flange, ecc) oppure dalla produzione di olio e gas, applicando fattori di emissione standard (API Compendium). Le emissioni di CO

2

di orig-

ine biogenica Scope 1 vengono riportate separatamente; ammontano a 0,27 e 0,21 MtCO

2

eq. rispettivamente nel 2024 e 2025 e derivano 

dalla combustione di biomasse e dai processi di produzione di biometano. Le emissioni Scope 2 sono rendicontate secondo i seguenti 

approcci: a) Location Based –basato sul mix energetico medio del Paese da cui viene acquistata energia elettrica di terze parti (database 

Emission Factors IEA); b) Market Based –basato su dati specifici di fornitura di energia elettrica, considerando la quota di energia elettrica 

rinnovabile, il mix residuale del Paese e strumenti contrattuali a sé stanti o in abbinamento a contratti di fornitura (nel 2025, quest’ultimi 

coprono circa il 55% del totale). Le emissioni associate alle forniture da fonti non rinnovabili o non coperte da garanzie di origine sono 

calcolate applicando, ove disponibili, coefficienti emissivi relativi alla fornitura specifica o al mix residuo; in assenza di tali informazioni, si 

utilizza il mix energetico del Paese di riferimento (fattori di emissione da pubblicazione AIB 2024). I fattori di emissione per il calcolo delle 

emissioni indirette da acquisti di vapore sono derivati dall’API Compendium. Le emissioni di CO

2

di origine biogenica Scope 2 non sono

stimate in quanto ritenute non significative. Le Emissioni GHG Scope 2 location-based e market-based operate non consolidate sono pari 

rispettivamente a 0,04 e 0,05 MtCO

2

eq (così come richiesto dal requisito degli ESRS E1-6 50b).

Scope 3 

Emissioni GHG connesse alla catena del valore Eni, non contabilizzate come emissioni di Scope 1 o di Scope 2\. Sulla base del Protocollo 

GHG del WBCSD/WRI, del Corporate Value Chain (Scope 3) accounting and reporting Standard e dello standard IPIECA, le emissioni 

indirette Scope 3 sono classificate per categorie e rendicontate sulla base di un’analisi di significatività, in relazione alle attività di Eni. 

Per il Settore Oil & Gas, l’unica categoria ritenuta significativa (~92,8% sul totale) è quella relativa all’utilizzo dei prodotti energetici ven-

duti (cat.11). Per questa categoria le emissioni sono stimate secondo il criterio del volume netto (Net Volume Accounting) di IPIECA. Il 

calcolo delle emissioni, effettuato applicando fattori emissivi ISPRA, include assunzioni sulla destinazione finale dei prodotti venduti ed 

è interamente basato su dati di attività primari (nello specifico, produzione venduta di idrocarburi). Le altre categorie non sono riportate 

in quanto ritenute non significative (complessivamente pari a 7,2% del totale Scope 3, pari a 196,5 MtCO

2

eq. di cui ~0,9% Cat.1, ~1,0% 

Cat.10 e ~3,2% Cat.15). Relativamente a Joint Venture, Associate, in value chain e non sono considerate solamente le emissioni Scope 1 

e 2\. Le emissioni di CO

2

biogenica Scope 3 ammontano a circa 3,1 e 2,9 MtCO

2

eq. nel 2024 e 2025 e fanno riferimento alla combustione 

dei biocarburanti venduti ed alla combustione del biometano immesso in rete, calcolate sulla base di fattori DEFRA.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025166

Al fine di assicurare continuità nella lettura del percorso intrapreso dal 2020 ad oggi, si riportano di seguito i risultati degli indicatori costruiti 

sul perimetro equity precedentemente utilizzato.

INDICATORI ENTITY SPECIFIC – EQUITY

(a)

Unità di misura 2025 2024

Trend

(2025 vs 2024)

Trend

(2025 vs 2018)

Net Carbon Footprint Upstream (Scope 1+2) (milioni di tonnellate di CO

2

eq.) 4,7 6,8 -31% -69%

Net Carbon Footprint Eni (Scope 1+2) 21,3 23,6 -9% -43%

Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)

(b)

370 395 -6% -27%

Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3) (grammi di CO

2

eq./MJ) 62,9 65,2 -3,5% -7%

a)  Per dettagli sui criteri metodologici di rendicontazione degli indicatori di misurazione dei target Entity Specific (Equity) si rimanda alla Relazione Finanziaria Annuale di Eni 2024

b)  Nel 2025 la performance dell’indicatore beneficia del contributo derivante da crediti di carbonio (7 milioni di tCO

2

eq annullati da Eni e offset Plenitude in quota Eni pari a 2,9 milioni 

tCO

2

eq).

Consumo di energia e mix energetico 

Gli interventi di efficienza energetica effettuati nell’anno consentono un risparmio effettivo di energia primaria rispetto ai consumi di baseline 

di oltre 308 ktep/anno derivanti principalmente da progetti in ambito upstream (77%), con un beneficio in termini di riduzione di emissioni pari 

ad oltre 765 mila tonnellate di CO

2

eq. Considerando anche le emissioni Scope 2, ovvero derivanti da energia elettrica e termica acquistate, 

il risparmio netto di CO

2

derivante da progetti di energy saving sale a circa 800 mila tonnellate di CO

2

eq. Nel 2025 i consumi totali di energia 

di Eni (pari a 84,4 milioni di MWh) registrano una riduzione rispetto al 2024, principalmente per la contrazione dei consumi di energia fossile, 

in particolare in upstream, per le variazioni di perimetro (operazioni di portafoglio in Nigeria con conseguente calo di consumo di fuel gas e 

in Congo, con riduzione dei consumi di gasolio e ulteriore contrazione di quelli di fuel gas) e per le fermate degli impianti Versalis (Brindisi e 

Priolo). I consumi di energia rinnovabile (pari a 548.060 MWh) risultano complessivamente in riduzione, poichè gli aumenti di acquisti di ener-

gia elettrica coperta da garanzie di origine sono stati compensati dai minori consumi di carburanti da fonti rinnovabili a seguito della fermata 

delle caldaie a biomasse presso lo stabilimento di Versalis di Crescentino.

CONSUMI DI ENERGIA Unità di misura

2025 2024

Operato

Consolidato 

non operato

(a)

Operato

Consolidato 

non operato

(a)

Consumo totale di energia

(b)

(megawattora) 84.399.860 31.146.286 92.738.602 32.150.544

Consumo totale di energia fossile 

83.851.801 31.078.728 92.151.343 32.077.325

Consumo di carburante da petrolio allo stato naturale e prodotti 

petroliferi

17.757.550

22.658.539

Consumo di carburante proveniente da gas naturali

63.641.599 67.054.303

Consumo di carburante da altre risorse fossili

350.927 331.591

Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquisiti o 

acquistati da fonti fossili

2.101.725

2.106.910

Consumo totale di energia rinnovabile

548.060 67.558 587.259 73.219

Consumo di carburante da fonti rinnovabili, compresa la biomassa 

(comprendendo anche i rifiuti industriali e urbani di origine biologica, 

biogas, idrogeno rinnovabile ecc.)

313.843

355.385

Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquisiti o 

acquistati da risorse rinnovabili

219.450

215.999

Consumo di energia rinnovabile non combustibile, autoprodotta

14.767 15.875

a)  I dati relativi alle realtà consolidate non operate da Eni (ma da terzi) non sono sempre presenti in quanto raccolti con una granularità differente rispetto alle realtà operate.

b)  Il bilancio dei consumi energetici Eni viene calcolato come segue: i) ciascuno dei vettori energetici viene convertito in tonnellate equivalenti di petrolio secondo gli opportuni fattori 

di conversione indicati a livello di sito/società; ii) per ciascun vettore energetico viene calcolato il consumo Eni come somma dei valori di produzione e import da società esterne 

al perimetro di consolidamento Eni, a cui vengono poi sottratti i valori di export a società esterne al perimetro di consolidamento Eni (ai fini del calcolo del bilancio energetico Eni, il 

consolidamento dei dati avviene escludendo gli scambi interni tra siti/società del gruppo); iii) i consumi di tutti i singoli vettori energetici vengono convertiti in MWh e la loro somma 

rappresenta il bilancio energetico Eni. I parametri considerati sono: i) Consumo totale di energia (somma del Consumo di energia fossile e del Consumo di energia rinnovabile); ii) 

Consumo di energia fossile (somma di Consumo di carburante da petrolio allo stato naturale e prodotti petroliferi, Consumo di carburante proveniente da gas naturali, Consumo 

di carburante da altre risorse fossili e Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquisiti o acquistati da fonti fossili); iii) Consumo di energia rinnovabile (somma di 

Consumo di carburante da fonti rinnovabili, compresa la biomassa, Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquisiti o acquistati da risorse rinnovabili e Consumo di 

energia rinnovabile non combustibile, autoprodotta).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 167ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

PRODUZIONE DI ENERGIA Unità di misura 2025 2024

Indicatori Entity Specific

Capacità installata da fonti rinnovabili

(a)

(megawatt)  4.121 3.851

Capacità di bioraffinazione

(b)

(milioni di tonnellate/anno)  1,65 1,65

Produzione venduta di biocarburanti

(c) 

(migliaia di tonnellate) 925 982

Produzione di energia da fonti rinnovabili

(d)

(gigawattora) 5.629 4.665

Indicatori – Operato

Produzione di energia non rinnovabile

(e)

(megawattora) 22.790.761 28.240.065

a)  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. L’indicatore è riportato secondo il perimetro equity.

b)  Capacità massima autorizzata di lavorazione all’impianto Ecofining di ciascuna bioraffineria. L‘indicatore si riferisce alla realtà Enilive ed è riportato con perimetro finanziario.

c)  La produzione delle bioraffinerie è espressa in termini di HVO (Hydrotreated Vegetable Oil) secondo la definizione fornita nelle normative di riferimento e comprende tutte le frazioni di 

HVO producibili: HVO gasolio, HVO jet, HVO nafta e HVO GPL. Per la classificazione delle produzioni bio si fa riferimento agli articoli/commi dedicati delle direttive rinnovabili EU (Re-

newable Energy Directive e correlate), e disposizioni nazionali di recepimento (es. per l’Italia i Decreti legislativi di attuazione), per le produzioni vendute in Europa e alle disposizioni 

EPA (Environmental Protection Agency of the USA, tra cui Renewable Fuel Standard Program) per le produzioni vendute negli Stati Uniti. L‘indicatore si riferisce alla realtà Enilive ed 

è riportato con perimetro finanziario.

d)  Energia elettrica prodotta dallo sfruttamento di una fonte rinnovabile (eolica, solare, moto ondoso e ogni altra fonte non fossile derivante da risorse naturali, escludendo l’energia 

nucleare). L’indicatore si riferisce alla realtà Plenitude ed è riportato con perimetro finanziario.

e)  Produzione totale di fonti primarie.

TRASPARENZA E PARTNERSHIP

Trasparenza nella disclosure 

Eni comunica le informazioni connesse ai temi climatici, nel rispetto degli obblighi normativi in materia di informativa di sostenibilità, adottan-

do inoltre come riferimento le principali linee guida volontarie e best practice di disclosure climatica, tra cui le Linee Guida OCSE per la vista 

inside-out e TCFD per la vista outside-in. Eni supporta la definizione di standard e best practice per una disclosure completa ed efficace in ma-

teria di cambiamento climatico, anche attraverso la partecipazione a iniziative internazionali di settore. In particolare, l’adesione al program-

ma OGMP 2.0 contribuisce a rafforzare l’affidabilità e la trasparenza delle rendicontazioni delle emissioni di metano nel settore Oil&Gas. La 

qualità e la trasparenza della rendicontazione di Eni in materia di metano sono state riconosciute da UNEP attraverso l’attribuzione del Gold 

Standard Reporting nell’ambito dell’OGMP 2.0, come riportato nei Rapporti IMEO sulle emissioni di metano pubblicati nel 2024 e nel 2025. 

La qualità e la trasparenza nella rendicontazione climatica di Eni è stata inoltre valutata positivamente nel report “Pledges to progress 2025”

realizzato da UNEP, IEA e Environmental Defense Fund (EDF) che analizza le azioni intraprese dalle compagnie Oil & Gas per il raggiungimento 

dei target di decarbonizzazione introdotti nell’ambito dell'Oil & Gas Decarbonization Charter (OGDC). In un’ottica di miglioramento continuo 

della rappresentazione del proprio operato verso l’esterno, nel 2024 Eni ha pubblicato un report dedicato

62

che descrive le azioni per ridurre le 

emissioni di metano in tutte le sue attività. La trasparenza nella rendicontazione connessa al cambiamento climatico, insieme alla strategia 

messa in atto dall’azienda, hanno permesso ad Eni di essere valutata positivamente da parte dei principali rating ESG e benchmark climatici 

(si veda 

Rating ESG, and  Capital Market Update sul sito Eni). Nell’ambito delle attività di advocacy, Eni condivide il proprio posizionamento 

sul cambiamento climatico e i temi di strategia climatica correlati (si veda 

Condotta d’impresa). 

Partnership per la decarbonizzazione 

Eni collabora e dialoga con istituzioni, mondo accademico, imprese e organizzazioni internazionali per favorire la transizione energetica attra-

verso la generazione e condivisione di conoscenze, lo sviluppo di best practice e iniziative in grado di creare contemporaneamente valore per 

l’azienda e per i suoi stakeholder. Eni è membro fondatore dell'Oil & Gas Methane Partnership (OGMP) dell'UNEP e dell'Oil and Gas Climate 

Initiative (OGCI) partecipando attivamente a gruppi di esperti, come IPIECA e IOGP. Inoltre, Eni è firmataria dell'Oil & Gas Decarbonization 

Charter63, un'iniziativa chiave lanciata alla COP28 con l’obiettivo di far convergere il settore verso azioni trasparenti e concrete per ridurre le 

emissioni, tra cui il metano e il flaring. A supporto degli impegni presi, Eni ha aderito al fondo fiduciario Global Flaring and Methane Reduction 

(GFMR), iniziativa avviata dalla Banca Mondiale, volta ad aiutare Governi e operatori nazionali ad eliminare le emissioni di metano e il routine 

gas flaring entro il 2030; queste collaborazioni hanno contribuito a sviluppare best practice per il monitoraggio delle emissioni di metano, la 

rendicontazione e la verifica nonché alla promozione di soluzioni tecnologiche innovative a livello settoriale, ad esempio attraverso il Climate 

Investment fondato da OGCI. Eni ha inoltre firmato accordi di collaborazione con le NOC e partner in joint venture, tra cui EGAS e Sonatrach 

con l'obiettivo di condividere la propria esperienza nella gestione e riduzione delle emissioni di metano. Parallelamente, Eni sviluppa partner-

ship con le imprese energivore per lo sviluppo e la diffusione di soluzioni lower carbon; in tale ambito, Eni ha preso parte al “Patto per la Decar-

bonizzazione del Trasporto Aereo” (PACTA), un’iniziativa promossa insieme ad Aeroporti di Roma che riunisce rappresentanti delle istituzioni, 

(62)  Methane Report 2024.

(63) Alla COP 28, più di 50 compagnie si sono unite all’OGDC, di cui circa 30, per la prima volta, hanno sottoscritto l’impegno di raggiungere il Net Zero entro il 2050 per le emissioni GHG 

Scope 1 e 2, traguardare il Near Zero delle emissioni di metano e azzerare il routine gas flaring entro il 2030, oltre all’impegno a rendicontare sulle riduzioni ottenute.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025168

FASE DESCRIZIONE

RICONCILIAZIONE CON

SEZIONE DEL CAPITOLO

INTEGRAZIONE DEL 

DOVERE DI DILIGENZA

NELLA GOVERNANCE, 

NELLA STRATEGIA 

E NEL MODELLO 

AZIENDALE

Eni esprime il proprio impegno al contrasto al cambiamento climatico nella Mission 

aziendale e attraverso differenti politiche aziendali, in particolare il Codice Etico. Eni 

ha definito un piano di decarbonizzazione per traguardare la Neutralità Carbonica 

al 2050 che è parte integrante della strategia d’impresa e trova attuazione anche 

tramite un sistema strutturato di Corporate Governance. L’impegno a contrastare il 

cambiamento climatico è inoltre inserito tra gli indirizzi che guidano le performance 

del management, attraverso la politica sulla remunerazione. La condotta 

responsabile è promossa nelle relazioni lungo la catena del valore e nelle attività di 

advocacy, i cui principi cardine sono riportati nel codice di condotta dei fornitori e 

nell’Assessment of Industry Associations’ Climate Policy Positions.

Politiche

Governance climatica

INDIVIDUAZIONE E

VALUTAZIONE DEGLI 

IMPATTI NEGATIVI

Eni si è dotata di strumenti e processi interni atti a individuare le fonti di emissioni 

GHG. 

Sulla base di tale censimento, Eni costruisce un inventario emissivo rendicontando 

le emissioni e stabilendo un ordine di priorità d’intervento per la loro mitigazione, 

tenendo conto anche del dibattito climatico esterno.

Impatti materiali

Metriche

INTERVENTI 

PER FAR FRONTE 

AGLI IMPATTI NEGATIVI

Al fine di contribuire alla riduzione delle emissioni GHG dell’impresa e della sua catena 

del valore, Eni ha definito un percorso verso la Neutralità Carbonica al 2050.

Riconoscendo il valore dell’azione collettiva nel contrastare il cambiamento climatico, 

Eni promuove azioni combinate multisettoriali e a livello globale. A tal fine, Eni 

collabora con diversi attori, tra cui il mondo accademico, la società civile, le istituzioni 

e le imprese per identificare e promuovere azioni volte a favorire la transizione 

energetica.

Piano di decarbonizzazione

Partnership per la 

decarbonizzazione

MONITORAGGIO 

DELL’EFFICACIA 

DEGLI INTERVENTI

Il monitoraggio dell’andamento dei target di riduzione nette delle emissioni GHG 

segue un ciclo strutturato che include la pianificazione strategica, l’assegnazione 

di obiettivi legati alla remunerazione del management e il monitoraggio semestrale 

degli indicatori per analizzare eventuali gap e ripianificare le priorità per il ciclo 

successivo.

Metriche

COMUNICAZIONE

Eni comunica in maniera completa e trasparente le informazioni connesse ai temi 

climatici, sulla base degli obblighi di legge in termini di informativa di sostenibilità, 

nonché seguendo le principali linee guida volontarie e best practice di disclosure 

climatica. Inoltre, Eni ha in corso un esercizio di monitoraggio permanente sullo 

sviluppo delle normative di soft e hard law relative al tema climatico, finalizzato a 

valutare la tenuta dei propri strumenti e il loro eventuale adeguamento.

Trasparenza nella disclosure

stakeholder di settore, associazioni di categoria e del terzo settore con l’obiettivo di definire una roadmap per la decarbonizzazione del settore 

del trasporto aereo al 2050. Infine, Eni collabora con università e start-up, per lo sviluppo di soluzioni innovative nel campo dell’energia, incluse 

tecnologie emergenti a potenziale riduzione delle emissioni nel lungo periodo, come la fusione a confinamento magnetico. 

Schema di riconciliazione della due diligence climatica 

Gli strumenti e le prassi di Eni relativi alla tematica del cambiamento climatico sono inquadrabili nelle fasi di due diligence individuate dalle 

Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali sulla condotta responsabile d’impresa (2023) e dalle Linee Guida OCSE sul dovere di diligenza 

per la condotta d’impresa responsabile (2018), come di seguito rappresentato. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 169ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Ambiente e sistema 

di gestione Eni 

Inquinamento (E2)

Gestione delle risorse idriche (E3)

Biodiversità (E4)

Uso delle risorse ed economia circolare (E5)

IN QUESTO CAPITOLO:

Eni rivolge particolare attenzione alla promozione dell’uso efficiente delle risorse naturali, come l’acqua, alla prevenzione e controllo delle 

emissioni inquinanti, alla gestione dei rifiuti, alla tutela della biodiversità e dei servizi ecosistemici. Le tematiche ambientali, insieme a quelle 

di 

Salute e Sicurezza, sono gestite con un unico sistema di gestione HSE integrato, che definisce ruoli, responsabilità e modalità di gestione 

delle attività di tutti i settori. Inoltre, per sensibilizzare i dipendenti e la supply chain su questi aspetti, Eni prosegue un programma, avviato dal 

2019, di sensibilizzazione e rafforzamento della cultura ambientale coinvolgendo tutti i livelli aziendali. In particolare, il piano ha coinvolto i siti 

operativi in Italia e si sta estendendo presso le consociate estere, anche con la sottoscrizione di Patti per l’ambiente e la sicurezza, che coin-

volgono i fornitori in azioni di miglioramento tangibili e misurabili. Inoltre, nel 2025, sono proseguite le attività volte a supportare l’adozione di 

comportamenti virtuosi da parte dei dipendenti e dei fornitori, in coerenza con i valori, l’impegno e gli standard di Eni attraverso la promozione 

delle Environmental Golden Rules, che sono state aggiornate per potenziarne l’efficacia.

SISTEMA DI GESTIONE HSE IN ENI [ESRS 2 MDR-A; E2, E3; E4, E5 IRO-1]

Per la gestione dell’ambiente, della salute e della sicurezza nel posto di lavoro, Eni ha adottato un modello a tre livelli di responsabilità (datori 

di lavoro, soggetti apicali di area di business e vertice Eni), ognuno dei quali è supportato da una specifica funzione HSE. Allo scopo di ga-

rantire il controllo sulle attività, Eni, anche ai fini di prevenzione dei reati ai sensi del D. Lgs. 231/2001, ha predisposto un adeguato modello 

di controllo in ambito HSE, coerente con la struttura, i livelli organizzativi e con il sistema di deleghe e responsabilità attribuite. In linea con 

la certificazione ISO 14001:2015, nell'ambito del sistema di gestione, il singolo sito svolge, in relazione alle proprie attività, un processo di 

identificazione degli aspetti ambientali con la valutazione dei potenziali impatti e rischi associati, nonché l’individuazione e il monitoraggio di 

possibili opportunità. Il processo di valutazione considera il ciclo di vita degli asset e le attività nelle diverse condizioni operative (normali, ano-

male e di emergenza). Viene valutato il rischio

64

associato a ciascun aspetto/impatto ambientale in funzione delle barriere tecnico-gestionali 

presenti in sito. Tale processo di valutazione è periodico, monitorato e aggiornato al fine di assicurare e migliorare la qualità e l’efficacia del 

processo di identificazione, analisi e valutazione dei rischi, nonché di verificarne periodicamente la coerenza e l’adeguatezza e l’efficacia delle 

misure sviluppate a presidio. Il sistema normativo stabilisce la classificazione di tutte le realtà Eni controllate in tre cluster di rischio HSE, in 

base alle attività svolte: i) significativo (attività industriali), per cui è previsto l’obbligo di adozione di un sistema di gestione HSE, la certifica-

zione secondo gli standard ISO 14001 e ISO 45001 e verifiche interne HSE annuali; ii) limitato (attività di ufficio o a limitata rilevanza), per il 

quale è previsto l’obbligo di adozione (ma non di certificazione) di un sistema di gestione HSE e verifiche interne HSE periodiche; iii) assente 

(assenza di dipendenti e di attività operative), per cui non sono previsti obblighi specifici. Tutte le realtà a rischio significativo sono certificate 

ISO 14001 e ISO 45001 o hanno pianificato di ottenerle (a fine 2025 il 94% di queste ha già conseguito la certificazione ISO 45001 e il 93% 

la ISO 14001); anche le realtà a rischio limitato e con obbligo di sviluppo di un sistema di gestione HSE lo hanno già implementato (90% nel 

2025) o ne hanno pianificato l'implementazione. In aggiunta alle verifiche da parte terza per il mantenimento delle certificazioni, vengono 

svolti, con frequenza infrannuale, ulteriori audit interni per verificare l'adeguatezza del sistema di gestione HSE e la verifica della conformità

normativa. Nella fase di attuazione delle attività operative l’obiettivo è quello di prevenire, ridurre e gestire i rischi e gli impatti sull’ambiente 

diretti e indiretti individuati. Tali impatti possono derivare sia dalle attività specifiche delle unità produttive/strutture organizzative, sia dai 

diversi processi di progettazione, sviluppo, utilizzo e fine vita dei prodotti e servizi. L’approccio adottato considera tutte le fasi del ciclo di 

vita, al fine di garantire una gestione completa degli aspetti ambientali. In questa fase è assicurata altresì l’adozione di opportune modalità di 

selezione e gestione dei fornitori, appaltatori e contrattisti nel rispetto delle normative HSE di Eni, prevedendo requisiti e controlli per l’intero 

processo, in fase di qualifica e durante l’esecuzione del contratto. Le procedure di valutazione degli impatti ambientali sono condivise con gli 

stakeholder locali attraverso delle consultazioni pubbliche, quando previsto dalla normativa vigente, e in taluni casi, anche su base volontaria. 

(64) In questo contesto, la parola rischio non è intesa in ottica di rischio per la materialità finanziaria, ma ci si riferisce alla combinazione della probabilità che un determinato evento si 

verifichi in un dato periodo o in circostanze specifiche e delle conseguenze che possono generarsi.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025170

L’inclusività e il coinvolgimento degli stakeholder rappresentano principi di riferimento per Eni, che promuove consultazioni preventive, libere 

e informate, considerando le loro istanze rispetto alle attività, ai progetti ed iniziative di sviluppo. In generale, le esigenze e le aspettative delle 

parti interessate sono valutate dai siti Eni nell’ambito di analisi di contesto secondo la norma ISO 14001:2015 ed è assicurata la gestione dei 

reclami tramite il Grievance Mechanism e il processo di whistleblowing (per approfondimenti si veda 

I Diritti Umani per Eni). Il monitoraggio, 

anche tramite il riesame HSE

65

ed il reporting rivestono un’importanza strategica nel mantenere il sistema organizzativo efficiente, supportan-

do il processo decisionale ed individuando le aree di miglioramento e le azioni da implementare per conseguire gli obiettivi definiti. L’analisi 

effettuata sulle informazioni a livello di sito permette di identificare le realtà più critiche e programmare eventuali interventi specifici con le 

relative priorità. Per l’attuazione delle attività ambientali, ogni anno, all’interno del piano strategico di Eni, vengono definite le risorse finanziare 

per conseguire gli impegni identificati, dettagliate nei capitoli tematici.

INQUINAMENTO [ESRS E2]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; E2-1]

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T; E2-3]

Eni adotta un corpo normativo interno e un  Sistema di gestione HSE che garantisce la definizione di indirizzi operativi a tutti i business sulla 

base della conoscenza del contesto di riferimento in cui opera, degli obblighi legislativi, della conformità in materia ambientale e delle aspet-

tative degli stakeholder. Nel quadro di tali indirizzi, Eni, pur non identificando target quantitativi, è costantemente impegnata nell’implementa-

zione di azioni mirate alla salvaguardia della risorsa idrica, della qualità dell’aria e dei suoli attraverso un approccio volto alla prevenzione e alla 

minimizzazione dei rischi e degli impatti delle emissioni in tali matrici ambientali. Le 

Azioni necessarie all’attuazione del sistema di gestione 

vengono verificate semestralmente, insieme all’analisi delle 

Metriche utili al controllo puntuale delle performance, consentendo un inter-

vento in caso di scostamenti. Inoltre, Eni opera nel rispetto delle prescrizioni legislative anche attraverso sistemi di gestione HSE certificati 

secondo gli standard internazionali e, così come meglio definito nel capitolo dedicato alla risorsa idrica, è in corso di valutazione l’adozione 

di target quantitativi relativi all’inquinamento per i prossimi piani strategici. Infatti, l’impegno definito in termini di positività idrica (

Gestione 

delle risorse idriche), in linea con i principi del Positive Water Impact a cui Eni si ispira, considera intrinsecamente anche la dimensione della 

qualità delle acque e dunque, dove necessario, traguarda anche obiettivi di riduzione dell’inquinamento della risorsa idrica. 

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM-3]

Gli impatti e i rischi materiali relativi alle proprie attività

66

sul tema inquinamento sono riconducibili al rilascio di sostanze in aria, acqua o 

suolo connesso con le attività industriali nei settori della ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi, raffinazione e trasporto di carburanti e 

altri prodotti infiammabili, produzioni petrolchimiche e a potenziali malfunzionamenti nei sistemi di trattamento delle acque nelle attività di 

bonifica. Nonostante Eni operi in conformità con le normative nazionali e locali e sia soggetta a controlli da parte delle autorità competenti, 

tali attività sono esposte per loro natura a rischi operativi che possono portare ad impatti sull’ambiente e sulle persone di Eni, così come verso 

contrattisti, fornitori, partner commerciali e comunità locali. 

(65) Il Riesame HSE è finalizzato alla valutazione della gestione dei rischi HSE e alla verifica dell’idoneità, dell’adeguatezza e dell’efficacia del sistema di gestione HSE adottato.

(66) Per eventuali altri impatti sulla catena del valore si veda il capitolo 

Value Chain e principali impatti.

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico 

• Impegno ad agire in modo sostenibile, minimizzando gli impatti ambientali.

Corpo Normativo Interno • Principi per la gestione operativa degli impatti/rischi ambientali: i) ottimizzazione della gestione del ciclo delle acque, 

ii) controllo e monitoraggio degli scarichi idrici; iii) prevenzione, controllo e monitoraggio delle emissioni di inquinanti; 

iv) prevenzione e monitoraggio degli sversamenti; v) gestione della contaminazione del suolo, sottosuolo e acque 

superficiali e di falda e relative azioni di messa in sicurezza di emergenza e bonifica; vi) gestione delle emergenze; 

• Misure di prevenzione, protezione e mitigazione per la tutela e la salvaguardia dell’ambiente dal rilascio di eventuali 

inquinanti, attraverso meccanismi di monitoraggio e controllo efficaci e periodicamente verificati, sulla base degli esiti 

delle valutazioni condotte per l’individuazione degli impatti ambientali.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 171ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Impatti materiali

Le emissioni in atmosfera per il settore Oil & Gas sono all’origine di potenziali impatti ambientali, in particolare di carattere locale, in termini di 

qualità dell’aria, molestie olfattive, smog fotochimico, fenomeno delle piogge acide (acidificazione). Le principali emissioni, legate soprattutto 

ai processi degli impianti industriali upstream e degli stabilimenti della generazione elettrica, della chimica e della raffinazione, riguardano 

gli ossidi di azoto (NO

x

) e di zolfo (SO

x

), il particolato (PM) e le sostanze organiche volatili non metaniche (NMVOC). Le stesse attività sono 

all’origine di potenziali impatti legati agli scarichi idrici, per i quali Eni monitora attentamente la presenza di idrocarburi nelle acque di pro-

duzione upstream e nelle acque reflue industriali. Relativamente ai rilasci al suolo, le attività Eni non prevedono scarichi di tipo operativo, 

tuttavia, rilasci di olio e altri prodotti chimici possono essere causati da perdite accidentali di contenimenti, principalmente associabili ad 

attività upstream e di raffinazione, o atti illeciti (furti e sabotaggi). 

Rischi e opportunità materiali

Sebbene vengano adottati efficaci sistemi preventivi e buone pratiche di gestione, i rischi operativi insiti nelle attività di business di Eni posso-

no portare al verificarsi di: i) incidenti di processo, come incendi, esplosioni, sversamenti, rilasci di sostanze pericolose e incidenti di asset 

integrity; ii) altri incidenti non legati al processo (come ad esempio nell’ambito del trasporto stradale, ferroviario, navale, delle stazioni di 

rifornimento, delle reti di distribuzione gas); iii) blow out a seguito del verificarsi di un flusso incontrollato di idrocarburi dall’interno del pozzo 

(si veda 

Fattori di rischio e incertezza). Non sono state individuate opportunità materiali relativamente al tema inquinamento.

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A; E2-2]

Eni, nei diversi contesti geografici in cui opera, è impegnata a prevenire e minimizzare gli impatti ambientali promuovendo l’adozione di good 

practice internazionali e di Best Available Technology (BAT)

67

, sia tecniche che gestionali. La gestione operativa degli impatti/rischi relativi 

all’inquinamento è rivolta alla gestione delle emissioni di inquinanti in atmosfera e in acqua, alla prevenzione degli spill e al monitoraggio 

dell’efficacia delle azioni intraprese. Gli impianti industriali operano in conformità alle norme e autorizzazioni ambientali e ai principi della 

prevenzione, protezione e mitigazione degli impatti ambientali, implementando azioni volte a un miglioramento continuo delle prestazioni 

ambientali. Eni ha adottato un modello di responsabilità a più livelli e un sistema normativo interno (si veda il capitolo 

Salute & sicurezza) 

che prevede, tra l’altro, l’adozione, da parte dei siti a maggiore rischio HSE, di sistemi di gestione certificati secondo gli standard ISO 14001 e 

ISO 50001 (oltre che ISO 45001 per i temi di salute e sicurezza). Il piano di technical audit e il sistema di controllo interno adottati per prevenire 

e minimizzare i rischi operativi permettono la verifica costante delle attività rispetto ai principi normativi Eni. Di seguito sono rappresentate le 

azioni attuate da Eni sulla base degli impatti, rischi e opportunità materiali identificati, suddivise per: i) Emissioni in atmosfera; ii) Emissioni 

in acqua; iii) Emissioni al suolo in relazione agli sversamenti accidentali (Spill). Si precisa che le azioni poste in essere da Eni e descritte di 

seguito si riferiscono a rilasci accidentali nell’ambiente sia onshore che offshore. 

Emissioni in atmosfera 

Il modello operativo adottato da Eni, oltre al rispetto della compliance normativa, assicura un approccio volto alla prevenzione e alla riduzione 

dei rischi associati all’inquinamento atmosferico, che le emissioni possono provocare, e ai potenziali effetti sulla qualità dell’aria locale. A tale 

scopo, Eni definisce e attua, in modo sistematico e su base continuativa, azioni di:

• monitoraggio e controllo, che tengano in considerazione il contesto territoriale, ambientale e normativo per assicurare le migliori perfor-

mance in termini di contenimento dei rilasci in atmosfera. Particolare attenzione è rivolta ai potenziali effetti sull’atmosfera e all’impatto 

odorigeno, tramite un presidio continuo e un controllo diretto delle singole sorgenti di emissione. Per le attività soggette alla direttiva euro-

pea sulle Emissioni Industriali (IED), Eni opera per assicurare l’ottemperanza a quanto espressamente previsto dal Piano di Monitoraggio e 

Controllo richiesto dalla normativa vigente, e in coerenza con l’applicazione delle BAT specifiche in base alle diverse tipologie di emissioni 

(convogliate, diffuse, fuggitive e odorigene); relativamente alle emissioni fuggitive, ad esempio, vengono periodicamente svolte nei siti 

operativi Eni, ove previste, campagne di monitoraggio e controllo con la riparazione di eventuali perdite rilevate (Leak Detection And Re-

pair-LDAR), assicurando il continuo controllo delle emissioni;

• promozione e implementazione delle migliori tecnologie disponibili (Best available Technology-BAT), tecniche, operative e gestionali, 

durante il ciclo di vita degli impianti, sia in fase di progettazione che in fase operativa anche a valle di verifiche di compliance con le BAT 

applicabili, in particolare a livello europeo.

Si sottolinea che i progetti di trasformazione in atto relativi alla decarbonizzazione ed all’efficientamento energetico, approfonditi nel capitolo 

Cambiamento Climatico, comportano in generale effetti positivi anche sulle emissioni di inquinanti atmosferici.

(67) A titolo di riferimento si prendono in considerazione i documenti emessi dalla Commissione europea (BREF-BAT reference document).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025172

Emissioni in acqua 

Eni opera, sia nella fase di realizzazione che in quella operativa dei progetti, promuovendo azioni continuative di:

• prevenzione, monitoraggio e controllo sistematici nella gestione delle emissioni negli scarichi idrici, a salvaguardia non solo dell’uso 

della risorsa ma anche della qualità dell’ambiente idrico. In tema di monitoraggio della qualità degli scarichi, Eni adotta soglie di preallarme 

interne per specifici inquinanti, allo scopo di avviare tempestivamente eventuali azioni correttive, qualora necessario; 

• sviluppo di tecnologie per il trattamento delle acque e applicazione delle migliori tecnologie disponibili;

• monitoraggio degli oli totali nelle acque di produzione scaricate con riferimento al business upstream.

Si sottolinea che i progetti volti all’ottimizzazione dei cicli idrici e alla minimizzazione dei prelievi, descritti nel capitolo 

Gestione delle risorse 

idriche, comportano anche benefici a livello di rilasci di inquinanti nell’ambiente idrico.

Spill

Per quanto riguarda gli eventuali rilasci accidentali e non controllati di carattere operativo, come sversamenti operativi o effrazioni che coin-

volgono olio o altri prodotti chimici, Eni è costantemente impegnata nella gestione dei rischi e delle emergenze connesse a questi eventi, che 

possono interessare sia il suolo che l’ambiente idrico, attraverso azioni: 

• di  monitoraggio e prevenzione, ad esempio, azioni di miglioramento della capacità di rilevazione e localizzazione degli eventi di spill 

tramite il sistema di monitoraggio da remoto delle condotte (tecnologia progettata e sviluppata da Eni, denominata e-vpms®

68

Eni Vi-

broacustic Pipeline Monitoring System). Nel 2025 il sistema di monitoraggio è stato installato in Costa d’Avorio su un tratto di un campo 

offshore. In Italia, si attua un programma di implementazione del sistema di monitoraggio da remoto (sistema TPI, tecnologia Third Party 

Interference) su tutte le tratte di oleodotto più vulnerabili a fenomeni effrattivi, a danni da terze parti o a movimenti del terreno. A titolo es-

emplificativo attualmente è in via di implementazione sulla linea Gaeta-Pomezia. Questo sistema è soggetto ad aggiornamenti tecnologici 

sia di hardware che di software per migliorare continuamente il rilevamento di interferenze con terze parti e prevenire effrazioni. Per pre-

venire spill, in particolare dai serbatoi, Eni investe in una tecnologia proprietaria (e-siam® Eni Structural Integrity Acoustic Monitoring) per 

rilevare e localizzare fenomeni di corrosione e perdite da serbatoi e tubazioni, con continue prove e test. Sono, inoltre, svolte con frequenze 

specifiche per ogni asset, attività di verifica, monitoraggio e sostituzione delle pipeline onshore e offshore. Per i serbatoi, attraverso un pro-

gramma che prevede la bonifica ed ispezione, si attuano le riparazioni e, quando necessari, la sostituzione o l’installazione di doppi fondi;

• di preparazione e di risposta, a valle dell’analisi dei possibili scenari incidentali e dell’elaborazione delle più opportune procedure di inter-

vento. La capacità di risposta all’inquinamento marino viene rafforzata anche mediante la partecipazione a programmi di settore, come 

le iniziative regionali in collaborazione con IPIECA e International Maritime Organization, quali, ad esempio, la Global Initiative for West, 

Central and Southern Africa o la Oil Spill Preparedness Regional Initiatives nel mar Nero, mar Caspio ed Eurasia centrale, finalizzate a raf-

forzare la capacità di risposta all’inquinamento marino a seguito di eventuali oil spill;

• di ripristino, attraverso attività di bonifica, laddove necessario, in conformità alle normative vigenti nonché alle prescrizioni impartite dagli 

enti di controllo. Nel 2025 è stata finalizzata la bonifica con certificazione per alcune aree di servizio, tra cui quella di Vercelli.

Relativamente alle risorse finanziarie, la seguente tabella riporta le spese sostenute per la protezione dell’aria e per le attività di prevenzione 

degli spill. Le spese per la protezione dell’aria comprendono: i) attività di monitoraggio e controllo; ii) iniziative

69

di promozione e implementa-

zione delle migliori tecnologie disponibili. Le spese per la prevenzione degli spill includono quelle per l’acquisto, installazione e manutenzione 

di sistemi di monitoraggio avanzato e per il miglioramento dei sistemi di contenimento, stoccaggio e trasporto. Per il prossimo quinquennio, 

Eni ha stanziato €0,2 miliardi per interventi dedicati alla protezione dell’aria e €0,2 miliardi per attività di prevenzione degli spill.

SPESE

(a)

Unità di misura 2025 2024

Spese e investimenti protezione aria

(b)

(€ milioni)

37,52

45,84

di cui: spese correnti

23,18

38,58

di cui: investimenti

14,34

7,25

Spese e investimenti prevenzione spill

(c)

40,67

42,30

di cui: spese correnti

12,75

12,89

di cui: investimenti

27,93

29,41

(a)  Le voci in tabella sono incluse in  Nota 14 “Attività Immateriali” e in  Nota 30 Costi \- “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” della sezione Note al bilancio consolidato. 

(b)  Per gli investimenti relativi alle attività di monitoraggio degli scarichi, si veda il capitolo 

Gestione delle risorse Idriche. Il totale delle spese è calcolato mediante l’utilizzo di decimali 

che non sono riportati in tabella.

(c)  Le spese relative alle attività di risposta e ripristino non sono riportate, in quanto incluse nelle più ampie spese di bonifica, le quali non rientrano nel perimetro di rendicontazione della RdS.

(68) Tale tecnologia permette attività di analisi e monitoraggio in tempo reale su condotte nuove o esistenti, sia per il trasporto di idrocarburi che di acqua, attraverso un innovativo sistema 

di onde vibroacustiche che rileva atti esterni, ad esempio tentativi di effrazione o urti accidentali delle condotte, e variazioni di flusso, massimizzando l’efficienza dei sistemi di trasporto.

(69) Esempi di iniziative possono includere: la progettazione, l’acquisto e la realizzazione di nuovi impianti; le modifiche su impianti e/o apparecchiature per introdurre nuove tecnologie 

finalizzate alla riduzione delle emissioni inquinanti e al miglioramento dei processi di combustione o per consentire l’utilizzo di combustibili migliorativi; le attività di manutenzione e la 

gestione degli impianti esistenti.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 173ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

METRICHE [ESRS 2 MDR-M; E2-4]

Inquinamento

70

e spill 

In continuità con la rendicontazione pregressa, di seguito si riportano le emissioni dei parametri NO

x

, SO

x

, NMVOC e PM, che costituiscono 

per il business Eni il set di inquinanti in atmosfera rilevanti, derivanti dai processi di combustione e industriali e dalle attività operative svolte 

nei siti Eni. Analogamente, nelle tabelle successive, sono riportati gli idrocarburi presenti nelle acque di scarico, parametro rilevante per il 

business Eni in relazione ai processi di produzione e trattamento degli idrocarburi e per la successiva filiera downstream. A seguire è riportata 

la rendicontazione in merito agli sversamenti accidentali in termini di numero e volumi sversati. 

2025 2024

EMISSIONI DI INQUINANTI IN ATMOSFERA(a) Unità di misura Operato

Consolidato 

non operato Operato

Consolidato 

non operato

Emissioni di NOx (ossidi di azoto)

(b) 

(migliaia di tonnellate di NO

2

eq.) 18,4 10,7 21,9 10,7

Emissioni di SOx (ossidi di zolfo)

(c)

(migliaia di tonnellate di SO

2

eq.) 2,2 5,9 2,4 7,3

Emissioni di NMVOC (Non Methan Volatile Organic Compounds)

(d) 

(migliaia di tonnellate) 6,7 3,8 9,1 4

Emissioni di PM (Particulate Matter)

(e)

0,3 0,4 0,5 0,4

(a)  I dati dei seguenti inquinanti corrispondono alle emissioni totali Eni e non solo a quei siti oltre le soglie del regolamento europeo E-PRTR. Tali dati risultano da una combinazione di 

misurazioni dirette, calcoli e/o stime, come ad esempio, per il calcolo delle NMVOC generato dalle emissioni fuggitive viene applicata la stima secondo la metodologia EPA Method 

A21/2017). Laddove disponibili, si privilegia comunque l'uso di dati misurati in particolare per le sorgenti soggette a monitoraggio diretto per lo più derivanti da obblighi prescrittivi.

(b)  Emissioni dirette totali di ossidi di azoto dovute ai processi di combustione, incluse emissioni da attività di flaring, da processi di recupero dello zolfo, da rigenerazione FCC, ecc., 

comprese emissioni di NO ed NO

2

, escluse emissioni N

2

O. 

(c)  Emissioni dirette totali di ossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO

2

ed SO

3

. 

(d)  Emissioni dirette totali di idrocarburi, sostituiti e ossigenati, che evaporano a temperatura ambiente. È incluso il GPL ed escluso il metano. Per le emissioni non convogliate di NMVOC 

(emissioni fuggitive e diffuse), le stime derivano dai risultati di campagne di rilevamento e riparazione delle perdite e dall'applicazione di algoritmi riconosciuti per il calcolo delle 

emissioni da serbatoio.

(e)  Emissioni dirette di materiale particolato solido o liquido finemente suddiviso, sospeso in flussi gassosi. 

INQUINANTI NELLE ACQUE DI SCARICO

2025 2024

Unità di misura Operato

Consolidato 

non operato Operato

Consolidato 

non operato

Idrocarburi presenti nelle acque di scarico

(a)

(tonnellate) 53,4 96,3 106,4 58,7

(a)  Idrocarburi totali immessi nell’ambiente tramite scarichi finali in ambiente recettore (acque superficiali o di mare) e tramite scarichi parziali in rete fognaria di terzi. In relazione agli 

inquinanti negli scarichi idrici, gli scarichi finali sono oggetto di monitoraggi secondo prescrizioni autorizzative e derivano da misurazione effettuate con metodologie di campiona-

mento e analisi certificate. 

SPILL

(a)

2025 2024

Unità di misura Operato

Consolidato 

non operato Operato

Consolidato 

non operato

Oil spill operativi 

(b)

(>1 barile)

(numero)

9 5

18 5

di cui: upstream

2 4

7 5

Volumi di oil spill operativi (>1 barile)

(barili)

217 146

675 175

di cui: upstream

4 143

25 175

Oil spill da sabotaggio (compresi furti)

(c)

(>1 barile)

(numero)

0 5

95 5

di cui: upstream

0 5

94 5

Volumi di oil spill da sabotaggio (compresi furti) (>1 barile)

(barili)

0 727

2.140 770

di cui: upstream

0 727

2.138 770

Chemical spill 

(d)

(numero)

4 1

8 1

Volumi di chemical spill

(barili) 0,3 0,05 70 33

(a)  I volumi sversati vengono stimati, dalle diverse realtà operative di Eni, utilizzando modelli di calcolo specifici e in funzione dei parametri operativi monitorati. I volumi includono la 

quantità totale di sversamento che ha raggiunto l’ambiente, incluse le quantità successivamente recuperate, evaporate o altrimenti disperse.

(b)  Sversamento nell’ambiente non voluto da contenimento primario o secondario di petrolio o derivato petrolifero da raffinazione o di rifiuto petrolifero occorso durante l’attività oper-

ativa.

(c)  Sversamento nell’ambiente da contenimento primario o secondario di petrolio o derivato petrolifero da raffinazione o di rifiuto petrolifero, dovuto ad azioni che ostacolano l’attività

operativa e ad atti eversivi di gruppi organizzati.

(d)  Sversamento di un prodotto chimico di processo o di servizio pericoloso per l’uomo o per l’ambiente, inclusi i fluidi di perforazione NADFs (Nonaqueous Drilling Fluids), occorso 

durante la normale attività operativa.

(70) Indicatori calcolati previlegiando misurazioni dirette, in particolare per le sorgenti soggette a monitoraggio diretto, oppure attraverso stime.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025174

Nel corso del 2025 le emissioni di inquinanti in atmosfera hanno registrato un trend in riduzione. La flessione delle emissioni di SO

x

(-7% rispetto 

al 2024) è legata alla riduzione dei contributi delle raffinerie di Sannazzaro, Taranto (per fermate impianti del periodo) e Livorno (per riassetto 

impiantistico legato alla riconversione in corso a bioraffineria) e al minor consumo di fuel oil da Steam Cracking presso lo stabilimento petrol-

chimico di Dunkerque. La riduzione delle emissioni di NO

x

(-16% rispetto al 2024) e NMVOC (-26% rispetto al 2024) è stata influenzata dall’uscita 

dal portafoglio upstream, a fine 2024, di asset in Nigeria, dalle già citate attività di riconversione della raffineria di Livorno e dalle fermate di 

alcuni stabilimenti petrolchimici (Brindisi, Priolo, Ragusa e Grangemounth). Per quanto riguarda le emissioni di PM (-33% rispetto al 2024), oltre 

alle operazioni di portafoglio in Nigeria, hanno contribuito al trend decrescente ulteriori riduzioni di attività registrate in upstream (in particolare 

il calo delle emissioni da non routine flaring in Ghana e la cessione del campo di M’Boundi in Congo), e quelle della raffineria di Sannazzaro 

per l’introduzione di nuove procedure di calibrazione per la misurazione delle emissioni. Il contenuto di idrocarburi totali nelle acque scaricate

è stato pari a circa 53 tonnellate, in marcata riduzione (-50%) rispetto al 2024\. Il trend è principalmente riconducibile al minor contributo della 

bioraffineria di Venezia, dove si è registrata sia una riduzione delle concentrazioni medie di idrocarburi nel refluo per effetto di interventi di pulizia 

mirata della rete fognaria, sia una diminuzione delle portate idriche scaricate per effetto delle misure di ottimizzazione e risparmio della risorsa 

idrica implementate nel periodo. Nel 2025 i volumi sversati a seguito di oil spill operativi hanno registrato un ulteriore calo (217 barili vs 675 nel 

2024, -68%), con una riduzione anche della numerosità dei casi (9 vs 18 nel 2024) e performance in miglioramento sia nel business upstream 

che presso le raffinerie. Gli eventi registrati nel 2025 hanno interessato tre Paesi: la Germania, per l’88% dei volumi sversati, l’Italia per l’11% e la 

Tunisia per il restante 1%; tra gli eventi registrati, l’evento più significativo (157 barili) è occorso presso una stazione di servizio in Germania.

Per 

quanto riguarda le attività di recupero dei volumi sversati a seguito degli eventi occorsi, si precisa che in alcuni casi le stesse sono tuttora in fase 

di progettazione e condivisione con gli enti preposti. Nel 2025 non si sono registrati eventi di oil spill da atti di sabotaggio, anche a seguito della 

cessione degli asset in Nigeria dove storicamente si concentravano tali eventi. Per quanto riguarda i chemical spill, anch’essi hanno registrato 

un trend in diminuzione: complessivamente si contano 4 eventi in upstream, per un totale di 0,3 barili sversati (a fronte dei 70 barili del 2024).

Altri inquinanti da elenco regolamento EU 166/2006 (E-PRTR) 

In linea con i requisiti previsti dallo standard ESRS E2-4, di seguito sono riportati i quantitativi annuali di ulteriori inquinanti

71

emessi in atmosfera e con-

solidati secondo la metodologia E-PRTR che per tutti i siti dei settori di business Eni (upstream, raffinazione, petrolchimico, termoelettrico, etc) in Europa, 

che ricadono nel campo di applicazione del Regolamento 166/06 E-PRTR e che hanno superato la soglia di emissione applicabile indicata nell’Allegato

II dello stesso

72

. Si osserva che, per quanto riguarda i siti Eni extra-europei non rientranti nel campo di applicazione del Reg. 166/06, questi afferiscono 

sostanzialmente al business Upstream e svolgono processi e operazioni che generano, sostanzialmente, inquinanti da processi di combustione o da 

evaporazione di idrocarburi, inquinanti già ricompresi nella rendicontazione di cui alla precedente tabella (NO

x

, SO

X

, NMVOC e PM).

EMISSIONI DI INQUINANTI IN ATMOSFERA Unità di misura

Emissioni in aria 

2025

Emissioni in aria 

2024

(b)

Parametri EPRTR

(a)

  


Arsenico e composti (espressi come As) (kg/a) 21,2 22,6 

Cadmio e composti (espressi come Cd) 23,3 -

Cromo e composti (espressi come Cr) - 104,2

Mercurio e composti (espressi come Hg) 20,0 20,0

Nichel e composti (espressi come Ni)  - 483,3

Zinco e composti (espressi come Zn) 752,0 -

Benzene 15.673,6 22.330,5 

(a)  I dati derivano da una combinazione di misurazioni dirette, calcoli e altri metodi di stima, privilegiando l'uso di dati misurati laddove disponibili, in particolare per le sorgenti soggette 

a monitoraggio diretto perlopiù derivanti da obblighi prescrittivi. 

(b)  Rispetto alla precedente edizione del report di sostenibilità, i valori 2024, che erano stati stimati in funzione delle Dichiarazioni E-PRTR del 2023, sono stati aggiornati con i dati 

effettivamente pubblicati nella Dichiarazioni E-PRTR 2024.

Analogamente per le emissioni in acqua e i trasferimenti nelle acque reflue

73

nella tabella seguente sono riportate le emissioni di inquinanti (in 

aggiunta al dato già fornito per gli idrocarburi) E-PRTR che hanno superato la soglia applicabile. Anche per le emissioni in acqua, si osserva che in 

considerazione delle specificità dei processi e operazioni dei siti extra-europei, e quindi del business Upstream, la rilevanza della contamina-

zione nelle acque scaricate è riconducibile all’eventuale scarico in mare delle acque di produzione, tipologia di acque per le quali il parametro 

significativo è costituito da idrocarburi (parametro già ricompreso nella rendicontazione di cui alla tabella precedente).

(71) Di cui all’allegato II del Reg 166/06 E-PRTR.

(72) I numeri 2025 riportati in tabella si riferiscono alle migliori stime disponibili, per lo più basate su misurazioni, delle emissioni di inquinanti secondo la metodologia E-PRTR, utilizzata 

dai siti per la rendicontazione E-PRTR ai sensi del Reg. 166/06. Si precisa, infatti, che i registri E-PRTR per l’anno 2025 saranno pubblicati in linea con i tempi previsti dalla normativa 

cogente. I numeri riportati in tabella potrebbero, quindi, subire delle modifiche derivanti da affinamenti dei dati stimati in seguito ad informazioni divenute successivamente disponibili. 

I numeri 2024 sono stati aggiornati rispetto alla precedente edizione della RdS con i dati effettivamente pubblicati nella Dichiarazioni EPRTR 2024, disponibili in data successiva alla 

pubblicazione della RdS 2024, offrendo un miglioramento della stima. Per i parametri 2024 aggiornati, la mancata esposizione del dato nella RdS 2025 riflette il non superamento della 

soglia di rilevanza per tale dato; viceversa, l’esposizione del dato laddove non era presente nell’RdS 2024 evidenzia il superamento della soglia per il dato raccolto.

(73) Per “trasferimento” fuori sito si intende lo spostamento, oltre i confini di un complesso industriale di sostanze inquinanti contenute in acque reflue destinate al trattamento (art.2, 

comma 11 del Regolamento 166/06).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 175ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

INQUINANTI NELLE ACQUE DI SCARICO

Unità di 

misura

Emissioni 

in acqua 2025

Trasferimenti 

nelle acque 

reflue 2025

Emissioni

in acqua 

2024

(

a)

Trasferimenti 

nelle acque 

reflue 2024

(

a)

Parametri E-PRTR

Arsenico e composti (espressi come As) (kg/a) 284,5 51,9 211,8  39,6 

Cromo e composti (espressi come Cr) 415,8 - 201,0  -

Rame e composti (espressi come Cu) 415,8 - 87,2  -

Mercurio e composti (espressi come Hg) 6,8 - - -

Nichel e composti (espressi come Ni) 577,0 109,3 211,3  104,2 

Piombo e composti (espressi come Pb) - - 39,7  -

Zinco e composti (espressi come Zn) 1.648,4 423,0 1.991,5  505,6 

Esaclorobutadiene (HCBD) - 4,0 - -

Composti organici alogenati (espressi come AOX) 3.621,0 - 5.402,5  -

Tetraclorometano (TCM) - 2,0 - -

Triclorometano 378,0 13,2 438,2  -

Benzene - 1.362,6 - 2.322,8 

Etilbenzene 217,2 - - \- 

Nonilfenolo ed etossilati di nonilfenolo (NP/NPE) e sostanze connesse - 4,9 - 6,0 

Fenoli (espressi come C totale) 264,4 1.531,7 173,3  3.372,9 

Toluene 1.458,3 2.939,2 - 2.953,6 

Carbonio organico totale (TOC) (espresso come C totale o COD/3)  (t/a) 632,6 890,3 281,8  680,4 

Xileni (kg/a) 1.143,3 1.902,8 \-  1.509,0 

Cloruri (espressi come Cl totale) (t/a) 49.640,7 5.476,9 18.915,4  3.794,3

Cianuri (espressi come CN totale) (kg/a) 398,9 769,0 491,7  813,9 

Fluoruri (espressi come F totale) 2385,7 - 11.010,4  -

Fluorantene 17,5 - \-  -

Benzo (g, h, i) perilene - - 1,1  -

a)  Rispetto alla precedente edizione del report di sostenibilità, i valori 2024, che erano stati stimati in funzione delle Dichiarazioni E-PRTR del 2023, sono stati aggiornati con i dati 

effettivamente pubblicati nella Dichiarazioni E-PRTR 2024.

Di seguito sono riportati i quantitativi delle emissioni di inquinanti riferibili esclusivamente ai siti di Eni Rewind, anch’essi elaborati con la metod-

ologia E-PRTR. Tali inquinanti sono stati considerati separatamente in quanto rappresentano prevalentemente i quantitativi residui emessi a valle 

dei processi di bonifica derivanti dalle operazioni dei siti Eni Rewind (ad esempio, il trattamento di acqua di falda contaminata). Tipicamente, tali 

contaminanti derivano dalla preesistente contaminazione sito-specifica della falda e non sono rappresentativi dei processi produttivi Eni.

INQUINANTI NELLE ACQUE DI SCARICO ENI REWIND 

Unità di 

misura

Emissioni

in acqua 2025

Trasferimenti 

nelle acque 

reflue 2025

Emissioni 

in acqua 

2024

(a)

Trasferimenti 

nelle acque 

reflue 2024

(a)

Parametri E-PRTR

Fosforo totale (kg/a) 9.580,2 - -

-

Arsenico e composti (espressi come As) 216,1 - 179,8 -

Cadmio e composti (espressi come Cd) 7,3 - 6,0 -

Cromo e composti (espressi come Cr) 240,5 - 274,2 -

Rame e composti (espressi come Cu) 73,1 - 64,0 -

Mercurio e composti (espressi come Hg) 1,4 - 1,2 -

Nichel e composti (espressi come Ni) 79,3 30,4 97,2 26,9

Zinco e composti (espressi come Zn) 495,6 120,9 665,0 -

1,2-dicloroetano (EDC) 55,0 - 64,0 -

Esaclorobutadiene (HCBD) 8,8 - 4,0-

Pentaclorobenzene 1,9 - 2,1 -

Tetraclorometano (TCM) 3,6 - 2,0 -

Triclorobenzeni (TCB) (tutti gli isomeri) 7,3 - 4,5 -

Fenoli (espressi come C totale) 113,0 - 274,5 -

Cloruri (espressi come Cl totale) (t/a) 64.418,1 23.577,7 54.898,7 23.044,6

Fluoruri (espressi come F totale) (kg/a) 5.878,3 - 2.825,0 -

a)  Rispetto alla precedente edizione del report di sostenibilità, i valori 2024, che erano stati stimati in funzione delle Dichiarazioni E-PRTR del 2023, sono stati aggiornati con i dati 

effettivamente pubblicati nella Dichiarazioni E-PRTR 2024.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025176

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Impegno nella lotta ai cambiamenti climatici, che include soluzioni innovative volte a ridurre l’impatto delle operazioni di

Eni anche mediante la tutela della risorsa idrica.

Posizionamento di Eni 

sull’acqua

• Impegno a definire obiettivi volti a minimizzare i prelievi di acqua dolce nelle aree a stress idrico

(a)

, ricercando soluzioni 

migliorative o attuando la riduzione dei consumi tramite azioni di efficientamento, e individuando soluzioni anche al di là

del perimetro aziendale e operativo.

• Impegno ad effettuare periodicamente una valutazione del rischio idrico, analizzando le specifiche aree in cui sono 

collocati i propri asset operativi, e adottando un approccio integrato e trasversale, che coinvolge funzioni specialistiche e 

linee di business.

• Impegno a individuare collaborazioni per una gestione della risorsa idrica in sintonia con le esigenze del territorio, 

al fine di favorire lo sviluppo sociale e salvaguardare gli ecosistemi, prevedendo nelle proprie procedure il 

coinvolgimento attivo degli stakeholder.

Corpo Normativo Interno • Modello di gestione della risorsa idrica che stabilisce le modalità per: i) l’identificazione delle aree a stress idrico; ii) la 

gestione dei prelievi, delle modalità di utilizzo e degli scarichi idrici; iii) l’individuazione dei siti e degli interventi prioritari; 

iv) l’attività di reporting e comunicazione. Tali strumenti hanno l’obiettivo di identificare i prelievi e i consumi di tutti i 

settori di attività per valutare e minimizzare i potenziali impatti su ecosistemi e comunità. Il trattamento, smaltimento o 

re-iniezione delle acque è oggetto di best practice specifiche di settore.

• Azioni da implementare mediante l’utilizzo dei criteri di mitigazione del rischio idrico: evitare, sostituire, diminuire, 

riciclare, ripristinare.

• Procedure per informare e coinvolgere gli stakeholder tramite la promozione di una consultazione preventiva, libera e 

informata, al fine di considerare le loro istanze sulle attività, sui nuovi progetti e sulle iniziative di sviluppo.

GESTIONE DELLE RISORSE IDRICHE [ESRS E3]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; E3-1]

(a) Le aree a stress idrico sono individuate con l’impiego di Aqueduct, strumento realizzato dal World Resources Institute, e monitorate annualmente attraverso un’analisi interna attuata fino al

dettaglio del singolo sito operativo. Si considerano a stress idrico le aree con un valore di Baseline water stress > 40% (il prelievo di acqua rinnovabile è superiore al 40% della capacità di ricarica).

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T; E3-3]

Eni prosegue nel suo percorso per la salvaguardia della risorsa idrica, che ha visto negli anni l’adesione al CEO Water Mandate e la pubblicazione 

del proprio 

Posizionamento di Eni sull'acqua. In particolare, nel 2024, Eni ha dichiarato l’ambizione di raggiungere la positività idrica

74

al 2050 

nei propri siti operati. L’ambizione di Eni segue un approccio che considera anche azioni a livello di bacino idrografico, ispirandosi ai principi del 

Positive Water Impact (PWI) proposto dal CEO Water Mandate. Le azioni a salvaguardia dell’acqua verranno indirizzate sugli aspetti identificati 

come maggiormente critici per il territorio riguardo alla “disponibilità”, “qualità” e “accessibilità”, ovvero le tre dimensioni da considerare secondo 

l’approccio proposto dal CEO Water Mandate; pertanto, gli interventi di Eni saranno rapportati alle esigenze identificate e all’importanza dei siti 

operativi, dando priorità alle realtà operative situate in bacini a stress idrico elevato. Come traguardo intermedio lungo il proprio percorso verso 

l’ambizione al 2050, Eni si impegna a raggiungere entro il 2035 la positività idrica in almeno il 30% dei propri siti con prelievi maggiori di 0,5 Mm

3

/

anno di acqua dolce in aree individuate come a stress idrico sulla base dei dati 2023 (siti prioritari

75

). Tale impegno prevede, dunque, l’individu-

azione di azioni a salvaguardia della risorsa idrica di cui attuazione e benefici vanno monitorati nel tempo. Nel corso del 2024 Eni ha verificato, 

attraverso uno studio pilota su un proprio sito operativo, l’applicabilità dell’approccio PWI al settore Oil & Gas. Nel 2025 sono stati analizzati tre 

siti prioritari identificando impatti e opportunità in accordo con i principi PWI, delle quali andrà valutata la fattibilità. Eni adotta un corpo normativo 

interno e un sistema di gestione HSE che, sulla base della conoscenza del contesto di riferimento, dell’identificazione degli obblighi legislativi e 

delle aspettative degli stakeholder, garantisce la definizione per tutti i business di indirizzi operativi e delle relative azioni necessarie per la loro 

attuazione, garantendone il monitoraggio semestrale attraverso il processo di riesame HSE e l’utilizzo di metriche (sia riportate nella RdS, sia altri 

indicatori monitorati internamente) specifiche per assicurare gli opportuni interventi nei casi di disallineamento rispetto agli andamenti attesi.

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM-3]

Impatti materiali

Il consumo di acqua, nello specifico di acqua dolce, connesso alle attività di business rappresenta un impatto materiale per Eni. Nelle oper-

azioni industriali circa l’86% dell’acqua utilizzata è acqua di mare, mentre il restante 14% è acqua dolce, una risorsa difficilmente sostituibile in 

molte applicazioni e la cui sottrazione può incidere sulla disponibilità idrica per persone, fauna e flora. Si ricorda che i prelievi di acqua dolce, 

utilizzati principalmente per il raffreddamento, per produrre acqua demineralizzata e per generare vapore quale vettore energetico, sono im-

(74) Garantire che a livello di bacino idrografico, le iniziative a salvaguardia dell’acqua producano benefici superiori agli impatti correlati alla presenza di un sito operativo, ad esempio 

legati al prelievo necessario alla produzione industriale o alla qualità delle acque restituite al territorio, secondo la Guida emanate dal CEO Water Mandate.

(75) Siti prioritari (con prelievi superiori a 0,5 Mm

3

nel 2023) a cui è associato oltre il 90% dei prelievi operati di acqua dolce di alta qualità in aree a stress di Eni nel 2023 (baseline).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 177ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

putabili per circa l’80% alle attività petrolchimiche e di raffinazione. L’acqua di mare, invece, è utilizzata prevalentemente per il raffreddamento 

e, nelle operazioni upstream, per aumentare la quantità di greggio estraibile dai giacimenti (Enhanced Oil Recovery \- EOR) oltre che per il 

drilling, operazioni per le quali può essere anche utilizzata l’acqua salmastra di superficie o sotterranea.

Rischi e opportunità materiali 

Il  processo e i risultati dell’analisi di doppia materialità di Eni non hanno individuato rischi o opportunità materiali a livello di Gruppo. La 

valutazione dell’esposizione a rischio idrico a livello di asset e delle opportunità è svolta annualmente, come parte del sistema di gestione 

responsabile dell’acqua (si veda paragrafo 

Azioni intraprese sugli IRO materiali), in considerazione della dipendenza di alcuni asset dalla 

risorsa idrica (si veda capitolo

Biodiversità).

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A; E3-2]

Eni riconosce l'importanza di una gestione responsabile dell'acqua e per questo ne monitora attentamente i prelievi, gli scarichi e i consumi in tutte

le operazioni, anche alla luce dell’interesse di tutte le categorie di stakeholder

76

per tale risorsa. Il modello di gestione delle risorse idriche adottato 

da Eni è basato sull’identificazione, valutazione e minimizzazione degli impatti sulle stesse risorse idriche e sulla prevenzione di eventi avversi e/o 

illeciti di natura ambientale, oltre che sul mantenimento e miglioramento degli ecosistemi. Il processo è parte integrante della più ampia gestione

degli aspetti ambientali nelle diverse realtà operative di business in cui tutti i progetti rilevanti sono soggetti all’applicazione del processo di valu-

tazione dell'impatto ambientale, sociale e sanitario (anche detti ESHIA

77

). Annualmente viene svolta, in particolare sull’acqua dolce, un’analisi per

valutare il grado di esposizione al rischio idrico

78

dei propri asset e per individuare spunti di miglioramento per la gestione della risorsa attraverso la

pianificazione di interventi, prioritizzati a seconda delle attività di business. Eni effettua, inoltre, regolari valutazioni dei fornitori, attraverso un monito-

raggio continuo delle performance in merito al loro posizionamento ESG, anche in relazione alla gestione idrica, promuovendo l’adozione di sistemi

di gestione conformi ai principali standard internazionali. Infine, l’impegno ad aumentare la quota di acque di produzione

79

reiniettate in giacimento 

permette di ridurre i prelievi di acqua salata o salmastra e di aumentare il recupero di idrocarburi. Sulla base delle analisi di rischio idrico, i principali

interventi di miglioramento sono indirizzati e pianificati nei siti più rilevanti in termini di prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico, identificati nelle

attività industriali downstream localizzate nel centro-sud Italia e nell’upstream in Nordafrica. Eni implementa azioni di salvaguardia della risorsa

idrica attraverso due strategie: da un lato ottimizzando l’efficienza, ricorrendo a ricicli interni di acqua dolce; dall’altro sostituendo le fonti di acqua

dolce di alta qualità

80 

con alternative a bassa qualità. Di seguito sono rappresentate le azioni poste in essere da Eni sulla base degli impatti materiali 

identificati in merito al consumo di acqua dolce distinti per: (i) Aree a stress idrico; (ii) Aree senza stress idrico.

Aree a stress idrico 

Eni implementa azioni di salvaguardia della risorsa idrica nelle aree soggette a stress idrico. Di seguito alcuni esempi di azioni mirate a 

sostituire acque di alta qualità con le seguenti tipologie di acque: 

• acque reflue, costituite da una combinazione di scarichi civili e industriali oltre alle precipitazioni pluviali raccolte e drenate attraverso reti 

fognarie o sistemi di drenaggio. Alcuni esempi di azioni condotte durante l’anno sono: i) Polo petrolchimico di Ravenna, impianto per il 

riutilizzo delle acque reflue, operativo dal 2026; ii) Petrolchimico di Brindisi, impianto per il riutilizzo di circa 0,4 Mm

3

all’anno di acque reflue, 

operativo entro il 2026

81

; iii) Bioraffineria di Gela, da agosto 2024 incrementato il riutilizzo delle acque reflue urbane a scopo industriale;

• acque da bonifica, ossia acque di falda contaminate da siti in bonifica, che richiedono trattamento per rimuovere sostanze inquinanti prima 

del riutilizzo/rilascio. Eni Rewind è impegnata a rendere disponibile per usi industriali l’acqua di falda contaminata trattata nei propri impianti 

di bonifica (impianti TAF – Trattamento Acque di Falda), contribuendo così alla diminuzione dei prelievi di acqua dolce di alta qualità. In vari 

siti (es. Porto Torres, Priolo, e Gela), il trattamento di acqua di falda contaminata è finalizzato a consentirne un utilizzo a scopi industriali;

• acque di produzione, ossia acqua associata alla produzione Oil & Gas che viene trattata e riutilizzata nel ciclo industriale. Alcuni esempi 

di azioni volte alla riduzione dei prelievi idrici sono: i) sito di Meleiha (Agiba, Egitto), dove è stato implementato un progetto di gestione 

ottimale delle acque di produzione, potenziato un impianto di reiniezione nel 2023 e realizzato un nuovo impianto per consentire la totale 

reiniezione a scopo produttivo nel 2025; ii) sito di Burun (Turkmenistan), dove è stata completata un’iniziativa per azzeramento della rein-

iezione per smaltimento, nell’ottobre 2024 con benefici a partire dai mesi successivi; 

• acqua dissalata, ottenuta tramite la rimozione di sale e impurità dall’acqua di mare o da altre fonti ad alta salinità. In Egitto, nel sito di Zohr 

e nel sito di Abu Rudeis, viene utilizzata per minimizzare prelievi di acqua dolce.

(76) Per maggiori informazioni sul coinvolgimento delle comunità si veda il capitolo  Ambiente e sistema di gestione Eni. 

(77) Environmental Social and Health Impact Assessment. 

(78) Rischio Idrico: La potenziale possibilità che le sfide idriche attuali e future incidano sulle persone, sull’ambiente e/o sulla sostenibilità di un’azienda, derivante dalle attività di un’impresa 

e da fattori esterni di natura ambientale e sociale (Ipieca, “Water Stewardship” 2024). 

(79) Acque associate all’estrazione di idrocarburi presente naturalmente nel giacimento, che possono contenere contaminanti. Tali acque, opportunamente trattate, possono essere 

riutilizzate per scopi produttivi per ridurre il prelievo idrico.

(80) Si intende come acqua dolce di alta qualità quella proveniente da falda, superficie, acquedotto municipale o da terzi.

(81) L’iniziativa potrebbe subire variazioni dovute alla trasformazione industriale in atto.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025178

Ulteriori interventi a salvaguardia della risorsa idrica, riguardano l’efficienza idrica con progetti di efficientamento delle reti di distribuzione in 

Egitto, Algeria, Cipro, Italia, Iraq e Mozambico.

Aree senza stress idrico

Eni è impegnata a salvaguardare la risorsa idrica anche al di là delle aree a stress idrico, in linea con i propri principi. A titolo esemplificativo, di 

seguito si riportano alcune delle azioni intraprese nei siti non collocati in aree a particolare stress idrico: i) presso la centrale Enipower Ferrera 

Erbognone è stato testato un innovativo sistema di filtrazione delle acque aumentando l’efficienza idrica; ii) presso l’impianto petrolchimico 

Versalis di Mantova sono aumentati i ricicli di acqua dolce per raffreddamento, iii) a Ferrara, firmato da parte di Versalis ed Enipower, un pro-

tocollo d’intesa con le realtà locali (maggio 2024) in cui sono definite le linee prioritarie di intervento per la riduzione dei prelievi dal fiume Po. 

Le risorse finanziarie utilizzate per la gestione della risorsa idrica includono: i) monitoraggio e trattamento delle acque reflue; ii) impianti 

di iniezione e reiniezione dell'acqua di produzione; iii) impianti di approvvigionamento, dissalazione e raffreddamento. Più della metà delle 

spese totali per la gestione della risorsa idrica del 2025 è destinata a interventi presso siti in aree a stress idrico. Per il prossimo quinquennio, 

Eni ha stanziato risorse per €0,7 miliardi per la gestione della risorsa idrica.

SPESE

(a)

Unità di misura 2025 2024

Spese totali per la gestione della risorsa idrica (€ milioni) 159,10 178,21

di cui: spese correnti 113,21 127,71

di cui: investimenti 45,89 50,50

(a)  Le voci in tabella sono incluse in  Nota 14 Attività Immateriali e in  Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” della sezione Note al bilancio consolidato.

METRICHE [ESRS 2 MDR-M; E3-4]

CONSUMO DI ACQUA

2025 2024

Unità di misura Operato

Consolidato

non operato Operato

Consolidato

non operato

Consumo d’acqua

(a)

(milioni di metri cubi) 42 12 45 9

Consumo d’acqua in aree a stress idrico 17 9 17 7

Acqua dolce riutilizzata e riciclata

(b)

1.080 2 1.133 2

Prelievi idrici

(c)

821 109 1.162 90

di cui: acqua di mare 

707 99 1.032 82

di cui: acqua dolce

114 8 127 8

Scarichi idrici

(d)

798 98 1.135 81

Riutilizzo di acqua dolce

(e)

(%) 90 22 90 26

Acqua di produzione reiniettata

(f)

56 79 51 75

(a)  Differenza tra acque in ingresso che comprendono oltre ai prelievi idrici, le acque meteoriche non utilizzate e ogni altro flusso idrico in ingresso, quali, ad esempio, i reflui conferiti da terzi e acque in uscita, 

riconducibile a evaporazione, acqua associata ai prodotti e ai trattamenti e a perdite incontrollate. I reflui destinati a bacini evaporativi o scaricati in formazioni geologiche profonde vanno a contribuire ai 

consumi.

(b)  Acqua già utilizzata una prima volta ad uso industriale reimpiegata una o più volte nel ciclo produttivo/sito industriale (compresa l’acqua dolce ricircolata in cicli chiusi) prima dello scarico, previo eventuale 

trattamento. 

(c)  Somma dell’acqua di mare (acqua con contenuto di solidi disciolti totali superiore o uguale a 30.000 mg/l), dell’acqua salmastra (acqua con contenuto massimo di solidi disciolti totali compresi tra 2.000 

mg/l e 30.000 mg/l) e dell’acqua dolce (acqua con contenuto massimo di solidi disciolti totali pari a 2.000 mg/l).

(d)  Somma di acqua di mare scaricata e di acqua dolce scaricata o ceduta a terzi, misurata tramite misuratori di portata. Le procedure interne 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.

(e)  Percentuale di acqua dolce riciclata o riutilizzata rispetto alla somma delle acque dolci riciclate o riutilizzate e delle acque dolci prelevate.

(f)  Percentuale delle acque di formazione o di strato associate all’olio estratto e prodotte con esso (onshore e offshore), reiniettate (EOR) o iniettate a scopo disposal sul totale delle acque di formazione o di 

strato prodotte. 

Nel 2025 i prelievi idrici registrano una riduzione rispetto al 2024 (-341Mm

3

), grazie al calo sia dei prelievi di acqua di mare che di quelli di 

acqua dolce. I prelievi di acqua di mare, pari a 707 Mm

3

(86% del totale dei prelievi idrici) diminuiscono di 326 Mm

3

principalmente per 

effetto delle fermate degli impianti petrolchimici di Brindisi e Priolo (che determinano oltre il 60% della riduzione registrata) e della minore 

produzione presso la centrale Enipower di Brindisi (con un prelievo che si riduce di oltre 111 Mm

3

). Contribuiscono al trend in calo la fine 

delle attività produttive upstream in Eni UK nei primi mesi 2025 (-18 Mm

3

) e la fermata della Raffineria di Taranto (-10 Mm

3

); tali effetti sono 

in parte compensati dai maggiori prelievi in Costa D’Avorio legati alla crescita delle attività operative offshore. I prelievi di acque dolci del 

2025, pari al 14% dei prelievi idrici totali e imputabili per circa l’80% alle attività petrolchimiche e di raffinazione, registrano una diminuzione 

di oltre il 10% rispetto al 2024 principalmente riconducibile a Versalis, per un totale di -11 Mm

3

, di cui 8 Mm

3

presso il sito di Mantova (per 

l’ottimizzazione dei consumi idrici resa possibile dal funzionamento degli impianti a carichi ridotti) e 1,3 Mm

3

presso quello di Porto Marghera 

per cambiamenti nell’assetto produttivo. Inoltre, contribuiscono alla riduzione dei prelievi di acque dolci anche la raffineria di Sannazzaro per 

oltre -0,6 Mm

3

per marcia stabile dell’impianto Water Reuse, la cessione dei siti onshore in Nigeria a fine 2024 e l’aumento del riutilizzo interno 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 179ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

delle acque di falda trattate (presso i siti Eni Rewind). I quantitativi di acqua dolce riciclata, riconducibili per oltre il 72% a Versalis, si riducono 

del 5% rispetto al 2024, in particolare per la fermata generale dell’impianto di Ragusa. La percentuale di riutilizzo delle acque dolci di Eni del 

2025 rimane stabile al 90%. Nel 2025, il consumo idrico totale in aeree a stress idrico ha rappresentato il 40% del consumo complessivo. 

Si precisa che i prelievi di acqua dolce di alta qualità \- provenienti da acque superficiali, falda e acquedotto - effettuati in tali aree sono stati 

pari al 2% dei prelievi idrici di Eni. La percentuale di reiniezione dell’acqua di produzione nel 2025 è aumentata al 56% (51% nel 2024), sia 

per l'incremento dei volumi reiniettati in Turkmenistan, Messico e Italia, che per la diminuzione dei volumi complessivi di acqua di produzione 

generati nel periodo - effetto della cessione degli asset in Nigeria e in Alaska nella seconda metà del 2024 e della fine delle attività produttive 

in Eni UK nei primi mesi del 2025.

BIODIVERSITÀ [ESRS E4]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; E4-2]

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Implementazione soluzioni innovative volte a ridurre l’impatto delle operazioni Eni anche mediante la tutela della 

biodiversità, anche in considerazione dei cambiamenti climatici.

Policy Eni sulla Biodiversità e 

servizi ecosistemici (BES)

• Linee guida per la valutazione e gestione del rischio biodiversità in tutte le realtà operative e nei processi decisionali 

lungo il ciclo di vita progettuale

(a)

, considerando anche le conseguenze che essi possono avere sulle comunità locali, ove 

applicabile.

• Gerarchia di Mitigazione

(b)

per la gestione degli impatti identificati, dando priorità a misure preventive rispetto a quelle 

correttive, al fine di evitare una perdita netta (no net loss) di biodiversità o, ove possibile, ottenere un miglioramento (net 

gain).

• Impegni adottati nel tempo per la protezione di aree di rilevanza ecologica.

Posizionamento sull’acqua 

di Eni 

• Correlazione tra la risorsa idrica, e la protezione della biodiversità e dei servizi ecosistemici e la salvaguardia del 

patrimonio forestale.

Eni’s No-Go Commitment

• Impegno formale a non svolgere attività di esplorazione e sviluppo di idrocarburi nei Siti Naturali presenti nella lista

(c)

del 

Patrimonio Mondiale dell’Umanità dell’UNESCO.

Posizione di Eni sulle 

biomasse

• Principi generali per assicurare la sostenibilità delle pratiche agricole, dell’approvvigionamento e del consumo di materie 

prime, tra cui: tracciabilità e trasparenza lungo la filiera; selezione di fornitori che soddisfino criteri ESG; inclusione di 

clausole contrattuali che assicurino l’approvvigionamento di sole biomasse certificate

(d)

, non provenienti da terreni

coltivati ottenuti dalla conversione di aree ad alto valore di biodiversità e di ecosistemi che forniscono servizi ecologici 

essenziali, come la cattura e lo stoccaggio di carbonio.

Corpo Normativo Interno • Processi per l’identificazione, la prioritizzazione, la gestione e il monitoraggio degli impatti e delle azioni sulla biodiversità

secondo il Sistema di gestione HSE.

a)  In caso di joint venture in cui Eni non è operatore, è previsto l’impegno a promuovere con i partner lo sviluppo e l’adozione di buone pratiche gestionali in linea con la Policy BES.

b)  La gerarchia di mitigazione è una best practice internazionale, per la gestione dei rischi e dei potenziali impatti sull’ambiente, attraverso una sequenza di azioni: i) prevenire ed evitare 

impatti; ii) ridurre al minimo l’impatto laddove non evitabile; iii) ripristinare e iv) compensare.

c)  Alla data del 31 maggio 2019.

d)  Schemi di certificazione di sostenibilità riconosciuti in ambito europeo o internazionale.

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T; E4-4]

Eni, pur non identificando target quantitativi a livello consolidato, è impegnata nell’implementazione di azioni mirate alla salvaguardia della bio-

diversità e dei servizi ecosistemici, attraverso un approccio volto alla prevenzione e alla minimizzazione dei rischi e degli impatti. La biodiversità

è sito-specifica, con caratteristiche uniche che variano profondamente in base alle aree geografiche, alle condizioni ambientali degli ecosistemi 

e alle interazioni ecologiche. L’assenza di una metrica univoca riconosciuta per la misura della biodiversità globale rende complessa la defini-

zione di obiettivi aggregati a livello di gruppo. Per questo motivo, Eni adotta una gestione “sito-specifica” implementando, ove necessario, piani

di gestione ambientale che identificano interventi puntuali e indicatori locali approfonditi in seguito. Questo approccio consente di affrontare in 

modo più efficace le peculiarità di ciascun contesto ambientale, garantendo un’azione concreta e misurabile rispetto agli impatti sul territorio. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025180

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM-3]

Processo di identificazione degli impatti

Il processo di identificazione e valutazione delle dipendenze e degli impatti sulla biodiversità e sui servizi ecosistemici (BES Biodiversity Ecosy-

stem Services) relativi alle proprie attività

82

è integrato all’interno del Sistema di gestione HSE e, in linea con la certificazione ISO 14001:2015, 

il singolo sito svolge studi di identificazione e valutazione degli impatti ambientali (EIA - Environmental Impact Assessment). In aggiunta, Eni 

effettua annualmente la mappatura dei propri siti e delle concessioni per verificarne la localizzazione rispetto ad aree legalmente protette, ad 

aree importanti per la conservazione della biodiversità (KBA \- Key Biodiversity Areas), nonché, alla potenziale presenza di specie prioritarie 

della IUCN Red List

83

, al fine di garantire una gestione più efficace degli impatti in aree prioritarie per la conservazione. Lo screening consente 

di identificare i siti con maggior rischio di perdita di biodiversità, in primis quelli in sovrapposizione con almeno un’area importante per la 

biodiversità, sui quali vengono eseguiti studi di approfondimento (BES Assessment) secondo un ordine di priorità in base al rischio per veri-

ficare l’eventuale presenza di impatti residui significativi non gestiti. Nel processo di valutazione degli impatti, sia esso applicato negli studi 

EIA o BES assessment, Eni identifica le possibili interazioni delle attività aziendali con l’ambiente e con i principali driver globali di perdita di 

biodiversità

quali il cambiamento d’uso del suolo e del mare, il sovrasfruttamento delle risorse naturali, il fenomeno del cambiamento clima-

tico a livello globale, l’inquinamento e l’introduzione di specie invasive. Attraverso questa attività di analisi vengono caratterizzati il contesto 

operativo e ambientale, identificati i recettori BES sensibili e valutate le principali dipendenze e gli impatti diretti

84 

e indiretti

85

. Nell’ambito della 

valutazione dell’impatto sulla  biodiversità, la  significatività viene determinata  combinando l'entità dell'impatto (es. pressioni generate dal 

progetto sulle matrici ambientali) con la sensibilità del recettore BES coinvolto (es. presenza di specie a rischio di estinzione), assegnando 

così una categoria di significatività. Qualora vengano identificati impatti significativi residui, questi sono gestiti attraverso misure specifiche 

inserite nei piani di gestione ambientale del sito, o tramite Piani d’Azione per la Biodiversità (BAP) dedicati. Il coinvolgimento degli stakeholder 

locali

avviene sin dalle fasi iniziali di un nuovo progetto e per tutto il ciclo di vita nell’ambito dei processi autorizzativi e, ove opportuno, anche 

attraverso iniziative volontarie, tipicamente mediante consultazioni o workshop dedicati; la consultazione e la collaborazione con le comunità, 

le popolazioni indigene e gli altri stakeholder locali, aiutano a comprendere aspettative e preoccupazioni, a determinare come i servizi ecosis-

temici e la biodiversità vengano utilizzati e a identificare opzioni gestionali che includano anche le esigenze locali.

Impatti materiali

In assenza di azioni mirate alla mitigazione, le attività di Eni possono generare impatti negativi significativi in termini di degrado o perdita di 

biodiversità (habitat, ecosistemi e specie) e di servizi ecosistemici, la cui entità varia in base alla complessità dei progetti, al valore dell’ambiente 

naturale e al contesto sociale di riferimento. Tra gli impatti più comuni, figurano quelli connessi al cambiamento dell’uso del suolo (o del mare) 

e alla presenza fisica degli impianti e delle infrastrutture, che possono determinare rimozione, degrado o frammentazione di habitat con con-

seguenze sulla distribuzione e sull’abbondanza delle specie. Nelle attività Oil & Gas upstream e nello sviluppo su larga scala di impianti per la

generazione di energia rinnovabile, tali impatti risultano particolarmente rilevanti quando coinvolgono aree naturali o seminaturali

86

. Inoltre, gli 

impianti eolici possono avere impatti negativi su specie vulnerabili, come i rapaci, a causa del rischio di collisione con turbine, pale eoliche e linee 

di distribuzione. Le attività di downstream si sviluppano invece prevalentemente in contesti già industrializzati; di conseguenza, il contributo a

cambiamenti d’uso del territorio è generalmente contenuto e non rappresenta ad oggi un impatto materiale in termini di perdita di biodiversità.

Rischi e opportunità materiali [E4-1]

Il  processo e i risultati dell’analisi di doppia materialità non hanno individuato rischi materiali (compresi rischi sistemici

87

) ed opportunità

attualmente conseguite in relazione alla biodiversità.

Eni monitora comunque i potenziali rischi e opportunità attraverso la consultazione di 

scenari pubblicamente disponibili, utilizzati per comprendere come l’evoluzione dello stato della natura possa tradursi in rischi fisici o di transi-

zione, nonché in opportunità, incluse quelle associate a soluzioni basate sulla natura (nature-based solutions). I rischi fisici sono associati alla 

degradazione degli ecosistemi e alla possibile riduzione delle risorse naturali, con potenziali effetti sull’operabilità e sulla redditività degli asset. I 

rischi di transizione derivano, invece, dall’evoluzione del quadro normativo, dalle politiche di tutela ambientale e dalle aspettative degli stakehold-

er, che possono comportare limitazioni nell’accesso alle risorse o nell’utilizzo del suolo in determinate aree geografiche; in tale ambito rientra-

no anche i rischi reputazionali, connessi alla percezione del settore energetico, che potrebbero incidere su contenziosi, reputazione e accesso 

(82) Per eventuali altri impatti sulla catena del valore si veda il capitolo  Value Chain e principali impatti.

(83) IUCN Red List è il database globale sviluppato dall’International Union for Conservation of Nature (IUCN) che classifica lo stato di conservazione delle specie secondo criteri scienti-

fici riconosciuti a livello internazionale. La distribuzione geografica (range) delle specie è disponibile tramite IBAT (Integrated Biodiversity Assessment Tool), piattaforma che integra dati 

globali su specie, aree protette e Key Biodiversity Areas.

(84) Per l’identificazione degli impatti diretti viene considerato ogni cambiamento (potenziale o effettivo) nello stato della natura provocato da un'attività Eni con un nesso causale diretto 

(per la presenza fisica di impianti e infrastrutture e relative attività come emissioni, scarichi e rifiuti).

(85) Per gli impatti indiretti si considera un nesso causale indiretto (ad esempio una maggiore colonizzazione delle aree circostanti ai siti operativi può determinare un aumentato acces-

so ad aree naturali precedentemente inaccessibili attraverso l’apertura di strade di servizio). 

(86) Si tratta di un ecosistema con la maggior parte dei processi e della biodiversità intatti, sebbene alterati dall’attività umana (glossario IPBES). 

(87) Rischi derivanti dal collasso del sistema nel suo insieme invece che dal malfunzionamento delle singole parti; caratterizzati dalla combinazione indiretta di punti di non ritorno 

modesti, che producono gravi disfunzioni con interazioni a cascata di rischi fisici e rischi di transizione.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 181ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

a finanziamenti. Per valutare la resilienza della strategia di Eni rispetto a tali rischi, nel 2024 è stata eseguita un’analisi interna che ha preso a 

riferimento l’approccio qualitativo indicato dalle linee guida TNFD

88 

“Guidance on scenario analysis”. L’analisi è stata finalizzata ad esplorare in 

particolare i rischi di transizione connessi alle principali dipendenze dalla natura. Con riferimento ai rischi fisici,  l’acqua rappresenta la principale 

dipendenza per alcuni asset in quanto essenziale nei processi produttivi; le metriche relative ai prelievi e agli utilizzi idrici sono riportate nel capitolo

Gestione delle risorse idriche, mentre la resilienza ai rischi fisici associati ad una minore disponibilità della risorsa (stress idrico, siccità) 

è analizzata nell’ambito della resilienza degli asset ai rischi fisici climate-related (si veda il capitolo 

Cambiamento climatico). La rilevanza 

di altre dipendenze dalle risorse naturali, analizzate in termini di rischi di transizione, varia invece in funzione della tipologia di business (ad 

esempio, l’approvvigionamento di biomassa è particolarmente significativo per la produzione di biocarburanti). In tale contesto, l’analisi di 

resilienza, condotta nel 2024, si è focalizzata sulle diverse tipologie di operazioni dirette di Eni e ha fatto riferimento ad uno scenario, svilu-

ppato da “Inevitable Policy Response” e pubblicamente disponibile (Forecast Policy Scenario - FPS

89

), per esplorare possibili traiettorie future. 

Lo scenario, sviluppato sull’orizzonte temporale 2020–50, evidenzia un contesto globale caratterizzato da una crescente consapevolezza 

sull’importanza della salvaguardia della biodiversità e dei servizi ecosistemici, e che, quindi, potrebbe portare ad una limitazione, attraverso 

nuove normative, della disponibilità di suolo per la produzione di colture dedicate alla bioenergia in determinate aree o per l’installazione di 

impianti da rinnovabili. La resilienza di Eni di fronte a tali rischi si basa su una strategia che integra la diversificazione del portafoglio su scala 

globale, lo sviluppo di nuove tecnologie e l’adozione di modelli di business circolari. Nel contesto Agribusiness, ad esempio, l’azienda ha im-

plementato un approccio che prevede la diversificazione della tipologia di agri-feedstock utilizzati e delle aree per il loro approvvigionamento, 

oltre che la valorizzazione di scarti e rifiuti per ridurre il consumo di materie prime vergini.

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI E METRICHE [ESRS 2 MDR-A; ESRS 2 MDR-M; E4 SBM-

3; E4-3; E4-5]

Di seguito sono riportati i risultati della mappatura annuale dei siti operativi e delle concessioni di sviluppo e di produzione, utilizzata da Eni come 

strumento di screening preliminare ai fini della prioritizzazione gestionale in ambito biodiversità. La mappatura restituisce una rappresentazione 

dell’esposizione territoriale dei siti rispetto ad aree protette

90

e Key Biodiversity Areas (KBA) ed è utilizzata per orientare l’avvio degli approfon-

dimenti BES e, ove necessario, delle azioni di gestione del rischio biodiversità. Rispetto al precedente esercizio si osserva un aumento dei siti 

operativi delle linee di business non Oil & Gas upstream in sovrapposizione ad aree protette e KBA (39 siti rispetto ai 28 nel 2024) principalmente 

dovuto a nuove acquisizioni Plenitude. Al contempo si registra una riduzione nel numero di concessioni Oil & Gas upstream (22 rispetto a 32 nel 

2024) a seguito delle operazioni di portafoglio in Alaska e in Nigeria e al termine delle attività di alcune concessioni nel Regno Unito. 

Siti operativi

linee di business Non Oil & Gas Upstream

(a)

Concessioni in sovrapposizione

linea di business Oil & Gas Upstream

Siti in 

sovrapposizione

(b)

Siti adiacenti (<1km)

(c)

Con aree 

operative nell’area 

d’intersezione

(d)

Senza attività

operative nell’area 

d’intersezione

(e)

Numero di siti/concessioni 39

(f)

(di cui 25 per lo sviluppo di 

energia rinnovabile)

71

(g)

(di cui 50 per lo sviluppo di 

energia rinnovabile)

22

(h)

19

(i)

Superficie (migliaia di ettari)

(j)

3,2 3,3 232 132

a)  Downstream Oil & Gas, Enilive, Agribusiness, Plenitude, Enipower e Versalis.

b)  Siti in sovrapposizione: siti operativi che ricadono, anche parzialmente, all’interno di aree protette o KBA.

c)  Siti adiacenti: siti operativi che, pur non ricadendo all’interno dei confini di aree protette o KBA, si trovano a una distanza inferiore a 1 km dai relativi perimetri. La soglia di 1 km è

adottata in via convenzionale e applicata uniformemente a tutti i siti oggetto di mappatura.

d)  Concessioni in sovrapposizione con aree operative nell’area d’intersezione: concessioni attive operate, in fase di sviluppo o di produzione, che si sovrappongono a una o più aree 

protette o KBA, all’interno delle quali sono presenti operazioni di sviluppo o produzione (pozzi, sealine, pipeline e impianti onshore e offshore), come documentato nel geodatabase 

GIS (Geographic Information System) aziendale.

e)  Concessioni in sovrapposizione senza aree operative nell’area d’intersezione: concessioni attive operate, in fase di sviluppo o di produzione, che si sovrappongono a una o più aree 

protette o Key Biodiversity Areas (KBA), per le quali le operazioni di sviluppo o produzione (pozzi, sealine, pipeline e impianti onshore e offshore), come documentato nel geodatabase 

GIS aziendale, si trovano al di fuori dell’area di intersezione. Tali concessioni erano classificate come “concessioni in adiacenza” nella precedente rendicontazione di sostenibilità.

f)  Il 74% in Italia, il restante in Spagna, Francia, ed Estonia.

g)  Principalmente ubicati in Italia (65%) e in altri paesi europei (Francia 23%). Solo il 3% in Australia e Stati Uniti.

h)  In Italia, Paesi Bassi, Regno Unito. 

i)  In Italia (84%), il restante nel Regno Unito, Paesi Bassi, Congo e Tunisia.

j)  La superficie (migliaia ettari) indica l’estensione complessiva del sito operativo o della concessione, e non l’area effettiva di intersezione con aree protette o KBA. L’area è calcolata 

in ettari sulla base dei perimetri geografici dei siti e mediante sistemi GIS, utilizzando funzioni di analisi geometrica. Per i parchi eolici di Plenitude, a partire dall’esercizio 2025 è

stato introdotto un aggiornamento metodologico volto a migliorare la rappresentazione spaziale degli asset e la coerenza delle analisi di sovrapposizione e adiacenza. Con il nuovo 

approccio, le turbine eoliche sono modellate come superfici curvilinee generate sulla base del diametro del rotore. Le turbine eoliche sono state raggruppate per analizzare l’adiacen-

za alle aree protette. Tale aggiornamento consente di rappresentare in modo più accurato l’area effettivamente occupata dalle turbine, superando la precedente modellazione che 

considerava perimetri più ampi dell’area del parco eolico; ciò ha comportato una revisione al ribasso dei valori di superficie rispetto all’esercizio precedente.

(88) La TNFD (Taskforce on Nature-related Financial Disclosures) è un'iniziativa internazionale nata per aiutare le aziende e le istituzioni finanziarie a gestire i rischi e le opportunità legati 

alla natura e alla biodiversità.

(89) Il Forecast Policy Scenario – “FPS” (report 2023) di Inevitable Policy Response (IPR) è uno scenario integrato clima-natura che combina il settore energetico con quello land use e modella 

l’impatto delle previsioni di oltre 300 policy sull’economia reale fino al 2050. Nello specifico, lo scenario IPR Land and Nature si basa su assunzioni relative alla domanda di cibo, alle politiche 

ed alle azioni clima-natura, nonché su dati climatici e biofisici, descrivendo come queste variabili influenzino l’ambiente in termini di emissioni, biodiversità e cambiamenti nell’uso del suolo.

(90) Le aree protette includono tutte le categorie IUCN (I–VI), Natura 2000, UNESCO-WHS, Ramsar e altre aree protette nazionali e internazionali come definite nel World Database on 

Protected Areas (WDPA), aggiornate a settembre 2025.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025182

Per i siti in sovrapposizione ad aree protette o KBA, e per le concessioni upstream in sovrapposizione con aree operative nell’area di intersezi-

one, Eni avvia studi di BES Assessment, secondo un ordine di priorità in base al rischio e, ove necessario, definisce un Biodiversity Action Plan 

(BAP) per la gestione degli impatti residui significativi su tali aree. I BAP possono essere sviluppati anche per siti non in sovrapposizione ad aree 

protette o KBA, qualora richiesto da studi EIA, da condizioni di finanziamento o autorizzazione, o da altre esigenze gestionali. Il BAP, insieme ai 

piani di gestione ambientale (Environmental Management Plan - EMP

91

) dei siti, rappresentano lo strumento principale per attuare e monitorare 

le azioni di mitigazione degli impatti identificati, garantendo il rispetto degli impegni previsti dalla

Policy Eni sulla Biodiversità e servizi eco-

sistemici (BES). Il principale fattore di impatto rilevato per le attività di Eni riguarda il cambiamento d’uso del suolo dovuto alle infrastrutture delle 

attività upstream Oil & Gas (ad esempio la posa di condotte e la costruzione di piazzole per i pozzi) e agli impianti per la generazione di energia 

elettrica di Plenitude. Tale cambiamento può comportare la perdita o il degrado degli habitat, con conseguenti potenziali disturbi per le specie 

presenti. Per mitigare questo impatto, i BAP si concentrano su due aree d’intervento prioritarie: i) il recupero degli habitat naturali che sono stati 

modificati o degradati, e ii) campagne di monitoraggio volte a confermare la presenza di specie a rischio e a valutare potenziali impatti delle 

attività sul loro stato di conservazione a livello locale. Nella tabella seguente sono riportati i siti Plenitude e le concessioni oil&gas dell’upstream, 

in cui Eni è operatore per i quali sono in corso (o già pianificati) piani di azione (BAP o EMP) per la mitigazione degli impatti su aree sensibili per 

la biodiversità, quali aree protette, KBA o ulteriori aree di valore naturalistico per le quali l’azienda ha individuato specifiche esigenze di gestione. 

Le azioni riguardano anche siti non in sovrapposizione, laddove le valutazioni ambientali o il contesto operativo hanno evidenziato la necessità

di interventi mirati. Le spese complessive associate alle azioni indicate in tabella ammontano nel 2025 a € 210 K per Plenitude e a € 825 K  per 

l’Upstream, di cui € 17 K riferiti alle attività di compensazione (offset di biodiversità) in Ghana. Nel quinquennio (2026-2030) sono previsti circa €

2.387 K per Plenitude e € 5.551 K per l’Upstream.

Attività in aree sensibili per la biodiversità

Siti/Concessioni 

upstream

Area 

(Ettari)

(a)

Driver di 

impatto 

Metrica 

d’impatto

(b)

Aree di 

biodiversità

interessate Principali azioni e risultati

Ghana \- Impianto di ri-

cezione a terra del sito 

produttivo Offshore 

Cape Three Point

96,0

Cambio d’uso del 

suolo 

Perdita o deteriora-

mento di habitat 

Ettari di habitat 

persi o deg-

radati

KBA (1) • Azioni per garantire il "No Net Loss" di habitat naturale al 2040 nei 20 anni di 

progetto con attività di ripristino di aree disboscate e azioni di conservazione su 

circa 22 ha di foresta naturale a compensazione (offset

(c)

) della quota di habitat 

non ripristinabile; 

• Monitoraggio delle misure di compensazione adottate (offset) e rispristino delle 

aree disboscate attraverso indicatori quali area fogliare, diversità degli uccelli 

forestali e ricchezza di specie (avanzamento 25%);

• Allineamento agli standard di performance e alle linee guida IFC

(d)

per le attività di 

mitigazione e monitoraggio;

• Verifiche trimestrali e annuali con consulenti indipendenti. 

Mexico -

Area 1, gasdotto a 

terra

1,8

(e)

Cambio d’uso del 

suolo 

Perdita o deteriora-

mento di habitat 

Ettari di habitat 

persi o deg-

radati

Habitat 

naturale

• Sviluppo di una strategia e un programma per il ripristino dell’habitat naturale 

terrestre e piano di monitoraggio;

• In corso la definizione di protocolli operativi per la raccolta di dati finalizzati a 

confermare e quantificare potenziali impatti su habitat, fauna marina e uccelli, e a 

supportare misure di prevenzione e minimizzazione di tali impatti.

Regno Unito \- Liver-

pool Bay, (gasdotto 

che collega i pozzi al 

terminale)

4,0

Cambio d’uso del 

suolo 

Perdita o deteriora-

mento dell’habitat

Ettari di habitat 

persi o deg-

radati

IUCN IV (1) 

Ramsar (1)

(f)

• Continua il programma di ripristino delle dune impattate dalla posa del gasdotto;

• Protezione delle aree più degradate dalla pressione delle attività ricreative e collab-

orazione con le autorità locali per il controllo degli accessi;

• Reintrodotte con successo due specie: il rospo calamita e la lucertola degli arbusti.

Italia -Concessione di 

produzione di olio e 

gas Val D’Agri

52,6 K

Cambio d’uso del 

suolo 

Perdita o deteriora-

mento dell’habitat 

Ettari di habitat 

persi o deg-

radati

IUCN II (1)

IUCN IV (1)

KBA (1)

Natura 2000 (9)

• Attività di ripristino degli habitat

(g)

;

• Monitoraggi periodici per verificare l'efficacia degli interventi e confermare la 

presenza e lo stato di specie a rischio

(h)

;

• Monitoraggio sui pipistrelli per confermare possibili impatti dell’illuminazione 

artificiale.

Italia -

Concessioni di produ-

zione di gas in mare 

adriatico

(i)

27,5 K

Cambio d’uso del 

suolo 

Perdita o deteriora-

mento dell’habitat

Ettari di habitat 

persi o deg-

radati

IUCN IV (2)

IUCN V (1)

KBA (2)

Ramsar (1)

Natura 2000 (6)

• Valutazione e quantificazione dell'attività di rimozione dei debris dai fondali marini 

sottostanti le piattaforme, con stima del miglioramento ambientale associato;

• Sviluppo di protocolli operativi per la raccolta di dati finalizzati a confermare e 

quantificare potenziali impatti su fauna marina e uccelli, e a supportare misure di 

prevenzione e minimizzazione di tali potenziali impatti;

• Studi desktop su clima acustico sottomarino e sui potenziali impatti sui cetacei.

a)  Indica l’estensione complessiva (in ettari) ovvero l’estensione complessiva della concessione o del sito operativo, e non l’area effettiva di intersezione con aree protette o KBA.

b)  Metrica utilizzata nel BAP per il monitoraggio delle azioni di mitigazione.

c)  Offset di biodiversità si riferisce alla compensazione degli impatti negativi residui sulla biodiversità causati dallo sviluppo di un progetto, dopo aver adottato tutte le misure possibili 

di prevenzione e mitigazione. Rappresenta l’ultimo step della gerarchia di mitigazione.

d)  International Finance Corporation, Performance Standard 6.

e)  Area stimata della perdita residua di habitat naturale terrestre dovuta alla posa del gasdotto.

f)  Sono elencate solo le aree protette che erano presenti al momento dell’attività di posa del gasdotto. 

g)  Dal 2003 avviati al ripristino 164 ha di aree ripristinabile cioè habitat che possono essere recuperati durante l’attuale fase operativa del progetto. La rimanente parte di habitat 

diventerà ripristinabile solo nella fase di smantellamento delle strutture, a fine vita del progetto.

h)  Ad oggi è stata identificata la presenza dell’ululone appenninico (specie a rischio), del gatto selvatico e del lupo che innescano la classificazione di habitat critico.

i)  L’area delle concessioni e le aree di biodiversità interessate si riferiscono solo alle concessioni attive (Porto Corsini Mare, A.C26.EA, A.C27.EA) con infrastrutture all’interno di aree 

legalmente protette e KBA. Il BAP considera anche altre piattaforme/concessioni nel mare adriatico non in sovrapposizione con queste aree. 

(91) L’Environmental Management Plan (EMP) è il piano di gestione ambientale del sito che disciplina l’attuazione e il monitoraggio delle misure di mitigazione degli impatti ambientali identificati.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 183ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Siti rinnovabili,

clusterizzati per 

tipologia di azioni 

implementate

Area 

(Ettari

(a)

)

Driver di 

impatto 

Metrica 

d’impatto

(b)

Aree di 

biodiversità

interessate Principali azioni e risultati

Italia \- Parco Eolico 

Collarmele (AQ)

25,1

Cambio d’uso del 

suolo

Impatti sullo stato 

delle specie

(c)

Numero di eventi 

di collisione\

anno 

Ettari di habitat 

persi o degradati

KBA (1)

Natura 2000 (2)

IUCN IV (1)

• In corso di finalizzazione il protocollo d’intesa con il Parco Regionale Sirente Velino, 

con implementazione dal 2026; 

• Previste azioni di mitigazione (es. installazione telecamere di rilevamento e arres-

to) e di monitoraggio per almeno 3 anni.

Italia \- Parco Eolico 

Alcantara Nord (ME)

22,0

Cambio d’uso del 

suolo

Impatti sullo stato 

delle specie

Numero di even-

ti di collisione\

anno

Natura 2000 (5)

IUCN IV (1)

• Piano di monitoraggio finalizzato a individuare l’interferenza dovuta a collisioni 

con le pale e/o perdite di habitat dell’avifauna e previsto monitoraggio annuale nel 

periodo 2026-2029.

Italia \- Parco Eolico 

Alcantara Sud (ME)

22,0

Italia \- Parco Eolico 

Rocca Ficuzza (AG)

20,4 KBA (1)

Natura 2000 (2)

Italia \- Parco Eolico 

Nebrodi Nord (ME)

22,0 KBA (1)

Natura 2000 (2)

IUCN IV (1)

Italia \- Parco Eolico 

Nebrodi Est (ME)

18,8

Italia \- Parco Eolico 

Nebrodi Ovest (ME)

18,8

Italia \- Parco Eolico 

Lago Arancio (AG)

17,3 KBA (1)

Italia \- Parco Eolico 

Tursi (MT)

23,6

Cambio d’uso del 

suolo

Impatti sullo stato 

delle specie

Numero di even-

ti di collisione\

anno

KBA (1) • Previsto monitoraggio per almeno un anno.

Italia \- Parco Eolico 

Pietramontecorvino 

(FG)

15,7 KBA (1)

Natura 2000 (1)

Italia \- Parchi eolici 

Enrico (TA)

3,9 KBA (1)

Natura 2000 (1)

Italia \- Parchi eolici 

Laerte (TA)

4,7 KBA (1)

Natura 2000 (2)

Spagna \- Parco foto-

voltaico di Bonete 

190,9

Cambio d’uso del 

suolo 

Impatti sullo stato 

delle specie

Perdita o deteriora-

mento dell’habitat 

Ettari di habitat 

persi o con-

vertiti

KBA (1)

Natura 2000 (1)

• Piano di gestione della vegetazione del parco e di ripiantumazione con specie 

autoctone nell’area circostante l’impianto e regolare monitoraggio;

• Misure a sostegno della fauna e relativo monitoraggio per valutare l’efficacia delle 

misure di conservazione.

Spagna \- impianto 

solare Cerrillares 

90,7

Cambio d’uso del 

suolo

Impatti sullo stato 

delle specie 

Perdita o deteriora-

mento dell’habitat

Ettari di habitat 

persi o con-

vertiti

KBA (1)

Natura 2000 (1)

• Misure a sostegno della fauna selvatica;

• Rimboschimento con specie autoctone nell’area circostante l’impianto;

• Monitoraggio regolare della flora, fauna e della qualità del suolo al fine di determin-

are il grado di ripristino del territorio, di recupero della biodiversità e dell’efficacia 

delle misure di conservazione.

Spagna \- Parco eolico 

Cuevas

14,9

Cambio d’uso del 

suolo

Impatti sullo stato 

delle specie 

Perdita o deteriora-

mento dell’habitat

Rischio di collisione 

con la fauna 

Numero di even-

ti di collisione\

anno 

KBA (1)

Natura 2000 (1)

Esecuzione del BAP dall’avvio dell’impianto nel 2022 con azioni in corso:

• campagne per proteggere e preservare la riproduzione delle albanelle minori;

• campagne di monitoraggio.

a)  Indica l’estensione complessiva (in ettari) della concessione o del sito operativo, e non l’area effettiva di intersezione con aree protette o KBA.

b)  Metrica utilizzata nel BAP per il monitoraggio delle azioni di mitigazione. 

c)  Modifica dell’habitat dovuta alla presenza delle turbine eoliche e interferenze con il volo degli uccelli.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025184

Asset non operati

Oltre agli asset in cui Eni è operatore, Eni partecipa in alcune concessioni operate da terzi che si trovano in sovrapposizione con aree protette. 

Tra queste si segnalano: i) in Kazakistan, la concessione di Kashagan (NCOC) con sovrapposizione sull’area protetta nazionale “State Reser-

ved Zone in Northern part of Caspian Sea”; ii) in Egitto, quattro concessioni

92

operate tramite la Società Petrobel, con sovrapposizione sulla 

pianura di El Qa (KBA); iii) in Iraq, la concessione di Zubair si sovrappone parzialmente con la East Hammar (area protetta nazionale e KBA), 

la Khor Az-Zubayr (KBA), la Hammar Marsh (sito Ramsar), le Khor Al-Zubair Marshes (aree protette nazionali) e il sito UNESCO “The Ahwar of 

Southern Iraq: Refuge of Biodiversity and the Relict Landscape of the Mesopotamian Cities” (World Heritage Site \- WHS). In nessun caso ven-

gono svolte attività operative all’interno delle porzioni di area in sovrapposizione con tali siti, incluso il WHS; iv) nei Paesi Bassi, il gas terminal 

onshore NOGAT si sviluppa in prossimità del sito Natura 2000 “Waddenzee”

93

; inoltre, la pipeline offshore attraversa il sito Natura 2000 “Friese 

Front”. Per le attività nei Paesi Bassi e in Iraq non risultano impatti significativi sulla biodiversità. In Kazakistan, i principali impatti potenziali 

riguardano il cambiamento dell’uso del fondale marino e possibili disturbi alla fauna marina connessi alle attività operative offshore. In tale 

contesto vengono svolti monitoraggi ambientali e studi specialistici coerenti con il quadro valutativo dell’EIA, finalizzati a verificare gli effetti 

delle attività sugli ecosistemi marini e a definire eventuali misure correttive o raccomandazioni operative per la riduzione degli impatti. In Egit-

to, nell’ambito della JV, Eni coordina l’implementazione di un BAP che mira in particolare a mitigare gli impatti sugli habitat desertici modificati, 

interessati dalla presenza di rifiuti in attesa di trattamento e smaltimento; la principale azione d’intervento riguarda la pulizia, caratterizzazione 

e bonifica di terreni degradati. Sono inoltre in corso le valutazioni di potenziali impatti su specie di uccelli migratori determinanti per lo status 

di KBA della pianura di El Qa e sugli habitat marini.

USO DELLE RISORSE ED ECONOMIA CIRCOLARE [ESRS E5]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; E5-1]

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T; E5-3]

Pur non adottando target quantitativi, oltre a quello di business relativo alla capacità di produzione di biocarburanti richiamato nella sezione  Strategia, 

Eni promuove la prevenzione della produzione dei rifiuti in coerenza con i criteri di priorità stabiliti dalla normativa comunitaria e ne assicura la corretta 

gestione, come previsto dagli strumenti normativi interni. Inoltre, è costantemente impegnata nella realizzazione di progetti con una forte impronta

circolare (si veda 

Azioni intraprese sugli IRO materiali). Per guidare questi processi, Eni adotta un corpo normativo interno e un  Sistema di gestione

HSE che, basandosi sulla conoscenza del contesto di riferimento in cui opera, sull’identificazione degli obblighi legislativi, sulla conformità ambientale e 

sulle aspettative degli stakeholder, oltre che sulla valutazione degli impatti, dei rischi e delle opportunità, definisce indirizzi operativi per tutti i business. Il

sistema garantisce anche il monitoraggio semestrale delle azioni necessarie all’attuazione degli indirizzi definiti, unitamente alla raccolta di KPI specifici

per un controllo puntuale delle performance e per consentire interventi tempestivi in caso di scostamenti rispetto agli andamenti attesi.

(92) Concessioni di produzione Oli & Gas nel Sinai: Belayim Land Dl, Ekma Dl, Feiran Dl, Ras Gharra Dl.

(93) Riconosciuto anche come sito Ramsar e sito WHS (Patrimonio Mondiale UNESCO).

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Impegno alla promozione di modelli di sviluppo basati sui principi rigenerativi dell’economia circolare, per minimizzare 

l’uso delle risorse vergini e ridurre gli sprechi, massimizzando il recupero e la valorizzazione di rifiuti e scarti

Corpo Normativo Interno • Applicazione, nelle proprie attività, di azioni mirate a migliorare l’efficienza, ridurre gli sprechi, massimizzare il recupero 

e valorizzare rifiuti e scarti, utilizzare materie prime seconde o fonti rinnovabili, estendere la vita utile dei propri asset e 

innovare processi e prodotti, al fine di generare valore a lungo termine per l’ambiente e la società.

  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 185ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM-3]

Impatti materiali

La produzione e il trattamento dei rifiuti rappresentano un impatto negativo che Eni, nello svolgimento delle proprie attività di business, può

potenzialmente generare sulle matrici ambientali. Le attività Eni, per loro natura, comportano la produzione di rifiuti, i cui impatti negativi inclu-

dono: i) la possibile contaminazione delle matrici ambientali (suolo, acqua e aria) in caso di gestione non adeguata, con potenziali ripercussioni 

anche sulle comunità locali; ii) gli impatti associati al trasporto e al trattamento presso gli impianti di destino; iii) il consumo di suolo legato a tali 

impianti. I rifiuti prodotti da Eni derivano sia da attività produttiva che da attività di bonifica di suoli e falde contaminati. I rifiuti da bonifica sono 

principalmente costituiti da terre e rocce da scavo, demolizioni e acque di falda; queste ultime, che nel 2025 rappresentano circa il 60% dei rifiuti 

da bonifica totale, sono trattate in impianti specifici (TAF-Trattamento Acque di Falda) e sono principalmente contaminate da idrocarburi, ben-

zene e dicloroetano. La produzione di rifiuti derivanti da attività di bonifica di suolo e falde è legata anche ad asset che Eni ha acquisito da altre 

società e dove non ha mai operato direttamente. Relativamente ai rifiuti da attività produttive, le acque di produzione riferite al settore upstream, 

laddove non gestite come scarico, rappresentano il contributo più significativo (circa un terzo dei rifiuti da attività produttive totali). Tali acque

sono caratterizzate generalmente da una salinità molto elevata e composizione variabile, con presenza di componenti residuali, tra cui idrocar-

buri e additivi, a seguito del processo di separazione dei fluidi. Parallelamente a questo, l'analisi di materialità ha evidenziato anche un impatto 

positivo sull’ambiente derivante dalle azioni in ambito di economia circolare, attraverso la riconversione e riqualificazione degli asset e dei siti 

dismessi, oltre all'impiego di materie prime provenienti da fonti rinnovabili e da riciclo nei processi produttivi. 

Rischi e opportunità materiali

L’analisi di materialità non ha individuato rischi materiali specifici connessi al tema dell’economia circolare e ha, invece, confermato un’oppor-

tunità materiale. Tale opportunità si fonda sulla capacità del Gruppo di valorizzare competenze industriali, soluzioni tecnologiche e know-how 

maturati internamente per rispondere alla crescente domanda di servizi e prodotti orientati ad un uso più efficiente delle risorse. In questo 

contesto si collocano, da un lato, le attività di bonifica e gestione dei rifiuti svolte da Eni Rewind anche a favore di terzi e, dall’altro, iniziative 

circolari sviluppate in altri ambiti industriali, tra cui la produzione di biocarburanti di Enilive e i progetti di riciclo di plastiche e altri materiali di 

Versalis. Le iniziative di economia circolare si sviluppano in modo trasversale ai diversi business del Gruppo generando opportunità di mer-

cato lungo la catena del valore e contribuendo all’evoluzione dei modelli industriali.

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A; E5-2]

Di seguito sono rappresentate le azioni intraprese da Eni in relazione agli impatti, ai rischi e alle opportunità materiali identificate, organizzate 

in due ambiti: i) economia circolare, per la quale le azioni sono descritte secondo le diverse tipologie di intervento di circolarità (estensione 

della vita utile, riconversione e riqualificazione di asset; uso di materie prime circolari e feedstock alternativi; tecnologie di riciclo e re-

cupero); ii) rifiuti. 

Economia Circolare

Eni integra i principi di circolarità nel proprio modello di business, applicandoli nello sviluppo di nuove filiere di prodotti nonché in quelle 

esistenti, con l’obiettivo di migliorare l’efficienza nell’uso delle risorse e di estendere il ciclo di vita di asset e prodotti. Tale approccio trova 

applicazione lungo la catena del valore e nei diversi contesti industriali del Gruppo, adattandosi alle specificità operative dei singoli business. 

Di seguito si riporta un elenco delle principali azioni suddivise per tipologia di intervento. Le principali risorse stanziate nell’anno per le attività

legate alle bioraffinerie e alla produzione di bio-feedstock sono pari a €0,8 miliardi mentre per gli altri aspetti di economia circolare sono pari 

a €0,1 miliardi. Per il prossimo quinquennio, Eni ha stanziato €7 miliardi di risorse per le attività collegate alla bioraffinazione/biofeedstock 

e €0,8 miliardi per gli altri aspetti di economia circolare. A supporto delle proprie iniziative, Eni ha sviluppato, in collaborazione con la Scuola 

Superiore Sant’Anna, un modello e un tool per la misurazione della circolarità, integrando i requisiti previsti dagli standard in materia UNI 

11820 e ISO 59020. In coerenza con il proprio impegno verso trasparenza e accountability, Eni ha ottenuto la verifica da parte di un ente terzo 

del livello di circolarità ai sensi della UNI11820, sia per le funzioni di supporto (processi e servizi di Supporto al Business erogati nelle sedi 

direzionali e periferiche in Italia) che per la Bioraffineria di Gela, avviando così un percorso strutturato di analisi e miglioramento continuo 

delle proprie performance di circolarità. 

ESTENSIONE DELLA VITA UTILE, RICONVERSIONE E RIQUALIFICAZIONE DI ASSET 

L’estensione della vita utile, la riconversione e la riqualificazione degli asset rappresentano una leva chiave dell’approccio di Eni all’economia circola-

re, orientato a valorizzare le infrastrutture esistenti lungo l’intero ciclo di vita, riducendo al contempo il consumo di nuove risorse. In quest’ambito, è

centrale la trasformazione delle raffinerie tradizionali in bioraffinerie: nel 2024 è stata avviata la riconversione della raffineria di Livorno per la produ-

zione di HVO, con completamento e avvio entro il 2026, che si aggiungerà alle bioraffinerie Enilive di Venezia (2014) e Gela (2019). La conversione 

  


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DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025186

del sito di Livorno si inserisce nel percorso di sviluppo della capacità di bioraffinazione del Gruppo, che prevede l’incremento dagli attuali 1,65 milioni

di tonnellate/anno a 5 entro il 2030. In relazione al prolungamento della vita utile degli impianti, Plenitude interviene attraverso manutenzioni e so-

stituzione mirata dei componenti, progetti di repowering e valorizzazione delle infrastrutture e delle sinergie esistenti. Ad esempio, in collaborazione 

con altre società del Gruppo sono state riconvertite aree industriali bonificate in siti per la produzione di energia rinnovabile, integrando interventi di 

bonifica ambientale e nuova capacità produttiva all’interno di un’unica logica di riqualificazione territoriale. In questo contesto, dal 2025 è operativo 

un ulteriore nuovo impianto fotovoltaico di Plenitude a Porto Marghera, che si affianca ad altre iniziative analoghe già realizzate a Porto Marghera, 

Assemini, Gela, Porto Torres, Priolo e Ponticelle. Anche nel business Upstream si stanno applicando i principi di valorizzazione degli asset maturi,

valutando la fattibilità di trasformare le piattaforme offshore del Mar Adriatico e del Mar Mediterraneo in infrastrutture per data center sottomarini, 

oppure di riconvertire siti industriali italiani in aree destinate ad energie rinnovabili, logistica o data center.

USO DI MATERIE PRIME CIRCOLARI E FEEDSTOCK ALTERNATIVI

L’impiego di materie prime circolari e di feedstock alternativi è un elemento centrale per ridurre il ricorso a risorse vergini e favorire il reinseri-

mento dei materiali nei cicli produttivi, contribuendo alla chiusura del loro ciclo di vita. In questo ambito, rientrano iniziative di bioraffinazione, 

produzione di biocarburanti avanzati e valorizzazione di residui e sottoprodotti, nonché lo sviluppo di soluzioni industriali orientate all’impiego 

di materiali circolari in diversi contesti applicativi. Le principali iniziative includono la produzione di biocarburanti avanzati ottenuti prevalente-

mente da scarti, come gli oli da cucina esausti, e la produzione di biometano ricavato dai residui organici quali scarti agricoli, agroindustriali, 

reflui zootecnici e rifiuti organici. Per la produzione di biocarburanti, si aggiungono, in parte residuale, gli oli vegetali prodotti dalla coltiva-

zione di piante oleaginose tramite filiere certificate che includono programmi in diversi paesi in Africa, sud-est asiatico e Asia centrale, per 

il recupero dei terreni degradati ed in rotazione secondo la direttiva RED della UE; i sottoprodotti di lavorazione vengono anche valorizzati e 

trasformati in mangimi e fertilizzanti, rafforzando l’approccio di filiera circolare. Nel settore della chimica, Versalis mira a diversificare le fonti 

dei feedstock attraverso l’uso di materie prime da fonti rinnovabili, come le biomasse, e mediante lo sviluppo di prodotti a partire da materie 

prime seconde da riciclo

94

. Altre soluzioni circolari in corso di sviluppo comprendono l’utilizzo di materiali di scarto per infrastrutture stradali, 

plastiche da riciclo o materie prime alternative per la produzione di elementi di arredo, e l’utilizzo di scarti post-industriali recuperati.

TECNOLOGIE DI RICICLO E RECUPERO 

Le iniziative riconducibili a questo ambito mirano a favorire il recupero di materia e la reintroduzione dei rifiuti nei cicli produttivi, attraverso 

l’adozione di tecnologie innovative di riciclo e valorizzazione. In ambito chimico, si sta investendo nello sviluppo di materiali riciclati e di diver-

se tecnologie per il riciclo di plastiche e gomme, anche collaborando con partner lungo la filiera. Sono stati avviati nuovi impianti che trasfor-

mano rifiuti plastici in nuove materie prime riutilizzabili nei processi produttivi e, al fine di rafforzare un sistema integrato di riciclo, sono stati 

stipulati accordi con altri operatori per recuperare e valorizzare vari tipi di rifiuti plastici, trasformandoli in nuovi materiali o prodotti. Nel settore 

delle bonifiche, Eni Rewind sta sviluppando soluzioni che permettono di recuperare e riutilizzare rifiuti e terreni contaminati: ad esempio è in 

corso la realizzazione di nuove piattaforme dedicate al trattamento di rifiuti e al recupero di suoli nel sito di Ponticelle con avviamento previsto 

per il 2026. Si stanno valutando infine ulteriori tecnologie che permettono di trasformare rifiuti difficilmente riciclabili in nuovi prodotti, come 

carburanti, ed è in corso la partecipazione a progetti di ricerca per migliorare il riciclo anche in altri settori, come quello dell’energia rinnovabile.

Rifiuti

In tutte le realtà in cui opera, Eni, oltre a rispettare la normativa vigente in materia di rifiuti si impegna a ridurre gli impatti ambientali legati alle diverse 

fasi del processo di gestione dei rifiuti. Le principali azioni in tale ambito si basano sui seguenti principi definiti nel corpo normativo interno di Eni:

• Sostenibilità nella gestione operativa dei rifiuti, ispirato al modello di gerarchia gestionale definito dalla normativa europea, che si pone 

l’obiettivo di prevenire la produzione dei rifiuti e privilegia soluzioni di recupero rispetto allo smaltimento. In Italia, ad esempio, tramite 

l’attività di intermediazione di Eni Rewind, vengono selezionate le soluzioni tecnicamente percorribili in base alle caratteristiche del rifiuto, 

dando la precedenza a: i) operazioni di recupero; ii) trattamenti che riducono i quantitativi destinati allo smaltimento; e iii) scelta di impianti 

idonei e il più possibile vicini al sito di produzione;

• Verifica di affidabilità dei soggetti terzi, assicurata mediante verifiche ad hoc sui soggetti coinvolti lungo la filiera e tramite valutazioni pe-

riodiche dei fornitori, svolte dalle strutture tecniche specialistiche (ad esempio, audit e controlli operativi). In particolare, in Italia e laddove 

previsto dalla normativa vigente, Eni si affida esclusivamente a soggetti autorizzati;

• Monitoraggio dei rifiuti generati dalle attività produttive mediante il sistema di reportistica aziendale e tool dedicati. In particolare, per i siti 

italiani, la tracciabilità dei rifiuti speciali è assicurata dal momento della produzione fino alla destinazione finale, nella quasi totalità dei siti 

avvalendosi anche di un software gestionale, in grado di interfacciarsi con lo strumento di tracciabilità messo a disposizione dal Ministero 

dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (RENTRI). 

(94) Le materie prime seconde sono materiali riciclati che possono essere utilizzati nei processi produttivi al posto delle materie prime vergini o insieme ad esse.

  


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DI ESERCIZIO

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CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 187ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

A ciò si affiancano le attività di sensibilizzazione, ad esempio attraverso la divulgazione e la condivisione delle iniziative e delle esperienze 

maturate, anche dedicate alla raccolta e della segregazione dei depositi rifiuti in sito. Di seguito si riportano le risorse finanziarie utilizzate per 

la gestione dei rifiuti da attività produttive e da attività di bonifica. Per il prossimo quinquennio, Eni ha stanziato risorse per circa €2 miliardi 

per la gestione dei rifiuti, di cui circa €1,8 miliardi per la gestione dei rifiuti da attività produttiva e circa € 0,2 miliardi per quella dei rifiuti da 

attività di bonifica.

SPESE RIFIUTI

(a) 

Unità di misura 2025 2024

Spese e investimenti gestione rifiuti da attività produttive

(b)

(€ milioni) 276,63 246,57

di cui: spese correnti

251,70

228,75

di cui: investimenti

24,94

17,82

Spese e investimenti gestione rifiuti da attività di bonifica

(c) 

58,29 82,54

di cui: spese correnti

47,74

58,21

di cui: investimenti 10,55 24,33

(a)  Le voci in tabella sono incluse in  Nota 14 “Attività Immateriali” e in Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” della sezione Note al bilancio consolidato.

(b)  Includono i rifiuti provenienti da attività di perforazione e dai cantieri di costruzione, derivanti dalla manutenzione degli impianti, degli edifici e delle aree utilizzate per lo svolgimento delle attività produttive. 

(c)  Rifiuti derivanti da attività di bonifica (ad esempio da attività di messa in sicurezza e bonifica del suolo, demolizioni e acque di falda classificate come rifiuto).

METRICHE [ESRS 2 MDR-M; E5-4; E5-5]

Economia circolare 

In relazione al tema economia circolare, si riportano, di seguito, le metriche relative ai biofeedstock utilizzati nelle Bioraffinerie Eni in Italia; 

per un approfondimento sulla capacità di bioraffinazione e sulla produzione venduta di biocarburanti, si rimanda alla sezione produzione di 

energia nel capitolo 

Cambiamento Climatico.

BIOFEEDSTOCK UTILIZZATI NELLE BIORAFFINERIE IN ITALIA (GELA E PORTO MARGHERA)

(a)

Unità di misura 2025 2024

(b)

Oli vegetali

(c)

(ton) 29.394 23.646

Rifiuti e residui (Oli vegetali esausti, residui oleosi derivanti da lavorazioni di oli vegetali e altri processi industriali) 696.249 669.515

(a)  Feedstock relativi alle produzioni vendute certificate sostenibili con Proof Of Sustainability (POS, come previsto dagli schemi di certificazione). 

(b)  I dati relativi al 2024 e al 2025 sono pubblicati per la prima volta all’interno della Rendicontazione di Sostenibilità.

(c)  Oli vegetali, ad esempio canola, croton, ricino, soia.

I volumi acquistati di biofeedstock nell’anno sono sostanzialmente in linea con quelli del 2024; in particolare si segnala che, per quanto riguar-

da i rifiuti, questi feedstock sono acquistati prevalentemente da Indonesia e Malesia mentre per gli oli vegetali da Europa e Africa.

RIFIUTI

RIFIUTI Unità di misura

2025 2024

Operato

Consolidato 

non operato Operato

Consolidato 

non operato

Rifiuti prodotti totali

(a)

(milioni di tonnellate) 4,6 0,6 4,4 0,7

Totale Rifiuti Pericolosi

(b) 

0,5 0,4 0,6 0,5

Rifiuti pericolosi recuperati/riciclati

(c)

0,1

(d)

0,0 0,1

(d)

0,0

di cui: riciclaggio

(e)

0,1 0,1

di cui: altre operazioni di recupero

(e)

0,0 0,0

  


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DI ESERCIZIO

ALLEGATI

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CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025188

RIFIUTI Unità di misura

2025 2024

Operato

Consolidato 

non operato Operato

Consolidato 

non operato

Rifiuti pericolosi destinati allo smaltimento (non riciclati) 0,4 0,4 0,6 0,5

di cui: incenerimento

0,0 0,0 0,0 0,0

di cui: smaltimento in discarica

0,0 0,0 0,1 0,0

di cui: altre operazioni di smaltimento

0,4 0,4 0,5 0,5

Rifiuti non pericolosi recuperati/riciclati

(c)

0,9 0,0 0,8 0,0

di cui: riciclaggio

(e)

0,6 0,5

di cui: altre operazioni di recupero

(e)

0,3 0,3

Rifiuti non pericolosi destinati allo smaltimento (non riciclato) 2,9 0,1 2,8 0,1

di cui: incenerimento

0,0 0,0 0,0 0,0

di cui: smaltimento in discarica

0,1 0,0 0,1 0,0

di cui: altre operazioni di smaltimento

2,8 0,1 2,7 0,1

Quantità totale di rifiuti non riciclati  (%) 77 98 79 98

(a)  Somma di Rifiuti da attività produttiva e di Rifiuti da attività di bonifica.

(b)  Classificati in pericolosi e non pericolosi in base alla legislazione locale e, ove non disponibile, sulla base dei riferimenti della Convenzione di Basilea e dalla Decisione della Commis-

sione Europea 2000/532/EC del 3 maggio 2000. Il metodo di smaltimento dei rifiuti è comunicato ad Eni dal soggetto autorizzato per l’attività. Il peso dei rifiuti prodotti e di quelli 

conferiti può essere misurato o stimato, a seconda dei casi. 

(c)  Per rifiuti riciclati/recuperati si intendono i rifiuti non destinati a smaltimento. 

(d)  Al fine di apprezzare la ripartizione dei rifiuti recuperati/riciclati tra le diverse tipologie di recupero si riportano anche i dati con le due cifre decimali. Nel 2025 i rifiuti pericolosi recu-

perati/riciclati sono pari a 0,08 milioni di tonnellate, di cui riciclaggio pari a 0,06 e altre operazioni di recupero pari a 0,02. Nel 2024 i rifiuti pericolosi recuperati/riciclati erano pari a 

0,09 milioni di tonnellate, di cui riciclaggio pari a 0,07 e altre operazioni di recupero pari a 0,02. 

(e)  La ripartizione dei rifiuti recuperati tra le diverse tipologie di recupero è stata stimata nel 2025 utilizzando i dati Eurostat relativi ai rifiuti generati e smaltiti/recuperati in UE (ultimo 

anno disponibile: 2022). In assenza di dettagli da parte di Eurostat, la componente di preparazione per il riutilizzo è stata ricompresa nei rifiuti riciclati (in coerenza con le note dell’al-

legato C della Parte IV del D.Lgs.152/06). La metodologia di stima utilizzata per l’anno corrente è stata applicata anche per riportare il dato 2024, che non era stato precedentemente 

pubblicato.

Nel 2025 in Eni sono stati prodotti oltre 4 milioni di tonnellate di rifiuti, di cui 1,5 milioni di tonnellate da attività produttiva e 3,1 milioni di ton-

nellate da attività di bonifica, trend complessivamente in aumento rispetto al 2024. I rifiuti da attività produttiva generati nel corso dell’anno 

hanno registrato una crescita sia per l’aumento dei rifiuti pericolosi, che di quelli non pericolosi. Sul trend hanno influito principalmente l’au-

mento delle acque di produzione presso i siti Eni Mediterranea Idrocarburi, lo smaltimento delle acque reflue come rifiuto presso il Deposito 

carburanti di Calenzano (a seguito del fermo dell’impianto di trattamento acque di sito dovuto all’evento incidentale di dicembre 2024), i 

quantitativi generati presso la raffineria di Livorno nell’ambito delle attività di riconversione del sito a bioraffineria, e quelli generati dai cantieri 

presenti presso la bioraffineria di Porto Marghera relativi alla realizzazione di nuovi impianti (Impianto Steam Reforming, sezione Biojet e se-

zione Deossigenazione Ecofining). Nel 2025, circa 370 mila tonnellate di rifiuti da attività produttive sono state avviate a recupero e riciclo, in 

aumento rispetto al 2024. I rifiuti da attività di bonifica generati nel periodo ammontano a 3,1 milioni di tonnellate (di cui oltre 2,5 milioni da 

Eni Rewind), valore in calo rispetto al 2024. Il trend in riduzione è principalmente attribuibile: i) all’avvio dell'impianto di trattamento di acque di 

falda presso il deposito carburanti di Pomezia, che ha consentito di azzerare la gestione come rifiuto delle acque estratte; ii) alla cessazione 

delle attività di bonifica presso i siti Eni Rewind di Avenza e Brindisi; iii) alla diminuzione delle attività presso il sito Eni Rewind di Manfredonia 

con conseguenti riduzioni dei volumi di acqua di falda trattata e gestita come rifiuto. In termini di composizione, la maggior parte dei rifiuti da 

bonifica è costituita da acque di falda trattate in impianti TAF (circa il 60% nel 2025), in parte riutilizzate ed in parte restituite all’ambiente. Nel 

2025 sono state avviate a recupero oltre 638 mila tonnellate di rifiuti da bonifica. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 189ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Tassonomia europea 

Il Regolamento 852/2020 del Parlamento Europeo e del Consiglio  “Taxonomy Regulation” ha istituito un sistema di classificazione  delle 

attività economiche basato su criteri di ecosostenibilità al fine di indirizzare gli investimenti produttivi. Un’attività economica è sostenibile 

ovvero “allineata” alla Tassonomia se rispetta le seguenti condizioni: i) contribuisce in modo sostanziale a uno o più dei sei obiettivi ambi-

entali dell’UE; ii) non arreca un danno significativo ad alcuno degli altri obiettivi, principio del “do no significant harm” \- DNSH; iii) è svolta nel 

rispetto delle garanzie minime di salvaguardia che sono costituite dalle procedure adottate dalle imprese per la responsabile conduzione del 

business. Eni ha verificato l’ammissibilità delle attività economiche condotte dal Gruppo rispetto agli obiettivi di sostenibilità dell’UE regolati 

dalla Commissione attraverso il riscontro con gli Atti delegati, di seguito indicati:

• per gli obiettivi di mitigazione dei cambiamenti climatici e di adattamento ai cambiamenti climatici, l’Atto Delegato sul Clima” (Regolamen-

to Delegato UE 2021/2139 articolato in due annex) integrato dall’Atto Delegato Complementare (Regolamento UE 2022/1214) che norma 

le attività di produzione di energia elettrica da nucleare e gas;

• per gli obiettivi: i) uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine; ii) transizione verso un’economia circolare; iii) prevenzione 

e riduzione dell’inquinamento; iv) protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi, l’Atto Delegato sull’Ambiente (Regolamento 

Delegato UE 2023/2486 comprendente quattro Annex).

Come step successivo, il Gruppo ha valutato il grado di allineamento delle attività economiche agli obiettivi della Tassonomia attraverso la 

verifica del rispetto degli criteri di vaglio tecnico “Technical Screening Criteria - TSC”, che sono le condizioni di performance di un’attività eco-

nomica affinché contribuisca in modo sostanziale all’obiettivo e rispetti il principio del non arrecare danno significativo agli altri obiettivi. Inol-

tre, è stata verificata per ciascuna attività in ambito il rispetto della clausola di salvaguardia. Sono state individuate le attività economiche del 

Gruppo in grado di contribuire in modo sostanziale all’obiettivo della mitigazione dei cambiamenti climatici. Il Gruppo non produce prodotti o 

servizi per l’adattamento ai cambiamenti climatici, mentre le attività che contribuiscono agli obiettivi ambientali, in considerazione del ridotto 

numero di attività ammissibili e della selettività dei TSC, sono poco significative nel bilancio consolidato Eni. Sulla base dei criteri di reporting 

normati dalla Commissione mediante l’atto delegato UE 2021/2178, sono stati calcolati gli indicatori fondamentali di prestazione “KPI - Key 

performance indicator” delle attività del Gruppo Eni allineate alla Tassonomia per il 2025 e il relativo periodo di confronto.

OBBLIGHI DI REPORTING

Con Regolamento Delegato (UE) 2021/2178 la Commissione ha definito il contenuto e le modalità di presentazione dei tre indicatori di perfor-

mance (“KPI”) relativi alla quota di ricavi, costi operativi (“opex”) e investimenti (“capex”) associati alle attività economiche allineate sul totale 

delle tre voci a livello di bilancio consolidato, delle informazioni di commento, nonché i reporting template. Si rileva che il perimetro relativo 

agli investimenti (capex) riguarda anche investimenti indiretti.

TASSONOMIA EUROPEA: TABELLA DI SINTESI DEGLI INDICATORI FONDAMENTALI 

DI PRESTAZIONE (KPI) DELLE IMPRESE NON FINANZIARIE

GRUPPO ENI - ANNO 2025 FATTURATO SPESE IN CONTO CAPITALE SPESE OPERATIVE

valore ass. in € mln quota % valore ass. in € mln quota % valore ass. in € mln quota %

A. ATTIVITA' AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA

A.1. ATTIVITA' ECOSOSTENIBILI (ALLINEATE ALLA TASSONO-

MIA)

1.231 1,5% 1.270 10,8% 374 9,0%

A.2. ATTIVITA' AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA MA 

NON ECOSOSTENIBILI (ATTIVITA' NON ALLINEATE ALLA 

TASSONOMIA)

4.170 5,1% 348 3,0% 362 8,7%

TOTALE A.1 + A.2 5.401 6,6% 1.618 13,8% 736 17,8%

B. ATTIVITA' NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA 76.750 93,4% 10.132 86,2% 3.406 82,2%

TOTALE A+B 82.151 100,0% 11.750 100,0% 4.142 100,0%

Di seguito il break-down dei KPI consolidati per le principali attività “allineate” con il relativo comparative period.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025190

QUADRO RIEPILOGATIVO KPI TASSONOMIA 2025 CONFRONTO 2024

(€ mln)

Fatturato

Spese in conto capitale

(Capex)

Spese operative

(Opex)

2025 2024 2025 2024 2025 2024

3.17 Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie

195

230

4

4

40

38

4.1 Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica

79

80

339

529

34

28

4.3 Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica

159

159

19

48

52

46

4.8 Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia

38

40

46

7

11

10

4.10 Accumulo di energia elettrica

2

1

23

98

2

1

4.13 Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi

751

297

355

300

232

157

5.12 Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO

2

3 387

146

2

6.15 Infrastrutture che consentono il trasporto su strada e il trasporto pubblico a 

basse emissioni di carbonio

81

82

Altre

4

5

16

8

1

2

Totale allineato 1.231 812 1.270 1.222 374 282

Consolidato 82.151 88.797 11.750 15.502 4.142 4.309

KPI Tassonomia 1,5% 0,9% 10,8% 7,9% 9,0% 6,5%

All’ interno del Capitolo Principi e criteri metodologici sono pubblicate le informazioni e i modelli di reporting previsti dal reg. 2021/2178 e 

successive modifiche e integrazioni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 191ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

I diritti umani per Eni 

Forza lavoro di Eni (S1)

Salute e Sicurezza delle persone (Entity Specific; S1; S2)

Lavoratori nella catena del valore di Eni (S2)

Comunità locali (S3)

Clienti e Consumatori (S4)

IN QUESTO CAPITOLO:

Al fine di inquadrare l’impegno di  Eni sugli  aspetti sociali  e sul  rispetto dei diritti umani, nonché esporre alcuni  aspetti comuni  a tutti  gli 

standard sociali, la trattazione dei singoli temi sociali richiesti dagli ESRS è anticipata da questo capitolo introduttivo relativo al sistema di 

gestione dei diritti umani. 

POLITICHE [TAS; ESRS 2 MDR-P; S1-1; S2-1; S3-1; S4-1]

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Impegno al rispetto della dignità delle persone e dei Diritti Umani, richiedendo lo stesso impegno a tutti i partner.

• Impegno ad assicurare un ambiente di lavoro inclusivo che valorizzi l’unicità e la diversità quali risorse fondamentali per 

lo sviluppo dell’umanità.

Policy ECG Rispetto 

dei Diritti Umani in Eni

(a)

• Processo di due diligence sui diritti umani, che riflette gli standard internazionali in materia

(b)

, in cui viene esplicitato 

l’impegno prioritario di Eni sui c.d. Salient Human Rights Issue. 

• Impegno al rispetto e applicazione dei principi previsti dalla Dichiarazione Tripartita dell’Organizzazione Internazionale 

del Lavoro (OIL) sulle imprese multinazionali e la politica sociale che include i diritti fondamentali sul lavoro, nonché i 

diritti previsti dagli strumenti internazionali del lavoro per la promozione di condizioni di lavoro dignitose.

• Nei casi di potenziale divergenza fra standard locali e internazionali, ricerca di soluzioni che consentano comportamenti 

fondati sugli standard internazionali pur nella considerazione dei principi locali e assicurata l’analisi e la valutazione 

dei rischi connessi alle possibili violazioni, al fine di monitorarne il livello di rischio e verificare l’efficacia delle azioni 

gestionali individuate.

• Modalità di coinvolgimento degli stakeholder durante tutte le fasi del processo di due diligence sui diritti umani, in una 

prospettiva di collaborazione attiva, e meccanismi di reclamo e altri canali di segnalazione, sia a livello centrale che di 

sito operativo.

• Presidi contrattuali (“Responsible contracting”), di compliance in materia diritti umani coerenti con le disposizioni 

normative in materia, ivi incluse previsioni specifiche sul rispetto dei diritti dei lavoratori.

• Impegno a promuovere il rispetto dei diritti umani nell’ambito di attività affidate a - o condotte con - i partner e da parte 

degli stakeholder.

• Impegno a rispettare l’età minima di accesso al lavoro e le misure previste dalla normativa internazionale e nazionale 

applicabile in materia di lavoro infantile e minorile ed il rifiuto di qualsiasi forma di lavoro forzato o obbligatorio, nonché

di qualsiasi pratica di sfruttamento lavorativo, tra cui la tratta di esseri umani, la limitazione della libertà di movimento e 

il sequestro dei documenti di identità.

Codice di Condotta fornitori 

• Impegno da parte dei fornitori al rispetto dei diritti umani, i cui principi di riferimento sono contenuti nel Codice Etico Eni 

e nella Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni, e impegno a promuoverne l’adozione presso le proprie persone e la 

catena di fornitura.

Corpo Normativo Interno • Principali ruoli e responsabilità dei soggetti coinvolti nel modello di gestione dei diritti umani. 

a)  I principi riportati in questa sezione si riferiscono alle 4 le categorie di stakeholder richieste dagli standard ESRS: lavoratori propri, lavoratori nella catena del valore, comunità e clienti 

e consumatori; per questa ragione tali principi sono stati trattati in questa sezione in modo trasversale.

b)  Fra cui in particolare i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP) e le Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali.

L’APPROCCIO DI ENI SUI DIRITTI UMANI [TAS]

La tematica dei diritti umani è oggetto di attenzione da parte del CdA di Eni, che nel 2023 ha approvato la  Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni

e la 

Policy ECG Zero Tolerance contro la violenza e le molestie sul lavoro, e in particolare, dal Comitato Sostenibilità e Scenari, al quale vengono pre-

sentati annualmente i principali aggiornamenti apportati al sistema di gestione dei diritti umani e le attività condotte. Anche nel 2025 Eni ha proseguito 

nell’attribuzione al management di incentivi collegati alle performance sui diritti umani, assegnando obiettivi specifici ai diversi livelli manageriali. Inoltre, 

ha continuato a promuovere la sensibilizzazione e la formazione attraverso corsi rivolti al personale Eni, interventi formativi ad hoc su temi e ambiti

specifici, svolti anche presso le consociate del Gruppo, e workshop pratici dedicati ai fornitori sui temi della sicurezza e dei diritti umani.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025192

FORMAZIONE SUI DIRITTI UMANI  Unità di misura 2025 2024

Ore dedicate a formazione sui diritti umani

(a)

(ore)

1.544 

955

Dipendenti che hanno ricevuto formazione sui diritti umani 

(b)

(%) 76 78

(a)  Nel 2025, come per il 2024, risulta una fruizione contenuta in relazione al fatto che non si è trattato di un anno caratterizzato da campagne massive.

(b)  L’indicatore è calcolato come rapporto tra il numero di dipendenti iscritti che hanno completato un corso di formazione sul numero totale dei dipendenti iscritti.

LA DUE DILIGENCE SUI DIRITTI UMANI [TAS; S1-4; S2-4; S3-4; S4-4]

Il percorso intrapreso negli ultimi anni per la diffusione e il consolidamento della cultura del rispetto dei diritti umani ha rafforzato le attività di 

due diligence in materia, così come delineate dalla 

Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni e ha definito una responsabilità condivisa 

tra più funzioni, quali sostenibilità, compliance integrata, risorse umane, procurement e security, per la gestione dei processi di maggior rilievo 

per i rischi sui diritti umani. La due diligence è un processo continuo e focalizzato sull’intero spettro delle implicazioni che le attività di Eni 

potrebbero avere sui diritti umani, ovvero sui c.d. “Salient Human Rights Issue”

95

.  In particolare, il modello di gestione dei diritti umani adottato 

da Eni si caratterizza per un approccio multidisciplinare, multilivello e integrato nei processi aziendali, fondato su una logica risk-based, al fine 

di identificare, prevenire, mitigare e rendicontare gli impatti negativi sui diritti umani.

Il modello di gestione dei diritti umani si fonda sull’impegno dei vertici aziendali e di tutte le strutture a garanzia dell’applicazione dei principi di 

tutela e rispetto dei diritti umani nonché la loro opportuna integrazione nei vari strumenti normativi a tutti i livelli. Particolare rilevanza assume 

l’engagement degli stakeholder, anche attraverso il costante e adeguato accesso a meccanismi di reclamo e canali di segnalazione, assieme 

alla presenza di specifici presidi volti ad assicurare che eventuali violazioni dei diritti umani siano tempestivamente intercettate, analizzate 

e gestite, con l’applicazione delle opportune misure di rimedio individuate, qualora le violazioni vengano accertate. Il modello, sviluppato 

secondo un approccio risk-based, si articola nelle seguenti principali fasi: i) mappatura dei Salient Human Rights Issue e svolgimento del 

Compliance Risk Assessment

96

; ii) identificazione e valutazione dei potenziali rischi o impatti negativi

97

sui diritti umani che attività, prodotti 

o servizi Eni possano causare, o contribuire a causare; iii) definizione e implementazione di adeguati presidi e di misure di prevenzione o di 

gestione dei rischi e degli impatti sui diritti umani

98

, nonché la definizione di misure di rimedio laddove l‘impatto negativo si sia verificato; iv) 

monitoraggio periodico o ad evento, basato su indicatori qualitativi e quantitativi; v) attività di planning e reporting volte a definire le direttrici 

di pianificazione e a fornire una vista di sintesi sulle attività e sulle performance in tema diritti umani. Parte integrante del modello di gestione 

dei diritti umani è la comunicazione dei risultati ottenuti, anche tramite il report di sostenibilità

Eni for, e quello dedicato al tema dei diritti 

umani 

Eni for-Human Rights. L’approccio di Eni ai diritti umani è stato riconosciuto come particolarmente solido e strutturato dalla World 

Benchmarking Alliance, che ha assegnato all’azienda il primo posto nel Corporate Human Rights Benchmark

99

(CHRB).

I Salient Human Rights Issue

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 alla 

luce delle attività di business condotte, dei contesti operativi di riferimento e dei punti di vista degli stakeholder locali e internazionali. Il set dei 

Salient Human Rights Issue, identificato per la prima volta nel 2017, è stato oggetto di un aggiornamento nel corso del 2024, attraverso il coin-

volgimento, in workshop dedicati, di oltre cento risorse appartenenti a diverse funzioni aziendali e tramite lo svolgimento di incontri con alcuni

autorevoli stakeholder (quali ad esempio: istituzioni, think tank specializzati, associazioni industriali, organizzazioni della società civile e organiz-

zazioni non governative). A valle dell’analisi, sono state identificate 13 tematiche principali, suddivise tra lavoratori, comunità e consumatori, oltre 

a 5 ulteriori tematiche da monitorare poiché rilevanti in relazione a specifici segmenti di business o a particolari contesti operativi.

(95) Le questioni salienti relative ai diritti umani di un'azienda sono quelle che risaltano perché sono a rischio di subire l'impatto negativo più grave in considerazione delle attività con-

dotte, dei contesti in cui opera, o delle relazioni commerciali dell'azienda stessa.

(96) Il Compliance Risk Assessment consiste nella rilevazione e valutazione dei rischi di compliance, ai fini della loro prioritizzazione e dell’’ottimizzazione delle relative misure di miti-

gazione (si veda capitolo 

Condotta d’impresa).

(97) I rischi correlati alla potenziale violazione dei diritti umani sono valutati sotto un duplice profilo: i) il rischio di causare (o contribuire a causare) impatti negativi, effettivi o potenziali, 

con riferimento agli UNGPs e alle Linee Guida OCSE; ii) il rischio di incorrere in sanzioni, perdite finanziarie rilevanti o danni di reputazione (c.d. rischio di compliance). 

(98) Tali valutazioni possono essere condotte anche attraverso la realizzazione di Human Rights Impact Assessment o Human Rights Risk Analysis (approfonditi nel capitolo 

Comunità Locali).

(99) CHRB valuta circa 100 aziende che operano in cinque settori ad alto rischio e ne esamina le prestazioni in cinque aree di misurazione: impegni assunti a livello di policy aziendali, responsabilità a 

livello di consiglio di amministrazione, integrazione del rispetto dei diritti umani nella cultura aziendale e nei sistemi di gestione, due diligence in materia di diritti umani e meccanismi di rimedio e reclamo.

GOVERNANCE E COMMITMENT DUE DILIGENCE ACCESS TO REMEDY

I diritti umani sono incorporati nelle 

politiche e nei processi di governance,

anche attraverso la strutturazione di 

adeguati presidi di formazione continua.

Eni ha adottato un sistema di gestione che 

include un set di processi e strumenti per

valutare le questioni, i rischi e gli impatti

più rilevanti in materia di diritti umani.

Eni assicura un’adeguata gestione dei 

reclami tramite “Grievance Mechanism”

e il processo di whistleblowing.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 193ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

LAVORATORILAVORATORI

DIPENDENTI

LAVORATORI DELLA VALUE CHAIN COMUNTÀCONSUMATORI

Issue più

significative

Diritti 

dei lavoratori

Issue da 

monitorare

Issue 

collegate 

ai diritti

umani

Diritti sulle 

terre

Questioni legate 

all’utilizzo delle 

forze di sicurezza

Popolazioni 

indigene

Human Rights

Defender

Pratiche

commerciali 

responsabili

e protezione 

dei dati

Salute e 

benessere 

della comunità

Adeguato

tenore di vita

Violenza

di genere

Diritti umani

nelle aree

di conflitto

Salute e sicurezza

sul lavoro

Non discriminazione,

diversità e uguaglianza

di genere

Violenza 

e molestie

Lavoro forzato

Condizioni

di lavoro

Sicurezza

occupazionale

Lavoro

minorile

Libertà di 

associazione

e contrattazione 

collettiva

te

i

De

f

en

d

erm

i

nor

ile

Just TransitionJust Transition

Per presidiare questi temi più significativi, Eni si è dotata di diversi modelli risk-based tra i quali, quello dedicato al processo di gestione delle 

persone Eni, quello dedicato alle attività di procurement e quelli dedicati ai progetti industriali e alle attività di security, approfonditi nei 

capitoli successivi. Tali modelli consentono di raccogliere informazioni sul contesto operativo, intercettare gli elementi di rischio potenziali in 

considerazione delle specifiche attività condotte e dei processi aziendali, e adottare adeguate misure di prevenzione e gestione in considera-

zione dei livelli di rischio stessi. 

Accesso alle misure di rimedio e meccanismi di segnalazione e grievance [TAS; S1-3; S1-17; 

S2-3; S3-3: S4-3]

Eni si impegna ad adottare, anche in collaborazione con terze parti, misure di rimedio a fronte di eventuali impatti negativi causati, o che 

abbia contribuito a causare, nonché a compiere il massimo sforzo per garantire un rimedio qualora l’impatto sia direttamente collegato alle 

proprie attività, prodotti o servizi. A questo scopo, Eni si impegna ad esercitare la propria influenza nei confronti delle terze parti, affinché

venga posto rimedio agli eventuali impatti negativi direttamente collegati alle loro attività. In linea con questo impegno e in conformità agli 

standard internazionali, il modello di gestione dei diritti umani di Eni si avvale di meccanismi per la ricezione di reclami, presunte violazioni dei 

diritti umani e preoccupazioni espresse da stakeholder, singoli individui, comunità o associazioni d’individui, con particolare attenzione alle 

categorie più vulnerabili. Tali strumenti consentono alla Società di intercettare, valutare e gestire e, qualora gli impatti siano accertati, porre in 

essere le opportune misure di rimedio in maniera tempestiva. In particolare, sono a disposizione degli stakeholder due strumenti specifici cui 

ricorrere in caso di presunta violazione dei diritti umani: i) il Grievance Mechanism, ossia il processo di invio, gestione e risoluzione delle is-

tanze o lamentele, in cui i grievance riferiti ai diritti umani classificati come “rilevanti” prevedono uno specifico iter di analisi e risposta (si veda

Comunità Locali); ii) le segnalazioni costituite dalla possibilità, per chiunque, dipendenti o soggetti terzi, di segnalare, in forma confidenzia-

le o anonima, presunte violazioni relative al Sistema di Controllo Interno o al 

Codice Etico. Relativamente ad entrambi i meccanismi, Eni 

proibisce e si impegna ad impedire qualsiasi forma di ritorsione nei confronti di lavoratori o altri stakeholder che abbiano segnalato criticità in 

materia di diritti umani, né tollera o favorisce minacce, intimidazioni, ritorsioni e attacchi (fisici o legali) contro gli human rights defender e altri 

stakeholder (si veda 

Condotta d’Impresa). Per quanto concerne le segnalazioni

100

, nell’anno è stata completata l’istruttoria su 40 fascicoli 

afferenti ai diritti umani, principalmente relativi a potenziali impatti sui diritti dei lavoratori e sulla salute e sicurezza occupazionale. In partico-

lare, sono state verificate 68 asserzioni, per 16 delle quali sono stati confermati, almeno in parte, i fatti segnalati ed intraprese azioni correttive 

per mitigarne e/o minimizzarne gli impatti tra cui

: i) azioni sul Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi, relative all’implementazione 

e al rafforzamento dei controlli in essere; ii) azioni di sensibilizzazione sulle tematiche del Codice Etico e della 

Policy ECG Zero Tolerance

contro la violenza e le molestie sul lavoro; e iii) azioni verso dipendenti, con provvedimenti disciplinari, secondo il contratto collettivo di lavoro 

e le altre norme nazionali applicabili.

(100) 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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025194

FASCICOLI DI SEGNALAZIONE AFFERENTI AL RISPETTO DEI DIRITTI UMANI Unità di misura 2025 2024

Totale fascicoli (asserzioni) chiusi nell’anno

(a)

(numero) 40 (68) 32 (64)

di cui: da dipendenti

(b)

14 11

Asserzioni fondate 16 10

Asserzioni non fondate/ non accertabili

(c)

/not applicable

(d)

52 54

Inerenti episodi di discriminazione  7

(e)

3

(f)

Fascicoli di segnalazioni (asserzioni) afferenti al rispetto dei diritti umani relativi a potenziali 

impatti socio-economici sulle comunità locali

1

(g)

0

Fascicoli di segnalazioni (asserzioni) afferenti al rispetto dei diritti umani relativi a potenziali 

impatti sulla salute, la sicurezza e/o l’incolumità delle comunità locali

0 1 (2)

(h)

(a)  L’indicatore fa riferimento ai fascicoli di segnalazioni (asserzioni) relativi ad Eni SpA e società controllate, chiusi nell’anno ed afferenti ai diritti umani.

(b)  Il dato è rilevato esclusivamente sulle segnalazioni non anonime. 

(c)  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. 

(d)  Asserzioni in cui i fatti segnalati coincidono con l’oggetto di pre-contenziosi, contenziosi e indagini in corso da parte di pubbliche autorità. La valutazione è effettuata previo parere 

da parte della funzione affari legali o delle altre funzioni competenti.

(e)  Di cui un episodio ha evidenziato elementi di fondatezza. 

(f)  Gli asseriti episodi di discriminazione non hanno evidenziato elementi di fondatezza.

(g)  L’asserzione relative al fascicolo in oggetto non ha evidenziato elementi di fondatezza.

(h)  Entrambe le asserzioni relative al fascicolo in oggetto non hanno evidenziato elementi di fondatezza.

Contenziosi e meccanismi di rimedio non giudiziali [TAS; S1-17; S2-4; S3-4; S4-4]

Eni coopera con altri meccanismi di rimedio non giudiziali, quali ad esempio quello previsto e disciplinato dalle Linee Guida OCSE e istituito 

presso i Punti di Contatto Nazionali dell’OCSE, presenti nei diversi Paesi. Eni non ostacola in alcun modo il ricorso a meccanismi giudiziari o 

non giudiziari, nonché a quelli istituzionali. Eni favorisce e facilita il ricorso a meccanismi giudiziari, non giudiziari e istituzionali, collaborando 

sempre proattivamente e mettendo a disposizione tutte le informazioni e i canali necessari per un loro efficace svolgimento. Nel 2025 Eni e 

le sue controllate non hanno rilevato casi di Severe human rights incidents

101

e ricevuto alcuna condanna passata in giudicato per violazioni 

di leggi, regolamenti o altri istituti normativi in materia di diritti umani.

(101) Severe human right incidents: gli incidenti gravi in materia di diritti umani, trattati nei vari capitoli sociali, sono stati calcolati sulla base dei casi individuati nel 2025 attraverso 

grievance mechanism, segnalazioni whistleblowing e procedimenti giudiziali pendenti. Sono stati considerati i casi attendibili di lavoro forzato, tratta di esseri umani, lavoro minorile. Non 

sono pervenuti grievance o segnalazioni rilevanti e attendibili in ambito di comunità locali o consumatori finali. Ai fini di un progressivo miglioramento della qualità e della completezza 

del dato, per i prossimi anni si valuterà l’opportunità di estendere il perimetro di riferimento.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 195ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

FORZA LAVORO DI ENI [ESRS S1]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; S1-1]

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Impegno a promuovere una cultura basata sulla diffusione delle conoscenze, che valorizzi i comportamenti, i contributi 

e le competenze di ognuno, a tutti i livelli.

• Centralità delle diversità e di una cultura della pluralità, con l’impegno a creare un ambiente di lavoro inclusivo che 

rispetti la dignità di ognuno.

• Impegno alla tutela del diritto alla privacy

(a)

delle proprie persone, trattando i dati personali e le informazioni riservate nel 

rispetto delle leggi e delle migliori prassi applicabili.

Policy ECG Rispetto 

dei Diritti Umani in Eni

• Formazione come leva fondamentale per lo sviluppo delle capacità e delle competenze dei dipendenti e come elemento 

strategico per il raggiungimento degli obiettivi di business.

• Divieto di qualsiasi forma di discriminazione, distinzione, esclusione o preferenza fondata su elementi identificativi della 

persona, non collegati ai requisiti necessari all’esecuzione del lavoro. 

• Impegno a realizzare la parità di retribuzione tra lavoratrici e lavoratori per un lavoro di uguale valore, sulla base di criteri 

oggettivi.

• Impegno a garantire il “work-life balance” e il benessere organizzativo, promuovendo il sostegno alla genitorialità, 

tutelando la maternità e garantendo il diritto alla non discriminazione delle persone con responsabilità famigliari.

• Diritto dei lavoratori e dei datori di lavoro di costituire delle organizzazioni sindacali, nonché diritto alla contrattazione 

collettiva.

Policy ECG Diversity &

Inclusion 

• Impegno a scongiurare episodi di discriminazione in relazione a: colore, sesso, religione, origine etnica, opinione politica, 

origine sociale o ascendenza nazionale, condizioni di disabilità, identità di genere, orientamento sessuale, status sociale, 

età o qualsiasi altra forma di diversità contemplata dal diritto internazionale. 

• Promozione della parità di genere ed empowerment femminile sul lavoro, nelle pratiche di business e nei rapporti con le 

comunità dei Paesi in cui Eni opera.

• Impegno a garantire un ambiente di lavoro fisicamente e socialmente equo e che favorisca il pari accesso alle risorse 

e alle opportunità aziendali mediante la rimozione degli ostacoli culturali, organizzativi e materiali che limitano la libertà

d’espressione delle persone e la loro completa valorizzazione.

Policy ECG Zero Tolerance 

contro la violenza e le 

molestie sul lavoro

• Divieto, senza alcuna eccezione, di ogni forma di violenza e molestie sul lavoro all’interno della società.

Corpo Normativo Interno • Modalità di gestione legate alla forza lavoro.

(a)  Per le azioni di Eni sul tema privacy si veda  Fattori di rischio/Rischi connessi alla normativa in materia di protezione dei dati Personali.

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T; S1-5]

I target e gli impegni di Eni legati al Capitale Umano vengono definiti sulla base dell’evoluzione dell’assetto delle risorse e in coerenza con la 

strategia di transizione energetica di medio-lungo termine considerando i trend storici e le previsioni di evoluzione dei piani occupazionali, con 

costante monitoraggio e aggiornamento dei risultati e dei target da raggiungere. In particolare, le attività di monitoraggio sono svolte trimestral-

mente attraverso una reportistica standard verso i responsabili del personale dei diversi business, attivando conseguentemente il processo di 

definizione e implementazione delle eventuali azioni correttive. I principali dati occupazionali e relativi trend sono, inoltre, condivisi anche con i 

rappresentanti dei lavoratori in occasione del Comitato Aziendale Europeo e del Global Framework Agreement, al fine di presentarne e commen-

tarne gli sviluppi. Inoltre, sempre su base trimestrale viene svolta la valutazione e il monitoraggio degli indicatori sottostanti i target, per verificare 

che gli andamenti siano in linea con i piani di sviluppo, segnalare eventuali criticità e impostare eventuali azioni correttive, ove necessario. 

Target Al

Performance 

al 2025 vs baseline

Anno base e relativo 

valore di riferimento

Note 

(Scopo, metodologia, evidenze)

+4 p.p. della popolazione femminile 2030

+4 p.p.

(28,6%)

2020: 24,6%

Target relativo

Perimetro: consolidate integrali

+3,8 p.p. personale femminile in posizioni di responsabilità

(Dirigenti e Quadri)

2030

+4,2 p.p.

(30,8%)

2020: 26,6%

Target relativo

Perimetro: consolidate integrali

+2 p.p. presenza dipendenti non italiani in posizione di 

responsabilità

2030

-1,9 p.p.

(16,7%)

2020: 18,6%

Target relativo

Perimetro: consolidate integrali

+6,5 p.p. popolazione under 30 2030

+2,8 p.p.

(9,4%)

2020: 6,6% 

Target relativo

Perimetro: consolidate integrali

+10% ore di formazione

(a)

2029

+3% vs 2024

2025: 1.058.622

Target relativo

Perimetro: consolidate integrali

a)  La riduzione del target dal 15% al 10% risente delle iniziative di recupero dei costi, avviate negli anni precedenti.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025196

IMPATTI, RISCHI

E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM-3; S1 SBM-3]

Impatti materiali

Eni pone il capitale umano

102 

al centro della propria strategia

103

, supportando lo sviluppo delle competenze dei dipendenti ai fini della cresci-

ta professionale e promuovendo il benessere dei lavoratori tramite iniziative di welfare. Al contempo, al fine di presidiare i potenziali impatti 

negativi che le proprie attività possono produrre sui lavoratori, Eni pone particolare attenzione al costante rispetto dei diritti umani in materia 

di lavoro (ad esempio orario di lavoro, salari adeguati, libertà di associazione e contrattazione collettiva e sicurezza in materia di occupazio-

ne); inoltre, particolare rilevanza è attribuita al principio di non discriminazione, al rispetto della parità di trattamento e opportunità (nelle 

fasi di assunzione, formazione, percorso professionale e progressione di carriera) e alla prevenzione della violenza e delle molestie di natura 

fisica, psicologica o verbale, incluse quelle di genere. Il settore energetico presenta, infatti, condizioni di lavoro spesso complesse, caratteri-

zzate da turni di lavoro notturni e prolungati, necessari a garantire la continuità operativa. Le attività di esplorazione, sviluppo e produzione 

sono spesso effettuate lontano dalle aree popolate, ricorrendo ad accordi di rotazione del personale tra periodi di più giorni o più settimane. 

Inoltre, sebbene tradizionalmente i lavoratori del settore siano rappresentati da sindacati e coperti da accordi di contrattazione collettiva, 

alcune risorse operano in Paesi in cui questi diritti sono limitati e pertanto maggiormente esposti a rischi di intimidazioni o trattamenti iniqui. 

Le condizioni, i luoghi di lavoro, le competenze e le tipologie di mansioni svolte nell'ambito delle attività del settore, unite alla prevalenza di 

determinate categorie di lavoratori (ad esempio di sesso maschile), potrebbero essere causa di potenziali condizioni di discriminazione ri-

guardanti etnia, genere, orientamento sessuale, disabilità, religione, nazionalità e status dei lavoratori. Infine, un possibile impatto sulla forza 

lavoro potrebbe derivare dal riassetto industriale necessario ai fini del percorso di decarbonizzazione, che porterà alla trasformazione di 

alcuni siti produttivi, come per esempio la chimica di base e la raffinazione tradizionale. 

Rischi ed opportunità materiali

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 significativo 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 e ad attrarre talenti, sfruttando l’opportunità data dalle nuove competenze presenti 

sul mercato al fine di sviluppare tecnologie e business emergenti. Per i rischi materiali relativi alla forza lavoro propria si veda il capitolo

Salute e Sicurezza, mentre per la potenziale perdita di riservatezza di informazioni riservate relativa al rischio di Cybersecurity, si rimanda 

al capitolo 

Cybersecurity.

COINVOLGIMENTO DEI LAVORATORI

104 

[S1 SMB-2; S1-2; S1-3; S1-8]

Relazioni industriali

Un ruolo centrale nella costruzione della relazione con i lavoratori e nella tutela dei loro diritti è svolto dal modello di relazioni industriali di Eni, 

gestito dalla funzione dedicata. In ambito nazionale, Eni coinvolge i propri lavoratori attraverso: i) gli incontri previsti dal Protocollo di Relazioni 

Industriali INSIEME

105

, come ad esempio quelli del Comitato Strategico che, con cadenza semestrale o quando necessario, affronta temati-

che quali cessioni di rami d’azienda, razionalizzazione degli organici e ricambio generazionale, riconversione di siti produttivi e revisioni orga-

nizzative rilevanti, oltre che tematiche relative alla transizione sostenibile; ii) le commissioni bilaterali previste dagli accordi sindacali, come 

ad esempio la Commissione Bilaterale sul Lavoro Agile che verifica l’applicazione dell’accordo sul Lavoro Agile, analizzandone gli impatti 

sull’organizzazione del lavoro, gestendo criticità locali e riportando periodicamente i risultati alle parti firmatarie. In ambito internazionale Eni 

ha istituito, già dal 1995, il proprio Comitato Aziendale Europeo

106

(CAE) che, nel perimetro dello Spazio Economico Europeo, si concentra prin-

cipalmente sull’informazione legata a tematiche relative a programmi di attività/investimenti/acquisizioni o cessioni di business, prospettive 

occupazionali, salute e sicurezza sul lavoro, percorso di transizione energetica e sostenibilità; ne fanno parte rappresentanti dei lavoratori Eni 

italiani ed europei, rappresentanti delle organizzazioni sindacali italiane, e un rappresentante del sindacato europeo IndustriAll Europe. Ulterio-

re strumento europeo è l’Osservatorio Europeo per la Salute, Sicurezza ed Ambiente dei Lavoratori, dove vengono condivisi dati e strumenti 

di analisi e gestionali relativi a: infortuni, incidenti e malattie professionali, evoluzione normativa, aspetti ambientali e sanitari, presidio

(102) Rappresentato da tutti i dipendenti diretti operanti in Italia e all’estero. Nei dipendenti diretti non sono inclusi i contrattisti che sono invece considerati, come lavoratori della catena 

del valore.

(103) Per approfondimenti su come gli impatti relativi ai lavoratori propri siano connessi e tenuti in considerazione nella definizione della strategia e business model aziendali, si veda il 

capitolo 

Attività di stakeholder engagement.

(104) Si veda per approfondimenti il capitolo 

Attività di stakeholder engagement.

(105) Sottoscritto da Eni e dalle organizzazioni sindacali, sancisce la nascita di un nuovo modello di relazioni industriali, a supporto del percorso di transizione energetica, per accompagnare 

efficacemente i processi di trasformazione e per condividere un patto generazionale che consenta il rinnovamento e l’aggiornamento delle competenze professionali e la costruzione, in-

sieme agli stakeholder, di un quadro normativo chiaro, favorevole agli investimenti e in grado di combinare la sostenibilità economico-finanziaria con quella ambientale e sociale.

(106) Organismo rappresentante dei lavoratori previsto dalla direttiva europea 94/45/CE, che favorisce l’informazione e la consultazione transnazionale dei lavoratori nelle imprese e 

nei gruppi di dimensioni comunitarie.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 197ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

dei temi climatici ed efficienza energetica. Sono previsti una riunione annuale del CAE e dell’Osservatorio Europeo per la Salute, Sicu-

rezza ed Ambiente dei Lavoratori e almeno tre incontri annuali del Comitato ristretto del CAE con le funzioni competenti di Eni. Infine, a

gennaio 2026 è stato sottoscritto il nuovo Accordo Quadro Globale sulle Relazioni Industriali Internazionali, la Responsabilità Sociale dell’Im-

presa e per una Just Transition (GFA), che coinvolge annualmente i delegati dei lavoratori Eni internazionali ed europei, i rappresentanti delle 

organizzazioni sindacali italiane ed un rappresentante del sindacato globale IndustriALL Global Union. Il nuovo GFA si inserisce in un percorso 

di impegno concreto di Eni per orientare gli indirizzi di sostenibilità, per definire le strategie basate sui principi di integrità e trasparenza, per 

favorire la lotta alla corruzione, il rispetto dei diritti umani, del lavoro, della salute e della sicurezza delle persone e per la tutela dell’ambiente 

e dello sviluppo sostenibile. Per ogni incontro viene condivisa documentazione di dettaglio e a valle viene redatto un verbale, sottoscritto da 

entrambe le parti, con quanto concordato e discusso.

Meccanismi di segnalazione e processi di rimedio 

In linea con gli impegni assunti e in conformità agli standard internazionali, Eni si è dotata di meccanismi di ricezione di reclami e segnalazioni 

cui è possibile ricorrere in caso di presunta violazione

107

dei diritti umani e attivare conseguentemente un processo di rimedio. Tali meccani-

smi sono approfonditi nel capitolo 

I Diritti Umani per Eni.

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A; S1-4]

Di seguito sono rappresentate le azioni poste in essere da Eni sulla base degli impatti, rischi e opportunità materiali identificate, suddivise per: 

i) Modello di gestione dei diritti umani di Eni; ii) Equità retributiva; iii) Worklife balance e welfare; iv) Diversity & Inclusion; v) Valorizzazione 

delle persone e feedback; vi) Formazione e sviluppo delle competenze.

Modello di gestione dei diritti umani di Eni

A partire dal 2020 Eni ha introdotto un modello risk-based per la valutazione del presidio dei diritti umani sul luogo di lavoro finalizzato a 

segmentare le società del Gruppo in base a parametri quantitativi e qualitativi che colgono le caratteristiche e i rischi specifici del Paese/

contesto operativo, e che sono 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 e 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. Il modello di valutazione del presidio diritti 

umani sul posto di lavoro viene aggiornato anche in relazione a cambiamenti nel contesto normativo esterno e interno Eni di riferimento, in 

ottica di miglioramento continuo. Le azioni di mitigazione individuate a seguito dell’applicazione del modello sono quindi divulgate a tutte le 

società di Eni. Con riferimento agli impatti, nel 2025 a seguito di casi accertati di violenza e molestie di natura fisica, psicologica o verbale 

(rilevati mediante canale di whistleblowing), Eni è intervenuta, con provvedimenti disciplinari modulati in relazione ai comportamenti fino ad 

arrivare a licenziamento e sospensioni dal lavoro nei confronti degli autori delle molestie nei casi più gravi. Inoltre è intervenuta con azioni di 

sensibilizzazione sulle tematiche del 

Codice Etico e della  Policy Zero Tolerance e azioni sul Sistema di Controllo Interno e Gestione dei 

Rischi, relative all’implementazione e al rafforzamento dei controlli in essere.

Equità retributiva

Eni si impegna a promuovere condizioni di lavoro in linea con gli obiettivi delle Nazioni Unite in materia di: miglioramento salariale, riduzione 

delle disuguaglianze di reddito, promozione di opportunità di lavoro dignitose, uguaglianza di genere, generazionale ed etnica secondo il 

principio della “pari retribuzione a parità di lavoro”. In particolare, Eni applica a tutte le proprie persone un sistema retributivo integrato a livello 

globale, coerente con i mercati di riferimento e collegato alle performance aziendali e individuali, nel rispetto delle legislazioni locali. Il sistema 

definisce i livelli salariali adottando come riferimento la mediana di mercato, così da garantire retribuzioni eque e competitive, adeguate al 

ruolo e alle competenze maturate. Le retribuzioni risultano sempre in grado di assicurare un tenore di vita dignitoso, superiore ai livelli di mera 

sussistenza, ai minimi di legge o contrattuali vigenti, nonché ai minimi retributivi di mercato. Inoltre, nell’ambito delle politiche retributive, Eni 

sta attuando un Piano di Azionariato Diffuso per il triennio 2024-2026, rivolto alla generalità dei dipendenti Eni in Italia e all’estero, che ha 

previsto l’assegnazione totalmente gratuita di azioni nel 2024 e 2025 e una modalità di coinvestimento nel 2026, con la finalità di rafforzare 

il senso di appartenenza all’azienda delle persone Eni e la loro partecipazione alla crescita del valore aziendale. Infine, in relazione al recepi-

mento della direttiva europea 2023/970 sulla trasparenza retributiva, nel 2025 è stato avviato un progetto finalizzato alla verifica e al migliora-

mento delle politiche e dei processi aziendali, quale ulteriore garanzia della parità di genere nonché dell’equità e della trasparenza retributiva.

(107) Eventuali casi di violazione dei diritti umani accertati sono approfonditi nei capitoli  Azioni intraprese sugli IRO materiali in cui, in caso di accertamento di violazione, vengono 

descritte le relative azioni di rimedio intraprese.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025198

Work-life balance e Welfare

Eni si è dotata di un sistema di welfare aziendale e benefit che comprende un insieme di servizi, iniziative e strumenti volti a migliorare il 

benessere dei dipendenti, tra cui: 

• modello di Smart Working (SW) Eni: l’accordo, sottoscritto ad ottobre 2021, prevede per tutti i dipendenti in Italia con mansioni compatibili 

con il lavoro agile 8 gg/mese per le sedi uffici, 4 gg/mese per i siti operativi e 12 gg/mese per Plenitude e Eni progetti, oltre che numerose 

opzioni Welfare a sostegno della genitorialità, disabilità, salute delle persone o dei loro famigliari conviventi. Il modello di SW è stato pro-

gressivamente adottato anche in altri Paesi, in coerenza con le normative locali. Da giugno 2025 è attivo il nuovo modello di SW che ha 

introdotto ulteriori novità per offrire più flessibilità, inclusività e un migliore equilibrio tra vita privata e lavoro (pacchetto welfare aggiuntivo, 

possibilità di effettuare la prestazione in SW anche all’estero, ulteriori estensioni delle opzioni di SW per rispondere a esigenze di genitori-

alità e salute);

• iniziative a supporto della genitorialità: in tutti i Paesi di presenza, Eni riconosce alle proprie persone condizioni non inferiori a quelle pre-

viste dalla normativa internazionale in materia di maternità e paternità. In aggiunta Eni garantisce: 14 settimane minime di congedo per il 

primary carer come da convenzione ILO e il pagamento di un’indennità pari al 100% della retribuzione percepita nel periodo antecedente, 

20 giorni lavorativi retribuiti al 100% per il secondo genitore. Sono promosse anche misure aggiuntive di agevolazione della genitorialità. 

Nel 2025 sono state consolidate le linee di servizio in ambito genitorialità, introdotte dalla definizione del Protocollo Noi sottoscritto con le 

organizzazioni sindacali nel 2024; in particolare, come forma di sostegno al reddito, è stato confermato il contributo per il rimborso delle 

spese sostenute per le rette dell’asilo nido e per il servizio di babysitting. Nel 2025 Eni ha aderito al progetto interaziendale “Cresciamo 

il Futuro” in collaborazione con il Ministero del Lavoro e delle politiche sociali, volto a promuovere il sostegno alla famiglia, attraverso la 

messa a disposizione dei figli dei dipendenti delle aziende promotrici di una rete di nidi aziendali diffusi;

• servizi di welfare: Eni offre un piano di iniziative che risponde a bisogni riguardanti l’ambito familiare (dai servizi ricreativi ed educativi per i 

figli, a quelli di assistenza per i famigliari non autosufficienti), la promozione della salute e il benessere psicofisico (iniziative di prevenzione 

dedicate, sportello psicologico e disponibilità di strutture sportive convenzionate) ed interventi di supporto al reddito (prestiti agevolati, 

previdenza complementare e assistenza sanitaria integrativa). In particolare, nel 2025 è stata messa a disposizione una nuova piattafor-

ma che raccoglie un panel di convenzioni a sconto);

• Iniziative di volontariato d’impresa: i dipendenti di Eni e delle società controllate possono utilizzare fino ad un massimo di due giornate 

nel corso dell’anno per iniziative di volontariato sia attraverso l’adesione alle iniziative proposte da Eni attraverso accordi di collaborazione 

con enti del terzo settore, sia attraverso l’individuazione autonoma da parte dei dipendenti di enti del terzo presso cui svolgere le attività

di volontariato.

Diversity & Inclusion 

L’approccio di Eni alla Diversity & Inclusion (D&I) è basato sui principi fondamentali di non discriminazione, pari opportunità e inclusione di 

tutte le forme di diversità, nonché di integrazione e di bilanciamento tra vita privata-lavoro. Tutte le iniziative sono coordinate da una funzione 

aziendale dedicata alle tematiche di D&I. Nel contesto globale che caratterizza Eni, la valorizzazione delle unicità delle persone non è solo un 

principio etico, ma una vera e propria leva strategica per la crescita e l’innovazione verso il nuovo modello di sviluppo aziendale. Nel 2025 Eni 

ha intrapreso un’attività di revisione del proprio framework D&I nell’ottica di adeguare le iniziative all’attuale contesto: a partire da una fase di 

internal assessment attraverso l’ascolto del top management ed un’attività di benchmarking esterno, sono state identificate le aree di lavoro 

che caratterizzeranno le iniziative D&I a partire dal 2026. Nell’ambito della D&I, nel corso del 2025, le azioni si sono concentrate su:

• Ascolto: le iniziative di ascolto, rivolte a tutte le persone Eni, sono un elemento chiave della strategia D&I e vengono portate avanti ogni 

anno coinvolgendo le realtà estere e società del gruppo. Nel 2025, attraverso la metodologia del design thinking, si è lavorato sulle tem-

atiche della disabilità e intergenerazionalità. Inoltre, a fine 2025 sono stati creati i primi Employee Resource Group, ossia gruppi di lavoro 

composti dai dipendenti di Eni dedicati alla parità di genere e all’intercultura, che consentiranno l’identificazione di iniziative anche a livello 

locale;

• Formazione: la formazione D&I si è arricchita con percorsi dedicati alla Leadership e al linguaggio inclusivo, l’aggiornamento del corso 

dedicato alle persone che affrontano una esperienza lavorativa all’estero e un corso dedicato al tema della genitorialità con un self assess-

ment di valorizzazione delle competenze per le colleghe al rientro dal periodo di maternità; 

• Comunicazione e sensibilizzazione: le iniziative sono state sviluppate durante l’anno affrontando i target di diversità attraverso il parallel-

ismo con lo sport. Nelle realtà estere sono stati inoltre organizzati dei workshop dedicati alla D&I che hanno coinvolto le persone a livello 

locale sulle tematiche specifiche del Paese con particolare focus sull’interculturalità e sulle donne;

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 199ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

• Empowerment  Femminile: l’impegno è proseguito seguendo più direttrici. Nel 2025 Eni ha implementato il sistema di gestione per la 

parità di genere, secondo la norma UNI/PdR 125:2022, e ha ottenuto la relativa certificazione per Eni SpA Italia confermando l’impegno 

dell’azienda nel promuovere un modello organizzativo fondato su inclusione e valorizzazione delle persone, in coerenza con gli indirizzi 

strategici di Eni. Il percorso intrapreso ha consentito una formalizzazione e migliore gestione delle tematiche relative alla parità di genere 

e l’identificazione di azioni di miglioramento, inserite in un piano approvato dal Comitato per la parità di genere costituito nell’anno. Sono 

inoltre proseguite azioni per attrarre talenti femminili, attraverso iniziative di orientamento per gli studenti verso le materie STEM (Science, 

Technology, Engineering and Mathematics) e nel settore dell’energia. È proseguita la collaborazione con Valore D

108

e, in ambito procure-

ment, con Open-es per la diffusione delle strategie D&I nella filiera di fornitura con un focus sulle PMI. Nel primo semestre del 2025 si 

è lavorato alla progettazione e realizzazione del progetto denominato WIP (Women in power) finalizzato a promuovere l’empowerment 

femminile. L’iniziativa ha coinvolto 37 colleghe (che si aggiungono alle 17 dell’edizione svolta nel 2024), i loro responsabili e le strutture HR 

di riferimento ed è stata caratterizzata da una parte formativa e dalla definizione di un piano di azione specifico per ciascuna delle parteci-

panti. Infine, è stata rinnovata la partnership con Woman X Impact, summit annuale dedicato alle tematiche relative alla gender parity, alla 

leadership femminile e al self branding attraverso il networking femminile.

Inoltre, nel 2024 Eni ha definito una strategia sulla violenza di genere e istituito un Tavolo di lavoro interfunzionale dedicato, che coinvolge nu-

merose funzioni aziendali e società satelliti con iniziative di prevenzione e contrasto della violenza, dentro e fuori il luogo di lavoro, dirette 

a dipendenti e comunità locali. Nell'ambito del Tavolo di lavoro interfunzionale sulla violenza di genere, Eni ha messo a disposizione delle 

dipendenti vittime di violenza fuori dal luogo di lavoro delle misure di sostegno psicologico, economico e gestionale, a partire da fine gennaio 

2025, e ha predisposto iniziative di sensibilizzazione sul tema, rivolte a tutta la popolazione aziendale. 

Valorizzazione delle persone e feedback

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 strategia di lungo termine. Per accrescere nel tempo il valore del capitale umano, Eni si im-

pegna a dare priorità ai piani di re-skilling/up-skilling e sviluppo delle risorse, con l’obiettivo di sostenerne la ricollocazione in attività nuove o 

trasformate. Relativamente all’impatto sulla propria forza lavoro dovuto al processo di conversione industriale, Eni si impegna a perseguire: 

i) il processo di ricambio delle competenze per supportare la trasformazione di Eni in coerenza con gli obiettivi di decarbonizzazione; ii) lo 

sviluppo del modello satellitare; iii) il recupero di efficienza organizzativa sulle funzioni trasversali di supporto; iv) il riassetto industriale dei 

settori di business tradizionali, anche attraverso iniziative volte a valorizzare le competenze interne disponibili con opportuni programmi di 

formazione e mobilità interna. Eni è, inoltre, costantemente impegnata ad attrarre le migliori professionalità, con caratteristiche distintive 

e orientate alle diverse esigenze delle linee di business, allineate all’evoluzione della strategia e ai fabbisogni espressi dalle diverse aree di 

business. Nel 2025 le principali azioni in questo ambito hanno riguardato:

• l’aggiornamento delle competenze (soft/hard skills) tramite iniziative per la diffusione e assimilazione nella cultura aziendale di un nuovo 

modello di capacità e comportamenti volti alla gestione efficace della transizione, avviando processi di revisione dei modelli professionali 

per favorire la crescita di professionalità più complete ed integrate, in ottica di un upskilling continuo; tra queste, si segnalano iniziative di 

formazione su economia circolare, decarbonizzazione ed energie rinnovabili. Nel corso del 2025 è stato inoltre progettato e realizzato, per 

tutta la popolazione aziendale, un corso sulle competenze di base per un utilizzo responsabile dell’Intelligenza Artificiale, in termini di sensi-

bilizzazione su normative, regole, etica e applicazioni in azienda, sui temi della Data Literacy e sulle competenze personali necessarie per un

uso consapevole della AI; il percorso formativo proseguirà anche nel 2026 con ulteriori moduli sia per accrescere le competenze trasversali 

della popolazione Eni, sia per sviluppare competenze specialistiche per coloro che operano maggiormente con questa tecnologia;

• la gestione delle risorse, attraverso un modello che definisce percorsi di sviluppo diversificati, lungo tutto il ciclo di vita aziendale, per 

valorizzare le diverse professionalità e i talenti in una logica inclusiva, favorendo la motivazione, il senso di appartenenza e la proattività

delle persone;

• piani di Talent Attraction, anche verticali e legati a settori specifici, sia per profili Expert che Junior, e iniziative mirate alla preparazione 

di pool di persone che possano rappresentare al meglio la strategia e i business nei diversi contesti di esposizione del brand Eni (Global 

Ambassador Programme); 

• programmi strutturati di orientamento, anche volti ad accompagnare le nuove generazioni verso una scelta più consapevole del percorso 

formativo/professionale da intraprendere;

• la comunicazione, in cui sono centrali le azioni di Employer Branding, attraverso campagne di recruiting sui principali canali media, digital 

e tradizionali. 

(108) Associazione no profit di imprese che promuove l’equilibrio di genere, la valorizzazione delle diversità e la cultura inclusiva nelle organizzazioni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025200

Inoltre, Eni, nelle proprie procedure interne promuove e valorizza l’utilizzo in modo continuo e diffuso del feedback, che consente l’espressione 

di valori fondamentali della propria cultura. Un feedback puntuale, oggettivo, costruttivo e tracciato tramite sistemi aziendali contribuisce, 

infatti, allo sviluppo e all’engagement delle persone Eni non solo in occasione di processi istituzionali (valutazione delle performance), ma 

anche in modo continuativo e ogni volta che si manifesti l’esigenza di confronto e ascolto reciproco tra responsabile e collaboratore. Alla 

base del processo di valutazione vi sono obiettivi coerenti con la strategia Eni, sfidanti e bilanciati in relazione al ruolo assegnato. Per quanto 

riguarda i Dirigenti e senior manager, sono previsti obiettivi di business e comportamentali, mentre per le altre risorse sono previsti obiettivi 

qualitativi e quantitativi coerenti con le responsabilità ricoperte e obiettivi comportamentali, adattabili nel corso dell’anno sulla base del con-

fronto tra responsabile e collaboratore.

Formazione e sviluppo delle competenze

Gli interventi formativi coprono a  360  gradi tutti gli aspetti di  crescita  tecnico-professionale, trasversale, personale,  attraverso interventi 

di upskilling e reskilling e nell’ottimale mix tra formazione in presenza e a distanza. La formazione resta la chiave per la costruzione delle 

competenze del futuro negli ambiti e direzioni definite dagli obiettivi aziendali. L’efficacia dei moduli formativi viene misurata attraverso ques-

tionari finali che il dipendente compila per constatare il raggiungimento degli obiettivi formativi; in particolare, al termine dei percorsi sono 

generalmente presenti: i) nei percorsi di tipo tecnico specialistico un test di apprendimento di fine corso; ii) nei corsi obbligatori in ambito 

sicurezza prove pratiche e/o teoriche per il superamento del corso; iii) nei corsi di lingua test conclusivi per attestare il raggiungimento del 

livello previsto; iv) nei percorsi di tipo comportamentale questionari di autovalutazione sulle competenze acquisite. Relativamente alle spese 

rilevanti nel 2025 in ambito forza lavoro di Eni (escluse quelle relative al costo del lavoro esplicitate nella

Nota 30 Costi della sezione Note 

al bilancio consolidato), si segnalano le spese totali di formazione che sono state pari a €32,1 milioni (di cui €0,27 milioni per attività di D&I) e 

che si prevedono, per il prossimo quinquennio, pari a €176,6 milioni, di cui €2 milioni per iniziative D&I. Per le altre spese rilevanti relative alla 

forza lavoro di Eni si veda il capitolo 

Salute e Sicurezza.

SPESE DI FORMAZIONE

(a)

Unità di misura 2025 2024

Spesa media

(b)

per formazione e sviluppo per dipendenti full-time 

(€)

1.015,8

976,2

(a)  Le voci in tabella sono incluse in  Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” della sezione Note al bilancio consolidato. 

(b)  Spesa totale di formazione divisa il numero medio di dipendenti nell’anno.

METRICHE [ESRS 2 MDR-M; S1-6; S1-7; S1-8; S1-9; S1-10; S1-13; S1-15; S1-16]

OCCUPAZIONE, DIVERSITY, FORMAZIONE E RELAZIONE INDUSTRIALI  Unità di misura 2025 2024

Dipendenti (head count)

(a)

(numero) 31.523 31.669

Uomini 

22.495

22.695

Donne 

9.028

8.974

Dipendenti per area geografica 

Italia  21.591 21.688

Africa  1.791 1.769

Americhe  1.358 1.328

Asia  2.514 2.515

Australia e Oceania  87 103

Resto d'Europa  4.182 4.266

Lavoratori a tempo indeterminato 

30.782

30.858

Donne  8.812 8.763

Uomini 21.970 22.095

Lavoratori a tempo determinato

741

811

Donne  216 211

Uomini 525 600

Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, ecc.)

1.341

1.433

Donne  504 526

Uomini 837 907

Lavoratori full-time

31.118

31.248

Donne  8.691 8.623

Uomini 22.427 22.625

Lavoratori part-time 

405

421

Donne  337 351

Uomini 68 70

Dipendenti all’estero locali

(%)

85

85

Dipendenti non italiani in posizioni di responsabilità

16,7

17,4

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 201ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

OCCUPAZIONE, DIVERSITY, FORMAZIONE E RELAZIONE INDUSTRIALI  Unità di misura 2025 2024

Assunzioni da contratto a tempo indeterminato 

(numero)

2.486

2.616

Risoluzioni da contratto a tempo indeterminato 

2.378

2.813

Tasso di Turnover

(b)

(%)

7,5

8,8

Lavoratori non dipendenti

(c)

(numero)

1.341

1.433

Dipendenti per fasce d’età

Under 30 anni 2.965 3.185

30-50 17.517 17.781

Over 50 11.041 10.703

Dipendenti in posizione di responsabilità (Dirigenti 

(d)

)

878

926

Donne (numero) (%) 174 (19,8) 173 (18,7)

Uomini 704 (80,2) 753 (81,3)

Dipendenti coperti da strumenti di valutazione delle performance (dirigenti, quadri, giovani 

laureati)

(e)

(%)

92

94

Donne 91 95

Uomini 93 94

Ore di formazione totali

(ore)

1.058.622

1.027.822

Ore di formazione fruite medie per dipendente

(f)

33,5

32,1

Media per donne 27,5 27,1

Media per uomini 35,9 34,0

Dipendenti che hanno diritto al congedo parentale 

(%)

100

100

Dipendenti che hanno usufruito del congedo parentale 

4

3

Donne 6 4

Uomini 4 3

Gender pay gap

(g)

10

6,8

Total Remuneration Ratio

(h)

(numero)

138

157

Dipendenti coperti da contrattazione collettiva

(i)

(%)

85,7

83,5

Italia 100 100

Estero 48,3 40,1

Dipendenti iscritti ai sindacati

(j)

38,4 36,7

a)  Il numero di dipendenti è calcolato utilizzando la metodologia dell’head count e riguarda i dipendenti attivi al 31/12/2025. I dati relativi all’occupazione differiscono rispetto a quelli 

pubblicati nella Relazione Finanziaria perché comprendono le sole società consolidate integralmente.

b) 

Rapporto tra il numero di dipendenti a tempo indeterminato che hanno lasciato l’azienda nell’anno (t) e il numero totale di dipendenti a ruolo tempo indeterminato dell’azienda attivi 

al 31/12/2024. 

c)  Personale somministrato in Italia e all’estero, calcolato con il metodo dell’head count. Non vi rientrano i lavoratori autonomi che, avendo alla base un contratto di fornitura di prestazi-

oni professionali, sono compresi tra i fornitori.

d)  Si fa riferimento a tutti i dipendenti dell'azienda che, per loro competenza e capacità manageriali, ricoprono ruoli di elevata responsabilità, di autonomia e di potere decisionale tale 

da promuovere, indirizzare e gestire il raggiungimento degli obiettivi dell'azienda.

e)  La percentuale fa riferimento al numero di dipendenti a cui è stata assegnata una scheda obiettivi (con riferimento a dirigenti, quadri e giovani laureati) o coperti da review annuale 

(con riferimento esclusivo a dirigenti quadri e giovani laureati).

f)  Ore di formazione totali diviso il numero medio di dipendenti nell’anno.

g)  Differenza tra la remunerazione media oraria della popolazione maschile e la remunerazione media oraria di quella femminile diviso la remunerazione media oraria della popolazione 

maschile; l’indicatore include benefit in kind e allowance. 

h)  Rapporto tra la retribuzione dell’AD/DG e la mediana dipendenti, calcolato come rapporto del dipendente più pagato dell’organizzazione e la mediana degli altri dipendenti, a livello 

globale, sulla remunerazione fissa e sulla remunerazione complessiva che dal 2024 include benefit in kind e allowance.

i)  Dipendenti il cui rapporto di lavoro è regolato da contratti o accordi di tipo collettivo, siano essi nazionali, di categoria, aziendali o di sito, con esclusione degli accordi individuali. Per 

questo indicatore si considerano i dipendenti a ruolo (società con cui il dipendente stipula il contratto di assunzione). 

j)  All’interno dello Spazio Economico Europeo, viene considerato solo il perimetro Italia in quanto identificato come unico Paese in cui Eni opera con almeno 50 dipendenti e che 

rappresenta almeno il 10% del totale dei lavoratori.

Occupazione e Diversity & Inclusion 

Il numero complessivo delle risorse nel 2025 rimane sostanzialmente allineato con il consuntivo 2024 (-146 unità). Le operazioni di M&A 

di entità limitata (principalmente il deconsolidamento di alcuni asset nel settore Natural Resources all’estero, ad esempio in Tunisia e Con-

go, nonché di società operanti nel CCS nel Regno Unito) e i movimenti di personale Overseas verso le JV, sono compensati da un lieve 

saldo positivo tra assunzioni e risoluzioni, a conferma dell’impegno di Eni verso il ricambio delle competenze necessario per sostenere la 

transizione energetica. Complessivamente, nel 2025 sono state effettuate 2.790 assunzioni (-6,4% ca. vs 2024) di cui 2.486 con contratti a 

tempo indeterminato (-5% ca. vs 2024) con un’incidenza di personale femminile pari a ca. il 40,4%. Circa il 46% delle assunzioni a tempo inde-

terminato ha interessato dipendenti fino ai 30 anni di età. Sono state effettuate 2.703 risoluzioni (700 in Italia e 2.003 all’estero) di cui 2.378 

di dipendenti con contratto a tempo indeterminato (-15% ca. vs 2024), con un’incidenza di personale femminile pari a ca. il 39%. Il 74% dei 

dipendenti con contratto a tempo indeterminato che ha risolto il rapporto di lavoro nel 2024 aveva età inferiore a 50 anni. Il tasso di turnover 

è pari a 7,5%, in leggera riduzione rispetto al 2024 (-1,3 p.p.), principalmente per l’effetto di minori risoluzioni. La presenza media di personale 

locale all’estero è sostanzialmente costante e mediamente intorno all’85% nell’ultimo triennio. L’età media delle persone Eni nel mondo è di 

45,3 anni (46 in Italia e 43,6 all’estero), registrando un lieve incremento rispetto al 2024 (44,9 anni), ascrivibile principalmente alla leggera

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025202

riduzione di turnover. Il  dato relativo ai lavoratori non dipendenti varia a seconda delle esigenze di business e delle flessibilità operative 

richieste ovvero dalla loro trasformazione in contratti stabili. Rispetto al 2024, il numero dei lavoratori non dipendenti ha registrato un lieve 

decremento principalmente per operazioni di M&A.

Relazioni sindacali 

In Italia il 100% dei dipendenti è coperto da contrattazione collettiva in virtù delle normative vigenti. All’estero, in relazione alle specifiche nor-

mative operanti nei singoli Paesi di presenza, tale percentuale si attesta al 48,32%. Nei Paesi in cui i dipendenti non sono coperti da contrat-

tazione collettiva, Eni assicura in ogni caso il pieno rispetto della legislazione internazionale e locale applicabile al rapporto di lavoro nonché

alcuni più elevati standard di tutela garantiti da Eni in tutto il gruppo attraverso l’applicazione di proprie policy aziendali worldwide.

Valorizzazione delle persone e feedback

La valutazione delle performance, nel 2025 ha riguardato complessivamente il 92% della popolazione di dirigenti, quadri e giovani laureati. Si 

conferma una copertura completa per il personale dirigenziale e un trend sostanzialmente in linea con l'anno precedente per quanto riguar-

da quadri e giovani laureati attraverso l’utilizzo consolidato della nuova scheda di valutazione per la popolazione non manageriale. La lieve 

riduzione è riconducibile a specifici casi di operazioni societarie, assunzioni di personale effettuate negli ultimi mesi dell'anno o limitati casi 

di assenze prolungate.

Formazione e sviluppo delle competenze

Il 2025 ha chiuso con un leggero incremento sui vari indicatori rispetto all’anno precedente. In particolare, si riscontra un incremento del 3% 

delle ore totali e del 4,4% sulle ore medie totali per dipendente. In crescita anche la spesa totale e la spesa media per dipendente nell’ordine 

di rispettivamente del 2,5% e 4,1%. Delle oltre 1 milione di ore di formazione nell’anno, il 77% sono state fruite da uomini e il 23% da donne in 

continuità con l’anno precedente, con un incremento delle ore medie per le donne pari all’1,5%.

Remunerazione e salari adeguati

Per quanto riguarda il rapporto tra la remunerazione dell’AD/DG e la mediana dei dipendenti (Total Remuneration Ratio), l’indicatore nel 2025 

risulta in riduzione rispetto al 2024 ed è pari a 138 in relazione ad un valore più contenuto dell’incentivo di lungo termine. Il Gender Pay Gap,

ovvero il gap retributivo tra uomo e donna a livello globale è pari al 10% in incremento rispetto al 2024 in relazione all’integrazione di nuove 

società acquisite all’estero in Paesi che presentano una distribuzione della popolazione e livelli retributivi eterogenei rispetto agli altri Paesi. 

L’indicatore, calcolato secondo lo standard richiesto, può essere influenzato da fattori oggettivi non discriminatori, quali: livello di categoria 

professionale e ruolo ricoperto, anzianità nel ruolo, orari e condizioni di lavoro (es. turni e relative indennità), performance individuale, nonché

dalla numerosità e dalla distribuzione della popolazione femminile rispetto alla popolazione maschile. Pertanto, Eni effettua ulteriori analisi, 

a parità dei fattori oggettivi sopra menzionati, al fine di evidenziare i gap effettivi e adottare le opportune azioni correttive. In particolare, nel 

2025 l’analisi a parità di livello di ruolo/anzianità ha evidenziato un pay gap medio a livello globale pari al 2,3% statisticamente poco significa-

tivo e in linea con il 2024. Per garantire salari dignitosi, Eni applica, in ciascun Paese in cui opera, riferimenti salariali di politica ampiamente 

superiori ai minimi di legge/contrattuali, nonché al 1° decile del mercato retributivo locale e verifica annualmente il posizionamento retributivo 

delle proprie persone, adottando eventuali azioni correttive. I riferimenti che Eni utilizza per il confronto sono i minimi stabiliti per legge o 

per contratto in ciascun paese e i minimi di mercato delle medie-grandi aziende locali, largamente superiori alle soglie di povertà stabilite da 

Eurostat per l’Unione Europea e da Wage Indicator per gli altri paesi. Maggiori dettagli sugli indicatori di pay gap e dei minimi salariali e sulle 

politiche di remunerazione Eni sono riportati nella 

Relazione sulla Politica di Remunerazione 2026 e sui compensi corrisposti.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 203ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

SALUTE & SICUREZZA [ESRS S1; ESRS S2; ENTITY SPECIFIC]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; S1-1; S2-1]

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Principio di promozione della salute e sicurezza nel rispetto dei più alti standard internazionali, delle specifiche 

normative e dei regolamenti dei Paesi, per assicurare una gestione basata sui principi di precauzione, prevenzione, 

protezione e gestione del rischio. 

• Impegno a predisporre idonei strumenti di prevenzione e protezione da ogni comportamento colposo o doloso, 

anche di terzi, che potrebbe provocare danni diretti o indiretti alle Persone di Eni e/o alle risorse materiali e immateriali 

dell’azienda.

• Impegno alla chiarezza e trasparenza del flusso informativo nei confronti delle persone Eni, della collettività e dei partner 

sulle necessarie misure preventive e protettive da attuare, per eliminare i rischi legati ai processi e alle attività.

• Impegno alla diffusione di una cultura della salute e sicurezza e a non assumere comportamenti illeciti o pericolosi. 

Codice di Condotta di 

Fornitori

• Impegno richiesto ai propri fornitori di valutare preventivamente i rischi sulla salute e sicurezza, predisponendo idonei 

strumenti di prevenzione e protezione e contribuendo alla preparazione e gestione efficace delle emergenze, e di 

perseguire il miglioramento continuo, partecipando al monitoraggio e controllo dei kpi, adottando proattivamente le 

buone prassi e condividendo le lesson learned di tutti gli eventi incidentali.

Policy ECG Rispetto 

dei Diritti Umani in Eni

• Impegno alla creazione di un ambiente di lavoro sicuro e sano per tutti i lavoratori con l’impegno ad operare in un’ottica 

di miglioramento continuo e responsabilizzazione di tutti i livelli aziendali. 

• Tutela della salute e del benessere psico-fisico e sociale delle proprie persone, con particolare attenzione alle situazioni 

di maggiore fragilità e all’accesso ad adeguati servizi sanitari.

Corpo Normativo Interno • Modalità operative per assicurare la sorveglianza sanitaria e prevenire l’insorgere di malattie di origine lavorativa; 

clusterizzazione in base al rischio salute e relativi adempimenti; 

• Modalità di gestione delle emergenze sanitarie; 

• Modalità operative per lo sviluppo di efficaci misure di prevenzione e protezione a tutela del personale, dei fornitori e 

degli asset di proprietà, in linea con il corpo normativo HSE. 

• Principi relativi alla sicurezza sul lavoro e all’igiene industriale, oltre che alla sicurezza di processo con lo scopo di 

prevenire rischi di incidente significativi grazie all’applicazione di elevati standard gestionali e tecnici, la sicurezza 

prodotto, la gestione delle emergenze e la promozione di una cultura della sicurezza.

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T; S1-5]

I target e gli impegni sui temi salute e sicurezza, in linea con lo scorso anno, si collegano ai principi delle Policy e fanno riferimento specifico 

ad attività a tutela della salute psico-fisica dei lavoratori con riferimento all’ambiente di lavoro e alle situazioni di fragilità e alla sicurezza delle 

persone. Tali target sono condivisi con le strutture che sono responsabili del loro raggiungimento e la tematica sicurezza (con un indicatore 

specifico definito da Eni a partire dal TRIR) è parte dell’incentivazione variabile dell’AD e del management.

Il monitoraggio di target e impegni 

avviene su base semestrale attraverso i processi di riesame Salute, Sicurezza e Ambiente nonché, con frequenza maggiore, attraverso l'utiliz-

zo di metriche specifiche per assicurare gli opportuni interventi nei casi di disallineamento rispetto agli andamenti attesi.

period

Target Al

Performance 

al 2025

Anno base e relativo 

valore di riferimento

Note 

(Scopo, Metodologia, Evidenze)

Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) ≤0,50

(a) 

2026-30

0, 55

(b)

0,56 (media ultimi 5 anni)

Target relativo; Include sia lavoratori 

propri che contrattisti 

85% dipendenti con accesso al servizio di supporto psicologico 2028 80% 

2022: 68% 

Target relativo

Perimetro: consolidate integrali 

% di dipendenti sul totale 

150 sensori installati per testare la salubrità degli ambienti di 

lavoro indoor in siti Italia ed estero 

2028 140

2022: 0 

Target relativo

Perimetro: consolidate integrali 

Applicabile ai siti operati

a) Il target è stato aggiornato a seguito del ricalcolo della baseline e risulta quindi rivisto rispetto al FY 2024\. Il perimetro di riferimento del target si riferisce alle realtà operate da Eni; il target 

conferma l’impegno al miglioramento continuo delle proprie performance in coerenza con il nuovo piano strategico Eni.

b)  Non è riportato il grado di raggiungimento del target in quanto il target determinato con il nuovo perimetro si riferisce al periodo 2026-30.

  


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SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025204

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM-3; S1 SBM-3; S2 SBM-3; ENTITY SPECIFIC]

Impatti materiali 

La presenza, spesso in località remote, di beni ed asset per la produzione di petrolio, gas ed energia rende necessaria una gestione efficace dei rischi

per proteggere la sicurezza delle persone, delle comunità e delle operazioni in relazione a potenziali infortuni sul lavoro ed incidenti agli asset e alle 

infrastrutture, che possono produrre impatti negativi anche a livello ambientale. Il focus primario si concentra attorno all'identificazione e mitigazio-

ne di potenziali pericoli che potrebbero tradursi in impatti negativi. Al pari della sicurezza, anche la salute e il benessere dei lavoratori rappresentano 

per l’azienda un valore inestimabile, che viene protetto e promosso attraverso iniziative di promozione della salute rivolte sia ai lavoratori propri che 

nella catena del valore. L’esercizio delle attività lavorative può però produrre potenziali malattie professionali contratte a seguito di un’esposizione

prolungata ad agenti di rischio presenti negli ambienti di lavoro, impattando sia i lavoratori propri che nella catena del valore. L’impatto può essere 

provocato sia dalla lavorazione svolta, sia dall’ambiente in cui la lavorazione stessa si svolge. Le principali malattie professionali possono derivare 

dall’esposizione ad agenti chimici, biologici, fisici oppure possono essere legate a fattori ergonomici o psicosociali. 

Rischi ed opportunità materiali

In riferimento ai rischi materiali, Eni identifica i seguenti: i) incidenti rilevanti di processo (ad esempio incendi/esplosioni, sversamenti o ri-

lasci di sostanze pericolose) e incidenti di asset integrity; ii) incidenti associati ad altre attività non di “processo”, come servizi di trasporto 

stradale e ferroviario, navale, stazioni di rifornimento, reti di distribuzione gas, reti canalizzate GPL; iii) blow out a seguito del verificarsi di un 

flusso incontrollato di idrocarburi all’interno dei pozzi. E’ inoltre, risultato materiale il rischio

109

di global security, legato al possibile verificarsi 

di scenari avversi e/o potenziali minacce nelle aree di interesse strategico di Eni derivante da azioni o eventi di carattere doloso o colposo di 

matrice criminale o politica, con possibili danni alle persone Eni, in particolare ai gruppi di lavoratori che operano in tali contesti. Infine, tra i 

rischi materiali per Eni vi è anche quello biologico, legato alla possibile diffusione di epidemie e pandemie. A tal fine, Eni analizza e monitora 

costantemente i contesti epidemiologici locali per una migliore prevenzione e gestioni di eventuali focolai e pandemie emergenti. Non sono 

state individuate opportunità materiali. 

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A; S1- 4]

A conferma del fatto che la salute e sicurezza dei dipendenti sono per Eni un valore imprescindibile e fondamentale per le condizioni di la-

voro di ciascuno, viene garantito il massimo livello di supervisione con lo scopo di raggiungere operazioni sicure. A questo proposito tutte 

le realtà a rischio significativo sono coperte da certificazione ISO 9001, 14001, 45001 e 50001 o ne hanno pianificato il conseguimento. Per 

la mitigazione e gestione dei rischi relativi alla salute e sicurezza, è stato istituito un sistema di gestione risk-based. In questo ambito, tutti 

gli eventi incidentali, compresi i near miss, e le unsafe condition/unsafe act sono segnalati, analizzati e monitorati con le necessarie azioni 

correttive e preventive. Questo sistema viene continuamente migliorato, tenendo conto degli eventi che si verificano nelle nostre operazioni 

e nel settore. Di seguito sono rappresentate le azioni poste in essere da Eni sulla base degli impatti, rischi e opportunità materiali identificati, 

suddivise per: i) Sicurezza delle persone; ii) Sicurezza di processo; iii) Asset integrity iv) Salute delle persone; v) Salute e sicurezza nella 

catena del valore. 

Sicurezza delle persone 

Eni investe costantemente nell’implementazione delle azioni necessarie per garantire la sicurezza delle persone nei luoghi di lavoro, e 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 l’impegno rivolto all’azzeramento degli infortuni. Per prevenire gli infortuni, oltre al continuo aggiornamento dei documenti 

gestionali e delle istruzioni operative, nel 2025, le principali azioni implementate hanno riguardato: 

• iniziative per sensibilizzare e coinvolgere i lavoratori sui temi della sicurezza (Campagna Safety Golden Rules e Principles, filone forma-

tivo sulla Safety Leadership, technical e behavioral safety Coaching Program, promozione della Stop Work Authority

110

);

• utilizzo di uno strumento di intelligenza artificiale (Safety Presense) in grado di prevedere situazioni ricorrenti di pericolo a partire dai 

segnali deboli registrati nei database di sicurezza. Questo ha generato dalla sua messa in produzione più di 800 alert che hanno portato 

all’implementazione di azioni preventive mirate;

• implementazione di nuove tecnologie digitali a supporto della sicurezza operativa e dei processi HSE;

• applicazione del modello di analisi dei comportamenti e dell’affidabilità umana (metodologia THEME) per individuare strategie di inter-

vento per rafforzare le barriere umane.

(109) Per approfondimenti sulla connessione tra i rischi e la strategia e il modello di business di Eni si veda il capitolo  Modello di business e per le azioni di trattamento si veda il 

Capitolo 

Risk Management Integrato e  Fattori di rischio e Incertezza.

(110) Con la Stop Work Authority ogni lavoratore, in qualsiasi sito Eni, ha l’autorità di interrompere un’attività quando rileva un comportamento o una condizione pericolosa.

  


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CONSOLIDATO

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SULLA GESTIONE 205ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Sicurezza di processo [ENTITY SPECIFIC]

In ambito Process Safety, per ridurre al minimo gli incidenti, Eni, oltre ad adottare un sistema di gestione specifico per la sicurezza di pro-

cesso, ha realizzato diverse azioni, tra cui: i) la diffusione su tutti i siti operativi della campagna sui Process Safety Fundamentals, ossia, i 

principi di sicurezza di processo da seguire durante le attività in impianto; ii) la formazione di risorse tecnico/operative e di area HSEQ tramite 

un percorso formativo appositamente sviluppato sulla Process Safety in Eni; iii) aggiornamento degli standard di sicurezza di processo per 

includere requisiti di progettazione specifici per l’idrogeno, la CO

2

e altre sostanze da nuove filiere; iv) lo svolgimento di audit specifici su tutti 

i livelli dell’organizzazione e monitoraggio degli andamenti dei principali indici di performance leading e lagging; v) l’utilizzo di un tool digitale 

per la previsione e prevenzione degli incidenti rilevanti a partire dai segnali deboli di sicurezza di processo.

SPESE

(a)

Unità di misura 2025 2024

Spese totali Sicurezza (€ milioni) 326 340

(b)

di cui: impianti, attrezzature e gestione antincendio 87 94

di cui: manutenzione di impianti e attrezzature 79 72

di cui: sicurezza degli stabilimenti, degli edifici e dei mezzi di trasporto 64 73

Spese per attività di igiene industriale 7 8

(a)  Le voci in tabella sono incluse in  Nota 12 Immobili, Impianti e Macchinari e in Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” della sezione Note al bilancio consolidato. 

Si segnala che la voce “Spese totali Sicurezza” include ulteriori tipologie di spesa non elencate in tabella.

(b)  Dato modificato rispetto a quanto pubblicato in RdS 2024 a causa di una modifica dei dati avvenuta a valle della pubblicazione del documento. 

In materia di sicurezza delle persone e degli asset, Eni ha stanziato per il prossimo quinquennio risorse per €1,8 miliardi, di cui in particolare: 

per impianti, attrezzature e gestione antincendio (€0,5 miliardi), sicurezza degli stabilimenti e dei mezzi di trasporto (€0,4 miliardi), manuten-

zione degli impianti e delle attrezzature di sicurezza (€0,4 miliardi), controlli, supervisioni, ispezioni e collaudi (€0,4 miliardi).

Asset integrity

Eni applica a tutte le attività di sviluppo e gestione dei propri impianti il processo di asset integrity allo scopo di garantire la miglior integrità

della progettazione e della costruzione, nonché il massimo rigore nella loro operatività fino alla dismissione, gestendo i rischi nel rispetto 

della sicurezza per le persone,  della salvaguardia dell’ambiente. In ambito asset integrity, Eni  attribuisce un ruolo centrale alle  attività di 

monitoraggio tecnico. Tali attività consentono di verificare in modo strutturato e indipendente l’adeguatezza dei presìdi operativi, l’efficacia 

dei processi di gestione dell’integrità e la corretta attuazione dei requisiti normativi e aziendali, diffondendo al contempo le lezioni apprese 

e le migliori pratiche. In questo ambito si inserisce il ruolo di una funzione dedicata che presidia trasversalmente il processo di valutazione 

tecnico-operativa degli asset industriali strategici Eni. La funzione opera in stretta integrazione con gruppi di lavoro interfunzionali dedicati 

all’asset integrity sia nell’area upstream sia in quella downstream, favorendo un approccio coordinato e condiviso alla pianificazione e allo 

svolgimento delle attività di verifica. Nel corso del 2025, a supporto del monitoraggio tecnico in ambito asset integrity, sono stati sviluppati 

due strumenti chiave: i) un tool specifico (AIPE Tool) che fornisce un ambiente unico e integrato per la raccolta e la gestione dei dati delle 

verifiche di asset integrity, la riduzione delle ridondanze informative e il monitoraggio strutturato, tramite dashboard e KPI standardizzati; ii) 

uno strumento, basato su tecniche di intelligenza artificiale, che supporta la funzione dedicata nell’analisi sistematica degli assessment. Nel 

loro insieme, i due strumenti rafforzano l’efficacia complessiva del sistema di monitoraggio tecnico, abilitando un approccio integrato, data 

driven e orientato alla prevenzione dei rischi emergenti.

Salute delle persone 

Eni ha sviluppato un sistema di gestione della salute integrato in tutte le realtà operative, che comprende: i) le attività di medicina del lavoro 

in collegamento con le attività di igiene industriale; ii) la medicina del viaggiatore; iii) l’assistenza sanitaria ed emergenza medica per le per-

sone Eni; iv) i presidi emergenziali e i servizi e le iniziative a supporto di situazioni di fragilità, della salute mentale e volte all’inclusione; v) la 

promozione della salute, finalizzata a diffondere la cultura della salute attraverso iniziative e servizi di welfare sanitario a favore dei lavora-

tori e dei loro famigliari con una copertura per l’intera popolazione Eni; vi) attività a tutela e promozione della salute delle comunità (si veda

Comunità locali); vii) la formazione e l’aggiornamento continuo del personale sanitario. L’applicazione del sistema di gestione della salute, 

  


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DI ESERCIZIO

ALLEGATI

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CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025206

inteso come insieme di azioni volte al miglioramento continuo, garantisce un costante impegno per la mitigazione degli impatti negativi e 

la sua implementazione viene monitorata periodicamente anche attraverso attività di audit. Il sistema di gestione della salute si avvale sia 

di risorse interne, professionisti sanitari e gestionali, che di una rete di provider esterni specializzati, come Università e centri di eccellenza 

sanitaria. Nel 2025 sono state potenziate le iniziative per promuovere la salute e il benessere, le azioni principali comprendono:

• medicina del lavoro e igiene industriale, tra cui: i) attività di ricerca per la valutazione, identificazione e controllo dei fattori di rischio che 

possono avere impatti sul benessere dei lavoratori in relazione ai nuovi business; ii) definizione di procedure operative per il comfort e 

la salubrità degli ambienti di lavoro indoor; iii) misurazione della salubrità degli ambienti di lavoro indoor attraverso sensori (testati 140 

sensori presso i siti operativi onshore in Italia ed estero); 

• assistenza sanitaria ed emergenza medica per i lavoratori Eni e le loro famiglie, coerentemente con le risultanze delle analisi dei bisogni 

e dei contesti epidemiologici, operativi, legislativi. Sono stati rafforzati o estesi programmi quali: i) servizi e prestazioni per la prevenzione, 

diagnosi, cura e gestione delle patologie acute e croniche, per lavoratori e, ove applicabile, famigliari; ii) servizio di supporto psicologico 

online per i dipendenti in Italia e all’estero (disponibile per l’80% delle persone Eni); iii) servizio di Primo Soccorso Psicologico (PFA) dis-

ponibile per tutti i dipendenti in Italia e all’estero in casi di eventi catastrofici e inaspettati; iv) attività di sensibilizzazione e servizi specifici 

riguardanti l’assistenza di genere; in Italia, ad esempio, è disponibile una helpline dedicata alle vittime di molestie e violenza di genere; v) 

nuovo programma a tutele del benessere cognitivo dei lavoratori over 50; vi) pacchetto di servizi di assistenza sanitaria gratuita H24 per le 

persone Eni e i loro famigliari in Italia (telemedicina, servizi medici domiciliari, prenotazioni e colloqui anamnestici);

• attività di promozione della salute, quali: i) sensibilizzazione in relazione a malattie endemiche, come la tubercolosi e la malaria, malattie 

sessualmente trasmissibili e malattie non trasmissibili, come il diabete e le malattie cardiovascolari in tutto il mondo; ii) estensione in 

nuove città italiane del servizio di check-up biennale gratuito per la prevenzione oncologica e cardiovascolare che ha coinvolto il 97% della 

popolazione Eni in Italia; iii) rilancio del servizio di assistenza sociale in Italia.

Per quanto riguarda le risorse future, gli investimenti per le attività salute previsti per il quinquennio 2026-2030 risultano pari a circa €357 

milioni.

SPESE

(a)

Unità di misura 2025 2024

Spese totali salute (€ milioni)  45,8 47,9

di cui: per attività di assistenza medica e gestione delle emergenze

20,5 22,6

di cui: per attività di sorveglianza sanitaria e medicina del lavoro

16,6 14,9

di cui: per attività di salute delle comunità

4,6 7,5

di cui: per attività di promozione della salute

1,9 1,4

di cui: per attività di formazione e di gestione

2,3 1,5

(a)  Le voci in tabella sono incluse in  Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” della sezione Note al bilancio consolidato.

Sicurezza e salute nella catena del valore [S2-4]

Eni si impegna al miglioramento della sicurezza dei lavori in appalto e all’erogazione di servizi di formazione ed addestramento specialistico, 

nonché al supporto operativo HSE al business. In questo ambito le principali azioni del 2025 hanno riguardato: 

• Presidio e supporto proattivo nel processo di miglioramento dei fornitori, promuovendo modelli di gestione caratterizzati da una cultura 

della sicurezza e della tutela dell’ambiente sempre più preventiva, gestendo puntualmente le situazioni rilevate al di sotto dello standard 

e valorizzando le buone prassi innovative individuate, assicurandone la condivisione fra i contrattisti. I Patti per la Sicurezza e l’Ambiente 

(accordi volontari con le imprese) attivi nel 2025 sono stati in 65 siti in Italia e 22 all’estero e nel 2026 si estenderanno, non solo ai grandi 

progetti di transizione energetica (Bioraffinerie di Sannazzaro de Burgondi e Priolo, oltre alla Giga Factory di Brindisi), ma anche ad ulteriori 

realtà all’estero di Versalis, Enilive e per alcune società/JV del settore Global Natural Resources; 

• attività di formazione e sensibilizzazione in materia di salute e sicurezza sul lavoro con i fornitori strategici per promuovere i principi chi-

ave della cultura della sicurezza. Il programma si è focalizzato sul coinvolgimento attivo del management, sul rafforzamento e monitorag-

gio delle competenze, sull’applicazione del principio della "Stop Work Authority" e sull’adozione di tutte le misure necessarie per garantire 

la sicurezza. È stato inoltre svolto un webinar rivolto ai contrattisti, con l’obiettivo di promuovere una corretta gestione delle competenze 

del personale impiegato negli appalti e una corretta organizzazione delle squadre operanti e dei subappaltatori coinvolti, favorendo al 

contempo la condivisione delle best practice di settore. Infine, in occasione degli Eni Supply Chain Awards, sono state valorizzate alcune 

delle best practice in ambito sicurezza: diversi fornitori virtuosi sono stati premiati per essersi distinti sia per le performance operative nei 

siti, sia per l’adozione di soluzioni innovative sviluppate anche a beneficio dell’intera filiera;

  


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DI ESERCIZIO

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CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 207ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

• la gestione degli impatti per la salute lungo la catena del valore della filiera agroindustriale. Nell’ambito di un partenariato globale con 

l’Organizzazione Internazionale del Lavoro (ILO), Eni attua un programma strutturato volto a rafforzare la salute e sicurezza sul lavoro e 

ad ampliare l’accesso alla protezione sociale lungo le catene del valore dell’agribusiness. In Kenya, le iniziative hanno raggiunto una fase 

avanzata di implementazione, traducendo le valutazioni analitiche in azioni concrete a livello operativo. In Costa d’Avorio, specifiche valu-

tazioni hanno consentito di individuare aree prioritarie di miglioramento delle pratiche in materia di salute e sicurezza e di copertura della 

protezione sociale. Sulla base di tali esperienze, il partenariato è stato esteso alla Repubblica del Congo, dove le attività sono state avviate 

alla fine del 2025 e sono attualmente focalizzate sull’impostazione del programma e sul coinvolgimento degli stakeholder. Il programma 

coinvolge piccoli e grandi agricoltori, aggregatori, cooperative e produttori lungo la catena del valore, contribuendo al miglioramento delle 

condizioni di lavoro e all’allineamento agli standard internazionali in materia di lavoro. 

METRICHE [ESRS 2 MDR-M; S1-14]

Sicurezza delle persone

Il sistema normativo interno HSE di Eni prevede che tutte le realtà con personale dipendente adottino un sistema di gestione HSE. Per tutte 

quelle realtà con un numero di dipendenti superiore a 250 o che svolgono attività industriali, oltre a sviluppare un sistema di gestione si richie-

de di certificarlo secondo gli standard ISO 45001 e ISO 14001. Per quanto riguarda il sistema di gestione della salute di Eni, tutti i dipendenti 

e contrattisti sono coperti, grazie anche a specifiche procedure interne applicate in conformità alle normative vigenti nei Paesi in cui l’azienda 

opera. Nel 2025 l’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) ha registrato un miglioramento rispetto al 2024, sia per i contrattisti che 

per i dipendenti; per entrambe le categorie si osserva una riduzione sensibile nel numero di eventi (44 infortuni nel 2025 rispetto ai 69 per i 

contrattisti e 34 rispetto ai 42 del 2024 per i dipendenti); inoltre nel corso dell’anno non si sono verificati né eventi mortali né eventi con esito 

l’inabilità. L’indice di mortalità (Fatality index) risulta pari a zero sia per i dipendenti che per i contrattisti.

INDICI INFORTUNISTICI Unità di misura

Dipendenti Contrattisti

(a)

2025 2024 2025 2024

Percentuale di lavoratori coperti da un sistema di gestione della salute e sicurezza 

basato su requisiti legali e/o standard o linee guida già riconosciuti

(b)

  


(%) 100 100 100 100

Numero di decessi in seguito ad infortuni sul lavoro 

(numero) 0 0 0 5

Infortuni totali registrabili

(c)

  


34 42

(e)

44 69

(e)

Indice frequenza infortuni totali registrabili (TRIR)

(infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,60 0,73

(e)

0,51 0,68

(e)

Numero di giorni persi a causa di infortuni sul lavoro 

1.801 1.039

(e)

4.337 1.705

(e)

Fatality index 

(infortuni mortali/ore lavorate) x 100.000.000 0,00 0,00 0,00 4,96

Numero di ore lavorate

(d)

  


(milioni di ore) 56,3 57,7

(e)

86,5 101,0

(e)

(a)  Ai fini della reportistica si considerano i dati relativi a contrattisti/subcontrattisti o Partner Tecnologici operanti nelle modalità contrattuali di seguito definite: Modalità 1: il contrattista/sub 

contrattista o Partner Tecnologico fornisce personale, processi, mezzi, materiali e attrezzature per l’esecuzione del contratto di servizi/lavori sotto la supervisione, istruzioni e sistema 

di gestione HSE di Eni. Il contrattista/sub contrattista ha un suo sistema di gestione HSE per fornire la garanzia che il personale per il quale è responsabile, sia qualificato e idoneo per 

il lavoro, e che i processi, i mezzi, materiali e attrezzature che fornisce siano idonei e adeguatamente sottoposti a manutenzione e adeguati allo scopo del contratto. Questa modalità

richiede il reporting delle performance HSE. Modalità 2: il contrattista/subcontrattista o Partner Tecnologico fornisce personale, processi, mezzi, materiali e attrezzature per l’esecuzione 

del contratto, sotto il proprio sistema di gestione HSE, fornendo le necessarie istruzioni e supervisione e verificando l’adeguato funzionamento del suo sistema. Questa modalità richiede 

interfaccia o collegamenti (bridging) con il sistema di gestione Eni e il reporting delle performance HSE. Eni è responsabile di verificare la generale efficacia dei controlli gestionali HSE 

messi in atto dal contrattista, incluse le sue interfacce con i subcontrattisti, e assicurando che i sistemi di gestione HSE, sia di Eni che del contrattista, siano compatibili.

(b)  Tra le principali linee guida si cita la noma ISO 45001.

(c)  Somma di infortuni sul lavoro (LTI), Limitazioni al lavoro (RWDC) e Trattamenti medici (MTC).

(d)  Ore lavorate dal personale dipendente o da personale contrattista, considerando le ore contrattuali e degli straordinari, al netto delle ferie, delle assenze per malattie e dei permessi 

non recuperati. Per il personale operante su piattaforme e su navi o metaniere si assume un numero di ore standard secondo le linee guida di settore. L’indicatore è calcolato da 

sistemi di rilevazione delle presenze o sulla base dell’orario contrattuale settimanale.

(e)  Dati rettificati rispetto ai valori pubblicati nella RdS 2024 per inclusione di eventi/ore classificati successivamente alla chiusura della contabilità 2024.

INDICI INFORTUNISTICI FORZA LAVORO Unità di misura 2025 2024

Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) forza lavoro

(infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,55 0,70

(b)

Near Miss

(a)

(numero) 634 563

(a)  Evento incidentale la cui origine, svolgimento ed effetto potenziale sono di natura incidentale e il cui esito non si è rilevato dannoso, grazie a concomitanze favorevoli e fortunose o 

all’intervento mitigativo di sistemi tecnici e/o organizzativi di protezione.

(b)  Dato rettificato rispetto ai valori pubblicati in RdS 2024 per inclusione di eventi/ore classificati successivamente alla chiusura della contabilità 2024.

  


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DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025208

Salute 

Per quanto riguarda le malattie professionali, nel 2025 si registrano 35 denunce, di cui 11 riguardanti personale attualmente impiegato e 24 

relative ad ex dipendenti (di cui una presentata da eredi). Nel 2025, il numero di servizi sanitari sostenuti da Eni ammonta a 213.019, di cui il 

70% a favore di dipendenti, il 15% a favore di famigliari, il 14% a favore di contrattisti e circa l’1% a favore di altre persone (ad esempio visita-

tori). Il numero di partecipazioni ad iniziative di promozione della salute nel 2025 è di 156.227, di cui il 73% da parte di dipendenti, il 24% da 

parte di contrattisti e il 3% da parte di famigliari.

INDICATORI SALUTE Unità di misura

Dipendenti

Contrattisti

2025 2024 2025 2024

Numero di denunce di malattie professionali presentate

(a)

(numero)

11 8 0

0

Numero di denunce di malattie professionali presentate da eredi

(b)

1 0 0 0

(a)  Rappresenta il numero di casi di 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 causate da un’esposizione prolungata ad agenti di rischio, provocati dalla lavorazione o dall’ambiente. I principali agenti di rischio sono: i) agenti 

chimici e cancerogeni (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). Altre tipologie di rischio che possono dar luogo, nell’ambiente di lavoro, a malattie professionali sono: iv) rischi ergonomici (es. di malattia: patologie muscolo-schelet-

riche); v) rischi psicosociali (es. di malattia: disturbo dell’adattamento). 

(b)  Indicatore utilizzato come proxy del numero di decessi dovuti a malattie professionali.

Sicurezza di processo [ENTITY SPECIFIC]

Nel 2025 si è assistito ad un’ulteriore diminuzione della somma degli incidenti di sicurezza di processo Tier 1 e Tier 2

111

, che è in continua 

diminuzione dal 2018\. In particolare, sono stati registrati 4 eventi di Process Safety (PSE) Tier 1 e 6 Tier 2\. La metà dei PSE (50%) ha avuto 

come esito uno sversamento di prodotto, il 40% il rilascio di gas e il 10% un incendio/esplosione. 

SICUREZZA DI PROCESSO Unità di misura 2025 2024

Eventi di Process safety Tier 1

(a)

(numero)

4

5

Eventi di Process safety Tier 2

(a)

6 10

(a)  Perdita di contenimento primario, ossia rilascio non pianificato o non controllato di qualsiasi materiale, inclusi materiali non tossici ed infiammabili, da un “processo”.

(111) Gli incidenti di sicurezza di processo sono classificati, in funzione della gravità, in Tier 1 (più gravi), Tier 2, Tier 3 (meno gravi).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 209ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

LAVORATORI NELLA CATENA DEL VALORE DI ENI [ESRS S2]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; S2-1]

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Aspettativa che i propri interlocutori adottino comportamenti socialmente responsabili e sviluppino adeguati programmi

e presidi etici, coerenti con i principi e i comportamenti presentati nel Codice Etico Eni; per quei soggetti che non 

dovessero soddisfare le aspettative e non agiscano in coerenza con tali principi, Eni si riserva il diritto di adottare misure 

appropriate.

Policy ECG Rispetto 

dei Diritti Umani in Eni

• Impegno a non violare i diritti umani e a porre rimedio ad eventuali criticità che dovessero derivare dalle attività in cui Eni 

è coinvolta.

• Coinvolgimento delle proprie terze parti nella prevenzione o mitigazione degli impatti negativi sui diritti umani che le loro 

attività, prodotti o servizi potrebbero causare o contribuire a causare. 

• Impegno alla tutela dei diritti umani nella catena di fornitura attraverso: i) un modello di valutazione dei fornitori 

con focus sui diritti umani; ii) l’obbligo contrattuale per i fornitori di impegnarsi a rispettare i principi contenuti nelle

normative, linee guida e best practice che hanno lo scopo di prevenire le violazioni in materia di Diritti Umani, nonché il 

Codice Etico e il Codice di Condotta Fornitori di Eni.

• Impegno nell’individuare e contrastare le violazioni dei diritti umani nella propria catena di fornitura, incluse forme di 

lavoro forzato, moderna schiavitù e sfruttamento lavorativo.

Codice di Condotta

Fornitori

(a)

• Impegno da parte del fornitore ad operare con integrità, salvaguardando le proprie persone e promuovendo l’adozione di 

tali principi anche nella propria catena di fornitura.

• Impegno da parte del fornitore alla promozione della salute e sicurezza delle persone oltre che al rispetto dei diritti dei 

lavoratori, stabilendo condizioni di lavoro eque; divieto di lavoro minorile, forzato e irregolare, traffico di esseri umani, 

forme di moderna schiavitù.

• Impegno da parte di Eni a mettere a disposizione degli stakeholder, tra cui i fornitori e i loro dipendenti, strumenti 

di segnalazione; relativa aspettativa che i fornitori mettano a disposizione dei lavoratori e delle comunità (con cui 

interagiscono nell’interesse di Eni) propri meccanismi di rimedio.

Codice di condotta Agri-Fe-

edstock

• Impegno da parte del fornitore a operare con integrità e nel rispetto dei diritti umani, promuovendo l’adozione dei principi 

nella propria organizzazione e catena di fornitura.

Posizione Eni sui Conflict 

Minerals

• Obiettivo di riduzione dei rischi di violazione dei diritti umani, anche indiretti, in relazione all’estrazione, produzione e 

fornitura di alcuni minerali in aree di conflitto dell’Africa Centrale soggette all’influenza di gruppi armati illegali.

Corpo Normativo Interno • Modello risk-based e modalità operative per la gestione dei diritti umani nel processo di procurement.

• Definizione delle priorità, target e piani d’azione con riferimento alle attività di due-diligence in ambito sostenibilità sulla

catena di fornitura.

a)  Il Codice di condotta fornitori è allineato alla Dichiarazione ILO sui principi e i diritti fondamentali del lavoro e con i principi espressi nel Codice Etico, nella Policy ECG Anti-Corruzione 

e nella Policy ECG sul Rispetto dei Diritti Umani in Eni.

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDRT; S2-5]

I target di Eni relativamente al rispetto dei diritti umani dei lavoratori nella catena del valore rientrano nei più ampi obiettivi di valutazione ESG 

dei fornitori ed al loro coinvolgimento per il raggiungimento di una transizione equa e sostenibile, approfonditi nella sezione 

La gestione 

sostenibile della catena di fornitura, mentre per le tematiche di sicurezza e salute si rimanda alla sezione 

Salute & Sicurezza.

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM-3; S2 SBM-3]

I lavoratori della catena del valore

Nella classificazione dei lavoratori della catena del valore più attenzionati da Eni, sono principalmente considerati: i) coloro che lavorano per i 

fornitori di Eni ed in particolare le persone che lavorano presso i siti operativi Eni; ii) coloro che lavorano per i business partner di Eni

112

, inclusi 

quelli in joint venture. In determinati contesti geografici maggiormente a rischio, vi sono lavoratori che possono essere considerati maggior-

mente vulnerabili, quali ad esempio lavoratori migranti, lavoratori che operano in aree remote o appartenenti a gruppi di minoranza, e quindi 

esposti

a potenziale rischio di lavoro forzato, schiavitù moderna o lavoro minorile

113

.

(112) Ivi inclusi, ad esempio, coloro che sono coinvolti nelle attività logistiche, di distribuzione, vendita.

(113) Le aree geografiche maggiormente a rischio, identificate con il data provider specialistico sono: Angola, Cina, Congo, Costa d’Avorio, Ghana, Indonesia, Iraq, Kenya, Libya, Mozam-

bico, Nigeria, Pakistan, Turkmenistan, Venezuela, Vietnam (fonte: Maplecroft).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025210

Impatti materiali

Sebbene le attività di Eni contribuiscano a incrementare l’occupazione lungo l’intera catena del valore, esse possono essere associate an-

che ad impatti negativi i cui effetti si ripercuotono su stakeholder quali contrattisti, dipendenti dei fornitori e partner commerciali. Infatti, la 

presenza di joint venture o altre relazioni di business in determinati Paesi e contesti e la complessità delle attività del Gruppo comportano 

il coinvolgimento

114

di un elevato numero di fornitori e partner commerciali. Questi sono di varia natura e dimensione ed operano in Paesi 

caratterizzati da contesti socioeconomici e culturali differenti, oltre che in attività e settori che possono essere identificati come a maggior 

rischio di violazione dei diritti umani in materia di lavoro, compresi potenziali impatti in termini di lavoro forzato e schiavitù moderna. Inol-

tre, l’esternalizzazione di attività legate alla produzione può generare impatti negativi in termini di salute dei lavoratori, discriminazioni sul 

lavoro e mancata equità di trattamento e opportunità, garanzie in materia di occupazione, adeguatezza dei salari, mancata applicazione 

dei contratti collettivi, ostacoli alla libertà di associazione e adesione ai sindacati che interessano i lavoratori della catena del valore. Gli 

impatti in termini di molestie sessuali sul posto di lavoro hanno una maggiore probabilità di verificarsi per quei settori dove vi è una presenza 

maschile significativa e in località di lavoro remote. Secondo il modello risk-based adottato da Eni (si veda capitolo 

I Diritti Umani per Eni), 

sono state classificate come attività ad alto rischio di violazione dei diritti umani sia le attività industriali, come manutenzione, costruzione, 

assemblaggio, sia i servizi generali, come pulizie, servizi mensa e di security. L’adozione di una due-diligence strutturata nella gestione dei 

rapporti con i fornitori è essenziale per prevenire e mitigare eventuali impatti negativi (

Azioni intraprese sugli IRO materiali – Presidi nel 

processo di approvvigionamento).

Non si rilevano impatti negativi generalizzati o sistemici legati alle attività di approvvigionamento o ai ra-

pporti commerciali intrattenuti da Eni, pertanto, gli impatti – ove si verifichino – possono essere connessi a singoli specifici eventi. Per quanto 

riguarda gli impatti positivi legati alla catena di fornitura si veda il capitolo 

La gestione sostenibile della catena di fornitura.

Rischi ed opportunità materiali 

Non sono stati identificati rischi o opportunità (si veda capitolo  Materialità) materiali a livello di Gruppo connessi ai lavoratori nella catena 

del valore, al netto della potenziale perdita di riservatezza di informazioni riservate relativa al rischio di Cybersecurity, per il quale si rimanda 

al capitolo 

Cybersecurity.

COINVOLGIMENTO DEI LAVORATORI DELLA CATENA DEL VALORE [ESRS 2 S2 

SBM-2; S2-2; S2-3]

Le attività di engagement dei lavoratori nella catena del valore avvengono principalmente con il fornitore, in quanto persona giuridica e sono presenti

in ogni fase di interazione con le società, dalla fase di qualifica delle imprese fino alle fasi di sourcing ed esecuzione dei contratti. Queste attività,

coordinate dalla funzione di approvvigionamento centrale, con il supporto delle unità approvvigionanti di business e delle unità richiedenti, compren-

dono: i) workshop e formazione sui diritti umani e altri temi di natura sociale; ii) workshop relativi a tematiche legate alla sicurezza (si veda 

Salute 

& Sicurezza); iii) attività di formazione sui temi di sostenibilità e transizione energetica (si veda 

La gestione sostenibile della catena di fornitura); 

iv) attività di formazione sui temi anti-corruzione (si veda  Condotta d’impresa); v) attività di formazione sulla gestione responsabile della catena 

di fornitura. L’efficacia delle attività di engagement su questi temi è valutata sulla base di assessment periodici sul posizionamento dei fornitori 

mediante audit e verifiche, con conseguente monitoraggio dell’implementazione di piani di azione condivisi a fronte di eventuali lacune rilevate. Per

le società considerate maggiormente esposte a potenziali impatti negativi secondo il modello risk-based (si veda 

Azioni intraprese sugli IRO ma-

teriali) sono svolti audit in sito durante i quali vengono svolte interviste alla forza lavoro su aspetti legati ai diritti umani e alla condotta dell’impresa. 

Meccanismi di segnalazione e processi di rimedio [S2-3]

In linea con gli impegni assunti e in conformità agli standard internazionali, Eni si è dotata di meccanismi di ricezione di reclami e segnalazio-

ni, cui hanno accesso anche i lavoratori dei fornitori, cui è possibile ricorrere in caso di presunta violazione

115

dei diritti umani e attivare con-

seguentemente un processo di rimedio, anche attraverso la collaborazione con soggetti terzi. Tali meccanismi sono approfonditi nel capitolo

I Diritti Umani per Eni. Eni altresì si aspetta che i fornitori, a loro volta, mettano a disposizione dei lavoratori e delle comunità, propri mecca-

nismi di segnalazione e rimedio, accessibili anche in forma anonima. 

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A; S2-4]

Eni definisce misure di presidio e mitigazione che consentono di gestire il rischio di potenziale violazione dei diritti umani. In particolare, al fine 

di indirizzare le azioni sulla base degli impatti materiali identificati, queste si dividono in diversi filoni: i) presidi nel processo di approvvigio-

namento; ii) formazione e sensibilizzazione; iii) sicurezza e salute dei lavoratori nella catena di fornitura, approfondite nella sezione “Azioni 

intraprese sugli IRO materiali” del capitolo 

Salute e Sicurezza; iv) modello di presidio degli altri business partner. Tutte le azioni intraprese 

(114) Per approfondimenti su come gli impatti relativi ai lavoratori della catena del valore sono tenuti in considerazione nella definizione della strategia e del business model aziendali, 

si veda il capitolo 

Attività di stakeholder engagement.

(115) Eventuali casi di violazione dei diritti umani accertati sono approfonditi nei capitoli 

Azioni intraprese sugli IRO materiali in cui, in caso di accertamento di violazione, vengono 

descritte le relative azioni di rimedio intraprese.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 211ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

si inseriscono nell’ambito del più ampio supporto ai fornitori nell'adempimento delle diverse richieste ESG, fornendo strumenti a supporto del 

percorso di sviluppo sostenibile e più in generale della competitività del loro business (per le azioni e le relative metriche si veda il capitolo

La gestione sostenibile della catena di fornitura). Di seguito vengono illustrate le principali azioni per ciascun filone. 

Presidi nel processo di approvvigionamento

L’impegno di Eni nel coinvolgere l’intero sistema produttivo in un percorso di sviluppo sostenibile si traduce in soluzioni concrete e in una 

strategia di sistema caratterizzata dall’apertura al mercato, dall’approccio collaborativo e dall’interesse alle persone e all’innovazione. Il fo-

cus sulle persone comporta che l’attenzione, in particolare per il rispetto dei diritti umani e della sicurezza, non si concentri solamente sulle 

relazioni contrattuali dirette, ma si estenda anche alla forza lavoro dei subappaltatori e dei potenziali fornitori. Tale approccio si riflette in un 

processo di procurement che prevede: i) l’adozione da parte della funzione Procurement di comportamenti trasparenti, imparziali, coerenti 

e non discriminatori nella selezione dei fornitori, nella valutazione delle offerte e nella verifica delle attività previste a contratto; e ii) la valuta-

zione degli aspetti legati alle persone operanti per le società fornitrici attraverso l’applicazione di un modello dedicato. Questo modello viene 

applicato lungo tutte le fasi del processo di procurement, dalla qualifica all’esecuzione dei contratti, e prevede differenti presidi e azioni da 

parte di tutte le unità coinvolte nella relazione con le terze parti (funzione di approvvigionamento centrale, unità approvvigionanti, unità di 

gestione del contratto). Il modello consente di sottoporre i fornitori ad un processo di monitoraggio continuo, funzionale a monitorare perio-

dicamente l’efficacia delle azioni di presidio adottate ed aggiornare le valutazioni relative a ciascun fornitore. Il modello adotta un approccio 

risk-based che permette di analizzare e classificare i fornitori secondo un livello di potenziale rischio di generare impatti negativi basato su: 

i) rischio Paese del fornitore ricavato tramite informazioni di data provider (Maplecroft) al fine di considerare la probabilità di accadimento di 

violazioni di diritti umani; e ii) rischio delle attività da esso svolte, valutato considerando vulnerabilità correlate a specifiche condizioni, quali 

l’impiego di manodopera, il livello di formazione e competenze richieste ai lavoratori per lo svolgimento delle mansioni e i rischi su salute, 

sicurezza e ambiente. Sulla base della mappatura del rischio, il modello prevede presidi di controllo differenziati ispirati a riferimenti interna-

zionali, quali lo standard SA8000 (più alto il rischio di impatto negativo del fornitore, più dettagliata la valutazione e le azioni messe in campo) 

e l’adozione di misure di prevenzione e mitigazione specifiche, nonché piani di monitoraggio volti ad accompagnare il fornitore nell’adozione 

e sviluppo di una cultura dei diritti umani. Nell’ambito della due diligence sui diritti umani, ogni anno sono previste spese (relative alle funzioni 

e al personale coinvolto, oltre che ai costi per audit in loco svolti da terze parti), pienamente integrate nella gestione ordinaria e nelle attività

operative, che rientrano nei più ampi costi di struttura/ trasversali sostenuti da Eni. Per acquisire o mantenere lo status di fornitore, tutte le 

società sono tenute a sottoscrivere il Codice di Condotta dei Fornitori e all’assegnazione del contratto, sono adottate specifiche clausole di 

garanzia del rispetto dei diritti umani

116

, prevedendo, nei casi a maggior rischio , una clausola per effettuare verifiche da parte di Eni presso 

il fornitore. Sono infine previsti a livello contrattuale appositi meccanismi di tutela volti a consentire a Eni di sospendere e/o risolvere il con-

tratto in caso di inosservanza da parte dell’appaltatore delle dichiarazioni, garanzie e obbligazioni contrattualmente previste in ambito diritti 

umani. Indipendentemente dal livello di rischio associato al fornitore sono condotte verifiche di due diligence circa il coinvolgimento dello 

stesso in casi di violazioni dei diritti umani, attraverso l’utilizzo di fonti aperte. Vengono svolte inoltre verifiche periodiche di qualifica, basate 

su indicatori di performance, analisi documentali oppure audit sul campo e questionari dedicati, al fine di ridurre al minimo la probabilità di 

accadimento di violazioni. Durante la fase di gara sono richiesti e valutati i requisiti minimi del fornitore in materia di diritti umani, in partico-

lare nel caso di attività con un potenziale rischio rilevante.

Durante l'esecuzione del contratto, Eni valuta e monitora fornitori e subappaltatori 

attraverso feedback e verifiche documentali con l'obiettivo di impedire che vi siano degli impatti legati a forme di schiavitù moderna o lavoro 

forzato, lavoro minorile, discriminazioni salariali, irregolarità contributive e altri aspetti legati ai potenziali impatti negativi che possono essere 

generati nei confronti dei lavoratori.

In caso di rilevazione di criticità vengono definiti piani di miglioramento con focus sul rispetto dei diritti 

umani con la richiesta di implementazione di specifiche azioni e, nel caso in cui non siano rispettati i requisiti minimi di accettabilità, viene 

inibita la partecipazione alle gare; nei casi di non conformità più grave è interrotta la relazione col fornitore, che viene escluso dall’albo fornitori 

di Eni. In ottica di miglioramento continuo, l’azienda intende rendere il proprio modello sempre più accessibile e replicabile dai fornitori con cui 

collabora, promuovendo una responsabilizzazione più incisiva dei partner commerciali diretti e incoraggiandoli a effettuare sistematicamente 

l’attività di due diligence sulle loro terze parti per presidiare attivamente i diritti umani lungo l’intera catena di approvvigionamento. Sulla base 

del modello descritto, nel corso del 2025, anche analizzando le segnalazioni ricevute tramite il canale whistleblowing, sono state effettuate 

più di 1.000 verifiche in ambito diritti umani sia documentali che in campo su contrattisti e subappaltatori. A seguito delle quali, ai fornitori che 

hanno palesato delle mancanze è stata limitata la partecipazione alle gare Eni ed è stato concordato con loro un piano di azioni correttive per 

garantire il rispetto dei diritti umani. Un esempio significativo delle attività di monitoraggio e presidio svolte in ambito diritti umani riguarda 

quanto emerso presso la consociata Eni Algeria, dove, nel corso del 2025 è stato rilevato un caso di ritardo nel pagamento degli stipendi 

(116) Eni ha predisposto una serie di clausole standard sul rispetto dei diritti umani da inserire, sulla base di un approccio basato sul rischio, nelle principali tipologie contrattuali e for-

nisce supporto al business per la loro negoziazione. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025212

da parte di un contrattista. Eni è intervenuta tempestivamente per garantire il rispetto delle obbligazioni contrattuali da parte del fornitore, 

adottando diverse misure, tra cui un monitoraggio ravvicinato e periodico dell’operato del contrattista, in coordinamento con il gestore del 

contratto, anche con l’obiettivo di promuoverne la sensibilizzazione e la crescita sul tema. Il fornitore è stato inoltre inserito in una lista di 

società sotto osservazione e soggette a utilizzo condizionato. Tali azioni hanno consentito di porre rimedio al ritardo nel pagamento dei salari 

arretrati. In un’ottica cautelativa, Eni ha infine avviato una nuova procedura di gara per la fornitura del servizio, che non vedrà la partecipazione 

del contrattista, risultato carente sotto questa dimensione. Il modello di presidio dei potenziali impatti nel processo di procurement consente 

di rilevare tali impatti dal processo di qualifica fino all’assegnazione dei contratti e durante l’esecuzione degli stessi, prevedendo azioni di 

miglioramento o rimedio in caso di impatti effettivi. Eni si impegna a potenziare le verifiche interne su subappaltatori e su tutte le realtà con 

cui intrattiene rapporti commerciali, con un’attenzione particolare ai contesti critici o ad alto rischio, adottando un approccio ancora più rigo-

roso. Questo percorso punta a migliorare la capacità di identificare, prevenire e mitigare i rischi, rafforzando la trasparenza e la responsabilità

condivisa lungo la filiera nel breve e medio termine. 

Formazione e sensibilizzazione

Eni organizza workshop e momenti di formazione e sensibilizzazione che offrono ai fornitori la possibilità di confrontarsi con esperti sui temi

ESG, compresi quelli legati al rispetto dei diritti umani nella catena di fornitura. Eni promuove la conoscenza dei presidi sui diritti umani attraverso 

programmi di formazione ai dipendenti e workshop rivolti ai professionisti che si occupano della gestione dei fornitori, inclusi quelli delle società

estere. In tale ambito, nel 2025, la azioni hanno riguardato: i) la diffusione del corso “IPIECA: Online Labour Rights training” per i colleghi che si 

occupano di acquisti nelle società estere ed ai dipendenti dei loro fornitori; ii) il coinvolgimento dei fornitori in workshop dedicati alla formazione 

e sensibilizzazione sulla gestione responsabile della filiera e sull’attività di due diligence su Open-es; iii) la messa a disposizione all’interno della

piattaforma Open-es di un’area dedicata alla misurazione di aspetti relativi al rispetto dei diritti umani per i fornitori di Eni e di tutte le imprese della 

community (Open-es Human Rights Card). Sempre all’interno della piattaforma, attraverso un assessment, le imprese ricevono un riscontro sul 

proprio posizionamento, insieme ad alcuni spunti e suggerimenti utili sulle azioni da intraprendere per il miglioramento. 

Sicurezza e salute dei lavoratori nella catena del valore 

Eni richiede ai propri fornitori di identificare e valutare i rischi relativi alla salute e sicurezza dei propri lavoratori, predisponendo idonei stru-

menti di prevenzione e protezione volti a prevenire comportamenti che possano provocare danni alle persone, agli asset e all’ambiente, ag-

giornando periodicamente le metodologie di lavoro e utilizzando le migliori tecnologie a disposizione, in un’ottica di miglioramento continuo. 

Viene richiesto il pieno impegno dei vertici aziendali nella gestione della salute e sicurezza delle persone, inclusa la formazione dei lavoratori 

in materia di salute e sicurezza e la sensibilizzazione verso l’adozione di pratiche e comportamenti di lavoro sicuri. Tali requisiti non sono 

previsti solo in sede di qualifica ma vengono richiesti e verificati anche periodicamente nel corso del rapporto commerciale. In particolare, 

quando le attività sono svolte nei siti Eni, è richiesto al fornitore di garantire la cooperazione con Eni e gli altri fornitori, anche attraverso 

l’applicazione proattiva di buone prassi operative, la segnalazione delle condizioni/azioni pericolose e l’investigazione e condivisione delle 

lessons learned di tutti gli eventi incidentali. Inoltre, le persone che lavorano per le imprese fornitrici presso i siti operativi Eni sono coinvolte 

in specifiche attività di formazione e sensibilizzazione in relazione alle tematiche HSE Per le attività, le metriche e le misure volte a tutelare la 

sicurezza e la salute dei lavoratori nella catena di fornitura, si veda la sezione 

Salute & Sicurezza.

Il modello di presidio degli altri business partner 

Eni tiene conto degli impatti potenziali sui diritti umani derivanti anche dalle attività delle società in cui Eni detiene una partecipazione di 

minoranza o non è preminentemente coinvolta nella gestione operativa (c.d. “non operated”) nonché, più in generale, nelle attività delle terze 

parti, anche attraverso la promozione di misure di prevenzione, mitigazione e cessazione di tali impatti. In particolare, Eni si attende che tali 

soggetti a loro volta si impegnino e rispettino i principi enunciati da Eni nel proprio Codice Etico e nella Policy “Rispetto dei Diritti Umani in Eni”, 

anche mediante l’inclusione nei relativi contratti di specifici impegni di compliance e attraverso l’esercizio di attività di leverage (ad esempio, 

attraverso l’attività dei Rappresentanti Eni nelle Joint Venture). Tali previsioni contrattuali di compliance sono declinate secondo un approccio 

risk-based e richiedono, di norma, alle potenziali controparti/partner di adempiere ai propri obblighi nel rispetto dei principali standard e linee 

guida internazionali in materia di diritti umani (tra cui i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani, Linee Guida OCSE per im-

prese multinazionali, la Dichiarazione ILO sui principi e i diritti fondamentali nel lavoro). Ove necessario, tali clausole possono inoltre prevedere 

che la controparte inserisca a sua volta, nei contratti con subappaltatori e/o subfornitori da ingaggiare nell'esecuzione delle attività oggetto 

del contratto con Eni, impegni in materia di diritti umani analoghi a quelli richiesti a suo carico (meccanismo di “contractual cascading”). I 

diritti umani sono integrati – sempre secondo un approccio risk-based \- anche nei controlli di due diligence previsti per specifiche tipologie 

di operazioni (es. operazioni di M&A, joint venture, ecc) e, nel caso in cui emergano da tali controlli elementi di attenzione in materia di diritti 

umani, viene valutata l’adozione di eventuali misure di mitigazione e di monitoraggio sull’attuazione delle stesse. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 213ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

COMUNITÀ LOCALI [ESRS S3]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; S3-1]

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Sostegno allo sviluppo dei Paesi ospitanti, anche attraverso alleanze strategiche con partner riconosciuti a livello 

internazionale.

• Promozione di forme di consultazione continua e trasparente allo scopo di informare le comunità locali e tener conto 

delle loro aspettative nelle attività Eni.

• Rispetto dei diritti delle comunità, riconoscendone e valorizzandone le specificità, con particolare riferimento a cultura, 

stili di vita, istituzioni, legami con la terra d’origine e modelli di sviluppo.

Policy ECG Rispetto 

dei Diritti Umani in Eni

• Rispetto dei diritti delle comunità locali, con particolare riferimento alla biodiversità, alla tutela dell’ambiente (aree c.d. 

“culturally sensitive”), al diritto alla proprietà e all’utilizzo delle terre e delle risorse naturali (non tollerato il Land Grabbing), 

al diritto all’acqua e al massimo livello conseguibile di salute fisica e mentale.

• Attenzione particolare ai diritti dei gruppi vulnerabili con un focus su minoranze nazionali o etniche, religiose e 

linguistiche, persone con disabilità, lavoratori migranti e le loro famiglie, minori, donne e ragazze. 

• Rispetto dei diritti delle popolazioni indigene. 

• Coinvolgimento delle comunità tramite consultazioni preventive, libere e informate, con particolare attenzione alla

presenza di gruppi vulnerabili. 

• Impegno ad evitare il ricollocamento di comunità e, nel caso questo non sia evitabile, garantire loro un’equa 

compensazione e il miglioramento delle condizioni di vita anche attraverso lo svolgimento di consultazioni.

• Impegno a rispettare i diritti umani nell’ambito delle attività di security, volte a proteggere le persone e gli asset da 

qualsiasi minaccia di terzi che potrebbero provocare danni diretti o indiretti.

Corpo Normativo Interno • Modello di sostegno allo sviluppo locale articolato in vari sotto-processi: comprensione del contesto, integrazione

della sostenibilità e della salute nel business, conoscenza dei bisogni, aspettative e sviluppo di iniziative, monitoraggio, 

valutazione e reporting.

• Impegno e modalità operative per le valutazioni di impatto sanitario (Health impact assessment) e per i progetti di

salute delle comunità.

• Funzione competente per i temi di sviluppo locale, relazione con le comunità e gli stakeholder locali, analisi e gestione 

degli impatti sociali. 

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T; S3-5]

I Target e impegni legati alle comunità locali, si collegano ai principi richiamati nelle Policy e vengono definiti con un approccio bottom-up, 

aggregando le singole iniziative in base a indicatori specifici per ogni settore di intervento, in linea con gli Obiettivi di sviluppo sostenibile delle 

Nazioni Unite. Il monitoraggio avviene internamente su base trimestrale, tracciando i progressi delle iniziative nella piattaforma Stakeholder 

Management System

117.

I risultati annuali sono pubblicati nella reportistica di sostenibilità di Eni, anche a livello locale, ove predisposta. Ven-

gono svolte valutazioni esterne ed interne delle iniziative, sia a metà che a fine ciclo, volte a misurare l’efficienza e l’efficacia degli interventi 

e identificare best practice e lessons learned, coinvolgendo i principali stakeholder. I target di seguito riportati, suddivisi per i settori di inter-

vento prioritari di Eni (accesso all’energia, diversificazione economica, educazione e formazione professionale, accesso all’acqua e ai servizi 

igienico sanitari, salute e tutela del territorio), sono stati definiti con il coinvolgimento diretto degli stakeholder mentre per le attività legate 

all’obiettivo relativo ai servizi sanitari sono state coinvolte le autorità sanitarie locali.

(117) Strumento gestionale per tracciare la relazione con gli stakeholder e monitorare lo stato di avanzamento dei progetti e i risultati conseguiti.

Target Al

Performance 

al 2025

(a)

Anno base e valore 

di riferimento

Note 

(Scopo, Metodologia, Evidenze)

20M Persone supportate nell’accesso all’energia 

sostenibile tramite la diffusione dei sistemi di cottura

migliorati (clean cooking)

2030 ~ 2,2M persone raggiunte 

2023

275K persone raggiunte

Applicabile a tutte le Linee di Business 

315.000 Studenti supportati nell’accesso 

all’educazione (primaria, secondaria e terziaria)

2030 ~ 24K persone raggiunte

2023

40K persone raggiunte

Applicabile a tutte le Linee di Business 

85.600 Persone che hanno accesso all’energia 

(elettricità)

2030 ~ 7K persone raggiunte

2023

51K persone raggiunte

Applicabile a tutte le Linee di Business 

21.000 Agricoltori e imprenditori supportati per 

l’accesso allo sviluppo economico

2030 ~ 2,5K persone raggiunte

2023

15K persone raggiunte

Applicabile a tutte le Linee di Business 

790.000 Persone sostenute nell’accesso all’acqua 

potabile (incluse campagne di sensibilizzazione)

2030 ~ 110K persone raggiunte

2023

62K persone raggiunte

Applicabile a tutte le Linee di Business 

2,3M Persone sostenute nell’accesso ai servizi sanitari 2030 ~ 600K persone raggiunte

2023

330K persone raggiunte

Applicabile a tutte le Linee di Business 

85.000 Persone coinvolte in attività di protezione 

dell’ambiente e della biodiversità

(b)

2030 ~ 5,5K persone raggiunte

2023

17K persone raggiunte

Applicabile a tutte le Linee di Business 

a)  La performance 2025 risulta in linea o superiore al livello atteso per questo anno, coerente con il percorso di avvicinamento ai target al 2030.

b)  Le iniziative comprendono attività di supporto nella gestione dei rifiuti per le comunità, riabilitazione di siti di smaltimento, attività di bonifica per il recupero della vegetazione autoctona, ripiantumazione 

di alberi, conservazione della biodiversità, campagne di sensibilizzazione sui rischi legati all’inquinamento derivante da spill e sull’importanza della tutela della biodiversità.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025214

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM- 3; S3 SBM-3]

Le comunità locali di riferimento

Le comunità di riferimento potenzialmente oggetto di impatti materiali vengono identificate prima di avviare le attività di business in cui Eni 

svolge il ruolo di operatore (ma anche in alcune joint venture in cui Eni ha un ruolo rilevante nella gestione degli stakeholder locali), consideran-

do sia quelle situate nelle aree di attività di business di Eni, sia quelle indicate dai governi dei singoli Paesi, ad esempio nelle aree di sviluppo 

offshore. Tali comunità possono essere identificate anche al di fuori dell'area di influenza

118

, considerano gli accordi con il Paese ospitante e 

le priorità identificate nei Piani Nazionali di Sviluppo. Sono oggetto di attenzione specifica i gruppi vulnerabili quali bambini, donne, minoranze 

nazionali ed etniche, lavoratori migranti e popolazioni indigene, rispetto ai quali vengono condotti approfondimenti specifici mediante forme 

di consultazione inclusiva.

Impatti materiali

Eni promuove lo sviluppo delle comunità, con un’attenzione al tessuto imprenditoriale locale, e la salute delle comunità, impegnandosi a 

generare valore nel lungo periodo attraverso il trasferimento del proprio know-how e competenze ai partner locali (c.d. approccio “Dual Flag”). 

Questo si concretizza anche attraverso l’attivazione delle catene di approvvigionamento locale, per incrementare il livello di competitività

delle imprese, coinvolgendo la manodopera locale e attraverso il trasferimento di competenze, conoscenze e programmi di sviluppo per la 

crescita e la diversificazione dell’economia. Allo stesso tempo, le attività di esplorazione e produzione di idrocarburi, per loro natura, possono 

potenzialmente generare degli impatti negativi sui diritti umani delle comunità locali riguardanti: i) la compromissione del diritto alla terra o 

all’acqua, a causa della necessità di terreni per l’attività di business (esplorazione, estrazione, infrastrutture per il trasporto e la distribuzione 

dei prodotti), portando talvolta alla necessità di trasferire, momentaneamente o in maniera permanente, delle comunità, nonché di limitare 

l’accesso a determinate risorse naturali o mezzi di sostentamento, anche con riferimento specifico alle popolazioni indigene; ii) la salute 

delle comunità, potenzialmente impattata da una maggiore pressione sui servizi sanitari locali nelle fasi di costruzione degli impianti, anche 

in relazione all‘aumento temporaneo delle persone presenti nel territorio, nonché dal rischio di una maggiore diffusione di malattie infettive, 

come la malaria, o di malattie sessualmente trasmissibili; iii) violenza e molestie di genere, per la prevalenza di lavoratori di sesso maschile 

nel settore e in particolare in quei progetti che prevedono un ingente afflusso di lavoratori appartenenti a differenti comunità; iv) violazioni 

della libertà come conseguenza di misure adottate da parte delle forze di sicurezza poste a presidio dei siti nei confronti delle comunità, di 

singoli soggetti o di Human Rights Defenders, anche in contesti fragili e di conflitto.

Rischi ed opportunità materiali

L’attività di Eni comporta dei rischi operativi che, possono generare potenziali effetti, oltre che sulle proprie persone e sulle infrastrutture, an-

che sulle comunità in modo diretto o indiretto. Tra i rischi materiali

119

vi sono incidenti rilevanti di processo e di asset integrity, quali incendi/

esplosioni come il blow out, sversamenti, rilasci di sostanze pericolose e altri eventi di natura industriale, nonché incidenti derivanti da attività

non strettamente di processo (ad esempio servizi di trasporto, stazioni di rifornimento, reti di distribuzione gas) che possono avere impatti 

negativi sulle comunità e ripercuotersi in via definitiva, a livello reputazionale ed economico, su Eni; è inoltre da considerare come rilevante per 

l’operatività del business il rischio di una potenziale percezione negativa di Eni da parte degli stakeholder sul territorio. Il continuo confronto 

ed engagement con gli stakeholder locali e la collaborazione con le organizzazioni della società civile ed istituzioni permette di presidiare 

correttamente i rischi e cogliere l’opportunità di accesso a nuove attività di business in sinergia con il territorio.

COINVOLGIMENTO DELLE COMUNITA’ [S3 SBM- 2; S3-2, S3-3]

Operando in contesti socio-economici differenti, è fondamentale comprendere le aspettative degli stakeholder e condividere le scelte per 

costruire rapporti improntati alla reciproca fiducia, per rilevare gli impatti effettivi, potenziali o percepiti, e per identificare le modalità più effi-

caci di coinvolgimento. La comprensione del contesto, anche culturale, permette di sviluppare e promuovere adeguati canali di accesso e di 

adottare le più pertinenti modalità di dialogo, informazione e gestione di eventuali conflitti. Il coinvolgimento delle comunità locali

120

, incluse 

le popolazioni indigene e i gruppi vulnerabili, avviene da parte di Eni e delle sue società controllate svolgendo consultazioni preventive, libere 

e informate, la cui responsabilità è affidata al Managing Director a livello locale, con il supporto dell’unità di Sostenibilità sia a livello locale 

che centrale. In alcuni contesti vengono inoltre identificate delle figure specifiche per sviluppare una relazione costante, anche attraverso pe-

riodiche consultazioni nelle diverse fasi delle attività di business. In particolare, in caso di rilocalizzazione economica o fisica delle comunità, 

vengono effettuati dedicati meeting al fine di informare in modo trasparente ed esaustivo le comunità interessate, con particolare attenzione 

alle persone più fragili. Per ogni nuova iniziativa di sviluppo di business il coinvolgimento avviene attraverso public hearing aperti alle comuni-

(118) Perimetro di analisi degli studi d’impatto condotti nelle fasi preliminari del business.

(119) Per approfondimenti sulle azioni di trattamento e l’interazione con la strategia si veda 

Risk Management Integrato.

(120) Per approfondimenti si veda anche il capitolo 

Attività di stakeholder engagement e la  Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 215ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

tà locali (se non in contrasto con le normative del Paese) e garantendo la partecipazione attiva delle autorità (incluse le popolazioni indigine) 

e dei rappresentanti locali, così da garantire sia una corretta informazione sugli sviluppi di business, sia l’ottenimento di eventuali feedback. 

Tale coinvolgimento non si esaurisce nella fase di ottenimento del permitting ma prosegue durante l’intero ciclo del progetto, inclusa la fase 

di realizzazione e operatività dello stesso. Tali consultazioni avvengono, sulla base del contesto operativo, attraverso sessioni informative, 

focus group, condivisione di informazioni e report, con comunicazioni periodiche sull’avanzamento dei progetti di business e campagne di 

sensibilizzazione su temi di salute. Eni identifica inoltre, ove pertinente, le associazioni di donne attive nei territori in cui opera, in modo da 

coinvolgerle nelle consultazioni o proporre loro delle collaborazioni nei progetti. 

Meccanismi di segnalazione e processi di rimedio - Grievance Mechanism

In linea con gli impegni assunti e in conformità agli standard internazionali, Eni si è dotata di meccanismi di ricezione di reclami e segnalazioni 

cui è possibile ricorrere in caso di presunta violazione

121

dei diritti umani e attivare conseguentemente un processo di rimedio. Tali meccani-

smi sono approfonditi nel capitolo 

I Diritti Umani per Eni. Tra i diversi canali, Eni ha definito ed applica principi di indirizzo per la gestione dei 

“Grievance Mechanism” la cui responsabilità, a livello operativo, è posta in capo a tutte le società controllate che analizzano e concordano la 

soluzione con i ricorrenti (individui o comunità). Qualsiasi richiesta o reclamo ricevuto viene gestito e monitorato fino alla chiusura tramite 

accordi con le parti coinvolte, fornendo risposta anche qualora essi non siano legati alle attività di Eni. I grievance possono essere trasmessi 

attraverso canali on-line, tra cui un indirizzo e-mail dedicato e il sito web istituzionale di società in loco, oppure fisicamente presso la sede 

amministrativa/operativa o tramite cassette di raccolta localizzate in aree interessate dal progetto. Eni proibisce e si impegna ad impedire 

qualsiasi ritorsione contro lavoratori e altri Stakeholder che abbiano segnalato criticità e, come indicato nella 

Policy ECG Rispetto dei 

Diritti Umani in Eni, non tollera o favorisce minacce, intimidazioni, ritorsioni e attacchi (fisici o legali) contro gli human rights defender e altri 

stakeholder, e con i quali si impegna a collaborare al fine di creare occasioni di coinvolgimento e confronto. Tutti i grievance ricevuti, analizzati 

e gestiti dalle società controllate, sono tracciati nell’applicativo Stakeholder Management System, lo strumento gestionale per mappare la 

relazione con gli stakeholder e sono classificati per tema e rilevanza, verificando la percentuale di quelli risolti. Vengono inoltre tracciate sia la 

tempestività nella gestione e l’analisi del trend delle tematiche, per valutarne eventuali reiterazioni e le evoluzioni verso eventuali contenziosi, 

sia eventuali criticità di stakeholder rilevanti al fine di adeguare la strategia di engagement. La riservatezza circa il contenuto del grievance 

è salvaguardata con modalità idonee a tutelare il segnalante e l’identità dei soggetti segnalati, senza pregiudizio. Per garantire l’efficacia e 

la robustezza di tale meccanismo sono valutate, in ogni contesto, le modalità di accesso da parte dei ricorrenti, incluse le implicazioni lin-

guistiche e l’eventuale necessità di assistenza alla compilazione, le modalità di pubblicità del meccanismo e l’adeguata informazione sul suo 

funzionamento.

Inoltre, una volta approvata la proposta di risoluzione, Eni provvede alla comunicazione e discussione con il ricorrente, richie-

dendo osservazioni o soluzioni alternative, assicurandone sempre il tracciamento e l’archiviazione. In caso di insoddisfazione, Eni esamina le 

motivazioni e attiva, ove necessario, l’iter di esame e risposta, anche con il coinvolgimento di terze parti. Nei Paesi rilevanti, Eni, ogni tre mesi, 

svolge apposite review sullo stato dei grievance, monitorando indicatori specifici. Al fine di accrescere la fiducia nel meccanismo vengono 

valutati: i) le migliori forme di comunicazione; ii) il rafforzamento della conoscenza da parte degli stakeholder delle modalità di accesso e 

di funzionamento; iii) l’assistenza alla compilazione mediante il confronto periodico con le comunità; iv) se e come rendere accessibili alle 

comunità i risultati di tali indicatori.

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A; S3-4]

A partire dall’analisi del contesto socio-economico locale, anche sulla base del global Multidimensional Poverty Index

122

, Eni adotta strumenti 

e metodologie per identificare e gestire i potenziali impatti, negativi e positivi, diretti e indiretti, anche in relazione ai diritti umani, fin dalle prime 

fasi progettuali, nella prospettiva di prevenirli, mitigarli o porvi rimedio (nel caso di impatti negativi) e di promuovere lo sviluppo delle comunità

locali (nel caso di impatti positivi). Di seguito sono rappresentate le azioni poste in essere da Eni sulla base degli impatti, rischi e opportunità

materiali identificati, suddivise per: i) studi di valutazione degli impatti ambientali, sociali e sanitari (Environmental Social and Health Impact 

Assessment \- ESHIA); ii) modello di gestione dei diritti umani di Eni; iii) gestione di eventuali resettlement e modalità compensative; iv) 

progetti di sviluppo locale; v) attività di Security.

(121) Eventuali casi di violazione dei diritti umani accertati sono approfonditi nei capitoli  Azioni intraprese sugli IRO materiali in cui, in caso di accertamento di violazione, vengono 

descritte le relative azioni di rimedio intraprese.

(122) Il Global Multidimensional Poverty Index, sviluppato nel 2010 dall’Human Development Report Office di UNDP, è una misura internazionale della povertà acuta, che copre oltre 100 

Paesi in via di sviluppo e che integra le tradizionali misure di povertà monetaria con altre tre dimensioni fondamentali: la salute, l’istruzione e gli standard di vita.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025216

Environmental Social and Health Impact Assessment

Oltre ai requisiti obbligatori previsti nei Paesi di presenza per l’autorizzazione ambientale Eni produce degli Environmental Social and Health 

Impact Assessment (ESHIA

123

) e Health Impact Assessment (HIA)/Valutazioni di Impatto Sanitario (VIS)

124

, che garantiscono l’aderenza a rico-

nosciuti standard internazionali

125

e assicurano il coinvolgimento degli stakeholder al fine di tutelare i loro interessi, identificare criticità, valutare 

potenziali impatti e porre in essere eventuali misure di mitigazione. Nel 2025, Eni, con l’obiettivo di valutare i potenziali impatti sulla salute delle

comunità coinvolte, ha concluso 11 studi di cui 7 studi integrati negli ESHIA in Oman, Indonesia e Cipro, e 4 studi sanitari specifici di cui 3 in 

Italia e 1 in Costa d’Avorio. Per ogni ESHIA viene redatto un Environmental and Social Management Plan, che integra elementi riferiti al rispetto 

dei diritti umani, dove vengono descritte le azioni per mitigare tali impatti durante il ciclo di vita del progetto, condividendolo con le autorità per 

monitorarne l’avanzamento. Al termine della fase di costruzione degli impianti, viene verificata la conformità ai documenti progettuali, incluse le 

tematiche ambientali e sociali ed eventuali scostamenti che portano alla definizione di azioni correttive. Per quanto riguarda la valutazione degli 

impatti sanitari, essa è integrata negli ESHIA oppure viene svolta separatamente tramite HIA/VIS. Nell’eventualità di identificazione di potenziali 

impatti sulla salute derivanti dalle attività operative, tale risultanza viene divulgata agli stakeholder individuati, in accordo con la legislazione loca-

le applicabile. Viene dunque redatto un Piano di Mitigazione e Monitoraggio, in modo da assicurare che gli impatti significativi identificati siano 

gestiti adeguatamente e l’avanzamento delle attività sia periodicamente monitorato. In alcuni Paesi, quali, ad esempio, l’Australia e il Kenya, Eni 

opera in aree in cui sono presenti popolazioni indigene o gruppi tribali, nei confronti dei quali ha adottato delle politiche o procedure specifiche 

volte a tutelare i diritti, i patrimoni culturali tangibili e intangibili, le tradizioni, gli stili di vita, le istituzioni, i legami con la terra d’origine e i modelli di

sviluppo, in linea con gli standard internazionali, promuovendo al contempo la loro consultazione preventiva, libera e informata.

Modello di gestione dei diritti umani di Eni

L’impegno a prevenire possibili impatti negativi sui diritti umani derivanti da progetti industriali si concretizza attraverso un approccio strut-

turato di due diligence (si veda 

I Diritti Umani per Eni) e l’applicazione di un modello risk-based. Tale modello utilizza elementi di contesto, 

come ad esempio gli indici di rischio del data provider Verisk Maplecroft, e le caratteristiche progettuali, al fine di classificare le attività di 

business in base al potenziale rischio sui diritti umani ed individuare le opportune misure di gestione. I progetti a rischio più elevato sono og-

getto di specifico approfondimento mediante studi dedicati “Human Rights Impact Assessment” (HRIA) al fine di identificare e valutare i po-

tenziali impatti, anche attraverso l’engagement dei rightholder, nonché di definire delle raccomandazioni da tradursi in misure di prevenzione 

e gestione all’interno di Piani d’Azione. Nel corso dell’anno sono proseguite le attività di implementazione e monitoraggio dei Piani di Azione 

(disponibili sul 

sito Eni) riferiti agli HRIA o agli “Human Rights Risk Analysis” (HRRA) svolti negli anni precedenti. Inoltre, nel 2025 è stato 

dato seguito a due progetti avviati nel 2024 a seguito dell’aggiornamento dei Salient Issue: uno dedicato alle attività di trading delle biomasse 

ed uno sulle iniziative agri-feedstock finalizzate alla produzione di oli vegetali destinati alla produzione di biocarburanti. Entrambi i business, 

fondandosi sulla produzione agricola di biomasse, benché offrano rilevanti opportunità di sviluppo agricolo, allo stesso tempo sono esposti 

a potenziali impatti negativi relativi alle condizioni di lavoro cui gli agricoltori della filiera sono sottoposti e a impatti per le comunità relativi al 

corretto utilizzo delle terre. Con riferimento alle attività di trading delle biomasse, nel corso del 2025 si è proceduto all’implementazione di un 

Piano d’azione per il rafforzamento di taluni presidi di responsible sourcing

126

. Con riferimento allo sviluppo delle iniziative agri-feedstock, è

stato predisposto uno specifico framework a presidio di questa nuova attività, attraverso misure trasversali, quali ad esempio la conduzione 

di specifici impact assessment per l’intera filiera coinvolta nelle attività, la formazione e la sensibilizzazione delle controparti di Eni e dei sog-

getti che operano lungo la filiera e il rafforzamento dei criteri di screening e di selezione delle controparti commerciali. Il framework è pensato 

per essere applicato in tutti i Paesi in cui avviene l’avvio di questi progetti; nel corso dell’anno sono state condotte delle specifiche attività di 

accompagnamento delle consociate nella prima applicazione delle misure del framework stesso, in particolare in Kenya, Congo, Angola e 

Mozambico. La prima applicazione fornirà elementi utili per comprendere quali aspetti del framework sarà eventualmente necessario rimod-

ulare o rafforzare a seconda dei contesti e delle specificità dei paesi interessati. 

Gestione di eventuali resettlement e modalità compensative

Lo sviluppo di progetti per l’utilizzo delle risorse naturali potrebbe richiedere l’acquisizione e/o l’utilizzo di aree dalle comunità locali. Per tutti gli indi-

vidui che hanno attività o risiedono nelle zone di attività di Eni, viene garantita (applicando lo standard internazionale sul resettlement involontario

127

) 

l'adozione di modalità compensative eque, trasparenti e sostenibili, limitando il più possibile la perdita di beni che comprometterebbe fonti di reddito

(123) Tramite gli studi ESHIA, condotti prima dell’inizio delle attività di business sono definite: l’Area di influenza, ovvero l’area all’interno della quale le attività del progetto possono 

potenzialmente influenzare le risorse/recettori e all’interno della quale devono essere valutati i potenziali impatti (sia diretti che indiretti) e l’Area di studio che deve essere valutata nel 

processo, al fine di comprendere e caratterizzare adeguatamente lo scenario di riferimento. In particolare, in questi studi condotti tenendo conto delle diverse caratteristiche delle attività

di business, vengono mappate sia le comunità che vivono o lavorano nei pressi delle operations sia quelle presenti nelle aree di influenza.

(124) La Valutazione di Impatto Sanitario (VIS) è uno strumento di supporto alle decisioni finalizzato a considerare i potenziali effetti sulla salute delle popolazioni interessate progetti industriali. È

applicata, quando pertinente, alle iniziative nazionali, in coerenza con il quadro metodologico di riferimento e in integrazione con gli studi ambientali. L’analisi si fonda sulle evidenze epidemiologiche 

disponibili ed è condotta con riferimento all’area interessata dalle attività progettuali e alle comunità potenzialmente coinvolte, utilizzando dati e informazioni istituzionali e territoriali disponibili.

(125) Quali ad esempio UNGPs, Linee guida OCSE, IFC Performance Standard e le metodologie definite da IPIECA.

(126) Oltre all’ampliamento delle verifiche rispetto alle condizioni di lavoro degli equipaggi di bordo dei vettori utilizzati per le attività di shipping.

(127

) IFC PS5 International Finance Corporation: linee guida internazionali per gestire i rischi ambientali e sociali in modo responsabile. Per quanto riguarda gli eventuali displacement 

economici e fisici relativi a reinsediamenti involontari temporanei o permanenti, Eni utilizza come riferimento lo standard di performance numero 5 dell'IFC.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 217ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

o mezzi di sostentamento, anche quando lo standard del Paese di presenza non permette una compensazione che possa ristorare le comunità

impattate (Project Affected People, PAP) in maniera congrua. 

Nel 2025 non si sono verificate situazioni di displacement economico e/o fisico

128

. Si specifica, 

inoltre, che ogni piano di azione ha un piano di monitoraggio a cui segue una valutazione intermedia ed una finale per misurare l'efficacia delle azioni.

Progetti di sviluppo locale

Le Alleanze per lo sviluppo sono una delle cinque leve del  Modello di Business di Eni. L’impegno di Eni a generare impatti positivi sulle 

comunità attraverso progetti di sviluppo locale, trova attuazione attraverso un

approccio che si articola in 5 fasi: i) conoscenza del contesto 

socio-economico, sanitario, ambientale e culturale del Paese; ii) coinvolgimento degli stakeholder locali, tramite analisi delle loro richieste 

(e/o eventuali grievance), comprensione delle esigenze

129

e delle aspettative locali e consolidamento di una reciproca fiducia; iii) analisi e 

mitigazione degli impatti potenziali delle attività su ambiente, salute e persone, inclusi i diritti umani per identificare criticità, opportunità e 

rischi; iv) definizione e implementazione di programmi di sviluppo locale (Local Development Programme) coerenti con i Piani di Sviluppo 

Nazionali, l’Agenda 2030 delle Nazioni Unite e l’analisi dei bisogni locali; v) valutazione e misurazione dello sviluppo locale generato attraverso 

l’uso di strumenti e metodologie, come l’Eni Local Content Evaluation (ELCE)

130

e il Logical Framework Approach (LFA)

131

. In questo contesto, 

le numerose collaborazioni con istituzioni nazionali e internazionali, agenzie di cooperazione e stakeholder locali, favoriscono l’individuazione 

degli interventi fondamentali per determinare i bisogni delle comunità contribuendo a migliorare il loro sviluppo; tra queste le principali avviate 

e consolidate nel 2025 sono state con organismi delle Nazioni Unite (UNIDO, UNESCO, IOM, ILO), agenzie di cooperazione nazionali (AICS), 

organismi della società civile (ADPP, AVSI, Banco Alimentare, Medici con l’Africa CUAMM, AISPO, EFCA \- Eurasia Foundation of Central Asia, 

Elsewedi Electric Foundation, E4Impact, IRC, KazMunayGaz \- KMG, Linea Rosa, NCBA CLUSA,  Istituto Oikos e VIS), e del settore privato (CER-

CO Côte d'Ivoire, CNH Industrial, Iveco Group, Istituto Giannina Gaslini, Centro Cardiologico Monzino e Gruppo San Donato). In tale ambito, 

Eni ha introdotto anche un approccio volto a integrare la prospettiva di genere (gender-mainstreaming) nelle varie fasi dei progetti di sviluppo 

locale, con azioni e strumenti specifici al fine di garantire l’identificazione dei potenziali impatti, massimizzando quelli positivi e prevenendo 

quelli negativi, anche grazie a formazioni specifiche per i team di sostenibilità locali. Per i settori di intervento individuati come prioritari, Eni 

implementa specifiche azioni: i) salute delle comunità: supporto alla salute materno-infantile, rafforzamento dell’assistenza sanitaria prima-

ria, prevenzione delle malattie trasmissibili e non trasmissibili, supporto nutrizionale, accesso all’acqua sicura e ai servizi igienico-sanitari, 

nonché supporto alle emergenze mediche; ii) educazione: ripristino o costruzione di edifici scolastici, distribuzione di materiali, campagne 

di sensibilizzazione sulla partecipazione scolastica, programmi di forma zione al personale scolastico, supporto all’accesso all’istruzione per 

gli studenti delle scuole primarie, secondarie, scuole tecniche di formazione professionale ed università; iii) accesso all’acqua: costruzione 

di pozzi, siste mi di trattamento, potenzia mento delle reti idriche e della distribuzione, forniture di impianti igienico-sanitari, programmi educa-

tivi; iv) diversificazione economica: progetti di micro-imprenditoria e inserimento professionale, programmi di formazione imprenditoriale e 

professionale, mentoring e consulenza per piccole imprese e startup; v) tutela del territorio: supporto e sensibilizzazione nella gestione dei 

rifiuti, ripiantumazione di alberi, conservazione della biodiversità, campagne di sensibilizzazione; vi) accesso all’energia: sviluppo di micro-reti 

nelle aree rurali, fornitu ra e installazione di componenti elettrici o pannelli solari, costruzione di linee di trasmissione e col legamento alla rete 

nazionale; supporto nell’accesso a sistemi di cottura migliorati, certificati e di qualità, attività di sensibiliz zazione su efficienza energetica.

Attività di Security [ENTITY SPECIFIC]

Eni gestisce le proprie operazioni di security nel rispetto dei principi internazionali previsti anche dai Voluntary Principles on Security and 

Human Rights promossi dalla Voluntary Principles Initiative

132

(VPI) e collabora proattivamente con i propri Business Partner affinché questi 

gestiscano tali attività, in sinergia e/o nell’interesse di Eni, nel pieno rispetto dei diritti umani e delle libertà fondamentali degli individui. Eni 

è “full member” della VPI dal 2022 e nel 2025, nell’ambito dei diritti umani, ha condotto una serie di azioni volte sia a confermare il proprio 

impegno sia ad incrementare il livello di sensibilità e consapevolezza nella gestione dei potenziali impatti verso le comunità presso le quali 

opera. A partire dal 2009, Eni promuove un programma di formazione rivolto al personale di sicurezza pubblica e privata nei Paesi di presenza 

al fine di diffondere le best practice aziendali in linea con i principi internazionali. Nel 2025 si è tenuto il Workshop “Security & Human Rights”, 

in Congo, a Pointe Noire, che ha visto anche la partecipazione del Responsabile della Global Security Eni, dell’Ambasciatore d’Italia in Congo 

e del Ministro della Giustizia congolese. L’iniziativa è stata finalizzata a sensibilizzare le Forze di Sicurezza congolesi, pubbliche e private, non 

solo sui temi legati alla security e ai diritti umani, ma anche sulla violenza sulle donne, sui loro diritti e sui comportamenti attesi dalle Forze di 

(128) Le attività approfondite in questo capitolo sono quelle gestite direttamente da Eni, negli asset operati. Non vengono, quindi, trattate le operazioni di resettlement svolte per progetti 

di business in cui Eni detiene una quota di partecipazione ma che vengono gestite da un operatore terzo, come ad esempio le attività svolte nel 2025 nel progetto di Rovuma LNG in 

Mozambico.

(129) Per approfondimenti su aspettative e coinvolgimento degli stakeholder si veda il capitolo 

Attività di stakeholder engagement.

(130) Modello Eni, validato dal Politecnico di Milano, che permette di quantificare le ricadute delle proprie attività sul Paese di presenza, misurando gli impatti generati, in termini di 

benefici portati all’economia, alla società e alle comunità locali, per l’intera vita di un progetto.

(131) Approccio metodologico utilizzato per pianificare, gestire, monitorare e valutare iniziative o programmi/progetti, definire gli obiettivi e le azioni da intraprendere. La componente 

principale della LFA detta “Logframe Matrix” descrive la logica dell’operazione, suddivisa in obiettivi, risultati e azioni, tenendo conto di rischi e condizioni esterne che potrebbero penal-

izzare l’esecuzione e gli esiti degli interventi pianificati. 

(132) Iniziativa multistakeholder che riunisce le principali energy company nella tutela e promozione dei diritti umani.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025218

Sicurezza. Il workshop è stato un momento prezioso di confronto tra Autorità locali, persone Eni, rappresentanti istituzionali della sicurezza 

congolesi e il formatore. Nel corso del 2025 è inoltre proseguito l’impegno nell’implementazione del progetto “In-Country Workshops on Se-

curity & Human Rights”, dedicato alla realizzazione, da parte dei Security Manager di consociata, di workshop formativi in materia di security 

e diritti umani, rivolti alle forze di sicurezza privata locale. I workshop sono stati realizzati in Ghana, Indonesia, Algeria, Egitto, Iraq, Kenya e 

Libia. Nel 2025 è stato altresì realizzato il nuovo Progetto Train of the Trainers coinvolgendo la società controllata del Gruppo in Mozambico 

(Eni Rovuma Basin). L’iniziativa ha l’obiettivo di formare, attraverso il coinvolgimento di un consulente esterno, le forze di sicurezza pubblica 

in materia di Security & Human Rights affinché queste, a loro volta, abbiano il know-how necessario per formare altre forze di sicurezza in tale 

ambito. Questo progetto ha rappresentato una prima applicazione di un modulo formativo replicabile in altre realtà Eni nel mondo. Il progetto 

è stato realizzato in collaborazione con il Ministero della Giustizia e l'Autorità Nazionale per i diritti umani mozambicana. La formazione è

durata 5 giorni e ha visto la partecipazione di 21 candidati formatori (tra cui 6 donne), provenienti dai Ministeri di Giustizia, Interno e Difesa, 

Polizia Penitenziaria e Polizia dell'Immigrazione. Il numero di Paesi con guardie armate che proteggono i siti sono 15.

SECURITY RELATIVA AI DIRITTI UMANI Unità di misura 2025 2024

Forze di sicurezza che hanno ricevuto formazione sui diritti umani

(a)

(numero)

604

869

Personale di security (famiglia professionale) che ha ricevuto formazione sui diritti umani 

(%)

87

92

Contratti di security contenenti clausole sui diritti umani

(b)

98 97

(a)  L’indicatore include 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.

(b)  Percentuale calcolata come 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”.

METRICHE [ESRS 2 MDR-M; ENTITY SPECIFIC]

Investimenti per lo sviluppo locale e grievance

Tra i principali progetti realizzati nel 2025, si segnalano iniziative volte a  favorire: i) l’accesso all’energia in Congo, Costa d’Avorio, Mozambico, 

Rwanda, Angola e Tanzania attraverso la distribuzione di sistemi di cottura migliorati e in Tunisia attraverso l’installazione di pannelli foto-

voltaici; ii) la diversificazione economica attraverso il supporto a pratiche di agricoltura e/o pesca sostenibili in Messico, Egitto, Kazakistan e 

Mozambico, e di valorizzazione del patrimonio culturale in Italia; (iii) l’accesso all’educazione primaria e secondaria in Messico, Mozambico 

e Iraq, e la formazione professionale e terziaria in Costa D’Avorio, Egitto e Libia; iv) l’accesso all’acqua attraverso interventi di rafforzamento 

delle infrastrutture idriche in Mozambico e Iraq; v) la tutela del territorio attraverso attività di promozione della tutela della biodiversità e la 

salvaguardia del verde pubblico in Italia, Indonesia, e Mozambico. Nell’ambito dei progetti di sviluppo sanitario, nel 2025, Eni ha realizzato 38 

iniziative in 14 Paesi attraverso il rafforzamento delle competenze del personale sanitario (ad esempio in Libia, Egitto, Angola e Indonesia), la 

costruzione e la riabilitazione di strutture sanitarie e il loro equipaggiamento (ad esempio in Costa d’Avorio, Indonesia, Mozambico e Italia), 

l’informazione, l’educazione e la sensibilizzazione su temi sanitari delle popolazioni coinvolte (ad esempio in Ghana e Messico). Per il prossi-

mo quinquennio Eni ha stanziato investimenti per circa €401 milioni per lo sviluppo locale. Infine, nel 2025 sono stati ricevuti 21 grievance e 

18 sono stati risolti

133

(di cui 13 ricevuti nel 2025). I principali hanno riguardato questioni legate ai rapporti con i fornitori e a richieste di com-

pensazione per impatti su attività locali; sono emerse inoltre tematiche relative alla gestione del verde in prossimità degli impianti, emissioni 

odorigene e ad azioni di mitigazione degli effetti del cambiamento climatico.

SVILUPPO LOCALE E GRIEVANCE

(a)

Unità di misura 2025 2024

Investimenti per lo sviluppo locale per settore

(b)

(€ milioni) 81,0 88,8

Accesso all’energia 0,3 0,7

Diversificazione economica 43,1 46,0

Educazione e formazione professionale 21,3 25,4

Accesso all’acqua e ai servizi igienico sanitari 1,6 0,9

Tutela del territorio 6,2 3,9

Salute 4,3 7,1

Compensazione e Reinsediamento

(c)

4,2 4,8

Numero di grievance

(numero) 21 61

(a)  Le voci in tabella sono incluse in  Nota 14 “Attività Immateriali” e in  Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” della sezione Note al bilancio consolidato.

(b)  L’indicatore si riferisce alla quota Eni della spesa per le iniziative di sviluppo locale realizzate a favore del territorio per promuovere lo sviluppo delle comunità. Il dato si riferisce a 

tutte le realtà di Eni, includendo realtà non operate.

(c)  Il dato include le spese per attività di resettlement che nel 2025 sono pari a €4,2 milioni prevalentemente relative ad attività non operate (€3,4 mln in Mozambico relativamente al 

progetto Rovuma LNG, €0,6 milioni in UK per il progetto Liverpool Bay, €0,2 milioni in Grecia per il progetto Mares).

(133) Il numero di grievance risolti corrisponde al numero di grievance per cui l’azienda e il soggetto ricorrente hanno concordato una proposta di risoluzione, indipendentemente dall’an-

no in cui tale grievance è stato espresso.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 219ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

CLIENTI E CONSUMATORI [ESRS S4]

Questo  capitolo  è dedicato  ai  clienti  B2C  di  Plenitude  – Società Benefit,  con  un  focus  particolare  sui  10  milioni  di  clienti  retail  ai  quali

Eni fornisce energia, soluzioni per l’efficienza energetica e servizi per la mobilità elettrica. L’attenzione si concentra su questo segmento in 

virtù

della presenza di una relazione contrattuale continuativa, che distingue tali clienti rispetto a quelli delle altre linee di business di Eni.

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; S4-1]

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Principio della gestione trasparente delle relazioni con i clienti e i consumatori, ispirandosi alle best practice e al principio 

di lealtà professionale verso i clienti e i consumatori. 

• Costruzione di relazioni commerciali incentrate sulle esigenze del cliente, mettendolo sempre nelle condizioni di poter 

scegliere liberamente e consapevolmente.

Policy ECG Rispetto 

dei Diritti Umani in Eni

• Coinvolgimento delle proprie terze parti nella prevenzione o mitigazione degli impatti negativi sui diritti umani che le loro 

attività, prodotti o servizi potrebbero causare o contribuire a causare.

Policy ECG Privacy e data 

protection

• Descrizione di ruoli e responsabilità nella raccolta, utilizzo, conservazione e cancellazione dei dati, prevedendo misure 

tecniche e organizzative per la protezione.

• Definizione delle modalità operative per la gestione di dati personali nel rispetto della normativa vigente, assicurando 

trasparenza, sicurezza e correttezza nei trattamenti. 

• Gestione delle richieste degli interessati, modalità di segnalazione di eventuali violazioni e attività di controllo e 

aggiornamento periodico per la tutela costante e sistematica delle informazioni personali trattate.

Policy ECG Consumer 

Protection & Green Claims

• Rispetto delle regole e dei principi in materia di tutela del consumatore e di corretta comunicazione ambientale e di 

sostenibilità (Green Claim e Sustainability Claim).

• Strumenti volti a prevenire il rischio di violazione, anche “inconsapevole”, della Normativa Consumer Protection.

• Diffusione della cultura della compliance in materia di tutela del consumatore, contribuendo a favorire l’individuazione 

e segnalazione da parte delle persone Eni di eventuali azioni/condotte che possano costituirne violazione, in coerenza 

con gli strumenti normativi aziendali in materia.

Corpo Normativo Interno • Impegno al rispetto di tutte le norme poste a tutela della leale concorrenza e del diritto dei consumatori a ricevere 

informazioni chiare, veritiere e complete sui prodotti e servizi offerti.

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T; S4-5]

I target definiti, in linea con le policy, sono al centro delle scelte strategiche e della volontà di costruire relazioni commerciali incentrate sulle 

esigenze del cliente, mettendolo nelle condizioni di poter scegliere liberamente e consapevolmente, anche attraverso una comunicazione com-

merciale corretta. A tal fine, Plenitude è dotata di una funzione organizzativa preposta alla verifica del rispetto della normativa in materia di con-

sumer protection per tutte le proprie iniziative di business e comunicazioni alla clientela, con l’obiettivo di evitare pratiche commerciali scorrette e 

fornire informazioni chiare, complete, veritiere e non ingannevoli. Le performance del servizio al cliente vengono monitorate su base settimanale 

nell’ambito di business review attraverso metriche (sia riportate nella RdS, sia altri indicatori monitorati internamente), tracciandone l’allineamen-

to con il target definito. Vengono inoltre organizzati incontri con i rappresentanti nazionali e territoriali delle Associazioni dei Consumatori, annual-

mente per presentare le strategie aziendali e, periodicamente, per approfondimenti specifici su tematiche di interesse per i consumatori finali.

Target Al

Performance 

al 2025

Anno base e relativo 

valore di riferimento

Note 

(Scopo, Metodologia, Evidenze) 

30.000 Punti di ricarica per veicoli elettrici 

proprietari installati

2030

(a)

~23.000 2022: 6.500 

Target assoluto definito in coerenza con l’espansione del 

mercato della mobilità elettrica in Italia ed Europa. 

Scopo: area di business e-mobility.

3,5 volte Net Promoter Score transazionale 

(Retail Italia) del 2018

2025 4,1 volte

2018: N/A

(b)

  


Target relativo definito sulla base dell’introduzione di nuove 

tecnologie e di un modello di remunerazione del customer 

service incentrati sulla qualità del servizio erogato al cliente. 

Scopo: Retail Italia.

\+ 30% rispetto alla media Net Promoter Score 

(NPS) transazionale 23-25 (target intermedi 

+20% al 2026 e +25% al 2027)

2028

Nuovo target 

del 2025

Media NPS 

transazionale 23-25 

(Retail Italia)

(b)

90% Nuovi contratti sottoscritti digitalmente

in Europa

2025 86%

(c)

2023: 80%

Target assoluto definito sulla base del piano di progressiva 

digitalizzazione delle sottoscrizioni di contratti presso i canali di 

vendita fisici e implementazione di nuovi canali di acquisizioni 

digitali. 

Scopo: nuovi contratti di fornitura luce e gas sottoscritti dai 

clienti B2C.

a)  Il piano di installazione dei punti di ricarica è stato aggiornato rispetto a quanto dichiarato nel Sustainability Statement 2024 in risposta all’andamento del mercato.

b) 

Il valore di riferimento non è riportato in quanto market sensitive e non confrontabile tra aziende a causa delle diverse metodologie.

c) 

La performance, costantemente cresciuta negli ultimi 4 anni, ha traguardato l’86% nel 2025 (vs target 90%), principalmente in ragione dei diversi livelli di maturità digitale dei Paesi europei considerati 

e del diverso mix dei canali di acquisizione dei clienti.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025220

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM- 3; S4 SBM-3]

Impatti materiali 

Eni amplia il proprio raggio d’azione fino ai mercati finali, commercializzando gas, energia elettrica e soluzioni energetiche ai clienti retail e 

business, insieme a servizi per la mobilità elettrica. I principali impatti materiali legati ai clienti si riferiscono a quelli della società controllata 

Plenitude, in ragione della presenza di una relazione contrattuale continuativa. Eni si impegna ad aumentare la soddisfazione dei clienti e a 

promuovere al contempo una cultura dell’uso consapevole dell’energia, offendo prodotti e servizi adeguati e di qualità, anche grazie all’uti-

lizzo di adeguati canali di dialogo e utilizzando pratiche commerciali trasparenti e corrette. Allo stesso tempo, eventi accidentali potrebbero 

comportare potenziali impatti negativi, ad esempio, legati a campagne pubblicitarie non chiare o pratiche commerciali ingannevoli o ag-

gressive, che rischiano di indurre i clienti in errore o influenzarne le decisioni di acquisto. 

Rischi e opportunità materiali 

Non sono stati identificati rischi materiali (vedi capitolo Materialità) a livello di Gruppo relativamente ai consumatori, al netto della potenziale 

perdita di riservatezza di informazioni riservate relativa al rischio di Cybersecurity, per il quale si rimanda al capitolo 

Cybersecurity. In coe-

renza con il target identificato, lo sviluppo di punti di ricarica per veicoli elettrici

134

, rappresenta un’opportunità di business per lo sviluppo di 

servizi a supporto della mobilità elettrica.

COINVOLGIMENTO DEI CLIENTI [S4 SBM-2; S4-2; S4-3]

All’interno di Plenitude è presente un team dedicato allo studio del mercato e all’ascolto dei clienti

135

, al fine di identificarne bisogni e aree di miglio-

ramento, trend di consumo, andamenti socio-economici e principali preoccupazioni. Ogni anno vengono svolte molteplici indagini di mercato, sia

qualitative che quantitative, attraverso diversi canali (online, telefonici o personali), grazie al supporto di istituti di ricerca o società specializzate attive 

in Italia e all’estero, nel rispetto degli standard qualitativi di settore. Nel corso del 2025 sono stati realizzati oltre 120 progetti di ricerca coinvolgendo 

oltre 190.000 tra clienti effettivi e potenziali ed è proseguita anche un'iniziativa di ascolto delle chiamate effettuate al numero verde. In modo conti-

nuativo, viene monitorata la customer satisfaction, ossia la percentuale di clienti che esprimono un giudizio superiore a 7 su un massimo di 10, in 

termini di soddisfazione complessiva per Plenitude come fornitore energetico. Per valutare l’efficacia dei canali di coinvolgimento, vengono moni-

torati anche altri specifici KPI, quali il Net Promoter Score (NPS), che misura la percentuale di clienti che consiglierebbe Plenitude come operatore 

e il tasso di reclamo. Viene, inoltre, promosso il dialogo e il confronto continuo con le Associazioni dei Consumatori, per migliorare la soddisfazione

dei clienti e la qualità del servizio offerto. Tale dialogo avviene attraverso canali dedicati, come, ad esempio, il Protocollo di Conciliazione Paritetica,

procedura di risoluzione stragiudiziale delle controversie tra Società e clienti, conforme alla modalità Alternative Dispute Resolution, approfondita in

seguito. Inoltre, alle Associazioni dei Consumatori viene garantita la possibilità di segnalare potenziali inadempienze del servizio e malfunzionamenti 

dei prodotti per conto dei clienti attraverso un servizio telefonico e un’area web dedicata. Infine, Plenitude partecipa attivamente ad incontri con le

Autorità ed Enti competenti, a livello nazionale e locale, in occasione di consultazioni e audizioni, anche in merito alla tutela dei clienti vulnerabili (si 

veda la sezione 

Azioni per maggiori dettagli). La responsabilità operativa di assicurare che il coinvolgimento abbia luogo e che i risultati orientino 

l'approccio dell'impresa, è ricoperta dal Direttore del mercato retail Italia, in collaborazione con le funzioni di supporto.

Meccanismi di segnalazione e processi di rimedio 

Plenitude prevede dei meccanismi di tutela del consumatore che si estendono anche agli intermediari che svolgono attività commerciali per suo con-

to. Infatti, tutti gli operatori di vendita sono sottoposti a una verifica preventiva volta ad accertarne la sostenibilità finanziaria, l’esperienza nel settore di

riferimento, l’adeguatezza della  struttura commerciale e  dei requisiti di formazione tecnico-commerciale. In caso di esito positivo di tale verifica, il per-

sonale degli operatori abilitati a svolgere attività per conto di Plenitude è tenuto a partecipare ad un piano di formazione obbligatorio volto a garantire il

rispetto dei processi e degli standard qualitativi dell’azienda. E' inoltre previsto un monitoraggio dell'attività dei partner commerciali, attraverso un'analisi

continua delle performance e dei KPI qualitativi discussa dal management in sessioni periodiche focalizzate sulla customer protection, garantendo così

una vigilanza proattiva e sistematica sull’intero processo. Plenitude, in Italia, gestisce le segnalazioni

136

dei clienti in conformità con le normative dell'Au-

torità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA). Le segnalazioni sono analizzate qualitativamente e quantitativamente per comprendere le

problematiche dei clienti e avviare azioni correttive. Ogni tre mesi, il Comitato multidisciplinare di Customer protection, valuta gli indicatori di qualità delle 

performance commerciali dei partner e definisce i relativi piani d’azione. Per i reclami nei confronti dei partner commerciali, sono applicate procedure

sanzionatorie specifiche, come penali per attivazioni non richieste e istruttorie preliminari per violazioni contrattuali presenti nel mandato, valutate dal

Comitato Penali. Le segnalazioni possono essere inviate dai clienti tramite: canali remoti (sito web, area riservata/app, chat, call center, e-mail, servizio

(134) Tale opportunità viene approfondita nel capitolo  Cambiamento Climatico.

(135) Per approfondimenti su aspettative e coinvolgimento degli stakeholder si veda il Capitolo 

Attività di stakeholder engagement.

(136) Per approfondimenti sul processo di gestione dell’accesso alle misure di rimedio sui diritti umani, si rimanda al capitolo 

I Diritti Umani per Eni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 221ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

postale), servizio di assistenza dedicato nella Lingua dei Segni Italiana, e canali fisici diretti e indiretti sul territorio. I canali di contatto a disposizione dei 

clienti sono descritti su 

eniplenitude.com, sulle bollette e sul materiale commerciale e contrattuale. Indipendentemente dal canale utilizzato, Plenitu-

de garantisce la ricezione, l’analisi e il trattamento delle segnalazioni, anche anonime, assicurando la massima riservatezza. Plenitude forma ed informa

i propri fornitori di servizi, inclusi gli operatori di customer care e call center, condividendo le procedure aziendali e offrendo sessioni di formazione con

survey di monitoraggio della qualità. Inoltre, per assicurare l’aderenza agli standard e aspettative di Plenitude, vengono effettuati controlli sulla gestione 

delle chiamate e del cliente, come l'ascolto di chiamate a campione e feedback condiviso con il partner. I reclami e le richieste di informazioni sono

monitorati giornalmente tramite un cruscotto dedicato e gestiti da un team di risorse interne e fornitori esterni specializzati. Sono previsti sistemi di

controllo per verificare la qualità delle pratiche e individuare carenze formative e spunti di miglioramento. Il programma di Customer Feedback utilizza 

una piattaforma ad hoc per erogare survey, misurare KPI di soddisfazione e interagire con clienti, integrando i loro suggerimenti nel sistema aziendale.

L'efficacia di questi strumenti è monitorata in linea con gli standard di qualità commerciale stabiliti da ARERA. In relazione alle richieste di informazioni

e ai reclami, si analizzano i tempi di risposta, le motivazioni, oltre che gli eventuali reiteri, per comprendere le cause alla base delle segnalazioni e definire

eventuali azioni di miglioramento. Infine, viene presidiata la percentuale di segnalazioni che sono state risolte alla prima chiamata (First Call Resolution) 

e la percentuale di operazioni svolte autonomamente dai clienti sul totale delle operazioni richieste.

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS2 MDR-A; S4-4]

Plenitude prevede l’implementazione di diverse azioni per porre rimedio agli impatti negativi che potrebbe avere sui clienti e consumatori, la 

cui efficacia viene monitorata attraverso indicatori operativi (attivazioni non richieste, tasso di reclamo, NPS, ecc.) su base mensile o setti-

manale. Di seguito sono rappresentate le azioni poste in essere sulla base degli impatti, rischi e opportunità materiali identificati, suddivise 

per: i) azioni per la gestione dei clienti; ii) tutela del cliente e gestione delle frodi; iii) iniziative per i clienti vulnerabili; iv) coinvolgimento dei 

clienti nella transizione energetica. 

Azioni per la gestione dei clienti

Al fine di presidiare gli impatti rilevanti sui clienti, Plenitude si avvale di team dedicati con competenze nell’ambito della direzione commerciale 

(es. Customer Operations, Value Stream Customer Experience Management) e della direzione legale (es. Data Protection, Corporate Liability 

Compliance and Ethic Code Values, Consumer & Brand Identity Protection). A supporto di tale attività, vengono definiti budget pienamente inte-

grati nella gestione ordinaria e nelle attività operative di business, comprendendo attività quali customer contact, back office, Customer Relation-

ship Management (CRM), billing e metering e gestione del credito; le risorse finanziarie future vengono definite e allocate sulla base dell’evoluzio-

ne della customer base e dei relativi servizi a supporto del business. Per quanto riguarda le azioni correlate agli impatti positivi di Eni sui clienti, 

prosegue l’impegno di Plenitude nel continuo aggiornamento del sistema di CRM, per migliorare la customer & user experience, semplificando le 

attività sia per gli operatori sia per i clienti, oltre ad ampliare le funzionalità a servizio del cliente, garantendo la multi-canalità. Inoltre, Plenitude si 

è dotata di procedure interne per mitigare gli effetti di eventuali disservizi attribuibili alla Società occorsi in occasione della gestione di singole pre-

stazioni (es. operazioni contrattuali quali switch, attivazioni, cessazioni, cambi prodotto) o del servizio di fornitura (es. regolarità fatturazione

137

, 

registrazione pagamenti, ecc.), oltre agli indennizzi già previsti dalla regolazione di settore. Tali procedure prevedono, ad esempio, la definizione 

di ristori commisurati alla tipologia e durata del disservizio o abbuoni/rimborsi di costi sostenuti. Ogni caso è valutato specificatamente e, ove vi 

siano le condizioni, viene poi affrontato con il cliente per individuare una proposta condivisa, al fine di evitare il protrarsi della tematica.

Tutela dei clienti e gestione delle frodi

Relativamente alle azioni correlate all’impatto negativo, Plenitude ha sottoscritto, con le associazioni aderenti al Consiglio Nazionale dei Consuma-

tori e degli Utenti, il protocollo di attivazioni non richieste, per rafforzare le misure a protezione dei consumatori e, più in generale, in relazione alle

condotte riconducibili a pratiche commerciali scorrette. Inoltre, è in vigore l’Alternative Dispute Resolution paritetica, una procedura di risoluzione 

alternativa che ha il vantaggio di offrire una soluzione rapida, semplice ed extragiudiziale alle controversie tra consumatori e imprese. Plenitude si

impegna a tutelare i propri clienti verso eventuali pratiche commerciali scorrette da parte di soggetti terzi, quali ad esempio, eventuali attivazioni non

richieste. Al fine di garantire un presidio costante della qualità del servizio, è previsto il monitoraggio dell’andamento delle attivazioni dei contratti di

fornitura e di altri prodotti (es. caldaie, condizionatori) e servizi (es. polizze) sui sistemi, con particolare focus sulle mancate attivazioni degli stessi. 

Viene rendicontato l’andamento delle attivazioni dei contratti dei punti di fornitura e vengono monitorate le criticità che possono sorgere dopo la

firma del contratto del cliente, impedendone l'effettiva attivazione. In ambito data protection, Plenitude adotta un approccio integrato e interdiscipli-

nare alla gestione dei dati personali e delle informazioni riservate, garantendo che ogni trattamento avvenga nel pieno rispetto dei principi di liceità, 

correttezza, trasparenza e minimizzazione previsti dal Regolamento (UE) 2016/679 (GDPR). L’azienda promuove una cultura della privacy diffusa,

(137) Nel corso del 2025 Eni Plenitude France ha ricevuto una sanzione di € 275.000 da parte della Direzione generale della concorrenza, dei consumatori e della repressione delle frodi 

(DGCCRF) per errori di fatturazione che hanno interessato oltre 77.000 clienti tra il 2022 e il 2023. Durante l’indagine, per tutelare i propri clienti, Plenitude ha volontariamente adottato 

misure compensative a favore dei clienti coinvolti. In seguito all’accordo con la DGCCRF, la società ha accettato di pagare la sanzione senza contestarne la decisione. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025222

sostenuta da specifiche attività di formazione e sensibilizzazione rivolte al personale e dall’adozione di procedure e strumenti volti a rafforzare la

sicurezza e la protezione dei dati lungo l’intero ciclo di vita delle informazioni. Tale impegno si traduce in un costante monitoraggio dei processi e 

nell’aggiornamento continuo delle misure tecniche e organizzative, in coerenza con l’evoluzione normativa e tecnologica del settore. Plenitude ha 

inoltre nominato un Responsabile protezione dati che svolge le proprie funzioni anche per le società controllate. Infine, in relazione ai tentativi di 

frode, Plenitude ha posto in essere numerose iniziative per supportare i clienti vittime di potenziali truffe, fornendo loro alcuni strumenti specifici di 

difesa e di verifica sull’identità di chi li contatta tra cui: segnalazioni informative dei tentativi di frode, numero verde dedicato per prendere in carico

le segnalazioni di chiamate sospette e servizio per verificare che il numero da cui vengono contattati sia effettivamente attribuibile ad un operatore 

di Plenitude. Quest’ultimo, attivato dal 2020, ha ricevuto 1.150 segnalazioni nel corso del 2025, tutte relative a numerazioni non iscritte al Registro 

Unico Operatori Call Center e pertanto in violazione della legge e potenzialmente fraudolente. 

Iniziative per i clienti vulnerabili

138

A seguito della fine del mercato tutelato gas in Italia avvenuta a dicembre 2023, Plenitude ha confermato anche per il 2025 delle offerte con caratteris-

tiche e livello di prezzo analoghi a quelle della precedente tutela. Pertanto, tali offerte hanno continuato ad essere attive non solo per i clienti vulnerabili, 

come definiti da ARERA, ma anche per tutti gli altri clienti che in precedenza appartenevano al mercato tutelato e che non avevano ancora deciso di 

aderire ad un’offerta del mercato libero. Oltre a ciò, Plenitude adotta misure a tutela di persone non vedenti e ipovedenti, clienti non udenti e clienti 

finanziariamente vulnerabili. In particolare,

ha reso ogni funzionalità dell’app fruibile anche alle persone non vedenti e ipovedenti mentre per i clienti 

non udenti, oltre alla chat e agli altri canali di contatto digitali, dal 2022 è attivo TELLIS, servizio clienti che permette di comunicare attraverso la Lingua 

dei Segni Italiani, con interpreti qualificati collegati da remoto. Inoltre, Plenitude ha identificato i giovani tra i clienti finanziariamente vulnerabili ed è tra 

le prime 50 aziende partner della Carta Giovani Nazionale, un'iniziativa del Dipartimento per le Politiche Giovanili e il Servizio Civile Universale, rivolta 

ai giovani europei residenti in Italia tra i 18 e i 35 anni, che offre agevolazioni sulla fornitura di gas ed energia elettrica da fonti rinnovabili coperte da 

Garanzie di Origine e una promozione su caldaie e climatizzatori. 

Coinvolgimento dei clienti nella transizione energetica 

Per quanto riguarda le attività relative all’uso efficiente dell’energia, Plenitude è impegnata nell’accompagnare il cliente verso la consape-

volezza energetica con consigli personalizzati sulla base del profilo energetico, nell’area web e app riservata al cliente. A tale scopo, anche 

nel 2025, Plenitude ha messo a disposizione dei propri clienti uno strumento che permette loro di stimare la produzione di energia elettrica 

da un impianto fotovoltaico residenziale, garantendo, in fase di valutazione dell’offerta, la possibilità di stimare il risparmio potenziale sulla 

base delle abitudini di consumo del cliente. Il programma fedeltà “Plenitude Insieme”, oltre a costruire una relazione duratura e di valore per i 

clienti, propone loro iniziative utili per accrescere la consapevolezza e la conoscenza sull’efficienza energetica. Per il 2025 si è mantenuto alto 

il tasso di partecipazione degli iscritti (più dell’80%), a conferma del continuo coinvolgimento dei clienti nel percorso di transizione energetica. 

Nel 2025 infatti l’83% degli iscritti ha interagito con il programma almeno una volta e più di 390.0000 persone hanno approfondito le proprie 

conoscenze sull’efficienza energetica (in crescita del 95% rispetto al 2024). Nel 2025 Plenitude ha lanciato sul mercato il servizio “Adotta un 

Pannello” per permettere ai clienti residenziali di consumare virtualmente l’energia solare prodotta contestualmente dai pannelli situati in 

impianti fotovoltaici di proprietà Plenitude, senza installare un impianto domestico. Il servizio consente ai clienti di ottenere uno sconto del 

100% sui corrispettivi luce per l’energia prodotta dal pannello e consumata dal cliente nello stesso momento. Il servizio consente inoltre di 

monitorare la produzione e ricevere consigli sull’efficienza energetica tramite l’app Plenitude o l’area web personale. 

(138) Nella definizione di clienti vulnerabili sono inclusi anche i clienti dell’ energia elettrica e del  gas naturale, così come definiti da ARERA.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 223ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Informazioni di Governance [ESRS G1]

CONDOTTA D’IMPRESA [G1-1]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P; G1-1]

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Impegno ad agire in coerenza con i valori di responsabilità, integrità ed equità e con la cultura della legalità e della 

trasparenza.

• Divieto e contrasto di ogni forma di corruzione a favore di chiunque, senza alcuna eccezione, adottando regole e 

controlli per prevenire e contrastare il rischio corruzione nello svolgimento delle proprie attività

Policy ECG Anti-Corruzione

• Divieto, senza alcuna eccezione, di ogni forma di corruzione, attiva, passiva, diretta e indiretta, in favore e da parte di 

chiunque.

• Prevenzione della corruzione e del riciclaggio e regole per accertare l’affidabilità etica e reputazionale delle potenziali 

controparti.

• Promozione di iniziative di formazione e sensibilizzazione per le persone di Eni e terze parti.

Gestione delle segnalazioni

ricevute da Eni SpA e dalle 

Società Controllate

• Sistema volto ad incentivare le segnalazioni di comportamenti illeciti e garantire la riservatezza dell’identità del 

segnalante e degli altri soggetti tutelati, proteggendo gli stessi da conseguenze ritorsive.

TARGET e IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T]

Eni ha definito degli impegni sugli aspetti di business conduct, condivisi con i propri stakeholder, relativamente al mantenimento delle cer-

tificazioni ISO 37001:2016 e 37301:2021, al continuous improvement del proprio Compliance Program Anti-Corruzione e alla formazione sul 

Compliance Program Anti-Corruzione per il personale a medio e alto rischio. 

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM- 3; G1 IRO-1]

Impatti materiali

CONDOTTA, CULTURA D’IMPRESA E PREVENZIONE DELLA CORRUZIONE

Lo svolgimento delle attività in numerosi Paesi può esporre l’operatività aziendale al rischio di potenziali fenomeni corruttivi nelle diverse 

realtà di business. Il fenomeno corruttivo, in quanto tale, può generare un ostacolo allo sviluppo sostenibile e, al contempo, è in grado di 

distorcere la concorrenza e compromettere la fiducia nel sistema economico e nelle istituzioni. Le ripercussioni economiche si manifestano 

attraverso perdite finanziarie, riduzione della competitività delle imprese e contrazione degli investimenti. Inoltre, la corruzione può minare 

l'efficienza economica e la distribuzione equa delle risorse, portando a un più lento sviluppo economico. Il verificarsi di tale fenomeno, anche 

alla luce del forte impatto reputazionale ad esso associato, può portare a ripercussioni non solo sul personale dipendente, ma anche su varie 

categorie di stakeholder che intrattengono rapporti economici, contrattuali, ed istituzionali con la Società. Al fine di prevenire tali impatti po-

tenziali, Eni adotta e attua misure e azioni volte a garantire un adeguato presidio (

Azioni intraprese sugli IRO materiali) confermando l’im-

portanza di svolgere il proprio business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà e integrità e nel rispetto delle leggi, regolamenti, analoghe 

normative obbligatorie, standard internazionali e linee guida, sia nazionali sia straniere, a cui la Società è soggetta.

Condotta d ’impresa (G1-1)

La gestione sostenibile della catena di fornitura (G1-2)

Trasparenza nei pagamenti e Tax strategy (Entity Specific)

Cybersecurity (Entity Specific)

IN QUESTO CAPITOLO:

  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025224

ATTIVITÀ DI INGAGGIO ISTITUZIONALE

Nell’ambito delle proprie partnership e attività di advocacy, Eni dialoga con i policymaker e le istituzioni nazionali, europee ed internazionali, 

le organizzazioni di advocacy, di categoria e le associazioni confindustriali, valorizzando il proprio impegno nel percorso di transizione ener-

getica sia riguardo alle attività tradizionali che ai nuovi business. In tale contesto, Eni contribuisce con la propria esperienza di società inter-

nazionale dell’energia alla definizione di policy e norme mirate a favorire la transizione verso il Net Zero, tenendo conto degli aspetti sociali, 

economici ed ambientali delle realtà in cui opera.

Rischi e opportunità materiali

Non sono stati identificati rischi o opportunità materiali a livello di Gruppo (si veda il capitolo  Materialità).

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A; G1-1; G1-3; G1-4]

Condotta, cultura d’impresa e prevenzione della corruzione 

Eni crede fortemente alla diffusione, a tutti i livelli aziendali, di una cultura orientata alla legalità ed al rispetto delle norme, dei valori di integrità

e dei principi di comportamento e di controllo adottati dalla Società. Il

Codice Etico ribadisce tra i valori che caratterizzano l’impegno delle 

persone di Eni e di tutte le terze parti che lavorano con l’azienda anche l’integrità e la trasparenza (si veda il capitolo 

Codice Etico e Politiche). 

In tale ambito, al fine di prevenire i potenziali impatti materiali identificati, Eni sviluppa adeguati programmi e presidi etici e adotta, inoltre, 

misure appropriate al fine di soddisfare le aspettative dei diversi stakeholder. Le azioni implementate si concentrano su: i) il Compliance 

Program Anti-Corruzione; ii) le attività di formazione e comunicazione; iii) le iniziative anti-corruzione nei confronti della value chain; iv) il 

ruolo della funzione Internal Audit. 

IL COMPLIANCE PROGRAM ANTI-CORRUZIONE 

Eni ha adottato sin dal 2009 un Compliance Program Anti-Corruzione, un sistema organico, costantemente aggiornato, di regole, controlli e pre-

sidi organizzativi, volto a prevenire attivamente i reati di corruzione e riciclaggio. Tale programma è sviluppato in conformità alle normative nazio-

nali e internazionali, ed è allineato alle best practice e guidance applicabili. A livello normativo, il Compliance Program Anti-Corruzione è costituito 

dalla 

Policy ECG “Anti-Corruzione”, integrata da una serie di strumenti normativi di dettaglio che Eni mette a disposizione delle sue persone e 

che disciplinano le attività a rischio e definiscono i relativi controlli. Eni richiede che le sue società controllate, sia in Italia che all'estero, adottino 

formalmente questi strumenti tramite delibera del proprio Consiglio di Amministrazione (o organo equivalente). Per le società in cui detiene una 

partecipazione non di controllo, Eni incoraggia a rispettare gli standard che ha definito, adottando e mantenendo un sistema di controllo interno 

in coerenza con i requisiti di legge. È stata, inoltre, istituita una funzione organizzativa centralizzata che fornisce assistenza specialistica in mate-

ria anti-corruzione e anti-riciclaggio a Eni e alle sue società controllate, con particolare riferimento alla valutazione di affidabilità delle terze parti 

a rischio (c.d. "due diligence anti-corruzione e anti-riciclaggio"), nella gestione delle eventuali criticità/red flag e nella definizione di relative misure 

di mitigazione, inclusa la formulazione di presidi contrattuali di compliance e, per i casi a maggior rischio valutati singolarmente, la richiesta alla 

controparte dell’adozione di un compliance program anti-corruzione. Nel 2025 la Società o esponenti del senior management non sono stati

parte di alcun procedimento penale che si sia concluso con una sentenza di condanna definitiva per violazioni delle normative anti-corruzione

(per approfondimenti sui contenziosi del Gruppo, si rinvia alla 

Nota 28 “Garanzie, Impegni e Rischi” della sezione Note al bilancio consolidato).

Eni, inoltre, si è dotata di un processo strutturato di Compliance risk assessment e monitoring volto a: i) identificare, valutare e tracciare i rischi di 

corruzione nell’ambito delle proprie attività di business nonché ad orientare la definizione e l’aggiornamento dei presidi di controllo previsti negli 

strumenti normativi; ii) analizzare periodicamente l'andamento dei rischi di corruzione identificati attraverso lo svolgimento di controlli e l'analisi 

di indicatori di rischio, volti ad assicurare l’aderenza ai requisiti normativi e l'efficacia dei modelli di presidio; iii

) contribuire all'identificazione dei 

dipendenti Eni più esposti al rischio di corruzione, tenendo conto, oltre ai driver previsti dalla metodologia di segmentazione sistematica delle 

persone Eni a fini formativi, anche del grado di esposizione della famiglia professionale di appartenenza alle attività a rischio corruzione

139

. 

Tra le attività a rischio individuate, in base al contesto operativo e organizzativo di riferimento, rientrano a titolo esemplificativo: i) contratti con 

terze parti a rischio corruzione e riciclaggio (es. business associate, inclusi intermediari e consulenti, partner di joint venture, broker, controparti 

nelle operazioni di gestione di beni immobili, operatori della rete commerciale, fornitori, etc.); ii) operazioni di compravendita di partecipazioni 

societarie, aziende e rami d’azienda, diritti e titoli minerari esplorativi e contratti di joint venture; iii) iniziative no profit, iniziative per il territorio e 

iniziative per la salute delle comunità, sponsorizzazioni; iv) vendita di beni e servizi, operazioni di trading e/o shipping; v) selezione, assunzione

e gestione delle risorse umane; vi) omaggi e ospitalità; vii) rapporti con soggetti rilevanti (incluse pubbliche amministrazioni e pubblici ufficiali). 

(139) La metodologia di segmentazione, volta all’individuazione dei destinatari delle diverse iniziative formative, non identifica funzioni a rischio ma tiene conto, per ciascuna risorsa, 

della qualifica, della famiglia professionale di appartenenza (es. Procurement, Commerciale, CFO, ecc.) e della relativa esposizione della stessa ad attività a rischio corruzione, nonché

del rischio Paese e del rischio specifico della Società.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 225ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Infine, vengono pianificate, secondo un approccio risk based, attività di compliance risk assessment e interventi di Compliance Monitoring. Nel 

corso del 2025, gli interventi di Compliance Monitoring hanno riguardato le attività a rischio “Joint Venture”, “Sponsorizzazioni e Iniziative No 

Profit” e “Operazioni di acquisizione, cessione e gestione di diritti minerari esplorativi” ed i relativi esiti, hanno confermato il livello di rischio atteso

nonché l'adeguatezza e l'efficacia complessiva del modello di compliance anti-corruzione adottato da Eni.

Come nel 2024, anche nel 2025 i casi 

di corruzione accertati

140

relativi ad Eni SpA sono pari a 0 e, conseguentemente, non vi sono stati licenziamenti legati a questa casistica. Per i 

procedimenti in corso e per il totale dei casi significativi di non conformità a leggi e regolamenti (ivi inclusi eventuali comportamenti anticoncor-

renziali e violazioni delle normative antitrust e pratiche monopolistiche); per approfondimenti si veda la sezione

Contenziosi. 

LE ATTIVITÀ DI FORMAZIONE E COMUNICAZIONE [TAS EU; G1 GOV-1]

Le iniziative di sensibilizzazione e formazione in materia anti-corruzione sono identificate rispetto ai fabbisogni individuati per i diversi target 

di popolazione. 

In particolare, il Management e gli organi di controllo di Eni SpA sono destinatari di una relazione semestrale, parte integran-

te della Relazione di Compliance Integrata, che ha ad oggetto le attività rilevanti nell’ambito del Compliance Program Anti-Corruzione e la 

pianificazione futura di  tali  attività

141

.Gli Amministratori e Sindaci,  in  occasione  delle  riunioni  dei  Comitati  consiliari,  ricevono  sessioni  di 

approfondimento su temi strategici come sostenibilità, diritti umani e lotta alla corruzione

. Anche il personale Eni deve essere informato sulle 

leggi applicabili, sui principi del 

Codice Etico e sulle altre norme interne in materia, al fine di conoscere i diversi rischi, le conseguenze che 

possono derivare in caso di violazione delle stesse e le azioni da intraprendere per contrastare la corruzione e il riciclaggio. Per ottimizzare 

l'efficacia della formazione, Eni segmenta il personale in base al livello di rischio, assegnando a ciascun dipendente un programma formativo 

specifico (online o in aula) con la finalità di coprire il 100% delle risorse a rischio

142

. I corsi illustrano le normative, gli strumenti per riconoscere 

i rischi e le modalità di segnalazione delle violazioni. In linea con il principio del top level commitment, anche i membri del top management di 

Eni SpA, i direttori/capi business e gli Amministratori Delegati (o figure equivalenti) delle società controllate, partecipano alle attività formati-

ve; in genere queste figure partecipano al workshop in aula sottolineando l’importanza e la forte sinergia che deve sussistere tra compliance 

e business. Inoltre, per le figure apicali delle società controllate in Italia e all’estero è previsto un evento formativo di tre giorni con l’obiettivo di 

sostenere lo sviluppo e il consolidamento del loro ruolo, focalizzato su temi di compliance e mitigazione del rischio. Nel 2025 le attività forma-

tive hanno incluso la prosecuzione dei corsi online “Codice Etico, Anti-Corruzione e Responsabilità Amministrativa d’Impresa” rivolto a tutto 

il personale Eni, in Italia e all’estero, e quello relativo al Compliance Program Anti-Corruzione per il personale a medio e alto rischio, nonché

delle attività formative in aula pianificate secondo una metodologia risk based. Inoltre, nel 2025 l’unità Anti-Corruzione e Anti-Riciclaggio ha: i) 

erogato due sessioni del nuovo seminario competitivo in aula ad alcune risorse delle compliance di business e alle figure apicali, incluso l’AD, 

di una società controllata del Gruppo attiva nel commercio all'ingrosso di combustibili e derivati (Enimoov); ii) sperimentato un nuovo format 

di formazione congiunta in aula in materia 231 e anti-corruzione, erogata alla Bioraffineria di Gela e a Enilive; iii) erogato un nuovo format di 

formazione congiunta in materia di Diritti Umani, Responsabilità Amministrativa d’Impresa e Anti-Corruzione in Mozambico, Congo e Kenya.

LE INIZIATIVE ANTI-CORRUZIONE NEI CONFRONTI DELLA VALUE CHAIN DI ENI

La Policy ECG Anti-Corruzione è condivisa con le terze parti a rischio, attraverso apposite clausole contrattuali e dichiarazioni di compliance, 

che prevedono, tra l’altro, l’impegno a prendere visione del 

Codice Etico, del  Modello 231 e della  Policy ECG Anti-Corruzione (dispo-

nibili sul sito internet della Società), e a rispettarne i principi; inoltre, sono promosse, secondo le circostanze, relative iniziative di formazione e 

sensibilizzazione. Nel processo di qualifica dei potenziali fornitori, descritto in seguito, ne viene valutato il profilo etico-reputazionale nonché, 

per i casi a maggior rischio corruzione, l’adozione da parte degli stessi di un Compliance Program Anti-Corruzione. È prevista in ogni caso 

la definizione, nei relativi contratti, di clausole di compliance che includono, oltre agli impegni sopra citati, rimedi contrattuali in caso di vio-

lazioni e, per i casi a maggior rischio, diritti di audit da parte di Eni. Anche i subappaltatori sono soggetti a controlli preventivi per verificarne 

l’affidabilità sotto il profilo etico-reputazionale e devono operare esclusivamente sulla base di un contratto scritto, che contenga impegni di 

compliance equivalenti a quelli previsti per il fornitore diretto. Nell’ambito delle iniziative di formazione rivolte alle terze parti, nel 2025, Eni ha 

organizzato una sessione formativa per il personale di una Joint Venture tunisina (Sonatrach-Eni- GSE) e ha proseguito l’erogazione di un 

corso online per i fornitori ad alto rischio. 

(140) Sentenze di condanna passate in giudicato relative a procedimenti penali per corruzione domestica e/o internazionale in cui vi sia stato l’accertamento nel merito di un fatto di corruzione.

(141) Per dettagli sul ruolo del CDA sullo SCIGR e tematiche di business conduct, si veda la sezione 

Governance.

(142) In particolare, le risorse ad alto rischio sono coinvolte in una formazione ultra-specialistica in aula.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025226

IL RUOLO DELLA FUNZIONE INTERNAL AUDIT 

La funzione Internal Audit di Eni svolge un compito primario a garanzia del rispetto della condotta di impresa (tra cui, le attività di gestione 

delle segnalazioni ricevute riguardanti presunte violazioni della stessa), nel più generale ruolo di verifica e valutazione del Sistema di Controllo 

Interno e Gestione dei Rischi (SCIGR), che si concretizza nella verifica della sua operatività e idoneità nel suo complesso. Al fine di fornire 

supporto specialistico al vertice aziendale e al management in materia di Eni Risk and Internal Control Holistic framework

143

, le verifiche 

vengono delineate all’interno di un Piano di Audit, definito secondo criteri di rilevanza e di copertura dei principali rischi ed approvato, con 

cadenza almeno annuale, dal CdA, previo parere del Comitato Controllo e Rischi (CCR), sentiti il Presidente del CdA, l’Amministratore Delegato 

e il Collegio Sindacale di Eni. Il Responsabile della funzione può, inoltre, avviare interventi aggiuntivi non previsti nel Piano, su richiesta degli 

organi di amministrazione, controllo e vigilanza, nonché del vertice aziendale e del top management. Nel corso del 2025 nell’ambito delle 

complessive attività di audit sono stati svolti 29 interventi di audit

144

, in 16 Paesi, nell’ambito dei quali sono state eseguite verifiche anti-cor-

ruzione sul rispetto delle previsioni del Compliance Program Anti-Corruzione e 15 interventi di vigilanza sui Modelli 231/di Compliance delle 

società controllate italiane/estere. La nomina e la revoca del responsabile della funzione Internal Audit sono normate da regole di governance 

volte a garantirne la piena indipendenza. Infatti, in aggiunta alle raccomandazioni previste dal Codice di Corporate Governance, il Responsabi-

le è nominato dal CdA, previo parere del CCR e del Comitato per le Nomine e sentito il Collegio Sindacale, su proposta del Presidente del CdA 

d’intesa con l’Amministratore Delegato e risponde direttamente al Presidente, riferendo al Collegio Sindacale, anche in quanto “Audit Commit-

tee” ai sensi della legislazione statunitense. Inoltre, al fine di promuovere l’evoluzione e il progressivo rafforzamento dei sistemi di controllo e 

gestione dei rischi lungo l’intera catena del valore, nel corso del 2025 Eni, grazie al supporto di diverse funzioni aziendali, ha lanciato l’iniziativa 

“G∙row - Evolving through Risk & Control Governance”. L’iniziativa, che dà attuazione al principio sotteso al SDG 17 dell’Agenda ONU 2030, in-

tende promuovere, con approccio solidale, la crescita dell’ecosistema aziendale e lo sviluppo progressivo di competenze distintive in materia 

di Risk & Control Governance coinvolgendo partner, fornitori e stakeholder. G·row si concretizza attraverso una 

piattaforma digitale che of-

fre strumenti e risorse per l'autovalutazione, il confronto con realtà comparabili e l'avvio di un percorso di miglioramento organico e continuo. 

MECCANISMI DI SEGNALAZIONE E VERIFICA PER VIOLAZIONI DEL CODICE ETICO, REGOLE ANTI-COR-

RUZIONE ED ALTRE NORME [TAS EU]

Eni, sin dal 2006, si è dotata di una normativa interna,  Gestione delle segnalazioni ricevute da Eni SpA e da Società Controllate, aggiornata 

nel tempo e, da ultimo, nel novembre 2025, allineata alle best practice nazionali e internazionali e alla Direttiva UE 2019/1937 che disciplina il 

processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni (c.d. di whistleblowing). La normativa, disponibile sul sito internet di Eni e nella 

intranet aziendale insieme ad una sintetica guida operativa, consente alle persone Eni, nonché a tutti coloro che operano o hanno operato in 

Italia e all’estero in nome o per conto o nell’interesse della società, di segnalare presunte violazioni sorte nell’ambito del contesto lavorativo. 

Le segnalazioni, allo scopo di consentire l’efficace ed opportuno seguito, devono essere circostanziate e contenere, per quanto possibile, 

una descrizione dettagliata di fatti, eventi o circostanze che costituiscono gli elementi fondanti dell’asserita violazione ed essere effettuata 

con un grado di dettaglio sufficiente a consentire alle competenti funzioni aziendali di verificare la fondatezza o meno dei fatti o circostanze 

segnalati. Le attività successive alla ricezione delle segnalazioni sono gestite da un “Team Segnalazioni”

145

, che opera nel rispetto dei principi 

di obiettività, competenza (anche attraverso formazione periodica) e diligenza professionale, assicurando anche il riscontro al segnalante. Il 

Team, a valle di un’analisi preliminare, conduce approfondimenti, analisi e valutazioni specifiche circa la fondatezza o meno dei fatti segnalati 

e monitora le azioni correttive emerse sulle aree e i processi aziendali interessati. Il Team Segnalazioni, anche tramite propri componenti o 

altre persone individuate all’interno dell’unità di appartenenza, cura la predisposizione del Report Trimestrale Segnalazioni. Tale documento, è

sottoposto all’esame del Collegio Sindacale di Eni e, successivamente, con riferimento ai fascicoli di segnalazione di competenza, viene tras-

messo agli Organismi di Vigilanza (nazionali o internazionali a seconda della società controllata) e ai Collegi Sindacali delle società interessa-

te, laddove presenti. Le informazioni statistiche relative alle segnalazioni gestite negli ultimi cinque anni vengono rese disponibili sul sito di Eni 

SpA. Le funzioni coinvolte nel processo di gestione delle segnalazioni, incluse quelle relative alle tematiche di anti-corruzione, garantiscono 

condizioni di indipendenza, assenza di conflitto di interessi, obiettività, competenza e diligenza professionale. Tali principi sono in linea con gli 

standard internazionali e con quanto stabilito dal 

Codice Etico. Per favorire la ricezione delle segnalazioni, sia in forma scritta che orale, è

attiva una piattaforma dedicata (https://whistleblowing.eni.com), gestita da un provider esterno, che assicura la riservatezza dell’identità del 

segnalante, del segnalato e del contenuto della comunicazione. La piattaforma, ampiamente pubblicizzata sui siti aziendali, prevede canali 

autonomi per Eni SpA e per le società controllate dell’Unione Europea (c.d. canali di prossimità) in linea e in applicazione della normativa loca-

le di attuazione della Direttiva (EU) 2019/1937; indipendentemente dall’oggetto della segnalazione o dalla società Eni coinvolta, è sempre pos-

(143) Il Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi è espressione della cultura e dei valori aziendali. È costituito dall’insieme coordinato di strumenti, regole, procedure, strutture 

organizzative, dati, sistemi, flussi informativi e comportamenti finalizzati ad una effettiva ed efficace identificazione, misurazione, gestione e monitoraggio dei principali rischi, concor-

rendo così al successo sostenibile della Società e alla valorizzazione delle opportunità aziendali, come riportato nella 

Policy ECG Eni Risk and Internal Control Holistic framework. 

(144) Interventi di audit nell’ambito dei quali sono effettuate anche verifiche su attività a rischio corruzione così come definito dagli strumenti normativi Eni in materia.

(145) Un servizio dedicato dotato dei requisiti di competenza, indipendenza e assenza di conflitto di interessi, formato da responsabili di unità, delle funzioni compliance integrata, affari 

legali, risorse umane e organizzazione, internal audit ed amministrazione e bilancio di Eni SpA.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 227ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

sibile inviare segnalazioni tramite il canale di Eni SpA; queste vengono gestite nel rispetto della normativa italiana in materia di whistleblowing. 

Sono, inoltre, istituiti strumenti alternativi per la raccolta delle segnalazioni (es. caselle/box di posta dedicata, ove necessario per garantire ac-

cessibilità anche in situazioni particolari, e casella vocale, integrata alla Piattaforma). Nell’anno è stata completata l’istruttoria su 79 fascicoli 

di segnalazione riguardati le tematiche relative agli approvvigionamenti e risorse umane; per tutti i dettagli si rinvia alla pagina dedicata del

sito di Eni). Le segnalazioni ricevute nel corso del 2025, sia da parte dei dipendenti Eni sia dalla catena del valore, testimoniano la conos-

cenza e l’effettivo utilizzo dello strumento di whistleblowing dedicato. Tutte le persone di Eni che ricevono o gestiscono segnalazioni sono 

obbligate a garantire la massima riservatezza in merito all’identità del segnalante, delle persone coinvolte e delle persone citate, nonché dei 

contenuti e della documentazione correlata. Il principio si fonda sul criterio del “need to know”, imponendo modalità di comunicazione idonee 

a salvaguardare l’identità e onorabilità dei soggetti coinvolti nonché la massima confidenzialità dei dati trattati. L’identità del segnalante non 

può essere rivelata senza il suo esplicito consenso, salvo quanto previsto dalla legge, e sono assolutamente vietati atti ritorsivi o discriminato-

ri, diretti o indiretti, nei confronti del segnalante. In particolare, il segnalante è protetto da qualsiasi forma di licenziamento, demansionamento, 

sospensione, minaccia, molestia o discriminazione. Le violazioni a tale divieto comportano l’avvio di procedimenti disciplinari e l’adozione 

di misure adeguate a sostegno delle parti coinvolte. Rimane in ogni caso salvo il diritto del segnalante di rivolgersi alle autorità e istituzioni 

competenti per denunciare eventuali ritorsioni. 

Attività di ingaggio istituzionale [G1-5]

Di seguito sono riportate le azioni adottate da Eni sulla base degli impatti, dei rischi e delle opportunità materiali individuati, realizzate anche 

attraverso la promozione di partnership e iniziative di advocacy e lobbying. In questo contesto, Eni mantiene un dialogo con i policymaker, 

sia direttamente sia tramite le associazioni di categoria, senza fornire contributi politici.

LE ATTIVITÀ DI LOBBYING DI ENI 

Nel 2025 le principali attività di engagement di Eni con le Istituzioni nazionali, internazionali ed europee si sono concentrate su: i) la parte-

cipazione a iniziative di promozione economica, incontri e tavole rotonde su temi d’interesse per i business e il loro sviluppo,  sugli scenari 

geopolitici ed energetici, sullo sviluppo sostenibile e sulle nuove tecnologie; ii) la rappresentazione del posizionamento di Eni sulla transizione 

energetica e la decarbonizzazione in occasione di eventi pubblici e dei principali forum multilaterali internazionali (quali ad esempio B7, B20, 

COP30); iii) il coinvolgimento e il dialogo con le istituzioni, anche nell’ambito di partnership e membership, con think tank, associazioni e orga-

nizzazioni internazionali relativamente alla definizione delle politiche e normative pertinenti alle attività di business, in particolare su energia, 

transizione energetica, trasformazione industriale, sistemi di supercalcolo, innovazione e mobilità sostenibile; iv) le presentazioni di progetti 

e l’organizzazione di visite di delegazioni istituzionali, rappresentanti politici e associazioni presso strutture industriali, siti operativi e centri 

di ricerca. In particolare, Eni partecipa alla definizione di strategie e norme mirate ad accelerare la transizione verso il Net Zero, sostenendo 

e condividendo, in maniera chiara e trasparente, il proprio posizionamento sul cambiamento climatico e sui temi di strategia correlati. Eni 

riconosce il valore della partecipazione attiva ai lavori delle associazioni di business per sviluppare e condividere best practice ed elaborare 

posizionamenti di advocacy indirizzati a promuovere la transizione energetica. In quest’ottica, Eni si impegna in modo proattivo ad indirizzare 

le posizioni di ciascuna associazione ed in particolare di quelle che presentano posizioni divergenti rispetto ai Principi Eni sull’Advocacy Cli-

matica, per promuovere un approccio coerente con la necessità di agire efficacemente per far fronte al cambiamento climatico. Al riguardo i 

principi Eni sull’advocacy climatica sono:

• Accordo di Parigi: Eni supporta gli obiettivi dell’Accordo e le policy che perseguono congiuntamente agli obiettivi di sostenibilità, sicurezza 

energetica e tutela della competitività industriale nel percorso di transizione;

• Ruolo del gas: Eni riconosce il ruolo del gas naturale nella transizione energetica e supporta l’implementazione di normative specifiche per 

la riduzione delle emissioni di metano e del routine flaring;

• Carbon pricing: Eni supporta l’implementazione di meccanismi di carbon pricing credibili e costo-efficienti;

• Efficienza energetica e tecnologie low carbon: Eni promuove azioni e politiche a supporto di efficienza energetica e tecnologie necessarie 

alla decarbonizzazione quali rinnovabili (sia in forma di elettroni che di molecole allo stato liquido/gassoso), CCS, Carbon Dioxide Removal, 

idrogeno e altre tecnologie strategiche per la transizione;

• Mobilità sostenibile: Eni  supporta l’implementazione di  soluzioni  complementari  per  la  decarbonizzazione del  trasporto,  quali  biocar-

buranti sostenibili e mobilità elettrica, e policy basate su un approccio technology neutral che promuovano le tecnologie più mature e 

costo-efficienti;

• Ruolo dei crediti di carbonio: Eni supporta lo sviluppo di policy abilitanti per investimenti nelle Nature and Technology Based Solutions e 

l’utilizzo di crediti a compensazione delle emissioni residue hard-to-abate;

• Trasparenza e disclosure: Eni supporta lo sviluppo di best practice per una disclosure trasparente sulle azioni in ambito clima e sull’advo-

cacy climatica.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025228

Le attività e gli impegni relativi all’interlocuzione di Eni con gli stakeholder istituzionali, inclusa l’attività di lobbying, sono responsabilità del 

Direttore Public Affairs (alle dirette dipendenze dell’Amministratore Delegato di Eni), che partecipa alle riunioni del Comitato di Direzione e del 

Comitato Rischi, e riferisce regolarmente all'Amministratore Delegato sulle tematiche di competenza.

CONTRIBUTI POLITICI 

Eni, come previsto dal Codice Etico, non impiega risorse aziendali per contributi elettorali e attività di advocacy politica o verso organizzazioni 

non governative, ad eccezione dei costi interni relativi alle attività della Direzione Public Affairs ed eventuali spese verso terzi per attività di 

intermediazione con le istituzioni dell'Unione Europea. Inoltre, Eni non effettua donazioni a partiti politici, ma sostiene una serie di iniziative 

scientifiche, culturali e sociali in tutto il mondo: ogni richiesta proveniente da tali programmi è sottoposta ad una rigorosa due diligence per 

garantire che il contributo Eni non venga utilizzato e/o interpretato erroneamente. Inoltre, Eni è iscritta all’ EU Transparency Register

146

e 

aderisce al relativo codice di condotta, che regola il suo rapporto con le istituzioni dell'Unione Europea. Attraverso il 

Registro Eni fornisce 

ampie informazioni sulle proprie attività, inclusi gli obiettivi dell'organizzazione, l'appartenenza ad associazioni di categoria e imprenditoriali 

e le spese relative alle attività coperte dal Registro nell'anno precedente. In Italia, Eni è presente nei registri istituiti presso il Ministero delle 

Imprese e del Made in Italy (in precedenza Ministero dello Sviluppo Economico) e presso la Camera dei Deputati. Le spese connesse alle 

attività di lobbying in Italia sono riportate nel registro per la trasparenza del Ministero per le Imprese e il Made in Italy. La Camera dei Deputati 

pubblica 

relazioni annuali sull'attività delle imprese registrate. Negli Stati Uniti, tutte le attività e le spese rientranti nell’ambito del Lobbying 

Disclosure Act sono rendicontate su base trimestrale e sono 

disponibili al pubblico. Inoltre, ogni posizione pubblica presentata alle parti 

interessate e agli organismi di regolamentazione dell’USG (ad esempio SEC, BOEM \- Bureau Ocean Energy Management) è pubblicata sui siti 

web di tali parti interessate e organismi di regolamentazione. 

(146) Numero REG 99578067285-35.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 229ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

LA GESTIONE SOSTENIBILE DELLA CATENA DI FORNITURA [G1-2]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P]

Per quanto concerne le politiche per la gestione dei fornitori, si rimanda alla  Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni e al  Codice di 

condotta fornitori, descritte nella sezione 

Lavoratori nella catena del valore di Eni.

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T; S2-5]

Eni, in coerenza con la propria strategia di sustainable supply chain di medio-lungo termine, ha definito dei target specifici relativamente al 

processo di gestione dei fornitori e all’approvvigionamento affinché le richieste e i presidi in ambito ESG rivolti ai fornitori diventino un motore 

di sviluppo sostenibile per l’intera catena di fornitura. Tali indicatori vengono monitorati periodicamente e, sulla base dei risultati, vengono 

definite e implementate eventuali azioni correttive. 

Target Al

Performance 

al 2025

Anno base e relativo 

valore di riferimento

Note 

(Scopo, Metodologia, Evidenze)

Mantenimento delle valutazioni ESG nei 

procedimenti per oltre il 90% del procurato 

Italia

2025 97% - target raggiunto  2023: 20%

Target relativo

(a) 

Perimetro: procedimenti di acquisto in ambito MSG 

Procurement Italia

Procedimenti con valutazioni ESG

per il 90% del procurato di Gruppo

2026 Nuovo target del 2025  2025: 86%

Target relativo

(b) 

Perimetro: procedimenti di acquisto in ambito MSG 

Procurement 

Mantenimento del 100% dei fornitori 

worldwide strategici valutati sul percorso di 

sviluppo sostenibile

2026 100% 2024: 80%

Target relativo

(c)

Perimetro: fornitori strategici di Eni

90% dei contratti attivi assegnato a fornitori 

iscritti su Open-es, mantenendo oltre il 65% 

negli anni intermedi

2027

91% - target raggiunto 

nell’anno

2024: 82%

Target relativo

(d) 

Perimetro: contratti in ambito MSG Procurement Italia e 

controllate estere

3.000 fornitori locali esteri coinvolti su 

Open-es 

2026

3.900 fornitori locali 

esteri coinvolti su 

Open-es – target 

raggiunto in anticipo

2023: 1.600

Target assoluto

(e)

Perimetro: fornitori controllate estere

90% del valore dei contratti attivi assegnato a 

fornitori coinvolti in nuove iniziative in ambito 

safety, in ottica di miglioramento continuo

2027 Nuovo target del 2025 

-

(f)

Target relativo

Perimetro: contratti in ambito MSG Procurement Italia e 

controllate estere su merceologie a elevato rischio HSE

a)  Rapporto tra il valore totale di procurato Italia soggetto a valutazione ESG rispetto al valore procurato Italia totale. Questo target previsto per il 2025, è stato raggiunto e confluito nel 

target di Gruppo.

b)  Il target dichiarato nel precedente esercizio, in relazione al procurato estero, è confluito in questo target più ampio che tiene conto del procurato di Gruppo.

c)  Rapporto tra il totale dei fornitori strategici analizzati sulla base del loro posizionamento ESG e il totale dei fornitori strategici (ossia quei gruppi industriali che detengono l’80% del 

valore contrattuale in essere con Eni). Il target è stato esteso al 2026 alla luce del conseguimento del target 2025.

d)  Rapporto tra il totale del valore dei contratti attivi assegnati ai fornitori iscritti su Open-es e il valore totale dei contratti attivi. 

e)  Si riferisce al numero totale di fornitori locali esteri gestiti dalle consociate e presenti su Open-es. 

f)  La baseline non è dichiarata in quanto si considerano le nuove iniziative in ambito safety. 

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM- 3; G1 IRO-1]

Impatti materiali 

La strategia di Procurement di Eni si fonda sulla condivisione di valori, impegni e obiettivi con la supply chain, adottando un approccio sistem-

ico e inclusivo. Questo approccio mira a coinvolgere tutti i livelli della catena di fornitura in un percorso di crescita sostenibile attraverso 

la diffusione dei principi di sostenibilità, promuovendo principi di sostenibilità ambientale e sociale per accrescere la consapevolezza e 

favorire pratiche aziendali più responsabili. L'impatto positivo derivante da questa strategia si riflette sull'intera supply chain, migliorandone 

la competitività, e sulle attività di Eni stessa. In un contesto industriale sempre più orientato alla sostenibilità, Eni rafforza il proprio ruolo di 

leadership attraverso l'iniziativa Open-es, una piattaforma digitale e alleanza di sistema, con l'obiettivo di costruire una catena di fornitura più

resiliente e sostenere un ecosistema imprenditoriale moderno, competitivo e in linea con gli obiettivi di transizione sostenibile, che rappresen-

tano un pilastro centrale della strategia di Eni.

  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025230

Rischi e opportunità materiali

Non sono stati identificati rischi materiali a livello di Gruppo (si veda il capitolo  Materialità). È stata, invece, identificata un’opportunità mate-

riale relativa alla crescita della performance di sostenibilità della filiera Eni e del sistema imprenditoriale, con un ruolo di leadership di Eni 

grazie alla conduzione dell’alleanza di sistema e piattaforma digitale Open-es. L’adozione di una strategia di gestione sostenibile della supply 

chain consente a Eni di promuovere comportamenti maggiormente sostenibili, responsabili, trasparenza e innovazione presso i propri forni-

tori, riducendo potenziali inefficienze e innalzando gli standard ambientali, sociali e di governance lungo l’intero ciclo di approvvigionamento. 

Ne deriva un valore concreto sia per Eni, che può contare su partner più competitivi, resilienti e pienamente allineati agli obiettivi aziendali, 

che per gli stakeholder, che beneficiano di un ecosistema produttivo più solido, inclusivo e orientato alla transizione energetica. In questo 

contesto, la leadership di Eni in Open-es rappresenta un ulteriore fattore abilitante. La conduzione di questa alleanza consente all’azienda di 

accelerare l’evoluzione della propria filiera verso modelli più sostenibili e performanti, oltre a rafforzare il proprio ruolo come attore innovatore 

e catalizzatore di cambiamento nel mercato.

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A; S2 SBM-3; S2-4; G1-2]

La strategia di gestione sostenibile della catena di fornitura di Eni si basa sulla condivisione di valori, impegni e obiettivi con la propria supply 

chain e si declina su tre pilastri su cui sono implementate azioni specifiche: 

• approccio sistemico e inclusivo, coinvolgendo la catena di fornitura in un percorso di miglioramento e sviluppo sostenibile, tramite obi-

ettivi comuni e modelli diversificati in funzione della maturità ESG delle imprese. In questo ambito Eni promuove 

Open-es, avviata con 

Boston Consulting Group e Google Cloud nel 2021, al fine di creare un’iniziativa multi-stakeholder tra il mondo industriale, finanziario e 

associativo per supportare le imprese nel percorso di misurazione e crescita sulle dimensioni ESG. Ad oggi, hanno aderito oltre 30 partner 

tra cui grandi realtà industriali, istituti finanziari e associazioni, e si sono registrate oltre 40.000 imprese, di cui oltre 9.400 appartenenti alla 

filiera Eni (italiana ed estera);

• sviluppo e valorizzazione di best practice, supportando i fornitori nell’adempimento delle richieste ESG, fornendo strumenti per il loro 

percorso di sviluppo sostenibile e più in generale della competitività. Questi comprendono strumenti di: i) misurazione e miglioramento 

della maturità ESG attraverso metriche, allineate al contesto normativo, e confronto con benchmark di settore, accedendo a piani di svi-

luppo personalizzati, soluzioni offerte da realtà specializzate in ambito ESG, eventi e programmi formativi gratuiti; ii) supporto finanziario 

tramite “Sustainable Supply Chain Finance” (avviata nel 2023) per richiedere il pagamento anticipato delle fatture senza impatti sulle linee 

di credito, al fine di incentivare un percorso di sviluppo sostenibile che integri il miglioramento della gestione delle risorse finanziarie con il 

miglioramento delle performance ESG. Nel 2025 sono stati concessi anticipi di fatture per un ammontare complessivo di circa 240 milioni 

di euro; iii) offerta di prodotti e servizi a condizioni favorevoli, come ad esempio soluzioni per l’efficienza energetica e l’utilizzo del biocarbu-

rante HVOlution nei trasporti; iv) valorizzazione delle eccellenze, tramite il Supply Chain Award, per condividere best practices e premiare le 

imprese più distintive e innovative in ambito ESG; v) supporto alla competitività della filiera nel contesto di transizione energetica. Nel 2025 

è stato avviato il programma “Energia di Filiera”, un’iniziativa di sviluppo dedicata ai fornitori qualificati Eni – in particolar modo le PMI – op-

erante negli ambiti industriali maggiormente impattati dalla trasformazione dei business Eni, con l’obiettivo di supportarli nella definizione 

di un piano di miglioramento e sviluppo in un contesto di mercato in continua evoluzione. Nel 2025 il focus del programma è stato il Piano 

di Trasformazione Versalis, coinvolgendo oltre 200 PMI, metà delle quali contrattiste nei distretti industriali di Brindisi, Priolo e Ragusa;

• pervasività della  sostenibilità nel  processo  di  approvvigionamento,  rappresentata  dall’integrazione  dei  principi  di  tutela  ambientale, 

crescita sociale e sviluppo economico in ogni sua fase. Eni si è dotata del “Sustainable Supply Chain Framework”, un meccanismo di 

governance che unisce obiettivi aziendali, requisiti legislativi, target e piani d’azione specifici che vanno ad incidere sul processo di pro-

curement e in generale sulla supply chain. Tale framework si concretizza in un presidio trasversale alle varie dimensioni di sostenibilità e 

con focus su tematiche ESG prioritarie periodicamente individuate sulla base del piano strategico aziendale e dell’evoluzione del quadro 

normativo. In particolare, il presidio trasversale prevede: i) la sottoscrizione del 

Codice di Condotta Fornitori come impegno reciproco 

nel riconoscere i valori di Eni e la valutazione di tutti i nuovi fornitori anche secondo criteri sociali

147

; ii) periodici aggiornamenti di qualifica 

e due diligence al fine di minimizzare i rischi lungo la catena di fornitura attraverso la verifica del posizionamento ESG dei fornitori, dell’af-

fidabilità etico-reputazionale, economico-finanziaria, tecnico-operativa e dell’applicazione dei presidi in materia di salute, sicurezza, ambi-

ente, governance, cybersecurity e diritti umani; iii) logiche di assegnazione dei contratti anche sulla base delle caratteristiche ESG rilevanti 

per l’oggetto contrattuale; iv) il monitoraggio periodico del rispetto degli impegni assunti e del comportamento del fornitore attraverso la 

gestione di feedback di performance; v) condivisione di azioni di miglioramento con il fornitore, in caso di criticità in qualsiasi fase del rap-

porto, e limitazione/inibizione alla partecipazione a gare, qualora non risultino soddisfatti dal fornitore gli standard minimi di accettabilità

(147) Valutazione svolta sulla base di informazioni disponibili da fonti aperte e/o dichiarate dal fornitore e/o indicatori di performance e/o da audit in campo, attraverso almeno uno dei 

seguenti processi: Due Diligence reputazionale, processo di qualifica, feedback di valutazione delle performance sulle aree HSE o compliance, processo di retroazione, assessment su 

tematiche di diritti umani (ispirato allo standard SA8000 o simile).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 231ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

previsti. Nel 2025 per alcune dimensioni ESG prioritarie per Eni (come cambiamento climatico, governance di filiera, diritti umani, cyberse-

curity e safety) è proseguita l’attività di verifica e approfondimento, utilizzando specifici criteri minimi per la valutazione delle offerte, oltre 

a clausole standard dedicate nei contratti. Particolare attenzione è stata dedicata ad alcuni temi risultati come materiali nella Value chain 

(per ulteriori approfondimenti si veda 

Value chain e principali impatti): i) per i fornitori con maggiori emissioni è stata avviata un’attività di 

engagement per garantire la dichiarazione delle proprie emissioni Scope 1 e 2. A loro supporto e, più in generale, di tutta la supply chain, è

stato inoltre messo gratuitamente a disposizione, sulla piattaforma Open-es uno strumento dedicato alla quantificazione delle emissioni a 

livello aziendale; ii) in ambito diritti umani sono state svolte verifiche documentali e in sito presso i fornitori a maggior rischio (per ulteriori 

approfondimenti si veda 

Lavoratori nella catena del valore di Eni); iii) per i fornitori caratterizzati da filiere complesse con frequente ricor-

so al subappalto è proseguita l’attività di monitoraggio del livello di presidio della loro catena di fornitura, con l’obiettivo di responsabilizzare 

i principali player della catena di Eni nell’implementazione di una due diligence ESG nelle loro filiere. 

Le spese connesse all’implementazione della strategia di Sustainable Supply Chain di Eni sono pienamente integrate nella gestione ordinaria 

e nelle attività operative di business e rientrano nei più ampi costi di struttura sostenuti. Eni nel perseguire una gestione maggiormente sos-

tenibile della catena di fornitura, mira a rafforzare tutti i livelli della filiera fornendo strumenti che permettano ai fornitori di adottare e replicare 

il modello Eni, mantenendo un approccio sistemico e inclusivo. Si intende promuovere una maggiore responsabilizzazione dei partner com-

merciali diretti, soprattutto i grandi player del mercato incoraggiandoli a svolgere regolarmente attività di due diligence sulle proprie terze parti 

e a presidiare attivamente le tematiche di sostenibilità ambientale e sociale lungo l’intera catena di approvvigionamento. Parallelamente, Eni 

si impegna a intensificare le verifiche interne sui subappaltatori e su tutte le realtà con cui intrattiene rapporti commerciali, con particolare 

attenzione ai contesti critici o ad alto rischio, adottando un approccio più rigoroso. Questo percorso è finalizzato a migliorare la capacità di 

identificare, prevenire e mitigare i rischi, rafforzando trasparenza e responsabilità condivise lungo la filiera, nel breve e medio termine. 

METRICHE

148

[ESRS 2 MDR-M]

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE Unità di misura 2025 2024

N° fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tem-

atiche ESG

(a)

(numero)

9.416

7.512

% di contratti attivi con fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collab-

orazione su tematiche ESG

(b)

(%)

80

70

% del valore dei contratti attivi con fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazi-

one e collaborazione su tematiche ESG

(c)

91 82

(a)  Numero di fornitori iscritti sulla piattaforma Open-es.

(b)  Rapporto tra il totale del numero dei contratti attivi assegnati ai fornitori iscritti su Open-es e il numero totale dei contratti attivi.

(c)  Rapporto tra il totale del valore dei contratti attivi assegnati ai fornitori iscritti su Open-es e il valore totale dei contratti attivi.

Prassi di pagamento dei fornitori [G1-6]

In linea con l’approccio basato sulla trasparenza e correttezza nella gestione dei propri fornitori, Eni ha aderito al Codice Italiano Pagamenti Re-

sponsabili che Assolombarda ha istituito nel 2014\. In generale, la gestione dei pagamenti dei fornitori da parte di Eni avviene secondo criteri uniformi

e procedure standardizzate, senza distinzione di tipologia, dimensione o ubicazione geografica. Eni prevede nei propri standard

149

un termine di 

pagamento ai fornitori pari a 60 giorni nei contratti stipulati in regime privatistico e 30 giorni per quelli ricadenti nell'ambito del Codice dei contratti 

pubblici (D.Lgs. 36/2023). I singoli contratti di Eni SpA e delle società controllate adottano tale termine, salvo eccezioni derivanti da eventuali previ-

sioni normative applicabili al contratto o da specifiche esigenze di business. Per i tempi medi di pagamento

150

dei fornitori di Eni SpA e delle società

controllate italiane nel 2025 si veda la 

Relazione sulla gestione/Altre Informazioni. Per il periodo oggetto di rendicontazione non risultano proce-

dimenti giudiziari pendenti in Italia a carico di Eni SpA e società controllate italiane aventi ad oggetto ritardati pagamenti ai propri fornitori. 

(148) Le metriche fanno riferimento alle attività di engagement svolte nei confronti dei fornitori gestiti nell’ambito della MSG Procurement da Eni SpA e le sue controllate. 

(149) Validi altresì per le società controllate per le quali Eni SpA svolge attività di approvvigionamento in maniera accentrata.

(150) Il tempo medio di pagamento dei fornitori è calcolato con riferimento ad Eni SpA e le società controllate per le quali le attività di pagamento dei fornitori sono svolte in maniera 

accentrata da Eni SpA. Il numero di procedimenti giudiziari per ritardi nei pagamenti è rilevato con riferimento ai casi relativi a somme riconosciute e non contestate (nel merito e/o nel 

loro ammontare) da Eni al fornitore e pendenti in Italia; l'informazione include i contenziosi pendenti nell'anno di rendicontazione, anche se avviati precedentemente o conclusi nel corso 

dell'anno. Il dato si riferisce ai procedimenti riguardanti contratti di approvvigionamento per l'acquisto di beni, l'esecuzione di lavori e la fornitura di servizi, nell'ambito del quadro norma-

tivo e gestionale interno in materia di procurement (Management System Guideline Procurement) e stipulati da Eni SpA e dalle sue società controllate italiane. Il dato include anche con-

tenziosi relativi a contratti non più attivi o scaduti nell'anno di rendicontazione. La Società sta strutturando un processo per fasi che consenta di ampliare il perimetro della propria analisi.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025232

TRASPARENZA NEI PAGAMENTI E TAX STRATEGY [ENTITY SPECIFIC; TAS EU]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P]

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Impegno a svolgere le proprie attività in conformità alle normative applicabili in materia di sanzioni economiche e 

finanziarie nonché in materia di trade control, in particolare verificando preliminarmente tutte le controparti ed esigendo 

dai partner contrattuali lo stesso grado di diligenza.

Linee Guida in Ambito 

Fiscale (Tax strategy e Tax 

Control)

• Contribuire al gettito fiscale degli Stati ospitanti, sostenendo lo sviluppo economico e sociale dei territori in cui Eni opera.

• Impegno a non stabilire o localizzare la residenza delle proprie società controllate in Stati che non adottano gli standard 

internazionali per quanto attiene la trasparenza e lo scambio di informazioni in materia fiscale o in Stati a bassa fiscalità, 

salvo casi di giustificate esigenze operative.

• Applicazione delle normative e degli strumenti previsti dalle legislazioni nazionali e dalle “Convenzioni internazionali 

contro le doppie imposizioni sul reddito e sul capitale e per la prevenzione dell’evasione e dell’elusione fiscale” secondo 

le linee interpretative dell’OCSE o dell’ONU.

• Massimizzazione della trasparenza in campo fiscale attraverso la pubblicazione del Country by Country Report.

• Utilizzo degli istituti volti ad evitare/ridurre i contenziosi fiscali.

• Predisposizione del Tax Control Framework (o sistema di gestione e controllo del rischio fiscale) nell’ambito del proprio 

sistema di controllo interno e definizione delle Tax Governance.

• Riduzione al minimo del rischio fiscale, grazie a specifici controlli per assicurare la correttezza e la puntualità della 

liquidazione e del versamento delle imposte nel quadro di una compliance trasparente e accurata, per prevenire possibili 

controversie.

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T]

La strategia fiscale di Eni, approvata dal CdA e disponibile sul  sito internet della Società, si fonda sui principi di trasparenza, onestà, cor-

rettezza e buona fede previsti dal Codice Etico e dalle “Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali”. Obiettivo primario è l’assolvimento 

puntuale e corretto delle obbligazioni di imposta nei diversi Paesi dove Eni opera, nella consapevolezza di contribuire in modo significativo 

al gettito fiscale degli Stati, sostenendo lo sviluppo economico e sociale locale. A tal proposito, pur non identificando target quantitativi, Eni 

è costantemente impegnata nell’adozione di comportamenti coerenti con i principi di trasparenza, onestà, correttezza e buona fede previsti 

dal proprio Codice Etico. La strategia di Eni in materia fiscale ha come obiettivo la corretta determinazione delle imposte nei diversi ordina-

menti in cui opera, la mitigazione dei rischi di doppia imposizione giuridica ed economica sugli utili e la prevenzione di possibili controversie 

con le autorità fiscali e giudiziarie dei Paesi di attività. Nell’ambito del proprio sistema di controllo interno Eni ha predisposto il Tax Control 

Framework (o sistema di gestione e controllo del rischio fiscale) il cui obiettivo è quello di assicurare, con ragionevole certezza una gestione 

del business in linea con i principi e le finalità della strategia stessa (

Azioni intraprese sugli IRO materiali).

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM- 3]

Impatti materiali 

Nell’ambito delle proprie attività di business, Eni lavora in stretto coordinamento con i governi di numerosi Paesi del mondo, spesso destina-

tari di importanti transazioni economiche. I pagamenti ai governi rappresentano un sostegno socio-economico agli Stati, e una loro gesti-

one corretta e trasparente, contribuisce alla prevenzione di potenziali fenomeni corruttivi, che potrebbero generare ricadute negative anche 

sulle comunità locali. Oltre alle transazioni dirette con i governi (come, ad esempio, diritti di produzione e royalties), le attività di Eni contribuis-

cono in modo significativo al gettito fiscale, sostenendo lo sviluppo e il benessere sociale ed economico degli Stati nei quali opera151. Data 

l’importanza che tali flussi finanziari hanno per il benessere collettivo, Eni adotta un comportamento coerente con i principi di trasparenza, 

onestà, correttezza e buona fede. La trasparenza costituisce un valore per Eni, che si impegna nella disclosure volontaria dei pagamenti ai 

governi e nel contrasto a ogni forma di corruzione, promuovendo l’uso responsabile delle risorse finanziarie in linea con l’Obiettivo di sviluppo 

sostenibile n.16 dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite. 

Rischi e opportunità materiali 

Non sono stati identificati rischi o opportunità materiali a livello di Gruppo (si veda il capitolo  Materialità). 

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A]

Di seguito sono rappresentate le azioni poste in essere da Eni sulla base degli impatti, rischi e opportunità materiali identificati, suddivise per:

i) tax strategy; ii) iniziative di trasparenza. 

(151) Per ulteriori informazioni si veda anche il Report on Payments to Governments.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 233ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

TAX STRATEGY 

La Tax Strategy di Eni prevede l’assolvimento delle imposte nei Paesi in cui si svolgono le attività operative, nel rispetto delle previsioni e dello 

spirito delle normative locali, e rifiuta scelte di politica fiscale aggressive, inclusa la localizzazione di legal entity nei cosiddetti paradisi fiscali. 

Eni ha implementato un Tax Control Framework, sotto la responsabilità il Chief Transition & Financial Officer, strutturato in un processo azien-

dale 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). L’ambiente di controllo e i processi/procedure sono disegnati in modo da ridurre 

a un livello relativamente contenuto il rischio di violazioni con impatti finanziari o reputazionali significativi (rischio fiscale). Nel 2025 nessuna 

società del Gruppo è stata parte di contenziosi rilevante per violazioni della normativa fiscale o per frode fiscale conclusi con sentenze di con-

danna definitiva. Per maggiori informazioni sullo status dei contenziosi del Gruppo in materia fiscale, si rinvia alle note del bilancio consolidato, 

nella sezione 

Contenziosi. Tali contenziosi sono relativi all’interpretazione tecnica delle norme fiscali locali, spesso molto complesse, e sono 

gestiti in un’ottica di conciliazione. Nell’ambito delle attività di gestione del rischio fiscale e di contenzioso, Eni adotta la preventiva interlo-

cuzione con le Autorità fiscali e il mantenimento di rapporti improntati alla trasparenza, al dialogo ed alla collaborazione partecipando, dove 

opportuno, a progetti di cooperazione rafforzata (Co-operative Compliance) quali il regime di adempimento collaborativo in Italia. 

INIZIATIVE DI TRASPARENZA 

Per favorire un uso responsabile delle risorse e prevenire fenomeni corruttivi, Eni aderisce all’Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) dal 

2005, a testimonianza dell’impegno verso una migliore governance e trasparenza del settore estrattivo. Dal 2023 Eni è stata nominata Alternate 

Member del Board di EITI, il principale organo decisionale dell’iniziativa. Il Board decide le priorità per l’organizzazione e valuta i progressi dei Paesi nel 

soddisfare lo standard EITI. L’iniziativa EITI prevede il rispetto di precise aspettative (“expectations”) da parte delle società aderenti all’iniziativa che, a

partire dal 2021, sono diventate anche un framework di valutazione di tali società, per identificare buone pratiche e opportunità di miglioramento. Nel 

2025, nell’ambito della valutazione periodica svolta da EITI sul rispetto delle “Expectations for EITI supporting companies”, Eni ha soddisfatto intera-

mente 8 aspettative e, parzialmente 1, su un totale di 9, registrando il raggiungimento pieno di una ulteriore aspettativa rispetto all’anno precedente,

portando il totale delle complete da 7 a 8. A livello locale, inoltre, Eni partecipa attivamente alle iniziative promosse da EITI nei Paesi di presenza, sia

direttamente attraverso i Multi Stakeholder Group istituiti nei Paesi aderenti a EITI, sia indirettamente mediante associazioni di categoria. Inoltre, in

conformità alla Legge italiana n. 208/2015, Eni redige il “Country-by-Country Report” (CbCR) 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 la trasparenza sui profitti delle aziende multinazionali a 

beneficio delle amministrazioni finanziarie e sulla correlazione tra la base imponibile dichiarata in ciascuna giurisdizione e la solidità dell’attività eco-

nomica sottostante, fornendo elementi conoscitivi sulla proporzionalità tra imposte e valore generato localmente. Nell’ottica di favorire una maggiore 

trasparenza in materia fiscale a beneficio di una più ampia platea di stakeholder, tale report è oggetto di pubblicazione volontaria da parte di Eni; nel 

2024 è stata recepita in Italia la Direttiva EU n. 2021/2101 che prevede la pubblicazione obbligatoria di alcuni elementi del CbCR a partire dal periodo 

d’imposta 2025. La pubblicazione di questo report è stata riconosciuta come best practice dalla stessa EITI. Sempre in linea con il supporto ad EITI,

Eni ha pubblicato una posizione sulla trasparenza contrattuale in cui incoraggia i Governi a conformarsi al nuovo standard sulla 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.

CYBERSECURITY [ENTITY SPECIFIC]

POLITICHE [ESRS 2 MDR-P]

POLITICA PRINCIPALI CONTENUTI E ASPETTI APPROFONDITI:

Codice Etico

• Impegno al rispetto delle leggi in materia di protezione dei dati e riservatezza delle informazioni, oltre che delle migliori 

prassi applicabili nelle giurisdizioni in cui Eni opera.

• Tutela del diritto alla privacy delle persone Eni, dei clienti, fornitori, partner commerciali e di tutti coloro con i quali Eni 

stabilisce relazioni, garantendo che i dati personali siano trattati esclusivamente per finalità definite e appropriate.

Corpo Normativo Interno • Procedure e manuali operativi relativi ai principi per la gestione della Cybersecurity nei sistemi ICT e di Operational 

Technology (OT

(a)

) come la gestione delle vulnerabilità, dei rischi delle terze parti, la valutazione di rilevanza delle 

applicazioni, le linee guida per la gestione dei sistemi OT, la gestione delle identità e degli accessi, la gestione del ciclo di 

vita degli strumenti di condivisione di dati e la sicurezza dei dati in ambiente di test.

(a) La Operational Technology (OT) definisce l’insieme di hardware e software dedicati al monitoraggio e al controllo diretto di processi fisici, macchinari e infrastrutture critiche. A 

differenza dell’IT, che gestisce dati, l’OT agisce nel mondo fisico, coprendo settori come produzione, energia e trasporti, utilizzando sistemi e tecnologie per automatizzare i processi 

(ad esempio PLC, SCADA, DCS).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025234

TARGET E IMPEGNI [ESRS 2 MDR-T]

Eni assicura la protezione dei sistemi informatici, delle reti, dei dati e delle infrastrutture digitali in termini di riservatezza, integrità e disponibil-

ità, da minacce e attacchi informatici. Eni si impegna ad aggiornare annualmente la sua strategia di Cybersecurity intercettando input interni 

ed esterni all’azienda, come le nuove minacce, il panorama normativo e le tecnologie emergenti in costante evoluzione. Pur non avendo 

definito specifici target quantitativi relativi alla cybersecurity, gli impegni di Eni si articolano in cinque ambiti: 

• Regolatorio, per garantire la massima compliance con le normative e i regolamenti interni ed esterni e l’allineamento agli standard e alle 

best practice di sicurezza internazionali; 

• Culturale, per promuovere una cultura della sicurezza informatica e diffondere comportamenti consapevoli nella popolazione aziendale; 

• Zero Trust, per implementare un approccio basato sul principio “Never trust, always verify”, abilitare nuove modalità operative e garantire 

la protezione dalle minacce emergenti;

• Cyber Resilience, per potenziare la capacità di prevenire, rilevare e rispondere ai cyberattack incrementando la resilienza in caso di inci-

denti, anche facendo leva sull’AI generativa per migliorare l’efficacia e l’efficienza dei processi di sicurezza operativa;

• Sicurezza operativa, per rafforzare i presidi di sicurezza in ambito industriale, estendendo i servizi di monitoraggio (Detection & Response) 

e introducendo soluzioni specifiche a tutela degli asset OT.

IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI [ESRS 2 SBM- 3]

Impatti materiali

In un mondo digitalmente interconnesso e tecnologico, le attività di Eni risultano esposte, lungo tutta la catena del valore, al verificarsi di po-

tenziali incidenti di sicurezza informatica. Tali eventi possono portare alla perdita di riservatezza e/o integrità dei dati a seguito della diffusio-

ne o modifica di informazioni di dipendenti, clienti o business partner e a danno della comunità finanziaria, rappresentando una minaccia per 

la sicurezza e la privacy dei soggetti coinvolti. Allo stesso modo, l'indisponibilità dei sistemi informatici a supporto dell'erogazione di servizi a 

clienti e business partner potrebbe avere impatti significativi su tali soggetti. Infine, l'eventuale propagazione di un incidente di Cybersecurity 

ai sistemi informatici di fornitori e partner di Eni potrebbe avere impatti anche gravi per gli stessi.

Rischi e opportunità materiali

Il rischio Cybersecurity è 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. Per maggiori informazioni si veda la sezione 

Fattori 

di rischio e incertezza: rischi connessi al funzionamento dei sistemi informatici e alla sicurezza informatica. Non sono state individuate 

opportunità materiali.

AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI [ESRS 2 MDR-A]

Sulla base degli impegni perseguiti nei diversi ambiti, Eni ha implementato, secondo un approccio risk-based, diverse iniziative e misure di 

difesa atte a prevenire gli incidenti e a contenerne gli impatti. In particolare, nel 2025 Eni ha: 

• proseguito il programma di Cyber Security Culture, con oltre 150 iniziative, finalizzato a promuovere una cultura della sicurezza informatica 

tramite azioni volte a diffondere comportamenti “Cyber consapevoli” verso tutta la popolazione aziendale; 

• incrementato la resilienza avviando il progetto di adeguamento alla Direttiva NIS 2, ossia il nuovo standard europeo per la cybersecurity, 

pensato per proteggere le infrastrutture critiche e i servizi digitali da minacce sempre più sofisticate, recepita in Italia con il D.Lgs. 138/2024; 

• promosso iniziative volte a mitigare i rischi derivanti da un contesto di minacce profondamente mutato e reso ancor più critico dall’imp-

iego dell’intelligenza artificiale, il cui utilizzo da parte dei cyber criminali ha contribuito ad amplificare in modo significativo il volume e la 

sofisticazione degli attacchi, che hanno raggiunto 511 milioni (anche automatici) contro applicativi esposti su internet;

• proseguito le collaborazioni con enti, università ed istituzioni, come, ad esempio, la collaborazione con la Fondazione SERICS (Security 

and Rights in CyberSpace) nel contesto del PNRR e quella con l’Agenzia di Cybersicurezza Nazionale (ACN), potenziando la capacità di 

prevenzione e risposta alle minacce e favorendo la condivisione di best practice a livello nazionale (Progetto HyperSOC

152

); 

• erogato, tra le iniziative rivolte all’ecosistema digitale nazionale, dei workshop di sensibilizzazione e formazione di base sulla Cybersecu-

rity destinati a insegnanti, genitori e studenti delle scuole primarie, secondarie di primo e secondo grado, che hanno incluso 24 iniziative 

riguardanti anche tematiche legate all’Intelligenza Artificiale generativa. 

(152) HyperSOC è la piattaforma, progettata e realizzata dall’Agenzia per la Cybersicurezza Nazionale (ACN), per supportare i Security Operations Center (SOC) nazionali nelle attività di 

rilevazione proattiva di situazioni di rischio (minacce informatiche, vulnerabilità, servizi esposti incautamente ecc.) per le reti di competenza.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 235ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Principi e criteri metodologici

[ESRS 2 BP-1; BP-2]

La Rendicontazione di Sostenibilità (RdS), redatta su base consolidata di Gruppo, è approvata dal CdA e soggetta a revisione limitata da parte 

dello stesso revisore del bilancio consolidato. Per garantire l'affidabilità e la tracciabilità delle informazioni, Eni si avvale di un tool informatico de-

dicato che centralizza la raccolta dei dati provenienti dai diversi sistemi aziendali. Questo sistema assicura una gestione strutturata e verificabile

del flusso informativo e traccia anche l'intero processo autorizzativo. Parallelamente, a tutela dell'integrità di tali informazioni, vengono adottate

adeguate misure di cybersecurity che integrano tutti gli applicativi con sistemi di protezione avanzati contro le minacce informatiche, garantendo 

così la sicurezza e la disponibilità dei dati. La struttura di ciascun capitolo tematico della RdS segue l’impostazione degli standard: Policy; Target 

e impegni; Impatti, Rischi e Opportunità (IRO) materiali; Azioni relative agli IRO materiali; Metriche. I Minimum Disclosure Requirements (MDR), 

richiesti dagli standard, relativi alle policy sono approfonditi nella tabella sottostante, mentre quelli su azioni, target e metriche sono approfonditi 

nei capitoli tematici specifici. Per quanto riguarda gli Opex e i Capex relativi alle azioni descritte, essi sono riportati nei rispettivi capitoli dedicati, 

laddove risultano rilevanti e specifici per le tematiche trattate. Non sono invece incluse le spese e gli investimenti riconducibili alla gestione operati-

va ordinaria (business as usual), che rientrano nei più ampi costi di struttura/ trasversali sostenuti da Eni a prescindere dall’implementazione delle 

azioni descritte, come ad esempio quelli per la gestione del personale, dei clienti e dei fornitori. Si ricorda che, nei capitoli tematici, il termine “target”

viene utilizzato solo quando gli obiettivi rispettano i criteri definiti dagli standard ESRS; negli altri casi si fa riferimento a “impegni”. Le metodologie 

di calcolo dei singoli indicatori sono riportate in calce alle relative tabelle della sezione Metriche. Le informazioni incluse nel report sono individuate

a valle dell’analisi di materialità, e sono raccolte su base annuale per gli anni 2025 e 2024\. In generale, i trend relativi agli indicatori di performance 

sono calcolati utilizzando anche cifre decimali non riportate nel documento. I dati relativi all’anno 2025 costituiscono la migliore valutazione possi-

bile con i dati disponibili al momento della redazione del presente prospetto. In caso di ricorso a stime, o di utilizzo di orizzonti temporali differenti 

a quelli degli ESRS, queste sono approfondite, ove necessario, nelle note in calce alle tabelle. Relativamente al periodo oggetto di rendicontazione, 

non si segnalano informazioni omesse in quanto oggetto di proprietà intellettuali, know-how o classificate come sensibili. Alcuni valori rispetto a 

quanto è stato pubblicato nel 2024, hanno subito delle variazioni a seguito di cambio metodologico o aggiornamento dei dati per informazioni rice-

vute a seguito della pubblicazione. Le motivazioni specifiche sono riportate nella sezione Metriche degli indicatori interessati, in particolare gli indici 

infortunistici nel capitolo Salute e Sicurezza e gli inquinanti E-PRTR nel capitolo Inquinamento. Rispetto allo scorso anno, si segnala che sono state 

aggiunte le metriche relative ai biofeedstock utilizzati nelle bioraffinerie in Italia per la produzione dei biocarburanti, connessi all’opportunità materiale 

“Bioraffinazione e Feedstock”.  L’analisi di doppia materialità include anche gli impatti, rischi e opportunità (IRO) lungo la catena del valore (si veda il

capitolo 

Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità); quindi, nel caso in cui policy, target, azioni o metriche si riferiscano anche ad attori 

della catena del valore, questo è indicato nella sezione di riferimento. Infine, all’interno del 

Content Index sono dettagliate eventuali: i) disclosure di 

informazioni qualitative e quantitative derivanti da altre legislazioni; ii) indicatori entity specific, come previsti dai principi ESRS, ispirati all’Oil & Gas 

Sector standard del GRI e/o indicatori legati ad obiettivi strategici; iii) disclosure di informazioni contenute nella Relazione sulla Gestione e richiamate

tramite cross-reference; iv) l’utilizzo di eventuali phase-in.

Perimetro di rendicontazione

Il perimetro dei dati all’interno della RdS è allineato a quello dei dati finanziari

153

e ove richiesto dagli standard, è opportunamente esteso alle 

realtà sotto il controllo operativo

154

, 

definito secondo i criteri stabiliti dall’Allegato II dell’Atto Delegato CSRD e dalla Linea Guida EFRAG sulla 

catena del valore. Inoltre, alla vista obbligatoria descritta dagli standard ESRS, vengono affiancati anche altri perimetri al fine di assicurare la 

comparabilità con il settore. Di seguito sono elencate e approfondite le diverse tipologie di perimetro utilizzate all’interno della RdS

155

: 

• Perimetro Finanziario, assimilabile all’area di consolidamento del bilancio che include le società Controllate al 100% e le Joint Operation 

(JO) operate e non operate in quota (sia per joint operation societarie che contrattuali, tipiche dell’industria Oil & Gas)

156

. All’interno del 

documento il perimetro finanziario è citata anche come perimetro consolidato;

• Perimetro Operato che include le Controllate al 100%, JO ed eventuali Joint Venture (JV) e Collegate operate al 100% (JO, JV e Collegate 

non operate non vengono incluse);

(153) Si intende il perimetro del bilancio consolidato. Per le partecipazioni di Eni si rinvia alla sezione  Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2025. Inoltre, 

per i riferimenti alle classificazioni societarie (controllate, consolidate integrali, Joint operation, ecc.) si rimanda alle definizioni dei principi contabili IAS/IFRS come descritte in 

Nota 1 

“Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi” della sezione Note al bilancio consolidato. 

(154) Tra i criteri più rilevanti considerati per l’identificazione del controllo operativo si citano l’esistenza di un documento contrattuale, la piena autorità di dirigere le attività operative e 

la piena autorità di gestire le relazioni della società/sito/asset e introdurre e implementare le policy operative. 

(155) Il perimetro finanziario e quello operato sono definiti in linea con i requisiti degli ESRS, mentre le altre viste sono entity-specific.

(156) Per il perimetro finanziario si intendono incluse anche le attività rilevate a fronte delle chiamate fondi di spettanza operate da parte delle società che svolgono il ruolo di operatore 

unico dei contratti petroliferi (c.d. operating companies), nonché le attività associate ai contratti di leasing.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025236

• Perimetro Equity che include tutte le partecipate Eni in quota (Controllate, JO, JV e Collegate in quota);

• Perimetro ESRS per i dati emissivi GHG: perimetro finanziario a cui si aggiungono le quote operate di JO ed eventuali JV/Collegate non 

consolidate ma operate. 

Si segnala che eventuali altre società collegate, joint venture e altre entità rilevanti sulle quali Eni SpA non esercita il controllo operativo, non sono

incluse nella Rendicontazione, se non per alcuni KPI specifici che richiedono le informazioni della catena del valore (come le emissioni Scope 3). In

caso di acquisizioni societarie avvenute nel corso dell’anno di rendicontazione, le informazioni riportate riguardano i mesi di competenza

157

e, in 

caso di cessione/dismissione di società nel corso dell’anno, le informazioni sono state riportate relativamente ai soli mesi effettivi di competen-

za. La tabella riportata di seguito descrive i perimetri utilizzati nella Rendicontazione per le diverse tematiche.

Codice Etico e Politiche [ESRS 2 MDR-P]

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 specifiche per lo svolgimento delle attività aziendali e l’esercizio dei poteri, assicurando il rispetto dei 

principi generali di tracciabilità e segregazione. Tutte le attività operative di Eni sono riconducibili ad una mappa di processi funzionali all’at-

tività aziendale ed integrate 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, sul Modello 231, sui principi del sistema di controllo Eni sull’informativa finanzia-

ria e di sostenibilità obbligatoria e sul CoSO Report Framework (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission).

Il 

Codice Etico, rinnovato nel 2020, esprime i valori aziendali: integrità, rispetto e tutela dei diritti umani, trasparenza, promozione dello 

sviluppo, eccellenza operativa, innovazione, team work e collaborazione. Insieme a tali valori, il Codice contiene principi generali

158

e norme di 

comportamento concrete, che forniscono una guida pratica nell’operatività aziendale, rivolgendosi ai membri degli organi sociali di amminis-

trazione e controllo e ai dipendenti di Eni e delle società controllate, a tutte le terze parti, quali fornitori, partner commerciali ed industriali; il 

Codice è stato redatto tenendo conto delle prospettive degli stessi. Per assicurare una comprensione capillare, il Codice viene diffuso e valo-

rizzato attraverso diverse iniziative, fra cui un’attività di formazione specifica e la traduzione nelle lingue dei Paesi in cui Eni opera. La versione 

aggiornata del documento è consultabile nei siti internet e intranet di Eni SpA e delle società controllate

. Il Codice Etico è stato elaborato con 

il coinvolgimento del management ed è stato approvato dal CdA di Eni SpA, su proposta dell’AD d’intesa col Presidente, sentito il parere del 

Collegio Sindacale e del Comitato Controllo e Rischi. Il Codice Etico costituisce un riferimento per il sistema normativo

159

di Eni, ed i principali 

contenuti sono richiamati all’interno della sezione Politiche dei capitoli tematici in cui sono citati anche altri documenti normativi

160

, tra cui: 

(157) Per quanto riguarda le acquisizioni avvenute nell’anno, in riferimento ai dati ambientali, sono incluse le informazioni delle società per cui è stato concluso il processo di adozione 

del modello di gestione HSE. 

(158) Il documento sottolinea, tra gli altri, l’impegno di Eni nel rispetto dei diritti umani nelle proprie attività e in quelle dei partner commerciali, in linea con i Principi Guida delle Nazioni 

Unite su Imprese e Diritti umani, le Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali nonché nel rispetto dei Voluntary Principles on Security and Human Rights. Altri riferimenti considerati 

sono gli SDG ed il Paris Pledge. 

(159) Per un approfondimento del sistema normativo si rimanda alla 

Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2025.

(160) In caso di coinvolgimento di stakeholder esterni, questi sono esplicitati, ove rilevante.

ESRS PERIMETRO

Clima (E1)

(a)

• ESRS (Finanziario E1 50a + quota operate non consolidate E1 50b) 

• Equity

(b)

• Operato

Ambiente (E2, E3, E4, E5)

• Operato

(c)

  


• Finanziario

(d)

  


Occupazione (S1)

• Rapporti contrattuali (Consolidate Integrali)

Salute e Sicurezza (S1)

• Operato (in linea con le pratiche di settore)

Lavoratori nella catena del valore (S2)

• Rapporti Contrattuali (Fornitori)

Comunità (S3)

• Società

(e)

in cui Eni gestisce relazioni con stakeholder locali

Clienti e consumatori (S4)

• Plenitude

Informazioni di Governance (G1)

• Rapporti contrattuali (Fornitori)

• Finanziario (Anti-corruzione)

a)  Per il dettaglio sulla costruzione dei perimetri degli obiettivi si rimanda al capitolo  Cambiamento climatico.

b)  Per Scope 3 categoria 11, si utilizza il perimetro Equity, oltre che per indicatori entity-specific precedentemente utilizzati.

c)  Per le informazioni ambientali, al fine di assicurare comparabilità e qualità dell’informazione richiesta dagli ESRS, per tutti i topic E2, E3, E4 ed E5 i dati sono presentati, in 

primis con la vista operata al fine allineare la narrativa, di policy action, target e commenti alle performance che si riferiscono agli asset operati dalla società. 

d)  Nelle tabelle dei dati ambientali, il perimetro finanziario è rappresentato come la quota delle realtà consolidate non operate, al fine di evitare la combinazione di dati prove-

nienti da realtà operate con quelli raccolti tramite flussi informativi specifici elaborati da terze parti che operano direttamente sull’asset in questione.

e)  Per quanto riguarda gli indicatori relativi alle comunità ci si riferisce al perimetro consolidato esteso ad alcune joint venture in cui Eni ha un ruolo rilevante nella gestione 

dei rapporti con gli stakeholder locali.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 237ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

• Policy ECG

161

: documenti pubblici (ad eccezione della Policy Privacy e data protection), applicabili ad Eni SpA e alle sue società controllate, 

le cui “Linee Fondamentali” sono approvate dal CdA di Eni SpA, mentre le “Modalità Applicative” sono approvate dal Process Owner

162

, 

che è responsabile del disegno e della relativa adeguatezza nel tempo. Il management e tutte le persone di Eni sono tenuti ad applicare le 

normative e a porre in atto iniziative per prevenire e individuare irregolarità e/o atti fraudolenti;

• Posizionamenti pubblici: posizioni societarie pubbliche su temi specifici, proposte dai Process Owner di competenza, con approvazione solita-

mente del AD o del Top Management (ad esempio dal Dirigente preposto o da specifici tavoli tecnici) e applicabili a Eni SpA e alle sue controllate

163

;

• Management System guidelines (MSG) e Global Procedure: si tratta di documenti facenti parte del Sistema Normativo Interno che guida-

no le varie tematiche di sostenibilità (di cui la Global Procedure “Gestione delle segnalazioni ricevute da Eni SpA e da Società Controllate”

è pubblica), applicabili ad Eni SpA e alle sue società controllate, la cui approvazione è tendenzialmente in capo al Process Owner, e redatti 

attraverso il coinvolgimento di tutti gli stakeholder interni, in accordo agli aspetti di competenza.

(161) Policy Ethics, Compliance & Governance (ECG): definiscono i valori e principi di Eni (ethics); un quadro sistematico di riferimento per l’attuazione di requisiti normativi specifici 

(compliance) regolamenti o framework internazionali; le regole di riferimento del governo societario (governance). 

(162) Il Process Owner è responsabile del disegno e della relativa adeguatezza nel tempo degli strumenti normativi di propria competenza ed approva le modalità applicative delle Policy 

e relative procedure e istruzioni operative. Nel caso in cui il ruolo di Process Owner venga attribuito a più soggetti, competenti per processi/tematiche Ethics, Compliance & Governance, 

viene istituito il Comitato dei Process Owner. 

(163) Ad eccezione di: Posizionamento di Eni sull’acqua, applicabile a tutte le società operate da Eni; Posizionamento Eni sulla Biodiversità e servizi ecosistemici, applicabile a tutti i siti 

operativi di Eni e fornito ai contrattisti e ove, applicabile, ai fornitori; Eni’s No-Go Commitment, applicabile alle attività Oil & Gas di esplorazione e sviluppo. 

POLICY E/O POSIZIONAMENTI E RELATIVI STANDARD O LINEE GUIDA DI RIFERIMENTO

POLICY ECG RISPETTO DEI DIRITTI UMANI IN ENI

Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP); Linee guida ILO; Dichiarazione Universale dei Diritti Umani (UN); Linee Guida OCSE; Global 

Compact (ONU); International Finance Corporation (IFC) Performance Standards; Convenzione sui Popoli Tribali e Dichiarazione (ONU) sui Diritti dei Popoli 

Indigeni; Voluntary Principles on Security and Human Rights (ONU); Basic Principles on the Use of Force and Firearms by Law Enforcement Officials (ONU)

POLICY ECG ANTI-CORRUZIONE

D. Lgs 231/2001; Codice penale e civile italiano; Foreign Corrupt Practices Act (FCPA) 1977; Resource Guide to the U.S. Foreign Corrupt Practices Act (2012); 

UK Bribery Act 2010; Bribery Act 2010 - Guidance to help commercial organisations understand the sorts of procedures they can put in place to prevent bribery; 

Convenzione OCSE sulla lotta alla corruzione di pubblici ufficiali stranieri nelle operazioni economiche internazionali (1997); OECD Recommendation of the 

Council for Further Combating Bribery of Foreign Public Officials in International Business Transactions (2009); Convenzione ONU contro la corruzione (2003); 

UNI ISO 37001:2016 ; UNI ISO 37301:2021

POLICY ECG PRIVACY E DATA PROTECTION 

Regolamento (UE) 2016/679 sul trattamento dei dati personali delle persone fisiche e la libera circolazione dei dati; D.Lgs 196/2003 Codice Privacy; Linee guida 

07/2020 sul titolare del trattamento e responsabile del trattamento ai sensi del GDPR

POLICY ECG CONSUMER PROTECTION & GREEN CLAIMS

Direttiva 2005/29/CE su pratiche commerciali sleali; Direttiva 2006/114/CE su pubblicità ingannevole e comparativa; Direttiva (UE) 2019/2161 sulla protezione 

dei consumatori; Direttiva 2024/825/UE

POLICY ECG DIVERSITY & INCLUSION

Convenzione ONU sui diritti delle persone con disabilità – 2006; Convenzione ONU per l’eliminazione di ogni forma di discriminazione nei confronti delle donne 

(CEDAW) – 1979; Carta dei Diritti Fondamentali dell’Unione Europea; Women’s Empowerment Principles; Prassi di Riferimento UNI/PdR 125/2022

POLICY ECG ZERO TOLERANCE CONTRO LA VIOLENZA E LE MOLESTIE SUL LAVORO

Convenzione dell’Organizzazione internazionale del lavoro (ILO) n. 190 sull’eliminazione della violenza e delle molestie nel mondo del lavoro; Raccomandazione 

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

POSIZIONAMENTO DI ENI SULL’ACQUA

Water Mandate, iniziativa del Segretariato ONU, a cui Eni ha aderito nel 2019

POSIZIONAMENTO ENI SULLA BIODIVERSITÀ E SERVIZI ECOSISTEMICI

Convenzione sulla Diversità Biologica

ENI’S NO-GO COMMITMENT

UNESCO World Heritage List

POSIZIONE DI ENI SULLE BIOMASSE

Obiettivi al 2030 del Recast della Direttiva RED II (Direttiva 2018/2001)

POSIZIONE ENI SUI CONFLICT MINERALS 

Normativa della Securities and Exchange Commission (SEC) degli Stati Uniti

LINEE GUIDA IN AMBITO FISCALE (TAX STRATEGY E TAX CONTROL)

Linee guida OCSE per le Imprese Multinazionali, Convenzioni internazionali contro le doppie imposizioni sul reddito e sul capitale e per la prevenzione 

dell’evasione e dell’elusione fiscale secondo le linee interpretative dell’OCSE o dell’ONU

CODICE DI CONDOTTA FORNITORI

Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP)

CODICE DI CONDOTTA AGRI-FEEDSTOCK

Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP); Linee Guida dell’OCSE per le imprese multinazionali sulla condotta responsabile d’impresa; 

Dichiarazione tripartita di principi sulle imprese multinazionali e la politica sociale; Voluntary Principles on Security and Human Rights

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025238

Allegati alla tassonomia 

europea

la Rendicontazione della Tassonomia è stata redatta sulla base del Regolamento delegato (UE) 2021/2178, come modificato dal Regolamen-

to delegato (UE) 2026/73, entrato in vigore nel 2026. In conformità a tale ultimo Regolamento è ammessa la deroga volontaria che consente 

di differire l’applicazione all’esercizio 2026\. Ne consegue che l’esercizio 2025 rappresenta il periodo fiscale di ordinaria prima applicazione del 

Regolamento modificato.

1\. Contenuto dei KPI che devono essere comunicati dalle imprese non finanziarie

1.1. SPECIFICHE DEI KPI

1.1.1\. KPI RELATIVO AL FATTURATO

Nella redazione del bilancio consolidato il Gruppo Eni applica i principi internazionali d’informativa finanziaria (IFRS, International Financial 

Reporting Standards) adottati con Regolamento (CE) n. 1126/2008. In conformità a tali principi, il fatturato totale del Gruppo Eni e i fatturati 

attribuiti alle attività economiche ammissibili ed ecosostenibili (allineate) di Eni sono stati rilevati conformemente al principio contabile inter-

nazionale (IAS) n. 1\. La quota del 6,6% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è calcolata rapportando la somma del fatturato relativo alle 

attività ammissibili e alle attività allineate, descritte al punto 1.2.2, al fatturato totale del Gruppo che coincide con la voce di bilancio “Ricavi 

della gestione caratteristica” del conto economico consolidato. Di seguito la riconciliazione:

Fatturato (mln €)

Attività

allineate

Attività

ammissibili

Totale 

Gruppo

Ricavi da contratti con la clientela 1.231 4.170 82.151

La quota del fatturato di cui all’articolo 8, paragrafo 2, lettera a), del Regolamento (UE) 2020/852 “KPI fatturato” è calcolata rapportando i ricavi 

netti ottenuti da prodotti o servizi associati ad attività economiche allineate alla Tassonomia (numeratore) ai ricavi consolidati del Gruppo 

(denominatore). Il fatturato è relativo ai ricavi derivanti da contratti con la clientela e pertanto comprende gli effetti dei derivati su commodity 

attivati per ridurre l’esposizione del Gruppo alle oscillazioni dei prezzi delle materie prime energetiche per i quali è stata dimostrata l’efficacia 

della relazione di copertura tra lo strumento di coperto e lo strumento coperto rappresentato dalla prevista vendita nell’ambito, generalmente, 

di un modello “cash flow hedges”, per cui alla consegna del prodotto (energia elettrica o altra materia prima energetica) è contabilizzato il 

prezzo della transazione al netto degli effetti di hedging. Gli altri derivati su commodity utilizzati dal Gruppo per la gestione complessiva dei 

rischi prezzo delle commodity energetiche, privi del requisito della own use exemption o per i quali si è reputato di non attivare la relazione di 

copertura, sono rilevati a conto economico (mark-to-market) in una voce separata dal fatturato. In tale voce sono compresi anche gli effetti 

inefficaci ai fini della copertura dei cash flow hedge. Il mark-to-market dei derivati CFH è rilevato nelle riserve di patrimonio netto. 

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 239ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

1.1.2. KPI RELATIVO ALLE SPESE IN CONTO CAPITALE (CAPEX)

Le spese in conto capitale sostenute dal Gruppo Eni e le spese in conto capitale “CapEx” attribuite alle attività economiche ammissibili ed 

ecosostenibili di Eni comprendono gli incrementi degli attivi materiali, immateriali e dei Diritti di utilizzo dei beni in leasing (cd Right-of-Use), 

anche derivanti da operazioni di business combiation, rilevati e oggetto di disclosure nelle note al bilancio n. 12, 13 e 14 al bilancio consolidato 

sulla base di: a) IAS 16 “Immobili, impianti e macchinari”, punto 73, lettera e), sottopunti i) (investimenti) e iii) (acquisizioni derivanti da business 

combination); b) IAS 38 “Attività immateriali”, punto 118, lettera e), sottopunto i) (investimenti e acquisizioni derivanti da business combination);

c) IFRS 16 “Leasing”, punto 53, lettera h) (incrementi di Right-of-Use). Il Gruppo Eni non è presente in attività economiche che prevedono l’appli-

cazione dei principi IAS 40 “Investment Property” e IAS 41 “Agriculture”. La quota del 13,8% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è calcolata 

rapportando la somma delle spese in conto capitale relative alle attività ammissibili e alle attività allineate, descritte al punto 1.2.2, alle spese in 

conto capitale totali del Gruppo. I costi capitalizzati per l’acquisto di impianti e macchinari i cui fornitori hanno concesso dilazioni di pagamento 

che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario (operazioni di reverse factoring) sono stati rilevati nell’ambito degli incre-

menti di immobili, impianti e macchinari sia nel denominatore sia nel numeratore, ove applicabile, ai fini del calcolo del CapEx KPI.

Spese c/capitale (mln €)

Attività

allineate

Attività

ammissibili

Totale

Gruppo

Incrementi att.Materiali&Immateriali 1.148 280

9.229

Goodwill acquisito

Incrementi Diritto di utilizzo beni in leasing 4 22

1.150

Altri incrementi 118 46

1.371

A dedurre

Goodwill acquisito

Totale Spese c/capitale 1.270 348 11.750

La quota delle spese in conto capitale di cui all’articolo 8, paragrafo 2, lettera b), del Regolamento (UE) 2020/852 è calcolato come il numer-

atore definito al punto 1.1.2.2 dell’allegato I al Reg. Delegato (EU) 2021/2178 diviso per il denominatore definito al punto 1.1.2.1 dello stesso 

allegato. 

1.1.3. KPI RELATIVO ALLE SPESE OPERATIVE (OPEX)

La quota del 17,8% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è calcolata rapportando la somma delle spese operative delle attività ammis-

sibili e delle attività allineate, descritte al punto 1.2.2, alle spese operative totali del Gruppo. Di seguito la riconciliazione:

Spese operative (mln €)

Attività

allineate

Attività

ammissibili

Totale

Gruppo

Costi di R&D spesati a conto economico 22

207

Spese operative 374 340 3.935

Totale spese operative 374 362 4.142

La quota delle spese operative di cui all’articolo 8, paragrafo 2, lettera b), del regolamento (UE) 2020/852 “OpEx KPI” è calcolata come il 

numeratore definito al punto 1.1.3.2 dell’allegato I al Reg. Delegato (EU) 2021/2178 diviso per il denominatore definito al punto 1.1.3.1 dello 

stesso allegato.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025240

1.2. SPECIFICHE DELL’INFORMATIVA A CORREDO DEI KPI DELLE IMPRESE NON FINANZIARIE

1.2.1. PRINCIPI CONTABILI

I dati di fatturato, di spese operative e di spese in conto capitale relativi alle attività Eni ammissibili e alle attività Eni allineate alla Tassonomia 

per il calcolo degli indicatori fondamentali di prestazione (KPI) e delle quote sui valori del bilancio consolidato sono stati estratti a cura delle 

società consolidate del Gruppo dai sistemi di contabilità generale e di contabilità analitica utilizzati per la preparazione dei bilanci civilistici, re-

datti 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, ecc.). Pertanto, i dati utilizzati per il calcolo dei KPI relativi alle attività allineate alla Tassonomia e delle quote relative 

alle attività ammissibili alla Tassonomia sono gli stessi dati utilizzati nella preparazione del bilancio consolidato del Gruppo Eni. Le voci di rica-

vi, costi operativi, incrementi delle immobilizzazioni materiali e immateriali, inclusi tra l’altro gli incrementi, derivanti da operazioni di business 

combination e per accensione/rinnovo/revisione di contratti di leasing, sono stati determinati estraendo le corrispondenti voci dei conti di 

contabilità generale per le società del Gruppo che svolgono in modo esclusivo un’attività allineata o ammissibile (monobusiness), mentre per 

le società pluribusiness si è reso necessario attribuire le voci di contabilità generale alle diverse attività economiche, utilizzando la contabilità

analitica che disaggrega i dati della contabilità generale e li attribuisce a più oggetti di reporting ( centri di profitto di norma corrispondenti 

a unità di business, linee di prodotto che possono avere costi comuni, stabilimenti, unità produttive, commesse di costo/investimento) in 

funzione delle esigenze del management di comprensione delle modalità di formazione dei risultati, di calcolo di convenienza economica, 

di controllo dei costi e di allocazione delle risorse. Questa strutturazione dei flussi amministrativi funzionale alla preparazione del bilancio 

assicura che i ricavi, le spese in conto capitale e le spese operative siano attribuite a una sola attività economica, evitando doppi conteggi, 

considerato che le rilevazioni di contabilità analitica sono portate in quadratura con il bilancio civilistico, nonché che i costi comuni siano at-

tribuiti alle diverse attività economiche sulla base di criteri di ripartizione che riflettono il fattore critico di assorbimento della capacità. I costi 

operativi attribuiti alle attività Eni allineate alla Tassonomia e alle attività Eni ammissibili alla Tassonomia sono stati 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: i) 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 comprendono gli interventi per l’efficienza energetica degli edifici e altri beni immobili di proprietà, nonché l’acquisto di output da attività

ammissibili abilitanti per conseguire riduzioni delle emissioni climalteranti; ii) i costi diretti della ricerca e sviluppo non capitalizzati all’attivo; 

iii) i costi fissi della fase commerciale; iv) i costi fissi del personale di sede e delle attività amministrative e generali (essenzialmente costo 

lavoro e prestazioni nelle aree legali, gestione del personale, informatica, finanza, amministrazione, societaria). Ai fini dell’obbligo di reporting 

il management ha individuato i costi fissi industriali e i costi di R&D non capitalizzati quali voci che rappresentano le spese operative delle 

attività economiche. Tali voci su base consolidata rappresentano il denominatore al quale rapportare le spese operative delle attività allineate 

alla Tassonomia per la determinazione del KPI OpEx. In linea con le disposizioni del Regolamento, le spese operative per l’acquisto di prodotti 

abilitanti o relative a singole misure che consentono alle attività obiettivo di ridurre le emissioni di gas a effetto sono state riconosciute dalle 

attività economiche di Eni nel rispetto della limitante prevista dall’art. 16 di non comportare una dipendenza da attività che compromettano gli 

obiettivi ambientali a lungo termine, in considerazione della loro vita economica. In tale ambito, gli OpEx e i CapEx sostenuti dal settore E&P 

per incrementare l’efficienza energetica/ridurre le emissioni di carbonio degli impianti Oil & Gas sono stati esclusi.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 241ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

1.2.2\. VALUTAZIONE DELLA CONFORMITÀ AL REGOLAMENTO (UE) 2020/852

1.2.2.1. INFORMAZIONI SULLA VALUTAZIONE DELLA CONFORMITÀ AL REGOLAMENTO (UE) 2020/852

Le attività ammissibili di Eni ai fini dell’obiettivo di mitigazione dei cambiamenti climatici sono: 

- 3.6 produzione di altre tecnologie a basse emissioni di carbonio;

- 3.14 produzione di prodotti chimici organici di base: produzione di monomeri e altri prodotti chimici di base; 

- 3.17 produzione di plastiche in forma primaria: produzione di polietilene e di stirenici ottenuti dalla trasformazione dei monomeri (attività

ammissibile); attività di produzione di resine e materie plastiche ottenute da feedstock rinnovabili (attività allineata); 

- 4.1 produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica: impianti fotovoltaici di proprietà della controllata Plenitude 

attivi in Italia, Spagna, Stati Uniti, Australia, Kazakhstan e Francia; 

- 4.3 generazione di e.e. eolica: impianti di generazione elettrica a partire dall’energia eolica installati sulla terraferma di proprietà della con-

trollata Plenitude attivi in Italia, Spagna e Kazakhstan; 

- 4.8 generazione di e.e. da bioenergia: produzione di energia elettrica da biomassa mediante impianti di taglia piccola (inferiori a 2 MW di 

potenza installata) operativi in Italia; 

- 4.10 attività di sviluppo di impianti di accumulo di energia in Italia e Stati Uniti; 

- 4.13 produzione di biogas e di biocarburanti per l’utilizzo nei trasporti e di bioliquidi: produzione di biocarburanti mediante idrogenazione 

di materie prime vegetali o componenti organiche di scarto; il prodotto risultante è un olio vegetale idrogenato (HVO) che può essere ven-

duto e utilizzato in purezza o essere miscelato con i carburanti tradizionali per ridurre le emissioni di carbonio. L’attività è svolta presso le 

bioraffinerie di Gela e Venezia con una capacità pr oduttiva di 1,1 ml t/a; 

- 4.20 cogenerazione di caldo/freddo ed e.e. da bioenergia: produzione cogenerativa di vapore ed energia elettrica utilizzando biomassa 

forestale presso lo stabilimento di Crescentino (Italia); 

- 4.30 Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili;

- 5.3-5.4 costruzione, estensione ed esercizio di reti di raccolta e di trattamento di acqua di risulta: attività svolte prevalentemente per scopi interni; 

- 5.7/5.8 digestione anaerobica di rifiuti organici: digestione anaerobica, produzione di biogas e successiva cogenerazione per produzione 

di energia elettrica, oltre a compost, presso l’impianto Po’ Energia Srl a partire da frazione organica proveniente dalla raccolta differenziata 

dei rifiuti urbani, nonché produzione di compost. Tali attività sono ammissibili anche per l’obiettivo dell’economia circolare (2.5 recupero 

dei rifiuti organici mediante digestione anaerobica o compostaggio); 

- 5.12 stoccaggio geologico permanente sotterraneo della CO

2

: stoccaggio permanente della CO

2

all’interno di giacimenti di gas naturale 

esauriti operati da Eni. L’attività comprende il progetto sperimentale di Ravenna per la valutazione della fattibilità economico-tecnica della 

realizzazione di un hub di cattura con l’utilizzo dei giacimenti di gas esauriti operati da Eni nell’offshore ravennate e la realizzazione dell’hub 

di stoccaggio di HyNet in UK che sfrutterà i giacimenti esauriti operati da Eni nella Liverpool Bay; 

- 6.5 trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri: servizio di noleggio Enjoy basato sul modello “free floating” con 

prelievo e rilascio del veicolo in qualsiasi punto all’interno dell’area coperta dal servizio. La flotta è costituita da veicoli a combustione 

interna, ibrida ed elettrica; 

- 6.15 infrastrutture per il trasporto low carbon su strada e trasporto pubblico: attività di installazione e gestione di punti di ricarica per veicoli 

elettrici nel territorio europeo svolta dalla controllata Plenitude. In esito alla verifica dei TSC di ciascuna attività economica Eni ammissi-

bile, alla data di riferimento della presente Relazione Finanziaria Annuale comprensiva della dichiarazione CSRD le seguenti attività sono 

state valutate allineate alla Tassonomia poiché contribuiscono in maniera sostanziale al raggiungimento dell’obiettivo di mitigazione del 

cambiamento climatico e rispettano i criteri DNSH.

Di seguito le valutazioni di allineamento relative alle principali attività:

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025242

3.17. PRODUZIONE DI PLASTICHE IN FORMA PRIMARIA

L’attività economica comprende: (i) la produzione resine, in particolare poliesteri e copoliesteri biodegradabili e compostabili in tutto o in 

parte derivati da materie prime rinnovabili; (ii) la produzione di materie plastiche biodegradabili e compostabili, ovvero miscele di resine in 

tutto o in parte derivate da materie prime rinnovabili. Si tratta delle linee di produzione della Novamont, il cui controllo è stato acquisito nel 

quarto trimestre 2023. L’attività economica “fabbricazione di materie plastiche in forme primarie” è un’attività di transizione di cui all’articolo 

10, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2020/852 se soddisfa i criteri di vaglio tecnico descritti al punto 3.17 del regolamento (UE) 2021/2139.

CONTRIBUTO SOSTANZIALE ALLA MITIGAZIONE DEI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Per la valutazione del contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici è stato applicato il criterio c) relativo all’attività 3.17 

come statuito dal Regolamento UE 2021/2139, di seguito riportato: c) derivate in tutto o in parte da materie prime rinnovabili e le emissioni 

di gas serra nel loro ciclo di vita sono inferiori alle emissioni di gas serra nel ciclo di vita delle materie plastiche equivalenti in forma primaria 

fabbricate a partire da combustibili fossili. Le emissioni di gas serra nel ciclo di vita sono calcolate utilizzando la raccomandazione 2013/179/

UE o, in alternativa, la norma ISO 14067:2018 o ISO 14064-1:2018. Le emissioni di gas serra quantificate nel ciclo di vita sono verificate da una 

terza parte indipendente. La biomassa agricola utilizzata per la fabbricazione di materie plastiche in forma primaria soddisfa i criteri di cui 

all’articolo 29, paragrafi da 2 a 5, della direttiva (UE) 2018/2001. In tale ambito sono stati individuati i prodotti chimici derivati dagli idrocarburi 

equivalenti alle resine e alle materie plastiche derivate in tutto o in parte da materie prime rinnovabili. Tali prodotti chimici equivalenti sono 

stati individuati considerando l’equivalenza chimica, in termini di composizione, e l’equivalenza di famiglie chimiche di appartenenza. Per 

entrambe le linee di prodotto l’equivalente derivato dagli idrocarburi è il PBAT. Successivamente sono state calcolate le emissioni dei prodotti 

dell’attività Novamont e dell’equivalente da idrocarburi sulla base della metodologia Life Cycle Thinking che include tutte le fasi delle rispettive 

catene di fornitura (approvvigionamento, lavorazione, trasporto e smaltimento). Questa analisi ha confermato il rispetto dell’enunciato criterio 

lettera “c” della Tassonomia.

NON ARRECARE DANNO SIGNIFICATIVO (“DNSH”)

ADATTAMENTO AI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Per la valutazione del principio di non arrecare un danno significativo all’obiettivo di adattamento ai cambiamenti climatici e per le analisi di 

esposizione al rischio fisico si rinvia al paragrafo “Rischi fisici” della RDS, dove è descritta la metodologia Eni di identificazione, valutazione 

e mitigazione dei rischi fisici degli attivi. Sulla base della procedura e metodologia descritte, le installazioni Eni di produzione di plastiche in 

forma primaria evidenziano marginali rischi residui di esposizione a eventi metereologici prospettici avversi, per i quali è pianificata nel corso 

del 2026 la valutazione del rischio sito specifico per la definizione del relativo piano di monitoraggio e azioni, con l’obiettivo di rendere l’attività

adattata al cambiamento climatico nell’arco di piano.

ALTRI OBIETTIVI

Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi.

4.1. PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA MEDIANTE TECNOLOGIA SOLARE FOTOVOLTAICA

CONTRIBUTO SOSTANZIALE ALLA MITIGAZIONE DEI CAMBIAMENTI CLIMATICI

L’attività produce energia elettrica utilizzando la tecnologia solare fotovoltaica.

NON ARRECARE DANNO SIGNIFICATIVO (“DNSH”)

ADATTAMENTO AI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli eventi climatici acuti e cronici in base alla metodologia descritta al 

paragrafo “Rischi fisici” della RDS e ha concluso che le installazioni Eni di produzione di e.e. da impianti fotovoltaici non evidenziano, anche 

considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata 

valutata adattata al CC. Altri obiettivi Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi. 

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 243ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

4.3\. PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA A PARTIRE DALL’ENERGIA EOLICA

CONTRIBUTO SOSTANZIALE ALLA MITIGAZIONE DEI CAMBIAMENTI CLIMATICI

L’attività produce energia elettrica a partire dall’energia eolica. 

NON ARRECARE DANNO SIGNIFICATIVO (“DNSH”)

ADATTAMENTO AI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli eventi climatici acuti e cronici in base alla metodologia al paragrafo 

“Rischi fisici” della RDS e ha concluso che le installazioni Eni di produzione di e.e. da impianti eolici non evidenziano, anche considerata la vita 

utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adattata al 

CC.

ALTRI OBIETTIVI

Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi.

4.8\. PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA A PARTIRE DALLA BIOENERGIA

CONTRIBUTO SOSTANZIALE ALLA MITIGAZIONE DEI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Le installazioni Eni hanno ciascuna una potenza termica nominale totale inferiore a 2 MW e utilizzano combustibili gassosi da biomassa.

NON ARRECARE DANNO SIGNIFICATIVO (“DNSH”)

ADATTAMENTO AI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli eventi climatici acuti e cronici in base alla metodologia descritta al 

paragrafo “Rischi fisici” della RDS e ha concluso che le installazioni Eni di produzione di e.e. a partire dalla bioenergia non evidenziano, anche 

considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata 

valutata adattata al CC.

ALTRI OBIETTIVI

Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi.

4.10. ACCUMULO DI ENERGIA ELETTRICA

CONTRIBUTO SOSTANZIALE ALLA MITIGAZIONE DEI CAMBIAMENTI CLIMATICI

L’attività consiste  nella  costruzione  e  gestione  dell’accumulo di energia elettrica, compreso l’accumulo di  energia idroelettrica mediante 

pompaggio.

NON ARRECARE DANNO SIGNIFICATIVO (“DNSH”)

ADATTAMENTO AI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli eventi climatici acuti e cronici in base alla metodologia descritta al para-

grafo “Rischi fisici” della RDS e ha concluso che le installazioni Eni di accumulo di e.e. non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, 

sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adattata al CC.

ALTRI OBIETTIVI

Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025244

4.13. PRODUZIONE DI BIOCARBURANTI DESTINATI AI TRASPORTI

Eni produce olio vegetale idrogenato (HVO) per l’utilizzo nel settore dei trasporti. L’attività è condotta presso le bioraffinerie di Gela e di Vene-

zia.

CONTRIBUTO SOSTANZIALE ALLA MITIGAZIONE DEI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Ciascun lotto di HVO prodotto nel 2025 è stato analizzato sulla base delle materie prime utilizzate in input e delle emissioni di processo per 

verificare il contributo sostanziale all’obiettivo di mitigazione del cambiamento climatico. I volumi di HVO prodotti utilizzando colture alimen-

tari e foraggere sono stati esclusi dal KPI, nonché quelli prodotti a partire da biomassa agricola che non soddisfa i requisiti di sostenibilità

della Direttiva 2001/2018. Il risparmio emissivo ottenuto dall’HVO prodotto da feedstock sostenibili è stato calcolato sulla base della metod-

ologia di cui all’allegato V della Direttiva EU 2001/2018 in relazione a ciascun tipo di biomassa lavorata. Sulla base dell’analisi condotta, circa 

il 95% dell’HVO prodotto contribuisce a ridurre di almeno il 65% le emissioni di CO

2

rispetto al carburante tradizionale. Gli ammontari di ricavi, 

costi e investimenti relativi all’attività dichiarati nei KPI sono stati attribuiti in proporzione alla percentuale di HVO rispondente al parametro 

del contributo sostanziale. 

NON ARRECARE DANNO SIGNIFICATIVO (“DNSH”)

ADATTAMENTO AI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Il Gruppo ha eseguito la valutazione del rischio di esposizione agli eventi meteorologici acuti e cronici degli impianti di produzione (Gela e 

Venezia) in base alla metodologia descritta al paragrafo “Rischi fisici” della RDS e ha concluso che l’attività presso Gela è esposta al rischio 

di stress idrico. È in corso il piano di monitoraggio del rischio idrico.

ALTRI OBIETTIVI

Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi.

5.12. STOCCAGGIO GEOLOGICO PERMANENTE SOTTERRANEO DI CO

2

L’attività riguarda la realizzazione dell’hub di stoccaggio geologico permanente di HyNet nel Regno Unito, che utilizzerà i giacimenti di gas 

naturale Eni esauriti localizzati nella Liverpool Bay. Il servizio di stoccaggio della CO

2

sarà offerto a operatori locali sulla base di una tariffa 

regolata in corso di negoziazione. È stata approvata dalle competenti autorità italiane il progetto sperimentale per valutare la realizzazione 

di un hub di cattura della CO

2

presso i giacimenti di gas naturale esauriti di Eni nell’offshore di fronte Ravenna. L’hub è in fase di costruzione.

CONTRIBUTO SOSTANZIALE ALLA MITIGAZIONE DEI CAMBIAMENTI CLIMATICI

L’attività è svolta in conformità alla normativa internazionale ISO 27914:2017 per lo stoccaggio geologico di CO

2

. Il progetto svolto in Italia 

rispetta, per quanto applicabile, i requisiti della Direttiva 2009/31/C. 

NON ARRECARE DANNO SIGNIFICATIVO (“DNSH”)

ADATTAMENTO AI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Il Gruppo ha eseguito la valutazione del rischio di esposizione dell’attività agli eventi meteorologici acuti e cronici sulla base della metodologia 

descritta al paragrafo “Rischi fisici” della RDS e ha concluso che gli impianti al servizio della realizzazione dell’hub di stoccaggio geologico, 

sopra menzionato, non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici 

prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adatta al CC.

PREVENZIONE E RIDUZIONE DELL’INQUINAMENTO

Si prevede che l’attività adottando i sistemi di risk management e di M&V previsti dalla citata normativa ISO assicurerà il rispetto dei parametri 

d’inquinamento in conformità alla direttiva 2009/31/C.

USO SOSTENIBILE E PROTEZIONE DELLE ACQUE E DELLE RISORSE MARINE

PROTEZIONE E RIPRISTINO DELLA BIODIVERSITÀ E DEGLI ECOSISTEMI

Si prevede che l’attività adottando i sistemi di risk management e di M&V previsti dalla citata normativa ISO e attuando tutte le misure pia-

nificate per assicurare il livello minimo di impatto ambientale in vista dell’ottenimento delle necessarie autorizzazioni amministrative dalle 

autorità UK, sarà in grado di rispettare il criterio DNSH relativo agli obiettivi uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine e 

protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. Analogamente per quanto riguarda la realizzazione della prima fase dell’hub di 

stoccaggio di Ravenna.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 245ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

6.15. INFRASTRUTTURE CHE CONSENTONO IL TRASPORTO SU STRADA A BASSE EMISSIONI DI CARBO-

NIO

CONTRIBUTO SOSTANZIALE ALLA MITIGAZIONE DEI CAMBIAMENTI CLIMATICI

L’attività consiste nell’installazione, gestione e manutenzione di una rete di punti di ricarica per veicoli elettrici ed è un’attività abilitante.

NON ARRECARE DANNO SIGNIFICATIVO (“DNSH”)

ADATTAMENTO AI CAMBIAMENTI CLIMATICI

Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione dell’attività agli eventi meteorologici acuti e cronici in base alla metodologia 

descritta al paragrafo “Rischi fisici” della RDS e ha concluso che i criteri di progettazione e di costruzione nonché la distribuzione geografica 

dei punti di ricarica mitigano l’esposizione a livello di portafoglio. Pertanto, non si evidenziano, anche considerata la vita utile residua, sostan-

ziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici prospettici avversi; l’attività è stata valutata adatta al CC. 

PREVENZIONE E RIDUZIONE DELL’INQUINAMENTO

L’installazione di nuovi punti di ricarica non produce sostanzialmente rifiuti di cantiere, ovvero sono adottate tecniche per limitare la produzi-

one di rifiuti nei processi di installazione ed eventuale demolizione, conformemente al protocollo UE per la gestione dei rifiuti da costruzione 

e demolizione, tenendo conto delle migliori tecniche disponibili (quali ad esempio il riciclo dei materiali di scarto e la riduzione del consumo di 

acqua). Sono adottate misure per ridurre il rumore, le polveri e le emissioni inquinanti durante i lavori di costruzione o manutenzione, quali ad 

esempio: 1. utilizzare attrezzature a basso impatto ambientale che producano meno rumore, polvere ed emissioni inquinanti rispetto a quelle 

tradizionali; 2. limitare gli orari di lavoro, programmando, quando/dove possibile, le attività di costruzione/manutenzione durante le ore in cui 

il volume di traffico è ridotto per limitare l’impatto sulle attività circostanti.

ALTRI OBIETTIVI

Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi.

1.2.2.2. CONTRIBUTO AL CONSEGUIMENTO DI PIÙ OBIETTIVI

Nel 2025 non vi sono attività allineate Eni che contribuiscono in modo sostanziale a più di un obiettivo della Tassonomia.

1.2.2.3. DISAGGREGAZIONE DEI KPI

Nell’attività di produzione di biocarburanti per il trasporto l’impianto di produzione di Gela è utilizzato in maniera congiunta sia per la produzi-

one di HVO allineato alla Tassonomia, sia per la produzione di HVO ammissibile ma non allineato. Come indicato nella descrizione dell’attività, 

i dati di ricavo e di costi comuni alle due tipologie di produzioni (spese operative e di investimento) sono stati ripartiti in proporzione ai volumi 

lavorati di biomassa che consentono il conseguimento di un risparmio emissivo di almeno il 65%. Analogamente per la bioraffineria di Vene-

zia. Si ritiene che tale criterio di ripartizione sia basato su un criterio adeguato al processo di produzione impiegato e ne rifletta le specificità

tecniche.

1.2.3\. INFORMAZIONI CONTESTUALI

1.2.3.1. INFORMAZIONI CONTESTUALI SUL KPI RELATIVO AL FATTURATO

I valori che concorrono al numeratore del KPI fatturato derivano da contratti con la clientela rilevati in base all’IFRS 15\. L’ammontare totale del 

numeratore di €1.231 milioni è così articolato:

- €195 milioni dalla vendita di materie plastiche in forma primaria;

- €79 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti fotovoltaici sostanzialmente in linea con lo scorso anno;

- €159 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti eolici, sostanzialmente in linea con lo scorso anno;

- €38 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti alimentati a biomassa, sostanzialmente in linea con lo scorso anno;

- €751 milioni dalla vendita di HVO in aumento di €454 milioni rispetto al 2024 a seguito di uno scenario favorevole per i biocarburanti.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025246

1.2.3.2. INFORMAZIONI CONTESTUALI SUL KPI RELATIVO ALLE SPESE IN CONTO CAPITALE

Le spese in conto capitale e gli incrementi di attivo che formano il numeratore del KPI capex pari a €1.270 milioni sono relativi alle seguenti-

attività:

- €339 milioni relativi all’attività produzione di energia elettrica da fotovoltaico, in particolare relativi a incrementi di assets per l’avanzamento 

nel programma di costruzione, di cui €228 milioni relativi alla nuova capacità installata nel 2025 per 740 MW, €95 milioni per impianti ready 

to build con capacità nell’arco di piano 2026-2030 e €16 milioni relativi a capacità già installata al 2025;

- €19 milioni relativi all’attività produzione di energia elettrica da eolico relativi a incrementi di assets per l’avanzamento nel programma di 

costruzione di cui €13 milioni relativi a capacità già installata al 2025 per 207 MW e €6 milioni per impianti ready to build nell’arco di piano 

26-30;

- €24 milioni relativi all’attività di accumulo di energia elettrica, in particolare relativi a incrementi di assets per l’avanzamento nel program-

ma di costruzione, di cui €23 milioni relativi a capacità già installata al 2025 per 200 MW e €1 milione per impianti ready to build nell’arco 

di piano 2026-2030;

- €355 milioni relativi all’attività di produzione di biocarburanti, interamente imputati a incremento di PP&E, principalmente relativi alle bioraf-

finerie di Venezia e Gela per €82 milioni e €165 milioni relativi all’avvio del progetto di riconversione in bioraffineria a Livorno costituita da 

nuovi impianti per la produzione di biocarburanti idrogenati, nonché da un’unità di pretrattamento delle cariche biogeniche e un impianto 

Ecofining™ da 500 mila tonnellate/anno. Con riferimento a Venezia sono in corso diversi progetti per l’upgrading della bioraffineria di cui i 

principali riguardano: l’Upgrading dell’Ecofining e la realizzazione dell’impianto Steam Reformer che consentiranno la produzione di Biojet 

e l’incremento di capacità sino ad un totale di 600 kton/anno. Con riferimento a Gela, è stato ultimato l’upgrading dell’unità di trattamento 

della biomassa (BTU) per potenziare la lavorazione di cariche più complesse ed è stata completata la realizzazione dell’impianto per la 

produzione di biojet la cui produzione è partita a gennaio 2025\. Inoltre, è stato avviato il progetto di Rigenerazione Terre Sbiancanti che 

consentirà la riattivazione delle terre sbiancanti e il trattamento delle acque gommose. Tali progetti di bioraffinazione sono parte del piano 

industriale degli investimenti Eni per il quinquennio 2026-2030 che sarà approvato dal Consiglio di Amministrazione il 18 marzo 2026 e 

sono alcuni dei driver che il Gruppo ha attivato per conseguire l’obiettivo di raggiungere una capacità di circa 5 milioni di tonnellate/anno 

entro il 2030;

- €387 milioni relativi all’attività di stoccaggio permanente della CO

2

, interamente imputati a incremento delle immobilizzazioni immateriali, 

nell’ambito dei progetti per la realizzazione dei siti di stoccaggio di HyNet e Bacton in Regno Unito e, in misura minore, della prima fase 

dell’hub di stoccaggio di Ravenna e del progetto di stoccaggio L10 nei Paesi Bassi; tali progetti erano inclusi nel piano quadriennale degli 

investimenti del Gruppo Eni approvato dalla Direzione Aziendale il 26 febbraio 2025.

L’impegno complessivo di spesa per i suddetti progetti nel Piano Strategico Eni 2026-2030 è pari a € 260 milioni, prevalentemente a titolo 

di investimenti finanziari a favore di Eni CCUS Holding Ltd, società in cui a fine 2025 è stato ceduto il 49,99% ad un fondo di private equity 

stabilendo il controllo congiunto di due soci. Tale entità proseguirà lo sviluppo dei progetti CCS nel Regno Unito e nei Paesi Bassi oltra a 

essere titolare dell’opzione di acquisto del progetto di Ravenna al raggiungimento del FID;

- €81 milioni relativi all’attività di installazione di punti ricarica per EV, nonché agli interventi di upgrade delle infrastrutture esistenti, imputati 

ad incrementi di PP&E per €78 milioni e di attività immateriali per €3 milioni, nell’ambito del piano di espansione della rete di ricarica con 

l’installazione nel 2025 di circa 1.500 mila nuove colonnine a marchio Plenitude;

- €46 milioni relativi all’attività di produzione di e.e. da impianti alimentati a biomassa.

1.2.3.3. INFORMAZIONI CONTESTUALI SUL KPI RELATIVO ALLE SPESE OPERATIVE

Le spese operative incluse nel numeratore del relativo KPI pari a €374 milioni riguardano manutenzioni e riparazioni nonché le altre spese di-

rette connesse al “servicing” quotidiano di immobili, impianti e macchinari, a opera dell’impresa o di terzi cui sono esternalizzate tali mansioni, 

necessarie per garantire il funzionamento continuo ed efficace di tali attivi. Il dettaglio riferito alle principali attività è il seguente:

- €40 milioni sostenuti nell’attività di produzione di materie plastiche in forma primaria;

- €34 milioni sostenuti nell’attività di produzione di e.e. da impianti fotovoltaici, relativi alle manutenzioni e altre spese di funzionamento 

quotidiano (ispezioni, pulizia e altre);

- €52 milioni sostenuti nell’attività di produzione di e.e. da impianti eolici, relativi alle manutenzioni e altre spese di funzionamento quotidi-

ano (ispezioni, pulizia e altre);

- €11 milioni sostenuti nell’attività di produzione di e.e. prodotta da impianti alimentati a biomassa;

- €232 milioni sostenuti nell’attività di produzione di biocarburanti, relativi alle manutenzioni e altre spese di funzionamento quotidiano 

(ispezioni, pulizia e altre).

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 247ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

VERIFICA RISPETTO CLAUSOLA DI SALVAGUARDIA DI CUI ART. 3 LETTERA “C”

I criteri di ecosostenibilità delle attività economiche di cui all’art. 3 del Reg. Tassonomia prevedono il rispetto di garanzie minime di salvaguardia 

nella conduzione del business (di cui al comma “c”), rinviando al successivo art. 18 per la loro definizione. La norma le identifica con le procedure 

attuate da un’impresa al fine di garantire che la gestione aziendale sia conforme alle Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali e ai Prin-

cipi Guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani, inclusi i principi e i diritti stabiliti dalle otto convenzioni fondamentali individuate nella 

dichiarazione dell’Organizzazione Internazionale del Lavoro sui principi e i diritti fondamentali nel lavoro e dalla Carta internazionale dei diritti 

dell’uomo. Nel dare attuazione a tali procedure, le imprese devono rispettare il principio del “non arrecare un danno significativo” di cui all’articolo 

2, punto 17), del Regolamento (UE) 2019/2088, la Sustainable Finance Disclosure Regulation “SFDR”. La SFDR prevede che le istituzioni finan-

ziarie “financial market participants” valutino i rischi ESG degli investimenti inclusi nei prodotti finanziari che intendono collocare presso i rispar-

miatori, attraverso la misurazione delle performance di sostenibilità delle aziende oggetto di investimento in relazione a una serie predefinita di

indicatori chiave d’impatto in aree critiche “principal adverse impacts”. Cinque di questi indicatori sono di natura sociale: (i) violazioni dei principi 

del Global Compact delle NU e delle linee guida OCSE per le imprese multinazionali; (ii) mancanza di processi e di meccanismi di ottemperanza 

per monitorare il rispetto dei principi di cui al punto precedente; (iii) divario retributivo di genere; (iv) diversità di genere nella composizione degli 

organi amministrativi; (v) esposizione ai settori degli armamenti controversi. La definizione di investimento sostenibile di cui al punto 17 dell’art. 

2 della SFDR stabilisce che un investimento è tale se contribuisce a obiettivi ambientali o sociali definiti in maniera ampia, a condizione che non 

leda nessuno di tali obiettivi. Pertanto, Eni assume che il rispetto del principio “non arrecare un danno significativo” della SFDR sia da intendere 

con riferimento ai cinque indicatori d’impatto sociale descritti in precedenza, quattro dei quali sono compresi nei processi di due diligence Eni in

ambito diritti umani, mentre per il quinto Eni conferma di non essere presente nei settori degli armamenti controversi. Le linee guida OCSE per le 

aziende multinazionali sono principi di conduzione responsabile del business relativi ad otto aree di attività: (i) tre riconducibili al tema dei diritti 

umani (diritti umani, protezione dei consumatori, occupazione e relazioni industriali); (ii) Anti-corruzione; (iii) competizione equa; (iv) tassazione. 

Infine, l’ambiente è affrontato negli altri criteri di sostenibilità dell’art. 3 del Reg. Tassonomia, mentre scienza/tecnologia sono fuori ambito. Le 

otto convenzioni ILO sul lavoro sono nel loro complesso riconducibili al tema del rispetto dei diritti umani. L’osservanza dei principi fondamentali 

in materia di diritti umani contenuti nell’International Bill of Human Rights (Universal Declaration of Human Rights, International Covenant on 

Civil and Political Rights and International Covenant on Economic Social and Cultural Rights) è garantita dal rispetto della Costituzione e della

normativa italiana che fa suoi tali principi e che Eni, quale azienda incorporata in Italia, è tenuta a osservare. La verifica del rispetto della clausola 

di salvaguardia si fonda sull’istituzione e mantenimento di adeguati processi e sistemi aziendali di due diligence nei seguenti ambiti: (i) diritti 

umani; (ii) lotta alla corruzione; (iii) rispetto della competition law; (iv) tassazione d’impresa. Si veda inoltre la sezione Meccanismi di segnalazi-

one e grievance per approfondimenti; per gli altri sistemi di due diligence di Eni, si vedano le rispettive sezioni:

- ANTI-CORRUZIONE. Si veda la sezione Condotta, Cultura d’impresa e prevenzione della corruzione;

- TASSAZIONE. Si veda la sezione Tax Strategy;

- FAIR COMPETITION. Si veda il paragrafo di seguito;

- DIRITTI UMANI. Si veda la sezione I Diritti umani per Eni.

TUTELA DELLA CONCORRENZA

Eni ha istituito un ambiente di controllo e un insieme di procedure e presidi con l’obiettivo di garantire che la conduzione degli affari e delle attività

aziendali avvenga nel rispetto delle regole poste a tutela della concorrenza nei vari Paesi in cui opera. I principi della concorrenza intesa come 

contesto di mercato che incentiva le imprese ad eccellere nella qualità ed economicità dei prodotti e/o servizi venduti/ forniti e l’osservanza della 

normativa antitrust sono valori fondamentali della Società. Il sistema di controllo Eni è articolato nelle tre fasi della prevenzione, monitoraggio/

mitigazione dei rischi e contrasto alle condotte illecite ed è disegnato in modo da assicurare con ragionevole certezza che le unità di business 

non adottino comportamenti anticoncorrenziali o diano luogo a pratiche restrittive del libero mercato o collusioni con imprese concorrenti e non 

commettano abusi di posizione dominante. Le operazioni aziendali di incremento della quota di mercato (concentrazioni) sono eseguite previa 

notifica delle stesse alle Autorità antitrust competenti, assicurando il rispetto degli obblighi di standstill e del divieto di scambio illegittimo di infor-

mazioni nella fase di negoziazione e di due diligence. Nel 2025 le società del Gruppo non sono state parte di alcun significativo contenzioso per 

violazioni della normativa antitrust che si sia concluso con l’irrogazione di una sanzione. Per maggiori informazioni sullo status dei contenziosi

rilevanti del Gruppo in materia antitrust, si rinvia alla sezione Contenziosi della Relazione Finanziaria Annuale.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025248

Esercizio finanziario 2025

KPI (1)

Totale (2)

Quota di attività

ammissibili alla 

tassonomia (3)

Attività allineate alla 

tassonomia (4)

Quota di attività

allineate alla tassonomia 

(5)

Testo Valuta % Valuta %

Fatturato 82.151 6,6% 1.231 1,5%

Spese in conto capitale 11.750 13,8% 1.270 10,8%

Spese operative 4.142 17,8% 374 9,0%

KPI (FATTURATO)

Esercizio finanziario 2025

Attività economiche (1)

Codice (2)

KPI ammissibile alla 

tassonomia (quota di 

fatturato ammissibile 

alla tassonomia (3)

KPI allineato alla 

tassonomia (valore 

monetario di 

fatturato) (4)

KPI allineato alla 

tassonomia (quota 

di fatturato allineata 

alla tassonomia) (5)

Testo % Valuta %

Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 1,32% 0,00%

Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 1,55% 195 0,24%

Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 0,10% 79 0,10%

Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 0,19% 159 0,19%

Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 0,05% 38 0,05%

Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 0,00% 0,00%

Accumulo di energia elettrica CCM 4.10 0,00% 2 0,00%

Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 1,18% 751 0,91%

Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 2,12% 0,00%

Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 0,03% 0,00%

Raccolta e trasporto di rifiuti non pericolosi in frazioni differenziate alla fonte CCM 5.5 0,00% 0,00%

Digestione anaerobica di rifiuti organici CCM 5.7 0,00% 2 0,00%

Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 0,00% 4 0,00%

Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 0,02% 1 0,00%

Somma allineamento per obiettivo

Totale KPI (Fatturato) 6,6% 82.151 1,5%

RECAP KPI

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 249ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Obiettivo ambientale delle attività allineate alla tassonomia

Mitigazione dei 

cambiamenti climatici 

(CCM) (6)

Adattamento ai 

cambiamenti climatici 

(CCA) (7)

Acqua (8)

Economia circolare (9)

Inquinamento (10)

Biodiversità (11)

Quota di attività

abilitanti (12)

quota di attività di 

transizione (13)

Attività non valutate 

considerate non rilevanti 

(14)

Attività allineate 

alla tassonomia 

nell’esercizio finanziario 

precedente (15)

Quota di attività

allineate alla tassonomia 

nell’esercizio finanziario 

recedente (N-1) (16)

% % % % % % % Valuta %

1,5% 0,24% % 812 0,9%

10,8% 0,69% 0,03% % 1.222 7,9%

9,0% 0,97% % 282 6,5%

Obiettivo ambientale delle attività allineate alla tassonomia

Mitigazione dei 

cambiamenti 

climatici (CCM) (6)

Adattamento ai 

cambiamenti 

climatici (CCA) (7)

Acqua (8)

Economia circolare 

(9)

Inquinamento (10)

Biodiversità (11)

Attività abilitante (12)

Attività di transizione 

(13)

Quota allineata alla 

tassonomia sul totale 

ammissibile alla 

tassonomia (14)

% % % % % % E T %

0,00% 0%

0,24% T 15%

0,10% 100%

0,19% 100%

0,05% 100%

0,00% 0%

0,00% 100%

0,91% 78%

0,00% 0%

0,00% 0%

0,00% 0%

0,00% 67%

0,00% 100%

0,00% 5%

1,5%

% % 22,79%

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025250

Esercizio finanziario 2025

Attività economiche (1)

Codice (2)

KPI ammissibile alla 

tassonomia (quota di 

capex ammissibile alla 

tassonomia (3)

KPI allineato alla

tassonomia

(valore monetario

di capex) (4)

KPI allineato alla 

tassonomia (quota di 

capex allineata alla

tassonomia) (5)

Testo % Valuta %

Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 0,56% 0,00%

Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 0,49% 4 0,03%

Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 2,89% 339 2,89%

Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 0,16% 19 0,16%

Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 0,39% 46 0,39%

Accumulo di energia elettrica CCM 4.10 0,20% 23 0,20%

Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 3,88% 355 3,02%

Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 0,62% 0,00%

Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 0,22% 0,00%

Compostaggio di rifiuti organici CCM 5.8 0,14% 16 0,14%

Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 3,29% 387 3,29%

Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 0,21% 0,00%

Infrastrutture che consentono il trasporto su strada e il trasporto pubblico a basse emissioni di carbonio CCM 6.15 0,69% 81 0,69%

Installazione, manutenzione e riparazione di dispositivi per l'efficienza energetica CCM 7.3 0,03% 0,00%

Somma allineamento per obiettivo

Totale KPI (Spese in conto capitale) 13,8% 11.750 10,8%

KPE (SPESE OPERATIVE)

Esercizio finanziario 2025

Attività economiche (1)

Codice (2)

KPI ammissibile alla 

tassonomia (quota di 

opex ammissibile alla 

tassonomia (3)

KPI allineato alla 

tassonomia (valore 

monetario di opex) 

(4)

KPI allineato alla

tassonomia (quota di

opex allineata alla

tassonomia) (5)

Testo % Valuta %

Fabbricazione di altre tecnologie a basse emissioni di carbonio CCM 3.6 0,19% 0,00%

Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 0,27% 0,00%

Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 2,37% 40 0,97%

Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 0,82% 34 0,82%

Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 1,26% 52 1,26%

Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 0,27% 11 0,27%

Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 0,10% 0,00%

Accumulo di energia elettrica CCM 4.10 0,05% 2 0,05%

Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 6,20% 232 5,60%

Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.20 0,41% 0,00%

Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 1,35% 0,00%

Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 3,96% 0,00%

Raccolta e trasporto di rifiuti non pericolosi in frazioni differenziate alla fonte CCM 5.5 0,29% 0,00%

Compostaggio di rifiuti organici CCM 5.8 0,02% 1 0,02%

Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 0,10% 2 0,05%

Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 0,12% 0,00%

Somma allineamento per obiettivo

Totale KPI (Spese operative) 17,8% 4.142 9,0%

KPI (SPESE IN CONTO CAPITALE)

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 251ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Obiettivo ambientale delle attività allineate alla tassonomia

Mitigazione dei 

cambiamenti climatici 

(CCM) (6)

Adattamento ai 

cambiamenti climatici 

(CCA) (7)

Acqua (8)

Economia 

circolare (9)

Inquinamento (10)

Biodiversità (11)

Attività

abilitante (12)

Attività di transizione 

(13)

Quota allineata alla 

tassonomia sul totale 

ammissibile alla 

tassonomia (14)

% % % % % % E T %

0,00% 0%

0,03% T 7%

2,89% 100%

0,16% 100%

0,39% 100%

0,20% 100%

3,02% 78%

0,00% 0%

0,00% 0%

0,14% 100%

3,29% 100%

0,00% 0%

0,69% E 100%

0,00% 0,0%

10,8%

% % 78,49%

Obiettivo ambientale delle attività allineate alla tassonomia

Mitigazione dei 

cambiamenti 

climatici (CCM) (6)

Adattamento ai 

cambiamenti 

climatici (CCA) (7)

Acqua (8)

Economia 

circolare (9)

Inquinamento (10)

Biodiversità (11)

Attività

abilitante (12)

Attività di transizione 

(13)

Quota allineata alla 

tassonomia sul totale 

ammissibile alla 

tassonomia (14)

% % % % % % E T %

0,00% 0%

0,00% 0%

0,97% T 41%

0,82% 100%

1,26% 100%

0,27% 100%

0,00% 0%

0,05% 100%

5,60% 90%

0,00% 0%

0,00% 0%

0,00% 0%

0,00% 0%

0,02% 100%

0,05% 50%

0,00% 0%

9,0%

% % 50,82%

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025252

Content index [ESRS 2 IRO-2]

Obbligo di informativa 

Altri regolamenti 

europei

Non materiale

164

/

Phase-in

Rimando alla Relazione 

Finanziaria Annuale 2025 

Rendicontazione di 

Sostenibilità 2025

ESRS 2 – INFORMAZIONI GENERALI

ESRS 2 BP-1 – Criteri generali per la redazi-

one della dichiarazione sulla sostenibilità

Il sistema di reporting di Eni;

Principi e criteri metodologici

ESRS 2 BP-2 – Informativa in relazione a 

circostanze specifiche

Il sistema di reporting di Eni;

Principi e criteri metodologici;

Content index

ESRS 2 GOV-1 – Ruolo degli organi di am-

ministrazione, direzione e controllo

\- Par. 21 (d): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation;

Benchmark Regulation

Risk Management

Integrato

Governance

ESRS 2 GOV-2 – Informazioni fornite agli 

organi di amministrazione, direzione e con-

trollo dell'impresa e questioni di sostenibilità

da questi affrontate

Governance: Sistema

di controllo interno

sull’informativa di

sostenibilità

Processo e risultati dell’analisi di doppia 

materialità

ESRS 2 GOV-3 – Integrazione delle prestazi-

oni in termini di sostenibilità nei sistemi di 

incentivazione

Governance: La politica

di remunerazione degli

organi sociali

Cambiamento climatico: Governance 

climatica

ESRS 2 GOV-4 – Dichiarazione sul dovere 

di diligenza

\- Par. 30: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

Governance Statement on due diligence

ESRS 2 GOV–5 – Gestione del rischio e 

controlli interni sulla rendicontazione di 

sostenibilità

Governance: Il Sistema

di Controllo Interno e

Gestione dei Rischi

ESRS 2 SBM-1 – Strategia, modello azien-

dale e catena del valore

- Par. 40 (d) i: Sustainable 

Finance Disclosure Regu-

lation; Pillar 3; Benchmark 

Regulation

- Par. 40 (d) ii, iii: Sustainable 

Finance Disclosure Regula-

tion; Benchmark Regulation

\- Par. 40 (d) iv: Benchmark 

Regulation

Attività

Modello di business

Strategia

ESRS 2 SBM-2 – Interessi e opinioni dei 

portatori di interessi

Modello di business Attività di stakeholder

engagement

ESRS 2 SBM-3 – Impatti, rischi e opportunità

rilevanti e loro interazione con la strategia e 

il modello aziendale

Modello di business I temi materiali per Eni e per i propri 

stakeholder: La resilienza della strategia 

agli IRO materiali;

Sezioni “Impatti, rischi e opportunità

(IRO) materiali” in tutti i capitoli tematici

ESRS 2 IRO-1 – Descrizione del processo per 

individuare e valutare gli impatti, i rischi e le 

opportunità rilevanti

Risk management integrato Processo e risultati dell’analisi di doppia 

materialità

ESRS 2 IRO-2 – Obblighi di informativa 

degli ESRS oggetto della dichiarazione sulla 

sostenibilità dell'impresa

Content Index

ESRS 2 Politiche MDR-P – Politiche adottate 

per gestire questioni di sostenibilità rilevanti

Sezioni “Politiche” in tutti i capitoli 

tematici;

Principi e criteri metodologici: Codice 

Etico e Politiche

ESRS 2 Azioni MDR-A – Azioni e risorse 

relative a questioni di sostenibilità rilevanti

Ambiente e sistema di gestione Eni: 

Sistema di gestione HSE in Eni;

Sezioni “Azioni intraprese sugli IRO 

materiali” in tutti i capitoli tematici;

Salute & Sicurezza: Azioni intraprese 

sugli IRO materiali

ESRS 2 Metriche MDR-M – Metriche relative 

a questioni di sostenibilità rilevanti

Sezioni “Metriche” di tutti i capitoli 

tematici

ESRS 2 Obiettivi MDR-T – Monitoraggio 

dell'efficacia delle politiche e delle azioni 

mediante obiettivi

Sezioni “Target e impegni” in tutti i 

capitoli tematici;

Cambiamento climatico: Obiettivi di 

decarbonizzazione di Eni; Obiettivi di 

riduzione delle emissioni di metano e 

flaring nel business Upstream 

(164) L’indicazione “Non materiale” è specificata solo per quei KPI che si riferiscono ad altre normative europee.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 253ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Obbligo di informativa 

Altri regolamenti 

europei

Non materiale

164

/

Phase-in

Rimando alla Relazione 

Finanziaria Annuale 2025 

Rendicontazione di 

Sostenibilità 2025

ESRS E-1 CAMBIAMENTO CLIMATICO

ESRS 2 GOV-3 – Integrazione delle prestazi-

oni in termini di sostenibilità nei sistemi di 

incentivazione

Cambiamento climatico: Governance 

climatica

ESRS E1-1 Transition plan for climate 

change mitigation

\- Par. 14: Legge UE sul clima

\- Par. 16 (g): Pillar 3;

Benchmark Regulation

Cambiamento climatico: Piano di

Decarbonizzazione; Leve di decarbon-

izzazione; Valutazione delle emissioni 

locked-in; Capital allocation;

Tassonomia europea; Allegati alla 

tassonomia europea

ESRS 2 SBM-3 – Impatti, rischi e

opportunità rilevanti e loro interazione con la 

strategia e il modello aziendale

PHASE-IN solo per

paragrafo 48 (e) (effetti

finanziari attesi)

Cambiamento climatico: Resilienza della 

strategia agli scenari di transizione 

ESRS 2 IRO-1 – Descrizione del

processo per individuare e valutare

gli impatti, i rischi e le opportunità

rilevanti

Fattori di rischio e

incertezza: Rischi connessi al cambia-

mento climatico

Risk Management

Integrato

Cambiamento climatico: Impatti, rischi 

e opportunità (IRO) materiali; Resilienza 

della strategia agli scenari di transizione

Tassonomia europea

Allegati alla Tassonomia europea

E1-2 – Politiche relative alla mitigazione dei 

cambiamenti climatici e all'adattamento 

agli stessi

Cambiamento climatico: Politiche

E1-3 – Azioni e risorse relative alle politiche 

in materia di cambiamenti climatici

Cambiamento climatico: Piano di

Decarbonizzazione; Leve di decarboniz-

zazione; Capital allocation

E1-4 – Obiettivi relativi alla mitigazione dei 

cambiamenti climatici e all'adattamento 

agli stessi

\- Par. 34: Sustainable Finance 

Disclosure Regulation; Pillar 

3; Benchmark Regulation

Cambiamento climatico: Target e impeg-

ni; Obiettivi di decarbonizzazione di Eni; 

Obiettivi di riduzione delle emissioni di 

metano e flaring nel business Upstream 

E1-5 – Consumo di energia e mix energetico \- Par. 37, 38, da 40 a 43: Sus-

tainable Finance Disclosure 

Regulation

Par. da 40 a 43 – Sustain-

able Finance Disclosure 

Regulation - NON 

MATERIALE.

Gli indicatori di intensità, 

e i relativi trend, basati sui 

ricavi non sono rappre-

sentativi per il settore in 

quanto i ricavi dipendono 

strettamente dal prezzo 

delle materie prime

Cambiamento climatico: Metriche

E1-6 – Emissioni lorde di GES di ambito 1, 2, 

3 ed emissioni totali di GES

- Par. 44, da 53 a 55: Sustain-

able Finance Disclosure Reg-

ulation; Pillar 3; Benchmark 

Regulation

Par. da 53 a 55 – Sustain-

able Finance Disclosure 

Regulation; Pillar 3; 

Benchmark Regulation - 

NON MATERIALE.

Gli indicatori di intensità, 

e i relativi trend, basati sui 

ricavi non sono rappre-

sentativi per il settore in 

quanto i ricavi dipendono 

strettamente dal prezzo

Cambiamento climatico: Metriche 

E1-7 – Assorbimenti di GES e progetti di 

mitigazione delle emissioni di GES finanziati 

con crediti di carbonio

\- Par. 56: Legge UE sul clima Andamento operativo:

CCS e Agri

Cambiamento climatico: Compensazioni 

e rimozioni delle emissioni GHG

E1-8 – Fissazione del prezzo interno del 

carbonio

Cambiamento climatico: Internal carbon 

pricing

E1-9 – Effetti finanziari attesi di rischi fisici e 

di transizione rilevanti e potenziali opportu-

nità legate al clima

\- Par. 66: Benchmark 

Regulation

\- Par. 66 (a), (c),; Par. 67 (c) : 

Pillar 3

\- Par. 69: Benchmark 

Regulation

PHASE-IN

ENTITY SPECIFIC (ES) E-1

\- Emissioni GHG Scope 1 per tipologia

\- Altri indicatori emissivi

\- Emissioni ed intensità emissiva di metano 

\- Volumi di flaring 

\- Capacità installata da fonti rinnovabili e di 

bioraffinazione

\- Produzione venduta di biocarburanti

Cambiamento climatico: Metriche

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025254

Obbligo di informativa 

Altri regolamenti 

europei

Non materiale

164

/

Phase-in

Rimando alla Relazione 

Finanziaria Annuale 2025 

Rendicontazione di 

Sostenibilità 2025

ENTITY SPECIFIC (ES) INNOVAZIONE

ESRS 2 Politiche MDR-P – Politiche adottate 

per gestire questioni di sostenibilità rilevanti

Cambiamento climatico: Politiche

ESRS 2 Azioni MDR-A – Azioni e risorse 

relative a questioni di sostenibilità rilevanti

Cambiamento climatico: Brevetti ed 

innovazione

ESRS 2 Metriche MDR-M – Metriche relative 

a questioni di sostenibilità rilevanti

Cambiamento climatico: Brevetti ed 

innovazione

ESRS 2 Obiettivi MDR-T – Monitoraggio 

dell'efficacia delle politiche e delle azioni 

mediante obiettivi

Cambiamento climatico: Brevetti ed 

innovazione

ESRS E-2 INQUINAMENTO

ESRS 2 IRO-1 – Descrizione del processo per 

individuare e valutare gli impatti, i rischi e le 

opportunità rilevanti

Fattori di rischio

e incertezza: Rischio

operation e connessi

rischi in materia di HSE

Ambiente e sistema di gestione Eni: 

Sistema di gestione HSE in Eni

E2-1 – Politiche relative all'inquinamento Inquinamento: Politiche

E2-2 – Azioni e risorse connesse all'inquina-

mento

Inquinamento: Azioni intraprese sugli 

IRO materiali

E2-3 – Obiettivi connessi all'inquinamento Inquinamento: Target e impegni

E2-4 – Inquinamento di aria, acqua e suolo \- Par. 28: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

Inquinamento: Metriche

E2-5 - Sostanze preoccupanti e sostanze 

estremamente preoccupanti

NON MATERIALE

E2-6 – Effetti finanziari attesi di impatti, 

rischi e opportunità legati all'inquinamento

PHASE-IN

ENTITY SPECIFIC (ES) E-2

Oil e Chemical spill Inquinamento: Metriche

ESRS E-3 ACQUE E RISORSE MARINE

ESRS 2 IRO-1 – Descrizione del processo per 

individuare e valutare gli impatti, i rischi e le 

opportunità rilevanti

Ambiente e sistema di gestione Eni: 

Sistema di gestione HSE in Eni

E3-1 – Politiche connesse alle acque e alle 

risorse marine

\- Par. 9, 13, 14: Sustain-

able Finance Disclosure 

Regulation

Par. 13 – Sustainable 

Finance Disclosure 

Regulation – NON APPLI-

CABILE.

Le politiche coprono 

tutti i siti

Par. 14 – Sustainable 

Finance Disclosure Regu-

lation – NON MATERIALE

Gestione delle risorse idriche: Politiche

E3-2 – Azioni e risorse connesse alle acque 

e alle risorse marine

Gestione delle risorse idriche: Azioni 

intraprese sugli IRO materiali

E3-3 – Obiettivi connessi alle acque e alle 

risorse marine

Gestione delle risorse idriche: Target e 

impegni

E3-4 – Consumo idrico \- Par. 28 (c), 29: Sustain-

able Finance Disclosure 

Regulation

Par. 29 – Sustainable 

Finance Disclosure Regu-

lation - NON MATERIALE.

Gli indicatori di intensità, 

e le loro tendenze, basati 

sui ricavi non sono rappre-

sentativi per il settore in 

quanto i ricavi dipendono 

strettamente dal prezzo 

delle materie prime

Gestione delle risorse idriche: Metriche

E3-5 – Effetti finanziari attesi derivanti da 

impatti, rischi e opportunità connessi alle 

acque e alle risorse marine

PHASE-IN

ENTITY SPECIFIC (ES) E-3

\- Prelievi e scarichi idrici

\- Riutilizzo di acqua dolce

\- Acqua di produzione reiniettata 

Gestione delle risorse idriche: Metriche

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 255ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Obbligo di informativa 

Altri regolamenti 

europei

Non materiale

164

/

Phase-in

Rimando alla Relazione 

Finanziaria Annuale 2025 

Rendicontazione di 

Sostenibilità 2025

ESRS E-4 BIODIVERSITÀ ED ECOSISTEMI

E4-1 — Piano di transizione e attenzione alla 

biodiversità e agli ecosistemi nella strategia 

e nel modello aziendale

Biodiversità: Impatti, rischi e opportunità

(IRO) materiali; Rischi e opportunità

materiali

ESRS 2 SBM-3 – Impatti, rischi e

opportunità rilevanti e loro interazione

con la strategia e il modello aziendale

\- Par. 16 (a) i, (b), (c): Sus-

tainable Finance Disclosure 

Regulation

Biodiversità: Azioni intraprese sugli IRO 

materiali e metriche

ESRS 2 IRO-1 — Descrizione dei

processi per individuare e valutare

gli impatti, i rischi e le opportunità

rilevanti connessi alla biodiversità e

agli ecosistemi

Ambiente e sistema di gestione Eni: 

Sistema di gestione HSE in Eni

E4-2 — Politiche relative alla biodiversità e 

agli ecosistemi

\- Par. 24 (b), (c), (d): Sus-

tainable Finance Disclosure 

Regulation

Par. 24 (c): Sustainable 

Finance Disclosure Regu-

lation – NON MATERIALE

Biodiversità: Politiche

E4-3 — Azioni e risorse relative alla biodiver-

sità e agli ecosistemi

Biodiversità: Azioni intraprese sugli IRO 

materiali e metriche

E4-4 — Obiettivi relativi alla biodiversità e 

agli ecosistemi

Biodiversità: Target e impegni

E4-5 — Metriche d'impatto relative ai cam-

biamenti della biodiversità e degli ecosistemi

Biodiversità: Azioni intraprese sugli IRO 

materiali e metriche

E4-6 – Effetti finanziari attesi derivanti 

da rischi e opportunità connessi alla 

biodiversità

PHASE-IN

ESRS E-5 USO DELLE RISORSE ED ECONOMIA CIRCOLARE

ESRS 2 IRO-1 — Descrizione dei processi per 

individuare e valutare gli impatti, i rischi e le 

opportunità rilevanti connessi all'uso delle 

risorse e all'economia circolare

Ambiente e sistema di gestione Eni: 

Sistema di gestione HSE in Eni

E5-1 — Politiche relative all'uso delle risorse 

e all'economia circolare

Uso delle risorse ed economia circolare:

Politiche

E5-2 — Azioni e risorse relative all'uso delle 

risorse e all'economia circolare

Andamento operativo:

Refining e Chimica,

Attività ambientali

Uso delle risorse ed economia circolare:

Azioni intraprese sugli IRO materiali

E5-3 – Obiettivi relativi all'uso delle risorse e 

all'economia circolare

Uso delle risorse ed economia circolare:

Target e impegni

E5-4 – Flussi di risorse in entrata Andamento operativo:

Refining e Chimica

Uso delle risorse ed economia circolare:

Metriche

E5-5 – Flussi di risorse in uscita \- Par. 37 (d), 39: Sustain-

able Finance Disclosure 

Regulation

Andamento operativo:

Refining e Chimica

Uso delle risorse ed economia circolare:

Metriche

E5-6 – Effetti finanziari attesi derivanti da 

impatti, rischi e opportunità connessi all'uso 

delle risorse e all'economia circolare

PHASE-IN

ESRS S-1 FORZA LAVORO PROPRIA

ESRS 2 SBM-2 – Interessi e opinioni dei 

portatori d'interessi

Attività di stakeholder engagement;

Forza lavoro di Eni: Coinvolgimento dei 

lavoratori

ESRS 2 SBM-3 – Impatti, rischi e opportunità

rilevanti e loro interazione con la strategia e 

il modello aziendale

\- Par. 14 (f), (g): Sustain-

able Finance Disclosure 

Regulation

Forza lavoro di Eni: Impatti, rischi e 

opportunità (IRO) materiali;

Salute & Sicurezza: Impatti, rischi e 

opportunità (IRO) materiali

S1-1 – Politiche relative alla forza lavoro 

propria

\- Par. 20, 22, 23: Sustain-

able Finance Disclosure 

Regulation

\- Par. 21: Benchmark 

Regulation

I diritti umani per Eni: Politiche;

Forza lavoro di Eni: Politiche;

Salute & Sicurezza: Politiche

S1-2 – Processi di coinvolgimento dei lavora-

tori propri e dei rappresentanti dei lavoratori 

in merito agli impatti

Forza lavoro di Eni: Coinvolgimento dei

lavoratori

S1-3 – Processi per porre rimedio agli 

impatti negativi e canali che consentono ai 

lavoratori propri di sollevare preoccupazioni

\- Par. 32 (c): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

Governance: Il Sistema

di Controllo Interno e

Gestione dei Rischi

I diritti umani per Eni: Accesso alle 

misure di rimedio e Meccanismi di 

segnalazione e grievance

Forza lavoro di Eni: Coinvolgimento dei 

lavoratori

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025256

Obbligo di informativa 

Altri regolamenti 

europei

Non materiale

164

/

Phase-in

Rimando alla Relazione 

Finanziaria Annuale 2025 

Rendicontazione di 

Sostenibilità 2025

S1-4 – Interventi su impatti rilevanti per la 

forza lavoro propria e approcci per la miti-

gazione dei rischi rilevanti e il perseguimento 

di opportunità rilevanti in relazione alla forza 

lavoro propria, nonché efficacia di tali azioni

I diritti umani per Eni: La due diligence 

sui Diritti umani;

Forza lavoro di Eni: Azioni intraprese 

sugli IRO materiali;

Salute & Sicurezza: Azioni intraprese 

sugli IRO materiali

S1-5 – Obiettivi legati alla gestione degli 

impatti negativi rilevanti, al potenziamento 

degli impatti positivi e alla gestione dei rischi 

e delle opportunità rilevanti

Forza lavoro di Eni: Target e impegni;

Salute & Sicurezza: Target e impegni

S1-6 – Caratteristiche dei dipendenti 

dell'impresa

Forza lavoro di Eni: Metriche

S1-7 – Caratteristiche dei lavoratori non 

dipendenti nella forza lavoro propria 

dell'impresa

Forza lavoro di Eni: Metriche

S1-8 – Copertura della contrattazione 

collettiva e dialogo sociale

Forza lavoro di Eni: Coinvolgimento dei 

lavoratori; Metriche

S1-9 – Metriche della diversità Forza lavoro di Eni: Metriche

S1-10 – Salari adeguati Forza lavoro di Eni: Metriche

S1-11 – Protezione sociale PHASE-IN

S1-12 – Persone con disabilità PHASE-IN

S1-13 – Metriche di formazione e sviluppo 

delle competenze

Forza lavoro di Eni: Metriche

S1-14 – Metriche di salute e sicurezza \- Par. 88 (b), (c): Sustainable 

Finance Disclosure Regula-

tion; Benchmark Regulation

\- Par. 88 (e): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

Par. 88 (b), (c) – Sustain-

able Finance Disclosure 

Regulation; Benchmark 

Regulation - PHASE-IN

(non dipendenti)

Par. 88 (e) – Sustainable 

Finance Disclosure Regu-

lation - PHASE-IN

(con riferimento alle

malattie professionali.

Phase-in adottatto anche

per i non dipendenti)

Salute & sicurezza: Metriche

S1-15 – Metriche dell'equilibrio tra vita 

professionale e vita privata

Forza lavoro di Eni: Metriche

S1-16 – Metriche di retribuzione (divario 

retributivo e retribuzione totale)

\- Par. 97 (a): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation; 

Benchmark Regulation

\- Par. 97 (b): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

Forza lavoro di Eni: Metriche

S1-17 – Incidenti, denunce e impatti gravi in 

materia di diritti umani

\- Par. 103 (a): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

\- Par. 104 (a): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation; 

Benchmark Regulation

I diritti umani per Eni: Accesso alle 

misure di rimedio; Meccanismi di segnal-

azione e grievance;

Contenziosi e meccanismi di rimedio 

non giudiziali

ENTITY SPECIFIC (ES) S-1 – FORZA LAVORA PROPRIA

\- Formazione sui Diritti umani

\- Indicatori di occupazione: dipendenti 

all’estero, assunzioni e formazione

\- Indicatori infortunistici e di salute

\- Iniziative di salute

I diritti umani per Eni: L’approccio di Eni 

sui diritti umani;

Forza lavoro di Eni: Metriche;

Salute & Sicurezza: Metriche

ENTITY SPECIFIC (ES) SALUTE E SICUREZZA – SICUREZZA DI PROCESSO E ASSET INTEGRITY

ESRS 2 Politiche MDR-P – Politiche adottate 

per gestire questioni di sostenibilità rilevanti

Salute & Sicurezza: Politiche

ESRS 2 Azioni MDR-A – Azioni e risorse 

relative a questioni di sostenibilità rilevanti

Salute & Sicurezza: Sicurezza di proces-

so; Asset integrity

ESRS 2 Metriche MDR-M – Metriche relative 

a questioni di sostenibilità rilevanti

Salute & Sicurezza: Sicurezza di 

processo

ESRS 2 Obiettivi MDR-T – Monitoraggio 

dell'efficacia delle politiche e delle azioni 

mediante obiettivi

Salute & Sicurezza: Target e impegni

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 257ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Obbligo di informativa 

Altri regolamenti 

europei

Non materiale

164

/

Phase-in

Rimando alla Relazione 

Finanziaria Annuale 2025 

Rendicontazione di 

Sostenibilità 2025

ESRS S2 LAVORATORI NELLA CATENA DEL VALORE

ESRS 2 SBM-2 – Interessi e opinioni dei 

portatori d'interessi

Attività di stakeholder

engagement;

Lavoratori nella catena del valore di 

Eni: Coinvolgimento dei lavoratori nella 

catena del valore

ESRS 2 SBM-3 Impatti, rischi e opportunità

rilevanti e loro interazione con la strategia e 

il modello aziendale

\- Par. 11 (b): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

Fattori di rischio

e incertezza: Rischio

operation e connessi

rischi in materia di HSE

Lavoratori nella catena del valore di 

Eni: Impatti, rischi e opportunità (IRO) 

materiali;

Salute & Sicurezza: Impatti, rischi e 

opportunità (IRO) materiali;

La gestione sostenibile della catena di 

fornitura: Azioni intraprese sugli IRO 

materiali

S2-1 – Politiche connesse ai lavoratori nella 

catena del valore

\- Par. 17, 18: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

\- Par. 19: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation; 

Benchmark Regulation

I diritti umani per Eni: Politiche;

Lavoratori nella catena del valore di Eni: 

Politiche

S2-2 – Processi dei lavoratori nella catena 

del valore in merito agli impatti

Lavoratori nella catena del valore di Eni:

Coinvolgimento dei lavoratori della 

catena del Valore

S2-3 – Processi per porre rimedio agli 

impatti negativi e canali che consentono ai 

lavoratori nella catena del valore di esprim-

ere preoccupazioni

Governance: Il Sistema

di Controllo Interno e 

Gestione dei Rischi

I diritti umani per Eni: Accesso alle 

misure di rimedio e Meccanismi di segnal-

azione e grievance;

Lavoratori nella catena del valore di Eni:

Coinvolgimento dei lavoratori della 

catena del valore

S2-4 – Interventi su impatti rilevanti per i 

lavoratori nella catena del valore e approcci 

per la gestione dei rischi rilevanti e il 

conseguimento di opportunità rilevanti per 

i lavoratori nella catena del valore, nonché

efficacia di tali azioni

\- Par. 36: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

I diritti umani per Eni: La due diligence 

sui Diritti umani; Contenziosi e meccanis-

mi di rimedio non giudiziali;

Salute & Sicurezza: Sicurezza e salute 

nella catena del valore;

Lavoratori nella catena del valore di Eni: 

Azioni intraprese sugli IRO materiali;

La gestione sostenibile

della catena di fornitura: Azioni intra-

prese sugli IRO materiali

S2-5 – Obiettivi legati alla gestione degli 

impatti negativi rilevanti, al potenziamento 

degli impatti positivi e alla gestione dei rischi 

e delle opportunità rilevanti

Lavoratori nella catena del valore di Eni: 

Target e impegni;

La gestione sostenibile

della catena di fornitura: Target e 

impegni

ESRS S-3 COMUNITÀ INTERESSATE

ESRS 2 SBM-2 – Interessi e opinioni dei 

portatori d'interessi

Attività di stakeholder 

Engagement;

Comunità locali: Coinvolgimento delle 

comunità

ESRS 2 SBM-3 Impatti, rischi e opportunità

rilevanti e loro interazione con la strategia e 

il modello aziendale

Comunità locali: Impatti, rischi e 

opportunità

(IRO) materiali

S3-1 – Politiche relative alle comunità

interessate

\- Par. 16: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

\- Par. 17: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation; 

Benchmark Regulation

I diritti umani per Eni: Politiche;

Comunità locali: Politiche

S3-2 – Processi di coinvolgimento delle 

comunità interessate in merito agli impatti

Comunità locali: Coinvolgimento delle 

comunità

S3-3 – Processi per porre rimedio agli 

impatti negativi e canali che consentono 

alle comunità interessate di esprimere 

preoccupazioni

I diritti umani per Eni: Accesso alle 

misure di rimedio e Meccanismi di segnal-

azione e grievance

Comunità locali: Coinvolgimento delle 

comunità

S3-4 – Interventi su impatti rilevanti sulle 

comunità interessate e approcci per gestire 

i rischi rilevanti e conseguire opportunità

rilevanti per le comunità interessate, nonché

efficacia di tali azioni

\- Par. 36: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

Risk Management Integrato I diritti umani per Eni: La due diligence 

sui Diritti umani; Contenziosi e meccanis-

mi di rimedio non giudiziali;

Comunità locali: Azioni intraprese sugli 

IRO materiali

S3-5 – Obiettivi legati alla gestione degli 

impatti rilevanti negativi, al potenziamento 

degli impatti positivi e alla gestione dei rischi 

e delle opportunità rilevanti

Comunità locali: Target e impegni

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025258

Obbligo di informativa 

Altri regolamenti 

europei

Non materiale

164

/

Phase-in

Rimando alla Relazione 

Finanziaria Annuale 2025 

Rendicontazione di 

Sostenibilità 2025

ENTITY SPECIFIC (ES) S-3

\- Formazione e clausole dei contratti di 

security sui Diritti umani

\- Grievance

Comunità locali: Attività di Security; 

Metriche

ESRS S-4 CONSUMATORI E UTILIZZATORI FINALI

ESRS 2 SBM-2 – Interessi e opinioni dei 

portatori d'interessi

Attività di stakeholder

engagement;

Clienti e consumatori: Coinvolgimento 

dei clienti

ESRS 2 SBM-3 Impatti, rischi e opportunità

rilevanti e loro interazione con la strategia e 

il modello aziendale

Clienti e consumatori: Impatti, rischi e

opportunità (IRO) materiali

S4-1 – Politiche connesse ai consumatori e 

agli utilizzatori finali

\- Par. 16: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

\- Par. 17: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation; 

Benchmark Regulation

I diritti umani per Eni: Politiche;

Clienti e consumatori di Eni: Politiche

S4-2 – Processi di coinvolgimento dei con-

sumatori e degli utilizzatori finali in merito 

agli impatti

Clienti e consumatori: Coinvolgimento 

dei clienti

S4-3 – Processi per porre rimedio agli 

impatti negativi e canali che consentono 

ai consumatori e agli utilizzatori finali di 

esprimere preoccupazioni

I diritti umani per Eni: Accesso alle 

misure di rimedio e Meccanismi di 

segnalazione e grievance;

Clienti e consumatori: Coinvolgimento 

dei clienti

S4-4 – Interventi su impatti rilevanti per i 

consumatori e gli utilizzatori finali e approcci 

per la mitigazione dei rischi rilevanti e il 

conseguimento di opportunità rilevanti in 

relazione ai consumatori e agli utilizzatori 

finali, nonché efficacia di tali azioni

\- Par. 35: Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

I diritti umani per Eni: La due diligence 

sui Diritti umani; Contenziosi e meccanis-

mi di rimedio non giudiziali;

Clienti e consumatori: Azioni intraprese 

sugli IRO materiali

S4-5 – Obiettivi legati alla gestione degli 

impatti rilevanti negativi, al potenziamento 

degli impatti positivi e alla gestione dei rischi 

e delle opportunità rilevanti

Clienti e consumatori: Target e impegni

ESRS G-1 CONDOTTA DELLE IMPRESE

ESRS 2 GOV-1 – Ruolo degli organi di am-

ministrazione, direzione e controllo

Governance

Risk Management

Integrato

Condotta d’impresa: Le attività di 

formazione e comunicazione

ESRS 2 IRO-1 – Descrizione dei processi per 

individuare e valutare gli impatti, i rischi e le 

opportunità rilevanti

Condotta d’impresa: Impatti, rischi e

opportunità (IRO) materiali;

La gestione sostenibile della catena di 

fornitura: Impatti, rischi e

opportunità (IRO) materiali

G1-1 – Politiche in materia di cultura d'im-

presa e condotta delle imprese

\- Par. 10 (b), (d): Sustain-

able Finance Disclosure 

Regulation

\- Par. 10 (d): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation; 

Benchmark Regulation

NON APPLICABILE –

in quanto esistono policy

su “whistleblowers”

Condotta d’impresa: Politiche; Azioni 

intraprese sugli IRO materiali

G1-2 – Gestione dei rapporti con i fornitori La gestione sostenibile

della catena di fornitura Azioni intra-

prese sugli IRO materiali

G1-3 – Prevenzione e individuazione della 

corruzione attiva e passiva

Condotta d’impresa: Azioni intraprese 

sugli IRO materiali

G1-4 – Casi accertati di corruzione attiva 

o passiva

\- Par. 24 (a): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation; 

Benchmark Regulation

\- Par. 24 (b): Sustainable Fi-

nance Disclosure Regulation

Condotta d’impresa: Azioni intraprese 

sugli IRO materiali

G1-5 – Influenza politica e attività di 

lobbying

Condotta d’impresa: Attività di ingaggio 

istituzionale

G1-6 – Prassi di pagamento Gestione sostenibile della catena di fornitura:

dei fornitori

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 259ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

Obbligo di informativa 

Altri regolamenti 

europei

Non materiale

164

/

Phase-in

Rimando alla Relazione 

Finanziaria Annuale 2025 

Rendicontazione di 

Sostenibilità 2025

ENTITY SPECIFIC (ES) G-1

\- Diffusione tematiche ESG verso i fornitori La gestione sostenibile

della catena di fornitura: Metriche

ENTITY SPECIFIC (ES) TRASPARENZA NEI PAGAMENTI E TAX STRATEGY

ESRS 2 Politiche MDR-P – Politiche adottate 

per gestire questioni di sostenibilità rilevanti

Trasparenza nei pagamenti e tax

strategy: Politiche

ESRS 2 Azioni MDR-A – Azioni e risorse 

relative a questioni di sostenibilità rilevanti

Trasparenza nei pagamenti e tax

strategy: Azioni intraprese sugli IRO 

materiali

ESRS 2 Metriche MDR-M – Metriche relative 

a questioni di sostenibilità rilevanti

Non sono previste 

metriche relative a questa 

tematica

ESRS 2 Obiettivi MDR-T – Monitoraggio 

dell'efficacia delle politiche e delle azioni 

mediante obiettivi

Trasparenza nei pagamenti e tax

strategy: Target e impegni

ENTITY SPECIFIC (ES) CYBERSECURITY

ESRS 2 Politiche MDR-P – Politiche adottate 

per gestire questioni di sostenibilità rilevanti

Cybersecurity: Politiche

ESRS 2 Azioni MDR-A – Azioni e risorse 

relative a questioni di sostenibilità rilevanti

Cybersecurity: Azioni intraprese sugli 

IRO materiali

ESRS 2 Metriche MDR-M – Metriche relative 

a questioni di sostenibilità rilevanti

Non sono previste 

metriche relative a questa 

tematica

ESRS 2 Obiettivi MDR-T – Monitoraggio 

dell'efficacia delle politiche e delle azioni 

mediante obiettivi

Cybersecurity: Target e impegni

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025260

Attestazione della rendicontazione 

di sostenibilità ai sensi dell’art. 81-ter, comma 1, 

del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 

1999 e successive modifiche e integrazioni

I sottoscritti Claudio Descalzi e Francesco Esposito in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e Dirigente preposto alla redazione 

dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, ai sensi dell’art. 154-bis, comma 5-ter, del decreto legislativo del 24 febbraio 1998, n.58, 

che la rendicontazione di sostenibilità inclusa nella relazione sulla gestione è stata redatta:

a)  conformemente agli standard di rendicontazione applicati ai sensi della direttiva 2013/34/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, 

del 26 giugno 2013, e del decreto legislativo del 6 settembre 2024, n. 125;

b)  con le specifiche adottate a norma dell’articolo 8, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio, 

del 18 giugno 2020.

18 marzo 2026

/firma/ Claudio Descalzi /firma/ Francesco Esposito

Claudio Descalzi Francesco Esposito

Amministratore Delegato Dirigente preposto alla redazione

dei documenti contabili societari

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 261ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

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 Respon-

sabili che Assolombarda ha istituito nel 2014\. Nel 2025 i tempi medi di pagamenti dei fornitori, secondo le previsioni contrattuali, si sono 

attestati mediamente a 45 giorni.

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 procedurale 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 2025.

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

I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio sono indicati nel commento all’andamento operativo dei settori di attività.

Si rinvia inoltre alla sezione “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio” nelle note al Bilancio Consolidato.

PROGRAMMA DI BUY-BACK

L’Assemblea degli Azionisti del 14 maggio 2025, ha autorizzato un programma di buy-back per l’ammontare di €1,8 miliardi.

Il 18 febbraio 2026, si è concluso il programma di buy-back di €1,8 miliardi con l’acquisto complessivo di circa 119 milioni di azioni. Consi-

derando le azioni proprie già in portafoglio e l’annullamento di 118.782.928 azioni proprie deliberato dall’assemblea degli azionisti il 14 maggio 

2025, gli acquisti effettuati dall’avvio del programma di buy-back in data 20 maggio 2025, nonché le assegnazioni gratuite di azioni ordinarie 

a dirigenti e a dipendenti, a marzo 2026 Eni detiene 86.828.014 azioni proprie pari al 2,9% del capitale sociale.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025262

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.

- Adattamento ai cambiamenti climatici Processo di aggiustamento dei sistemi ecologici, sociali o economici in risposta agli impatti cli-

matici effettivi o attesi, volto a ridurre la vulnerabilità di comunità, regioni o attività ai cambiamenti climatici.

- Aree a stress idrico Aree connotate da un valore di baseline di “stress idrico” > 40%; lo stress idrico è calcolato come rapporto fra acqua 

prelevata e capacità di ricarica in un determinato bacino.

- Asset integrity Capacità di un asset di funzionare in modo efficace e accurato, salvaguardando al contempo il benessere del personale e 

le attrezzature lungo l’intero ciclo di vita dell’asset, dalla sua fase di progettazione fino alla sua dismissione.

- 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 0,00675.

- B2C: Business to Consumer si riferisce a tutte le relazioni commerciali tra azienda e cliente finale che acquistano gas, energia elettrica o 

altri prodotti e servizi forniti da Plenitude per uso personale o domestico, aziendale o commerciale.

- Cambiamenti climatici Cambiamento nello stato del clima che persiste per un periodo esteso, tipicamente di decenni o più a lungo, e che 

può essere rilevato attraverso variazioni nella media e/o nella variabilità delle sue proprietà. I cambiamenti climatici possono avere origine 

da processi naturali interni o da forzanti esterne, quali le modulazioni dei cicli solari, le eruzioni vulcaniche e i cambiamenti antropogenici 

persistenti della composizione dell'atmosfera o dell’uso del suolo (fonte IPCC glossary).

- 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.

- Carbon dioxide Capture, Utilization and Storage (CCUS) Tecnologie di giacimento applicate nella cattura e stoccaggio della CO

2

, general-

mente applicata a grandi fonti di emissione come centrali elettriche o impianti industriali che utilizzano combustibili fossili o biomassa 

come combustibile. La CO

2

catturata può essere utilizzata direttamente in loco, o in alternativa compressa e trasportata tramite condotte, 

nave, ferrovia o camion per essere impiegata in diverse applicazioni, oppure iniettata in formazioni geologiche confinate, quali giacimenti 

di petrolio e gas esauriti o falde saline.

- Clima Descrizione statistica in termini di media e variabilità delle grandezze meteorologiche rilevanti (ad es. temperatura, precipitazioni, 

venti, etc.), calcolate su un periodo di almeno 30 anni.

- Crediti di carbonio Permessi o certificati generati su base volontaria mediante un progetto di riduzione o assorbimento/rimozione delle 

emissioni. Un credito di carbonio equivale a (1) tonnellata metrica di CO

2

equivalente.

- Conversione Processi di raffineria che permettono la trasformazione di frazioni pesanti in frazioni più leggere. Appartengono a tali proces-

si 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 

NO

2

, mentre sono escluse le emissioni di N

2

O.

- Emissioni di SOx (ossidi di zolfo) Emissioni dirette totali di ossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO

2

ed  SO

3

. Le principali sor-

genti sono gli impianti di combustione, i motori diesel (compresi quelli marini), la combustione in torcia, il gas flaring (se il gas contiene 

H

2

S), i processi di recupero dello zolfo, la rigenerazione FCC.

- Emissioni GHG effettive Emissioni di GHG (espressi come CO

2

eq) emesse in passato o nel presente e contabilizzate nell’inventario emis-

sivo.

- Emissioni GHG potenziali Emissioni di GHG (espressi come CO

2

eq) stimate sulla base del Piano Strategico di Eni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 263ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

- Emissioni GHG residue Emissioni di GHG che rimangono dopo aver intrapreso tutte le azioni possibili per ridurle (fonte: ISO Net Zero 

Guidelines).

- 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.

- Environmental and Social Management Plan Piani inerenti le azioni di mitigazione e controllo previste dagli ESHIA sui temi ambientali e 

sociali.

- Environmental Golden Rules Linee guida che mirano a proteggere e conservare l’ambiente indirizzando il comportamento di persone e 

imprese verso pratiche sostenibili e rispettose dell’ambiente (ad esempio tramite la riduzione/riutilizzo e il riciclaggio dei rifiuti, il risparmio 

energetico, la protezione della biodiversità.

- Environmental Social and Health Impact Assessment (ESHIA) Studi di valutazione degli impatti ambientali, sociali e di salute implemen-

tati prima di avviare qualsiasi tipo di progetto operativo.

- 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 carbu-

ranti, i bunkeraggi marittimi, le vendite a società petrolifere e petrolchimiche, agli importatori e agli organismi internazionali.

- Gerarchia di mitigazione La gerarchia di mitigazione è una best practice internazionale, per la gestione dei rischi e dei potenziali impatti 

sull’ambiente, attraverso una sequenza di azioni: i) prevenire ed evitare impatti; ii) ridurre al minimo l’impatto laddove non evitabile; iii) 

ripristinare e iv) compensare gli impatti residui.

- 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 tempera-

tura ambiente attraverso una limitata compressione. | 

- 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 (CO

2

), metano (CH

4

) e protossido di azoto (N

2

O). 

Le emissioni di GHG sono convenzionalmente riportate in CO

2

equivalente (CO

2

eq.) in conformità con i valori del Global Warming Potential, 

in linea con il sesto Assessment Report dell’IPCC AR6.

- Grievance Reclamo o lamentela sollevato da un individuo o da un gruppo di individui derivante da impatti reali o percepiti causati dalle 

attività operative dell’organizzazione.

- Hard to abate Si riferisce a quei settori industriali e del trasporto pesante ad elevate emissioni di CO

2

che risultano particolarmente com-

plessi da decarbonizzare a causa di fattori tecnologici, fisici e di mercato (fonte Irena).

- Health Impact Assessment (HIA) Processo strutturato per valutare le potenziali implicazioni per la salute all’interno di proposte politiche, 

programmi o progetti, identificando gli effetti potenzialmente negativi. Suggerisce modi per minimizzarli, massimizzando i benefici per la 

salute e può essere applicato ad una vasta gamma di settori influenzando le decisioni a vari livelli di pianificazione.

- Human Rights Defender Una persona che, individualmente o con altri, agisce pacificamente per promuovere o proteggere i diritti umani 

per conto di individui o gruppi.

- Human Rights Impact Assessment” (HRIA) o “Human Rights Risk Analysis” (HRRA) Metodologie finalizzate a identificare, analizzare, 

valutare e gestire gli effetti negativi che la realizzazione di un progetto industriale o di altre attività aziendali possono avere sul godimento 

dei diritti umani di alcune tipologie di stakeholder (c.d. rights-holder), quali lavoratori e membri di comunità.

- HVO Hydrotreated Vegetable Oil (olio vegetale idrotrattato), biocarburante diesel prodotto prevalentemente da materie prime di scarto, 

residui vegetali e una parte residuale di oli vegetali.

- 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 produz-

ione 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).

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025264

- Mitigazione dei cambiamenti climatici Azioni o attività finalizzate a limitare le emissioni GHG, ad esempio quelle derivanti dalla produz-

ione, dall’uso dell’energia o dai cambiamenti di uso del suolo e/o a ridurne la concentrazione nell'atmosfera, ad esempio tramite l’assor-

bimento del carbonio attraverso l'uso del suolo o altri meccanismi.

- Natural Climate Solutions (NCS) Soluzioni basate sulla natura per mitigare il cambiamento climatico. Si  basano sulla capacità della 

natura di rimuovere e immagazzinare il carbonio dall’atmosfera. Tra gli altri benefici aiutano a proteggere gli habitat e a promuovere la 

biodiversità, nonché a supportare lo sviluppo sostenibile per le comunità locali.

- 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.

- Neutralità Carbonica al 2050 Un pilastro del modello di business di Eni che definisce il proprio percorso di decarbonizzazione entro il 2050 

dei processi e dei prodotti energetici mediante l’utilizzo di soluzioni tecnologiche disponibili e in evoluzione. Secondo la definizione IPCC, 

la neutralità carbonica è la condizione in cui le emissioni antropogeniche di anidride carbonica (CO

2

) associate a un determinato sog-

getto sono bilanciate attraverso le rimozioni antropogeniche di CO

2

. Il soggetto può essere un’entità, come uno Stato, un’organizzazione, 

un distretto o una commodity, oppure un’attività, come un servizio o un evento.  La neutralità carbonica è spesso valutata considerando 

l’intero ciclo di vita, comprese le emissioni indirette (Scope 3), ma può essere anche limitata alle emissioni e rimozioni su cui il soggetto ha 

controllo diretto, per un determinato periodo di tempo, secondo quanto stabilito dal relativo schema di riferimento cui le emissioni antro-

pogeniche di anidride carbonica (CO

2

) associate a un determinato soggetto sono bilanciate attraverso le rimozioni di CO

2

. 

- 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).

- 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 peri-

odo. Il ritiro di una quantità superiore o inferiore rispetto alla quota di diritto determina una situazione momentanea di over/under lifting.

- Piano di decarbonizzazione Parte integrante del piano strategico dell'impresa, che definisce i target di riduzione netta delle emissioni 

GHG, le leve di intervento e le risorse dedicate, in un’ottica di transizione verso un’economia a minori emissioni di carbonio, al fine di 

contribuire a limitare il riscaldamento globale a 1.5°C e raggiungere la Neutralità Carbonica di Eni al 2050. Il piano di decarbonizzazione di 

Eni si differenzia dalla definizione di piano di transizione CSRD (ESRS E1-1) poiché basato su obiettivi di decarbonizzazione entity-specific.

- Plasmix Nome collettivo delle diverse materie plastiche che attualmente non hanno utilizzo nel mercato del riciclo e possono essere uti-

lizzate 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’intestazi-

one 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 Commit-

tente (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.

- Project Affected People Sono i singoli proprietari terrieri o di attività onshore (agricoltori, gestori attività turistiche o imprenditoriali) e 

offshore (pescatori) che subiscono un displacement economico o fisico in ragione di un progetto di Eni.

- 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 pro-

getto, devono esistere, oppure ci deve essere la ragionevole aspettativa che saranno disponibili in un tempo ragionevole. Le riserve si dis-

tinguono 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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 265ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI

- 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 verran-

no 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.

- Rischi di transizione I rischi derivanti dal mancato allineamento tra la strategia e la gestione di un'organizzazione o di un investitore e 

l'evoluzione del panorama normativo, politico o sociale nel quale essi operano. Gli sviluppi volti ad arrestare o invertire i danni inflitti al 

clima o alla natura quali le misure governative, il progresso tecnologico, le modifiche del mercato, i contenziosi e il cambiamento delle 

preferenze dei consumatori possono tutti creare o incidere sui rischi di transizione (Fonte ESRS).

- Rischi Fisici legati al clima (Acuti e Cronici) Rischio derivante dai cambiamenti climatici che può essere determinato da eventi (rischi acu-

ti) o da mutamenti a più lungo termine nei modelli climatici (rischi cronici). I rischi fisici acuti derivano da pericoli specifici, specialmente 

eventi meteorologici quali tempeste, inondazioni, incendi o ondate di calore. I rischi fisici cronici derivano da cambiamenti climatici più a 

lungo termine, quali i cambiamenti di temperatura e i loro effetti sull'innalzamento del livello del mare, sulla minore disponibilità di acqua, 

sulla perdita di biodiversità e sui cambiamenti nella produttività dei terreni e dei suoli (Fonte ESRS).

- Rischio inerente Rischio intrinseco in assenza di azioni manageriali per gestirlo.

- Rischio residuo Rischio che rimane dopo aver intrapreso delle azioni di riduzione.

- Salient Human Right Issue Il set di temi considerati più significativi, su cui si concentra il modello di gestione e le attività per il presidio 

dei diritti umani, suddiviso nei seguenti cluster: (i) diritti dei lavoratori (diretti e della value chain); (ii) diritti delle comunità (incluso il tema 

della security); (iii) diritti dei clienti.

- Scenari climatici emissivi Rappresentazione plausibile dell'evoluzione futura delle emissioni di sostanze radiativamente attive (ad es-

empio gas serra – GHG \- e aerosol) basata su un insieme coerente e internamente consistente di ipotesi sulle forze trainanti (come lo 

sviluppo demografico e socio-economico, il cambiamento tecnologico, l'energia e l'uso del suolo) e sulle loro principali relazioni. Gli scenari 

di concentrazione, derivati dagli scenari di emissione, sono spesso utilizzati come input per nei modelli climatici per calcolare le proiezioni 

climatiche (fonte IPCC Glossary).

- Scenari energetici Forniscono un quadro per esplorare le future prospettive energetiche, comprese le varie combinazioni di opzioni tec-

nologiche e le loro implicazioni. Molti scenari presenti in letteratura illustrano come gli sviluppi del sistema energetico influenzeranno le 

dinamiche su differenti settori industriali a livello globale. Tra gli scenari energetici più riconosciuti si annoverano quelli della International 

Energy Agency (IEA), che pubblica annualmente, una serie di scenari nel World Energy Outlook (WEO), sulla base di previsioni di domanda 

energetica dettagliate per settore, costruiti su specifiche variabili di carattere demografico ed economico dei prossimi decenni, secondo 

due logiche di riferimento: i) Forecasting, che producono traiettorie di evoluzione dei consumi energetici utilizzando input di carattere de-

mografico/economico e policy esistenti o di probabile futura realizzazione/ambitions dichiarate (scenario STEPS - Stated Policies Scenar-

io e scenario CPS \- Scenario Current Policy); ii) Backcasting, che identificano a ritroso traiettorie compatibili con uno o più obiettivi imposti 

attraverso il ricorso a tecnologie anche in fase dimostrativa, l’ipotesi di cambio repentino delle abitudini dei consumatori e un’accelerazione 

dell’efficientamento dei consumi finali (scenario NZE – Net Zero Emissions). 

- Segnalazioni Qualsiasi comunicazione avente ad oggetto comportamenti – riferibili a Persone di Eni ovvero a tutti coloro che operano o 

hanno operato in Italia e all’estero in nome o per conto o nell’interesse di Eni – che si pongano in violazione di leggi e regolamenti, prov-

vedimenti delle Autorità, Codice Etico, Modelli 231 o Modelli di Compliance per le controllate estere e normative interne, nel rispetto delle 

specifiche previsioni della normativa di attuazione della Direttiva (UE) 2019/1937 localmente applicabile.

- 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.

- Soft e Hard Law “Soft law” si riferisce a quei fenomeni di autoregolamentazione diversi dai tradizionali strumenti normativi che sono frutto 

di un processo formale di produzione legislativa ad opera di organi investiti della relativa funzione (cd. “hard law”), e la cui caratteristica 

essenziale è data dall’assenza di efficacia vincolante diretta, pur potendo orientare comportamenti e prassi.

- Soluzioni / prodotti lower carbon (Eni) Rappresentano un portafoglio diversificato che mira a contribuire alla decarbonizzazione del siste-

ma energetico. Questo portafoglio comprende innovazioni nelle fonti di energia rinnovabili, nei biocarburanti sostenibili, nelle tecnologie 

avanzate di cattura e stoccaggio di CO

2

(CCS), nella produzione di idrogeno e nell’energia nucleare.

- Stop work authority Principio atto a promuovere comportamenti virtuosi e consapevoli che garantiscano la salvaguardia di tutti i lavora-

tori per cui, ogni collaboratore, in qualsiasi sito, ha l’autorità di interrompere un’attività quando rileva un comportamento o una condizione 

pericolosa.

- 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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025266

- Target In termini generali, un target è un risultato specifico e misurabile, generalmente definito nel piano strategico, con scadenze speci-

fiche, un anno di riferimento, indicatori chiave di prestazione utilizzati per valutare i progressi, che supportano il conseguimento degli obi-

ettivi in linea con le politiche dell'impresa. Eni individua nelle proprie strategie aziendali (di business, di sostenibilità e di decarbonizzazione) 

dei target specifici.

- Target net zero (Entity Specific) Serie di target individuati da Eni con il fine ultimo di azzerare le emissioni GHG al netto dell’utilizzo di crediti 

di carbonio. Secondo la definizione IPCC, su scala globale, il termine net zero di CO

2

equivale al termine di neutralità carbonica. Su scala 

sub-globale, il termine net zero di CO

2

viene generalmente applicato alle emissioni e rimozioni sotto il controllo diretto o la responsabilità

territoriale dell’entità che rendiconta, mentre la neutralità carbonica include generalmente anche le emissioni e rimozioni che vanno oltre il 

controllo diretto o la responsabilità territoriale dell’entità stessa.

- Transizione energetica Passaggio dall'utilizzo di fonti energetiche ad alta impronta carbonica a fonti a basse emissioni, parte della più

ampia transizione verso economie sostenibili attraverso l'uso di energie rinnovabili e nucleare, l'adozione di tecniche di risparmio energet-

ico e di sviluppo sostenibile (Carbon neutrality toolkit, UNECE).

- 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 con-

vogliano i fluidi di giacimento in superficie.

/a anno

bbl barili

bbl/g barili/giorno

boe barili di petrolio equivalente

boe/g barili di petrolio equivalente/giorno

/g giorno

GNL Gas Naturale Liquefatto

GPL Gas di Petrolio Liquefatto

GWh Gigawattora

Km chilometri

Mc o Mm

3

metri cubi

Mgl o K migliaia

mld miliardi

Mln o M 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

TWh Terawattora

ABBREVIAZIONI 

  


Schemi di bilancio  268

Note al bilancio consolidato  276

Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC  379

Attestazione a norma delle disposizioni dell’art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998  398

Bilancio

Consolidato

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 267ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025268

STATO PATRIMONIALE

31 dicembre 2025 31 dicembre 2024

(€ milioni) Note Totale

di cui verso 

parti correlate Totale

di cui verso 

parti correlate

ATTIVITÀ

Attività correnti

Disponibilità liquide ed equivalenti (6) 8.100 8.183

Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (7) 6.991 6.797

Altre attività finanziarie (17) 3.710

2.357

1.085

48

Crediti commerciali e altri crediti (8) 12.436

1.375

16.901

1.601

Rimanenze (9) 5.143 6.259

Attività per imposte sul reddito (10) 539 695

Altre attività (11) (24) 3.943

76

3.662

54

40.862 43.582

Attività non correnti

Immobili, impianti e macchinari (12) 50.536 59.864

Diritto di utilizzo beni in leasing (13) 5.184 5.822

Attività immateriali (14) 6.022 6.434

Rimanenze immobilizzate-scorte d'obbligo (9) 1.187 1.595

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (16) (37) 13.155 14.150

Altre partecipazioni (16) 1.329 1.395

Altre attività finanziarie (17) 1.109

612

3.215

2.380

Attività per imposte anticipate (23) 6.716 6.322

Attività per imposte sul reddito (10) 125 129

Altre attività (11) (24) 2.839

207

4.011

142

88.202 102.937

Attività destinate alla vendita

(25)

8.005 420

TOTALE ATTIVITÀ 137.069 146.939

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO

Passività correnti

Passività finanziarie a breve termine (19) 4.929

265

4.238

136

Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (19) 3.434

128

4.582

21

Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine (13) 1.263

108

1.279

152

Debiti commerciali e altri debiti (18) 20.261

4.283

22.092

4.017

Passività per imposte sul reddito (10) 343 587

Altre passività (11) (24) 4.039

86

5.049

34

34.269 37.827

Passività non correnti

Passività finanziarie a lungo termine (19) 20.139

52

21.570

79

Passività per beni in leasing a lungo termine (13) 4.437

40

5.174

31

Fondi per rischi e oneri (21) 14.580 15.774

Fondi per benefici ai dipendenti (22) 596 681

Passività per imposte differite (23) 4.805 5.581

Passività per imposte sul reddito (10) 40 40

Altre passività (11) (24) 3.390

462

4.449

520

47.987 53.269

Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita

(25)

2.026 195

TOTALE PASSIVITÀ 84.282 91.291

Capitale sociale 4.005 4.005

Utili relativi a esercizi precedenti 33.209 32.552

Riserve per differenze cambio da conversione 1.936 8.081

Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale 8.964 8.406

Azioni proprie (2.782) (2.883)

Utile dell'esercizio 2.608 2.624

Totale patrimonio netto di Eni 47.940 52.785

Interessenze di terzi 4.847 2.863

TOTALE PATRIMONIO NETTO

(26)

52.787 55.648

TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 137.069 146.939

Con riferimento agli effetti delle allocazioni definitive dei prezzi afferenti alle operazioni di business combination del 2024 si rinvia a quanto 

indicato nella nota n. 27 \- Altre informazioni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 269ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONTO ECONOMICO

(€ milioni) Note

2025 2024 2023

Totale

di cui verso

parti correlate Totale

di cui verso

parti correlate Totale

di cui verso

parti correlate

Ricavi della gestione caratteristica 82.151

2.973

88.797

2.997

93.717

4.322

Altri ricavi e proventi 1.478

285

2.417

279

1.099

156

TOTALE RICAVI

(29)

83.629 91.214 94.816

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (30) (67.056)

(17.769)

(71.114)

(17.404)

(73.836)

(15.885)

Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e 

altri crediti

(8) (11)

(1)

(168)

(2)

(249)

5

Costo lavoro (30) (3.229)

17

(3.262)

3

(3.136)

(8)

Altri proventi (oneri) operativi (24) 641

(264)

(352)

201

478

17

Ammortamenti (12) (13) (14) (7.349) (7.600) (7.479)

Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, 

immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing

(15) (1.582) (2.900) (1.802)

Radiazioni (12) (13) (14) (33) (580) (535)

UTILE OPERATIVO 5.010 5.238 8.257

Proventi finanziari (31) 7.196

215

7.715

198

7.417

155

Oneri finanziari (31) (8.170)

(77)

(8.980)

(57)

(8.113)

(28)

Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair 

value con effetti a conto economico

(31) 235 388 284

Strumenti finanziari derivati (24) (31) (80) 278 (61)

1

PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (819) (599) (473)

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.161 866 1.336

Altri proventi (oneri) su partecipazioni 426

(18)

984

(12)

1.108

445

PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI

(16) (32)

1.587 1.850 2.444

UTILE ANTE IMPOSTE 5.778 6.489 10.228

Imposte sul reddito (33) (3.020) (3.725) (5.368)

UTILE DELL'ESERCIZIO 2.758 2.764 4.860

Utile dell'esercizio di competenza Eni 2.608 2.624 4.771

Interessenze di terzi (26) 150 140 89

Utile per azione (ammontari in € per azione) (34)

\- semplice 0,78 0,79 1,41

\- diluito 0,78 0,78 1,40

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025270

PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO

(€ milioni) Note 2025 2024 2023

Utile dell'esercizio 2.758 2.764 4.860

Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo:

Componenti non riclassificabili a conto economico

Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti (26) (9) 8 (31)

Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate 

con il metodo del patrimonio netto 

(26) 1 (2)

Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26) (30) 62 45

Effetto fiscale (26) 2 (4) 10

(37) 67 22

Componenti riclassificabili a conto economico

Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (26) (6.410) 3.066 (2.010)

Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (26) 865 (912) 541

Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate 

con il metodo del patrimonio netto

(26) 65 (69) 54

Effetto fiscale (26) (258) 263 (158)

(5.738) 2.348 (1.573)

Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo (5.775) 2.415 (1.551)

Totale utile complessivo dell'esercizio (3.017) 5.179 3.309

Totale utile complessivo dell'esercizio di competenza Eni (2.874) 4.962 3.220

Interessenze di terzi (143) 217 89

  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 271ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

(€ milioni) Note

Patrimonio netto di Eni

Totale patrimonio netto

Capitale sociale

Utili relativi a 

esercizi precedenti

Riserva per differenze cambio

da conversione

Altre riserve e strumenti 

rappresentativi di capitale

Azioni proprie

Utile dell'esercizio

Totale

Interessenze di terzi

Saldi al 31 dicembre 2024

(26)

4.005 32.552 8.081 8.406 (2.883) 2.624 52.785 2.863 55.648

Utile dell'esercizio 2.608 2.608 150 2.758

Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo

Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (26) (9) (9) 2 (7)

Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26) (32) (32) 2 (30)

Componenti non riclassificabili a conto economico (41) (41) 4 (37)

Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (26) (6.144) (6.144) (266) (6.410)

Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto 

dell'effetto fiscale

(26) 630 630 (23) 607

Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle 

partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

(26) 73 73 (8) 65

Componenti riclassificabili a conto economico (6.144) 703 (5.441) (297) (5.738)

Utile (perdita) complessivo dell'esercizio (6.144) 662 2.608 (2.874) (143) (3.017)

Attribuzione del dividendo di Eni SpA (26) (3.081) (3.081) (3.081)

Attribuzione del dividendo di altre società (275) (275)

Destinazione utile residuo 2024 2.624 (2.624)

Versamenti da azionisti terzi 709 709

Acquisto azioni proprie (26) (1.881) 1.881 (1.881) (1.881) (1.881)

Annullamento azioni proprie (26) (1.908) 1.908

Piano Incentivazione a lungo termine e Piano azionariato diffuso (26) (30) 35 (74) 74 35 35

Emissione di obbligazioni subordinate perpetue (26) 1.500 1.500 1.500

Riacquisto di obbligazioni subordinate perpetue (26) (1.500) (1.500) (1.500)

Cedole obbligazioni subordinate perpetue (26) (310) (310) (310)

Variazione interessenze di terzi (26) 3.417 (35) (5) 3.377 1.695 5.072

Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti 

rappresentativi di capitale

804 (35) (106) 101 (2.624) (1.860) 2.129 269

Altre variazioni (147) 34 2 (111) (2) (113)

Altri movimenti di patrimonio netto (147) 34 2 (111) (2) (113)

Saldi al 31 dicembre 2025

(26)

4.005 33.209 1.936 8.964 (2.782) 2.608 47.940 4.847 52.787

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025272

(segue) PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

(€ milioni) Note

Patrimonio netto di Eni

Interessenze di terzi

Totale patrimonio netto

Capitale sociale

Utili relativi a 

esercizi precedenti

Riserva per 

differenze cambio

da conversione

Altre riserve e strumenti 

rappresentativi di capitale

Azioni proprie

Utile dell'esercizio

Totale

Saldi al 31 dicembre 2023 4.005 32.988 5.238 8.515(2.333) 4.771 53.18446053.644

Utile dell'esercizio 2.624 2.624 140 2.764

Altre componenti dell'utile complessivo

Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (26) 4 4 4

Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle 

partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

(26) 1 1 1

Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26) 62 62 62

Componenti non riclassificabili a conto economico 67 67 67

Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (26) 2.992 (2) 2.990 76 3.066

Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto 

dell'effetto fiscale

(26) (648) (648) (1) (649)

Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle 

partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

(26) (71) (71) 2 (69)

Componenti riclassificabili a conto economico 2.992 (721) 2.271 77 2.348

Utile complessivo dell'esercizio 2.992 (654) 2.624 4.962 217 5.179

Attribuzione del dividendo di Eni SpA (26) (3.067) (3.067) (3.067)

Attribuzione del dividendo di altre società (50) (50)

Destinazione utile residuo 2023 4.771 (4.771)

Versamenti da azionisti terzi 1 1

Acquisto azioni proprie (26) (2.003) 2.003(2.003) (2.003) (2.003)

Annullamento azioni proprie (26) (1.375) 1.375

Piano Incentivazione a lungo termine e Piano azionariato diffuso (26) (30) 24 (78) 78 24 24

Emissione di obbligazioni subordinate perpetue (26) 1.848 1.848

Cedole obbligazioni subordinate perpetue (26) (138) (138) (138)

Variazione interessenze di terzi (26) 196 196 392 588

Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti 

rappresentativi di capitale

(217) 550 (550)(4.771)(4.988)2.191(2.797)

Altre variazioni (219) (149) (5) (373) (5) (378)

Altri movimenti di patrimonio netto (219) (149) (5) (373) (5) (378)

Saldi al 31 dicembre 2024

(26)

4.005 32.552 8.081 8.406(2.883) 2.62452.7852.86355.648

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 273ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

(segue) PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

(€ milioni)

Patrimonio netto di Eni

Interessenze di terzi

Totale patrimonio netto

Capitale sociale

Utili relativi a 

esercizi precedenti

Riserva per 

differenze cambio

da conversione

Altre riserve e strumenti 

rappresentativi di capitale

Azioni proprie

Utile dell'esercizio

Totale

Saldi al 31 dicembre 2022 4.005 23.455 7.564 8.785 (2.937) 13.887 54.759 471 55.230

Utile dell'esercizio 4.771 4.771 89 4.860

Altre componenti dell'utile complessivo

Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (21) (21) (21)

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 45 45 45

Componenti non riclassificabili a conto economico 22 22 22

Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (2.001) (9) (2.010) (2.010)

Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto 

dell'effetto fiscale

383 383 383

Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle 

partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

54 54 54

Componenti riclassificabili a conto economico (2.001) 428 (1.573) (1.573)

Utile complessivo dell'esercizio (2.001) 450 4.771 3.220 89 3.309

Attribuzione del dividendo di Eni SpA (3.005) (3.005) (3.005)

Attribuzione del dividendo di altre società (36) (36)

Destinazione utile residuo 2022 13.887 (13.887)

Rimborsi ad azionisti terzi (16) (16)

Acquisto azioni proprie (1.837) 1.837 (1.837) (1.837) (1.837)

Annullamento azioni proprie (2.400) 2.400

Piano Incentivazione a lungo termine 20 (41) 41 20 20

Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) (138)

Variazione interessenze di terzi 47 47 (47)

Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi 

di capitale

8.974 (604) 604(13.887) (4.913) (99) (5.012)

Effetto emissione di obbligazioni convertibili 79 79 79

Altre variazioni 559 (325) (195) 39 (1) 38

Altri movimenti di patrimonio netto 559 (325) (116) 118 (1) 117

Saldi al 31 dicembre 2023 4.005 32.988 5.238 8.515 (2.333) 4.771 53.184 460 53.644

  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

274

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

SULLA GESTIONE

RENDICONTO FINANZIARIO

(€ milioni) | Note | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---|---  
Utile dell'esercizio |  | 2.758 | 2.764 | 4.860  
Rettifiche per ricondurre l'utile dell'esercizio al flusso di cassa netto da attività operativa: |  |  |  |   
Ammortamenti | (12) (13) (14) | 7.349 | 7.600 | 7.479  
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | (15) | 1.582 | 2.900 | 1.802  
Radiazioni | (12) (13) (14) | 33 | 580 | 535  
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (16) (32) | (1.161) | (866) | (1.336)  
Plusvalenze nette su cessioni di attività |  | (99) | (601) | (441)  
Dividendi | (32) | (242) | (227) | (255)  
Interessi attivi |  | (444) | (497) | (517)  
Interessi passivi |  | 1.256 | 1.245 | 1.000  
Imposte sul reddito | (33) | 3.020 | 3.725 | 5.368  
Altre variazioni |  | (515) | (158) | (700)  
Flusso di cassa del capitale di esercizio |  | 2.735 | 1.286 | 1.811  
\- rimanenze |  | 916 | 68 | 1.792  
\- crediti commerciali |  | 3.214 | 1.145 | 3.322  
\- debiti commerciali |  | (835) | 110 | (4.823)  
\- fondi per rischi e oneri |  | (554) | (87) | 97  
\- altre attività e passività |  | (6) | 50 | 1.423  
Variazione fondo per benefici ai dipendenti |  | (79) | (105) | 1  
Dividendi incassati |  | 1.785 | 1.946 | 2.255  
Interessi incassati |  | 358 | 456 | 459  
Interessi pagati |  | (1.269) | (1.130) | (919)  
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati |  | (3.737) | (5.826) | (6.283)  
Flusso di cassa netto da attività operativa |  | 13.330 | 13.092 | 15.119  
\- di cui verso parti correlate | (36) | (11.375) | (11.508) | (7.011)  
Flusso di cassa degli investimenti |  | (9.999) | (11.782) | (12.404)  
\- attività materiali | (12) | (8.702) | (7.999) | (8.739)  
\- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing | (13) |  | (5) |   
\- attività immateriali | (14) | (527) | (486) | (476)  
\- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite | (5) (27) | (196) | (1.795) | (1.277)  
\- partecipazioni | (16) | (682) | (798) | (1.315)  
- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa |  | (89) | (185) | (388)  
\- variazione debiti relativi all’attività di investimento |  | 197 | (514) | (209)  
Flusso di cassa dei disinvestimenti |  | 2.040 | 2.496 | 845  
\- attività materiali |  | 1.414 | 1.354 | 122  
\- attività immateriali |  | 4 | 21 | 32  
\- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute | (5) (27) | 118 | 887 | 395  
\- partecipazioni |  | 135 | 526 | 47  
- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa |  | 98 | 69 | 32  
\- variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento |  | 271 | (361) | 217  
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa |  | (1.339) | (531) | 2.194  
Flusso di cassa netto da attività di investimento |  | (9.298) | (9.817) | (9.365)  
\- di cui verso parti correlate | (36) | (3.181) | (3.140) | (1.695)  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 275ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

(segue) RENDICONTO FINANZIARIO

(€ milioni) Note 2025 2024 2023

Assunzione di debiti finanziari a lungo termine (19) 1.884 3.516 4.971

Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (19) (4.163) (4.748) (3.161)

Rimborso di passività per beni in leasing (13) (1.250) (1.205) (963)

Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (19) (276) (61) (1.495)

Dividendi pagati ad azionisti Eni (3.080) (3.068) (3.046)

Dividendi pagati ad altri azionisti (277) (45) (36)

Apporti (rimborsi) di capitale da azionisti terzi 709 589 (16)

Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate 5.072 (60)

Altri apporti 9 14

Acquisto di azioni proprie (26) (1.896) (2.012) (1.803)

Effetto emissione di obbligazioni convertibili (26) 79

Emissioni (rimborsi) netti di obbligazioni subordinate perpetue (26) (18) 1.778

Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue (26) (310) (138) (138)

Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (3.596) (5.380) (5.668)

\- di cui verso parti correlate

(36)

(407) (20) (162)

Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide 

ed equivalenti

(198) 83 (62)

Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti 238 (2.022) 24

Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio

(6)

8.183 10.205 10.181

Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio

(a)

(6)

8.421 8.183 10.205

(a) 

Le disponibilità liquide ed equivalenti al 31 dicembre 2025 comprendono €321 milioni di diponibilità liquide ed equivalenti di società consolidate destinate alla vendita che nello schema di stato patrimoniale 

sono riportate nella voce “Attività destinate alla vendita” (€12 milioni al 31 dicembre 2023)

.

  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025276

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

NOTE AL BILANCIO CONSOLIDATO

  


  


  


  


1 Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi 

  


  


CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio consolidato è redatto, nella prospettiva della continuità aziendale, secondo gli International Financial Reporting Standards (nel 

seguito “IFRS”)

1

emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea

2

. 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. 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 2025, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2026, è sottoposto 

alla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers SpA. 

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 

diversamente indicato.

  


  


  


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 e assunzioni relativi a tematiche per loro natura incerte, sono illustrate nella descrizione della relativa accounting 

policy. Le modifiche delle condizioni alla base di giudizi e assunzioni adottati possono determinare un impatto rilevante sui risultati successivi.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI FORMULATI PER TENER CONTO DEGLI IMPATTI DEI RISCHI 

CLIMATICI

Gli effetti delle iniziative per limitare i cambiamenti climatici e il potenziale impatto della transizione energetica influenzano le stime contabili e 

i giudizi significativi formulati dalla Direzione Aziendale per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2025. 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 (cosiddetti stranded asset) per Eni.

Il piano di decarbonizzazione definito da Eni si compone di una serie di azioni e iniziative volte al raggiungimento della neutralità carbonica al 

2050 attraverso l’azzeramento netto di tutte le emissioni GHG Scope 1, 2 e 3 associate ai prodotti energetici. 

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 (ad es. anticipo nel timing atteso per il sostenimento dei costi 

di smantellamento e ripristino siti).

  


  


1 Gli IFRS comprendono anche gli International Accounting Standards (IAS), tuttora in vigore, nonché i documenti interpretativi redatti dall’IFRS Interpretations Committee, precedentemente denominato 

International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e ancor prima Standing Interpretations Committee (SIC).

2 Gli IFRS utilizzati ai fini della redazione del bilancio consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2025.

  


  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 277ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


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.

I valori delle imprese controllate sono rilevati integralmente, nel bilancio consolidato (c.d. metodo dell’integrazione globale), 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, apportando 

le appropriate elisioni dei rapporti intercompany (v. punto “Operazioni infragruppo”). Le quote del patrimonio netto e del risultato economico 

di competenza delle interessenze di terzi sono iscritte in apposite voci degli schemi di bilancio. Tra le interessenze di terzi figurano anche le 

obbligazioni perpetue subordinate emesse da società controllate per le quali il Gruppo detiene il diritto incondizionato a differire il rimborso 

del capitale e il pagamento delle cedole.

Tenuto conto della mancanza di effetti rilevanti

3

sulla rappresentazione della situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo

4

, 

sono escluse dal consolidamento secondo il metodo dell’integrazione globale: (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 (tra gli “Utili (perdite) portate a nuovo”); analogamente, sono rilevati a patrimonio netto di competenza del Gruppo 

(tra gli “Utili (perdite) portate a nuovo”) gli effetti derivanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo. Inoltre, nell’ambito 

della cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo, l’eventuale presenza di opzioni put sulle interessenze di terzi, esercitabili 

al verificarsi di eventi non sotto il controllo del Gruppo, determina la rilevazione di una passività, pari al valore attuale del c.d. redemption 

amount, in contropartita al patrimonio netto di Gruppo. La cessione di quote che comporta la perdita del controllo determina la rilevazione a 

conto economico: (i) dell’eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attività nette consolidate cedute; (ii) dell’effetto 

dell’allineamento al relativo fair value dell’eventuale partecipazione residua mantenuta; (iii) della stima del fair value di eventuali corrispettivi 

aggiuntivi, da regolarsi per cassa al verificarsi di determinate condizioni contrattualmente definite; (iv) degli eventuali valori rilevati nelle altre 

componenti dell’utile complessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico

5

.

Il valore dell’eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo, rappresenta il valore di 

riferimento per la successiva valutazione 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.

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.

  


  


3 In base agli IFRS, un’informazione è rilevante se si può ragionevolmente presumere che la relativa omissione, errata presentazione od occultamento influenzi le decisioni degli utilizzatori principali del bilancio.

4 Le partecipazioni in società controllate non consolidate con il metodo integrale sono valutate secondo i criteri indicati nel punto “Metodo del patrimonio netto”; per maggiori informazioni si fa rinvio all’allegato 

“Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025”.

5 Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo relativi alla ex controllata, per i quali non è previsto il rigiro a conto economico, sono imputati in altra posta del patrimonio netto.

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025278

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


  


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 consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese collegate

sono distintamente indicate nell’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025”, in cui è riportata anche la variazione dell’area di 

consolidamento verificatasi nell’esercizio.

  


  


METODO DEL PATRIMONIO NETTO

6

In applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni sono inizialmente iscritte al costo di acquisto, allocando 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. Diversamente, il valore di iscrizione non è adeguato a seguito di variazioni 

di patrimonio netto della partecipata derivanti, a titolo di esempio, dall’emissione, da parte della partecipata, di obbligazioni subordinate 

perpetue o obbligazioni convertibili non sottoscritte dal Gruppo. I dividendi distribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di 

iscrizione della partecipazione; eventuali eccedenze sono rilevate a conto economico. 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 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 tenendo conto del 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 mantenuta

7

; (iii) degli eventuali valori rilevati 

nelle altre componenti dell’utile complessivo relativi alla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico

8

. Il valore dell’eventuale 

partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo congiunto o dell’influenza notevole, rappresenta 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.

  


  


6 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. Quando non si producono 

effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, tali partecipazioni sono valutate al costo rettificato per perdite di valore.

7 Se la partecipazione residua continua ad essere valutata con il metodo del patrimonio netto, in quanto qualificata come joint venture o collegata, la quota mantenuta non è adeguata al relativo fair value.

8 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.

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 279ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


  


  


  


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 relativo fair value

9

, fatti salvi i casi in cui gli IFRS stabiliscano un differente criterio di valutazione. 

L’eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito e il fair value delle attività nette acquisite, se positiva, è iscritta nell’attivo come “avviamento”

(di seguito anche goodwill).

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.

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 acquisizioni più significative, si avvale di 

valutazioni esterne.

  


  


OPERAZIONI INFRAGRUPPO

Gli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non ancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati così come sono eliminati 

i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli impegni e i rischi tra imprese consolidate

10

. Gli utili non realizzati derivanti da operazioni 

con società valutate secondo il metodo del patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza del Gruppo; il trattamento contabile 

indicato è applicato anche nel caso di trasferimento di business alle partecipate (c.d. downstream transaction).

In entrambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quanto rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.

  


CONVERSIONE DEI BILANCI IN VALUTA DIVERSA DALL’EURO

I bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall’euro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo 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 Gruppo

11

. 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.

  


  


9 I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto “Valutazioni al fair value”.

  


  


10 Le differenze di cambio associate a elementi monetari infragruppo non sono oggetto di eliminazione.

  


11 La quota di pertinenza di terzi delle differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese controllate operanti in valuta diversa dall’euro è rilevata nella voce di patrimonio netto “Interessenze di terzi”.

  


  


  


  


BILANCIO

280

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


Le differenze di cambio che hanno origine da rapporti di credito/debito infragruppo, il cui rimborso o pagamento non è né pianificato né

probabile in un prevedibile futuro, sono rilevate nel prospetto dell’utile (perdita) complessivo.

I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta funzionale che per le imprese 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:

  


| Cambi medi  | Cambi al  | Cambi medi  | Cambi al  | Cambi medi  | Cambi al   
---|---|---|---|---|---|---  
(ammontare di valuta per €1) | dell’esercizio 2025 | 31 dicembre 2025 | dell’esercizio 2024 | 31 dicembre 2024 | dell’esercizio 2023 | 31 dicembre 2023  
Dollaro USA | 1,13 | 1,18 | 1,08 | 1,04 | 1,08 | 1,11  
Sterlina inglese | 0,86 | 0,87 | 0,85 | 0,83 | 0,87 | 0,87  
Dollaro australiano | 1,75 | 1,76 | 1,64 | 1,68 | 1,63 | 1,63  
  
  


  


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 E DI TITOLI MINERARI

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. 

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 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. A partire dall’avvio della produzione, i permessi esplorativi “proved” e i costi delle riserve certe sono ammortizzati 

con il metodo dell’unità di prodotto (c.d. metodo UOP, descritto al punto “Ammortamento UOP”).

ESPLORAZIONE ED APPRAISAL

I costi esplorativi relativi a studi geologici e geofisici sono rilevati 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 (o un periodo di tempo maggiore in funzione della complessità del progetto e del 

volume di investimenti associati) 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 solo se e fintantoché: (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. 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 

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 281ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


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 E PRODUZIONE

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”.  Tali costi 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.

I costi relativi all’attività di produzione (estrazione, manutenzione ordinaria dei pozzi, ecc.) sono rilevati a conto economico nell’esercizio in 

cui sono sostenuti.

AMMORTAMENTO UOP

12

L’ammortamento degli investimenti afferenti l’attività mineraria è generalmente effettuato attraverso il metodo UOP

13

determinato sulla base 

delle differenti tipologie di riserve di idrocarburi al fine di assicurare l’adeguata rappresentazione delle modalità di ottenimento dei benefici 

economici connessi all’utilizzo degli asset oggetto di ammortamento. In particolare i) i diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti afferenti 

riserve “proved” sono ammortizzati considerando le riserve certe totali; ii) i costi di esplorazione, appraisal e di sviluppo capitalizzati afferenti 

a impianti produttivi sono ammortizzati considerando le riserve certe sviluppate; iii) le facility, in funzione del loro dimensionamento, sono 

ammortizzate considerando le riserve certe totali e anche le riserve probabili sviluppate che risultano ragionevolmente recuperabili dagli 

impianti produttivi e diritti minerari esistenti; iv) per impianti galleggianti di proprietà (FLNG, FPSO) l’ammortamento è operato secondo 

il metodo UOP o straight-line-method considerando la durata delle concessioni e il recupero delle riserve certe e probabili. In presenza di 

significative variazioni dei prezzi di riferimento che determinano stime delle riserve e correlate aliquote di ammortamento disallineate rispetto 

alle modalità di ottenimento dei benefici economici futuri attese da tali asset, 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.

  


PRODUCTION SHARING AGREEMENTS 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. Un meccanismo analogo caratterizza alcuni contratti di servizio dove il corrispettivo per 

il servizio reso è riconosciuto tramite quote di spettanza della produzione.

Le quote di produzioni e di riserve tengono conto delle quote di idrocarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi contrattuali 

prevedono che l’onere tributario a carico della società sia assolto dall’ente nazionale in nome e per conto della società a valere sulla quota 

di profit oil. In relazione a ciò, è rilevato l’incremento dell’imponibile, tramite l’aumento dei ricavi, e il corrispondente stanziamento dell’onere 

di imposta. 

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 incertezza. 

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, la stima delle riserve dipende da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono: (i) la qualità dei 

dati geologici e tecnico-ingegneristici disponibili e la loro interpretazione e valutazione; (ii) le stime riguardanti l’andamento futuro dei tassi 

  


12 In relazione al consolidamento del modello di investimento delle attività upstream basato sull’esplorazione e sviluppo di prossimità e lo sviluppo per fasi che determinano una estensione della vita utile delle 

facility nonché in relazione al crescente utilizzo di unità navali aventi vite economiche correlate allo sfruttamento anche delle riserve probabili, a partire dal secondo semestre 2025 sono state aggiornate le 

modalità di determinazione delle aliquote di ammortamento UOP delle facilities upstream per considerare, ove appropriato, anche le riserve probabili il cui recupero non necessita di significativi investimenti 

aggiuntivi. L’aggiornamento, in quanto modifica di stima, determina solo effetti prospettici.

13 Aliquota ottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel trimestre e le riserve esistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel trimestre stesso.

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025282

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


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 iniziale che può determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso nel 

periodo corrente; (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 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 sia ai fini della determinazione degli ammortamenti (v. punto “Ammortamento UOP”) che ai fini della definizione 

dei flussi di cassa futuri delle attività petrolifere nell’ambito del processo di impairment.

  


  


  


  


ATTIVITÀ MATERIALI

Le attività materiali 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, 

durante tale periodo, 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.

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. 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 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.

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.

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 283ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


LEASING

14

Un contratto contiene o rappresenta un leasing se conferisce al contraente il diritto di controllare l’utilizzo di un asset identificato per un periodo 

di tempo stabilito in cambio di un corrispettivo; 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 data in cui il bene è reso disponibile per l’uso (cd. commencement date), il locatario rileva un’attività per il diritto di utilizzo del bene (di 

seguito anche “right-of-use asset”), e una passività per l’obbligazione ad effettuare i pagamenti previsti lungo la durata contrattuale (di seguito 

anche “passività per leasing” o “lease liability”)

15

. 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

16

, non ancora effettuati alla 

commencement date: (i) pagamenti fissi, al netto di eventuali incentivi da ricevere; (ii) pagamenti variabili che dipendono da indici o tassi

17

; 

(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. Tale valore attuale è calcolato adottando il tasso di 

interesse implicito del leasing ovvero, qualora questo non fosse agevolmente determinabile, il tasso di finanziamento incrementale del locatario. 

Quest’ultimo è definito tenendo conto della durata dei contratti di leasing, della periodicità dei pagamenti previsti contrattualmente, della valuta 

nella quale essi sono denominati e delle caratteristiche dell’ambiente economico del locatario (sintetizzate dal country risk premium attribuito 

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 right-of-use asset correlato, in presenza di una variazione dei pagamenti dovuti  prevalentemente a:(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 delle aspettative sull’esercizio delle opzioni contrattualmente previste. 

Il right-of-use asset è inizialmente rilevato come sommatoria delle seguenti componenti: (i) l’importo iniziale della lease liability; (ii) i costi diretti 

iniziali sostenuti dal locatario; (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, tra l’altro, per tener conto delle quote di ammortamento cumulate

18

e delle eventuali perdite di valore cumulate (v. punto 

“Impairment delle attività non finanziarie”). 

Nel caso in cui gli ammortamenti del right-of-use asset e gli interessi passivi maturati sulla lease liability siano direttamente associati alla 

realizzazione di asset, essi sono capitalizzati su tali asset.

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.

14 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 pas-

saggio connesse con le attività Oil & Gas.

15 Eni si avvale della possibilità 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.

16 Le non-lease component non sono generalmente oggetto di separata rilevazione, fatta eccezione per la componente servizio inclusa nel canone unico previsto dai principali contratti afferenti alle attività

upstream (drilling rig).

17 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.

18 L’ammortamento è effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e fino al termine della vita utile del right-of-use asset. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la proprietà dell’asset 

al locatario al termine del leasing, o se il locatario è ragionevolmente certo di esercitare un’opzione di acquisto, il right-of-use asset è ammortizzato sistematicamente lungo la vita utile dell’asset sottostante.

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025284

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


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, tenendo conto di tutti i fatti e circostanze che generano un incentivo economico, o meno, all’esercizio 

di eventuali 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.

  


  


  


  


  


  


ATTIVITÀ IMMATERIALI

Le attività immateriali, comprendono le attività non monetarie prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall’impresa e in grado di 

produrre benefici economici futuri, nonché il goodwill. Le attività immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati al 

punto “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 l’ammortamento valgono i 

criteri indicati al punto “Attività materiali”.

  


Il goodwill e le attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. Per la recuperabilità del valore di iscrizione 

del goodwill e delle altre attività immateriali valgono i criteri indicati al punto “Impairment delle attività non finanziarie”.

I costi connessi con l’acquisizione di nuova clientela sono rilevati all’attivo patrimoniale purché ne sia dimostrata la recuperabilità. Il valore di 

iscrizione dell’attività immateriale afferente a tali costi contrattuali è ammortizzato su una base sistematica coerente con il trasferimento al 

cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed è sottoposto a verifica di recuperabilità.

  


I costi relativi all’attività di sviluppo tecnologico, ivi inclusi i costi per lo sviluppo di progetti CCS (Carbon, Capture and Storage) antecedenti la 

costruzione dell’infrastruttura fisica, 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, ma che contribuiscono ai flussi di cassa di una pluralità

di CGU; le quote di corporate asset sono attribuite ad una specifica CGU o, laddove non possibile, ad un aggregato più ampio di CGU su 

basi ragionevoli e coerenti. 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 non 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. 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.

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.

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.

Ai fini dell’impairment test, si considerano anche gli esborsi che si prevede di sostenere per assicurare la compliance con la normativa in materia

di emissioni di CO

2

(ad es. Emission Trading Scheme) ovvero che si prevede di sostenere su base volontaria (ad es. gli esborsi connessi con i 

certificati forestali acquistati o prodotti in coerenza con la strategia di decarbonizzazione della società di seguito anche “forestry”).

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 285ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


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 forestry 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 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 ai settori e ai business diversi da E&P e REVT (Refining EVolution and Transformation), la relativa rischiosità è stata definita 

sulla base di un campione di società comparabili; per il settore E&P e il business REVT, 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 valore.

  


  


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.

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025286

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPAIRMENT DELLE ATTIVITÀ NON FINANZIARIE

La verifica della recuperabilità delle attività non finanziarie dipende dalle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi e altamente 

incerti, tra i quali, l’evoluzione dei prezzi delle commodity e 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. Il giudizio 

della Direzione Aziendale è richiesto anche nella definizione delle CGU e individuazione dell’appropriato livello di raggruppamento delle stesse 

ai fini della verifica della recuperabilità del valore di iscrizione del goodwill, dei corporate asset e delle common facility nel settore E&P. 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 definizione 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. 

Relativamente ai prezzi delle commodity, il management assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico-finanziarie e per la 

valutazione a vita intera degli investimenti; tale scenario è oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione (v. punto “Stime

contabili e giudizi significativi formulati per tener conto degli impatti dei rischi climatici”). Inoltre, la stima dei flussi di cassa futuri, che incorpora 

i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente potranno delinearsi, è effettuata tenendo conto: (i) del percorso evolutivo del 

sistema energetico futuro, (ii) dei fondamentali dei diversi mercati energetici; nonché (iii) del costante benchmark con le view di banche d’affari e 

altri istituti specializzati. 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 e altri fattori. Maggiori dettagli in merito alle

principali assunzioni sottostanti la determinazione del valore recuperabile delle attività non finanziarie sono forniti nella nota n. 15 \- Riprese di 

valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing. Variabilità dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.

  


  


  


STRUMENTI FINANZIARI

ATTIVITÀ FINANZIARIE

In funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di business adottato per la relativa gestione, le attività finanziarie detenute dal 

Gruppo sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attività finanziarie valutate al costo ammortizzato; e (ii) 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 svalutazioni (v. punto “Svalutazioni di attività finanziarie”).

  


Le attività finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al costo ammortizzato sono valutate al fair value con imputazione degli 

effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in tale categoria le attività finanziarie possedute con finalità di trading nonché i portafogli 

di attività finanziarie gestiti e monitorati sulla base del relativo fair value.

Gli interessi attivi maturati su tali attività finanziarie concorrono alla 

valutazione complessiva del relativo fair value e sono rilevati, all’interno dei “Proventi (oneri) finanziari”, nella sottovoce “Proventi (oneri) netti 

su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico”.

Quando l’acquisto o la vendita di attività finanziarie avviene secondo un contratto che prevede il regolamento dell’operazione e la consegna 

dell’attività entro un determinato 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.

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 287ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


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 model

19

. 

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 (c.d. 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 controparti.

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 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”. Nella applicazione dell’expected credit loss model non si considerano le eventuali rettifiche del valore di 

iscrizione dei 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 partecipazioni minoritarie, in quanto non possedute per finalità di trading, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti nella 

riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell’utile complessivo, senza previsione del loro rigiro a conto economico in caso 

di realizzo; differentemente, i dividendi provenienti da tali partecipazioni sono rilevati a conto economico.

PASSIVITÀ FINANZIARIE

Le passività finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi di 

transazione direttamente attribuibili, e sono successivamente valutate al costo ammortizzato.

Le obbligazioni sustainability-linked, ossia obbligazioni caratterizzate da un potenziale incremento del relativo tasso di interesse per riflettere 

le performance dell’emittente in termini di raggiungimento di obiettivi di sostenibilità (c.d. metrica ESG), sono valutate al costo ammortizzato. 

La variazione del tasso di interesse comporta generalmente un aggiornamento prospettico del tasso di interesse effettivo. L’emissione di un 

prestito obbligazionario convertibile in azioni dell’emittente (privo di opzioni sostanziali di regolamento alternativo per cassa) determina la 

separata rilevazione delle componenti dello strumento rappresentate dalla componente debito, valutata al costo ammortizzato, e dall’opzione di 

conversione in azione dell’emittente, rilevata a patrimonio netto. Eventuali costi di transazione sono ripartiti proporzionalmente tra la passività

finanziaria e lo strumento di equity.

  


  


19 L’expected credit loss model si applica anche: (i) ai contratti di garanzia finanziaria emessi non valutati al FVTPL; nonché (ii) ai contratti di performance guarantee emessi. Le expected credit loss rilevate 

con riferimento alle garanzie emesse non sono rilevanti.

  


  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025288

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVITÀ FINANZIARIE

Le  società del  Gruppo  possono  negoziare  con  i  propri  fornitori  accordi  di  supplier  finance  arrangement  (supply  chain  finance,  payable 

finance, reverse factoring e accordi similari) funzionali all’ottenimento di dilazioni di pagamento rispetto ai termini originari, senza prevedere 

il necessario  ed automatico 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 di natura finanziaria determina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del debito, 

una variazione non monetaria, 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  alle  obbligazioni  sustainability-linked,  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 sono attività e passività rilevate e valutate 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 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 valutate al costo ammortizzato e/o attività non finanziarie, sono scorporati se le caratteristiche 

economiche e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi del contratto principale. 

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. own-use exemption).

  


  


  


COMPENSAZIONE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ FINANZIARIE

Le attività e passività finanziarie sono compensate 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).

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 289ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


ELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ FINANZIARIE

Le attività finanziarie cedute sono eliminate 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 E PASSIVITÀ POTENZIALI

Gli accantonamenti per fondi per rischi e oneri 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

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 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 

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; o 

(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.

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 in 

contropartita alle attività a cui si riferiscono.

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 generalmente 

in contropartita alle attività a cui si riferiscono; al riguardo, se la variazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al valore di 

iscrizione dell’attività a cui si riferisce, l’eccedenza è rilevata a conto economico.

FONDI PER RISCHI AMBIENTALI

Le passività ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni 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. 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 dell’ammontare e del timing 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.

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 

  


  


  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025290

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


  


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.

Inoltre, 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. 

Con riferimento al trattamento delle acque di falda, il know-how maturato sui trend di contaminazione delle acque nonché le posizioni delle 

autorità competenti consentono la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di esercizio degli impianti di trattamento delle 

acque di falda e, pertanto, degli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio.

L’attendibile determinabilità è verificata sulla base delle informazioni disponibili quali, a titolo di esempio, l’approvazione o la presentazione 

dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero l’assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni. 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.

Peraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi bonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima sono 

connessi alla definizione: (i) dell’orizzonte temporale necessario alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi per le attività

di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione. 

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.

  


  


  


  


  


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; pertanto, il relativo costo è rilevato a conto economico nel 

periodo di competenza.

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) 

comprendono gli interessi passivi sulla passività e gli interessi attivi sulle attività a servizio del piano. Il net interest è determinato applicando alla 

passività, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, il tasso di sconto definito per la stessa ed 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. In particolare, quando i benefici concessi 

rappresentano un miglioramento di altri benefici successivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai dipendenti, la relativa passività

è valutata secondo le disposizioni previste per tale tipologia di benefici. Differentemente, 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 

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 291ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


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 dei piani di incentivazione con pagamento 

basato su azioni (Piani di Incentivazione dei dirigenti con azioni Eni e Piano di Azionariato Diffuso).

Con riferimento ai Piani di Incentivazione dei dirigenti con azioni Eni, 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. Analogo trattamento è adottato con 

riferimento al Piano di Azionariato Diffuso il cui costo, determinato sulla base del fair value delle azioni alla data di assegnazione, è ripartito 

lungo il periodo temporale (triennio) previsto affinché il dipendente possa acquisire la piena titolarità e disponibilità delle azioni assegnate. 

  


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. 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, il valore della passività (attività) netta dei piani per benefici ai dipendenti varia in funzione delle 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. Maggiori dettagli in merito ai piani di incentivazione dei dirigenti con 

azioni Eni sono forniti nella nota n. 30 - Costi.

  


  


  


  


STRUMENTI DI EQUITY

AZIONI PROPRIE

Le azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio dei piani di incentivazione azionaria e del Piano di Azionariato Diffuso, 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 cedole

20

. 

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 o come interessenza di terzi quando tali strumenti sono emessi da società controllate (v. punto “Imprese controllate”); 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. 

20 Il pagamento delle cedole non è differibile in presenza di eventi sotto il controllo della società emittente, quali, ad esempio, una distribuzione di dividendi agli azionisti.

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025292

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


RICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA

I ricavi da contratti con la clientela sono rilevati al soddisfacimento della relativa performance obligation, 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, il GNL 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 del di 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.

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 DI EMISSIONE CO

2

  


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, spot o forward, 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.

  


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 

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 293ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


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 riceverne 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 contabili delle attività e delle passività 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 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.

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.

Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite 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.

Inoltre, 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

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. 

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025294

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


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.

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.

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 alla data di valutazione (c.d. exit price).

Le attività e passività valutate al fair value sono classificate secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli 

input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia 

del fair value prevede i seguenti livelli: 

a)  Livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attività o passività;

b)  Livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attività/passività

oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente o indirettamente; 

c)  Livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FAIR VALUE

La determinazione del fair value, ancorché basata sulle migliori informazioni disponibili e sull’adozione di adeguate metodologie e 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

Gli schemi di bilancio sono analoghi a quelli adottati nell’esercizio precedente.

  


3 Modifiche dei criteri contabili

Le modifiche agli IFRS, efficaci a partire dal 1° gennaio 2025, 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. 2025/1047 emesso dalla Commissione Europea in data 27 maggio 2025, sono state omologate le modifiche all’IFRS 9 e 

all’IFRS 7 “Modifiche alla classificazione e alla valutazione degli strumenti finanziari” volte, sostanzialmente, a chiarire il timing dell’eliminazione 

contabile di passività finanziarie regolate tramite sistemi di pagamento elettronici e a fornire chiarimenti in merito alla classificazione delle 

attività finanziarie con caratteristiche ambientali, sociali e di governance (ad es. sustainability bond). Le modifiche sono efficaci a partire dagli 

esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2026. 

Con il Regolamento n. 2025/1266 emesso dalla Commissione Europea in data 30 giugno 2025, sono state omologate le modifiche all’IFRS 

9 e all’IFRS 7 “Contratti collegati all’energia elettrica dipendente dalla natura” volte, sostanzialmente a: (i) chiarire l’utilizzo della “own-use 

exemption” per i contratti di acquisto di energia elettrica da fonti rinnovabili; e (ii) consentire, al soddisfacimento di determinate condizioni, la 

designazione di una copertura cash flow hedge in presenza di contratti di acquisto o vendita di energia elettrica da fonti rinnovabili (regolabili 

su base netta). Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1°gennaio 2026. 

Con il Regolamento n. 2025/1331 emesso dalla Commissione Europea in data 9 luglio 2025, è stato omologato il documento “Ciclo annuale 

di miglioramenti ai Principi contabili IFRS — Volume 11” 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 2026.

  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 295ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Con il Regolamento n. 2026/338 emesso dalla Commissione Europea in data 13 febbraio 2026, è stato omologato l’IFRS 18 “Presentazione e 

informativa di bilancio”, che sostituisce lo IAS 1. Al fine di aumentare la comparabilità e la trasparenza delle informazioni, l’IFRS 18:

a)  richiede la suddivisione del conto economico in 5 sezioni (operativa, di investimento, di finanziamento, imposte sul reddito e 

discontinued operation) e la presentazione obbligatoria del risultato operativo e del risultato ante gestione finanziaria e imposte 

sul reddito;

b)  con riferimento al rendiconto finanziario: (a) richiede generalmente la presentazione dei dividendi e interessi pagati nell’ambito del 

flusso di cassa netto da attività di finanziamento; (b) prevede la rappresentazione, in linea generale, dei dividendi e interessi incassati 

nell’ambito del flusso di cassa netto da attività di investimento; (c) identifica il “risultato operativo” quale punto di partenza per 

l’applicazione del metodo indiretto ai fini della presentazione del flusso di cassa da attività operativa;

c)  integra le disclosure della nota integrativa prevedendo la rappresentazione di misure di performance gestionali economiche (cd 

management performance measure) corredate di apposite disclosure e riconciliazioni con i risultati parziali del conto economico;

d)  rafforza la guidance in merito all’aggregazione e disaggregazione delle informazioni presentate negli schemi e nelle note illustrative.

Le disposizioni dell’IFRS 18 saranno in vigore a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2027 con necessità di riesposizione 

dei valori degli esercizi posti a confronto. 

Nel corso dell’esercizio 2025, sono state avviate le attività di analisi per l’identificazione degli ambiti interessati dalle nuove disposizioni e dei 

relativi impatti.

PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E NON ANCORA OMOLOGATI 

DALLA COMMISSIONE EUROPEA

In data 13 novembre 2025, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 21 “Translation to a Hyperinflationary Presentation Currency” volte a chiarire 

le modalità con le quali tradurre i bilanci da una valuta non iperinflazionata ad una iperinflazionata. Le modifiche sono efficaci a partire dagli 

esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2027.

Allo stato Eni sta analizzando i principi contabili di recente emanazione di cui sopra e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo 

sul bilancio.

  


  


BILANCIO

296

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


5 Business combination e altre transazioni significative

ACQUISIZIONI 

Plenitude

Il 22 dicembre 2025 Plenitude ha finalizzato l’acquisizione d a Neoen, di un portafoglio di 52 impianti di generazione rinnovabile in esercizio  e di 

un accumulo statico per un totale di circa 760 MW di capacità installata dislocati su tutto il territorio francese per il corrispettivo di €234 milioni 

con l’acquisizione di: (i) attività correnti e non correnti per €1.040 milioni; (ii) indebitamento finanziario netto per €724 milioni, di cui disponibilità

liquide ed equivalenti per €38 milioni; (iii) passività correnti e non correnti per €82 milioni. In caso di controllate acquisite esclusivamente con 

la finalità di vendita/conferimento, il Gruppo, in applicazione del cd. short cut method, non effettua un consolidamento integrale delle singole 

attività e passività, ma evidenzia, nello stato patrimoniale, in maniera distinta, le attività e passività oggetto di futura cessione/conferimento.

Le informazioni relative all'allocazione definitiva del prezzo di acquisto delle business combination effettuate nel 2024 sono fornite nella nota 

27 ‐ Altre informazioni.

DISINVESTIMENTI

Corporate e altre attività

Il 18 dicembre 2025 Eni ha finalizzato la cessione del 49,99% del capitale sociale di Eni CCUS Holding Ltd al fondo di private equity Global 

Infrastructure Partners (GIP). Eni CCUS Holding Ltd svolge il ruolo di holding delle partecipazioni nelle società operative del business CCUS 

controllando al 100% Liverpool Bay CCS Ltd, Eni Netherlands CCUS BV, Bacton CCS Ltd e Eni Tellus CCS Ltd. L’operazione ha comportato 

l’esclusione dall’area di consolidamento di attività e passività nette di €222 milioni, di cui altre attività finanziarie correnti di €45 milioni e 

disponibilità liquide ed equivalenti di €40 milioni, il realizzo di una plusvalenza di €46 milioni e la rivalutazione al fair value della quota mantenuta 

di €27 milioni. In base agli accordi tra i soci è stato costituito il controllo congiunto dell’entità post cessione.

  


I valori patrimoniali relativi alle cessioni effettuate nel 2025 sono riportati nella seguente tabella.

(€ milioni) | Cessione Eni CCUS Holding Ltd | Altre cessioni | Totale  
---|---|---|---  
Disponibilità liquide ed equivalenti | 40 |  | 40  
Altre attività finanziarie correnti | 45 |  | 45  
Altre attività | 84 | 1 | 85  
Totale attività correnti | 169 | 1 | 170  
Immobili, impianti e macchinari | 222 | 2 | 224  
Attività per imposte anticipate | 5 |  | 5  
Altre attività | 428 |  | 428  
Totale attività non correnti | 655 | 2 | 657  
TOTALE ATTIVITÀ | 824 | 3 | 827  
Passività finanziarie |  |  |   
Altre passività | 190 | 1 | 191  
Totale passività correnti | 190 | 1 | 191  
Passività finanziarie | 407 |  | 407  
Altre passività | 5 |  | 5  
Totale passività non correnti | 412 |  | 412  
TOTALE PASSIVITÀ | 602 | 1 | 603  
Totale patrimonio netto di Eni | 222 | 2 | 224  
TOTALE PATRIMONIO NETTO | 222 | 2 | 224  
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO | 824 | 3 | 827  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 297

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

6 Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti di €8.100 milioni (€8.183 milioni al 31 dicembre 2024) comprendono attività finanziarie esigibili all’origine 

entro 3 mesi per €5.304 milioni (€4.816 milioni al 31 dicembre 2024) riguardanti essenzialmente depositi presso istituti finanziari con vincolo 

di preavviso superiore alle 48 ore, valutati al costo ammortizzato e con expected credit loss non significativa. 

Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da depositi in dollari USA per €4.713 milioni e in euro per €2.607 milioni 

(rispettivamente, €5.269 milioni e €2.402 milioni al 31 dicembre 2024) e rappresentano l’impiego sul mercato della liquidità posseduta a vista 

per le esigenze finanziarie del Gruppo.

L’ammontare di restricted cash è di €1 milione (€54 milioni al 31 dicembre 2024) 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 10 giorni con un tasso di interesse effettivo del 3,92% per i 

depositi in dollari USA (€2.934 milioni) e di 7 giorni con un tasso di interesse effettivo del 2,21% per i depositi in euro (€1.923 milioni).

  


  


  


7 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Attività finanziarie destinate al trading |  |   
Titoli emessi da Stati Sovrani | 734 | 965  
Altri titoli | 6.168 | 5.474  
| 6.902 | 6.439  
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico |  |   
Altri titoli | 89 | 358  
| 89 | 358  
| 6.991 | 6.797  
  
  


Le attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l’obiettivo di 

assicurare al Gruppo la necessaria flessibilità finanziaria in particolari situazioni di mercato (strette creditizie, crisi finanziarie e altri shock 

macroeconomici o settoriali), 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 €579 milioni (€738 milioni al 31 dicembre 2024). 

L’analisi per valuta è la seguente:

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Attività finanziarie destinate al trading |  |   
Euro | 4.458 | 4.230  
Dollaro USA | 2.444 | 2.209  
| 6.902 | 6.439  
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico |  |   
Euro |  | 162  
Dollaro USA | 89 | 196  
| 89 | 358  
| 6.991 | 6.797  
  
  


  


  


  


BILANCIO

298

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Di seguito l’analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:

(€ milioni) | Valore Nominale | Fair Value | Classe di rating Moody's | Classe di rating S&P  
---|---|---|---|---  
Titoli emessi da Stati Sovrani |  |  |  |   
Tasso fisso |  |  |  |   
Italia | 56 | 57 | Baa2 | BBB+  
Stati Uniti d'America | 483 | 481 | Aa1 | AA+  
Francia | 65 | 65 | Aa3 | A+  
Altri(a) | 125 | 124 | da Aaa a Baa2 | da AAA a BBB-  
| 729 | 727 |  |   
Tasso variabile |  |  |  |   
Italia | 7 | 7 | Baa2 | BBB+  
| 7 | 7 |  |   
Totale titoli emessi da Stati Sovrani | 736 | 734 |  |   
Altri titoli |  |  |  |   
Tasso fisso |  |  |  |   
Titoli quotati emessi da imprese industriali | 2.909 | 2.940 | da Aaa a Ba2 | da AAA a BB  
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | 1.086 | 1.098 | da Aa1 a Baa3 | da AA+ a BBB-  
Altri titoli | 355 | 363 | da Aaa a Ba1 | da AAA a BB+  
| 4.350 | 4.401 |  |   
Tasso variabile |  |  |  |   
Titoli quotati emessi da imprese industriali | 608 | 612 | da Aa2 a Ba1 | da AA a BB+  
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | 867 | 873 | da Aa1 a Baa2 | da AA+ a BBB  
Altri titoli | 280 | 282 | da Aaa a Baa2 | da AAA a BBB  
| 1.755 | 1.767 |  |   
Totale Altri titoli | 6.105 | 6.168 |  |   
Totale Attività finanziarie destinate al trading | 6.841 | 6.902 |  |   
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | 85 | 89 | da Aaa a Baa1 | da AAA a BBB+  
| 6.926 | 6.991 |  |   
  
(a) Di importo unitario inferiore a €50 milioni.

Le altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico sono rappresentate da investimenti in Money Market Fund.

Per le Attività finanziarie destinate al trading la gerarchia del fair value è di livello 1 per €6.297 milioni e di livello 2 per €605 milioni; per le Altre 

attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico la gerarchia del fair value è di livello 2 per l’intero ammontare. Nel corso 

dell’esercizio 2025 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 299

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


8 Crediti commerciali e altri crediti

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Crediti commerciali | 8.986 | 12.562  
Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione | 1.238 | 1.754  
Crediti per attività di disinvestimento | 209 | 527  
Crediti verso altri | 2.003 | 2.058  
Totale al netto del fondo svalutazione | 12.436 | 16.901  
  
  


I crediti commerciali sono generalmente infruttiferi e prevedono termini di pagamento entro 180 giorni.

Il decremento dei crediti commerciali di €3.576 milioni è riferito al settore Global Gas & LNG Portfolio e Power per €1.621 milioni, al settore 

Exploration & Production per €903 milioni e alla linea di business Plenitude per €821 milioni. Il decremento relativo al settore Global Gas &

LNG Portfolio & Power e alla linea di business Plenitude risente della diminuzione dei prezzi delle commodity energetiche che hanno fatto 

diminuire il valore nominale dei crediti; il decremento del settore Exploration & Production è dovuto all’attività di trading di greggi, parte del 

reporting segment, per effetto prezzo e per le azioni di ottimizzazione del circolante.

Nell’ordinaria gestione del capitale circolante, Eni esegue operazioni di cessione pro-soluto di crediti prevalentemente commerciali con 

scadenza 2026. L’ammontare delle operazioni poste in essere nel 2025 è aumentato di €420 milioni rispetto al 31 dicembre 2024.

I crediti commerciali includono €498 milioni relativi alle forniture di idrocarburi da produzioni equity verso società petrolifere di Stato dell’Egitto 

(€1.256 milioni al 31 dicembre 2024). Nel corso dell’esercizio è stato registrato un significativo ridimensionamento dello scaduto grazie al 

completamento del piano di regolarizzazione concordato con le Autorità del Paese nel 2024 sul saldo outstanding a quella data. Il fondo 

svalutazione corrispondente all’ammontare recuperato tramite il piano di recupero è stato interamente riversato a conto economico.

Il decremento dei crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione di €516 milioni riguarda i crediti per chiamate fondi ai partner 

di Eni nei progetti operati.

I crediti verso altre controparti sono relativi: (i) per €881 milioni (€690 milioni al 31 dicembre 2024) al 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 SA, partecipata pariteticamente 

da Eni e Repsol, ceduti dalla venture ai soci. Il valore recuperabile (valore nominale di $2.300 milioni pari a €1.956 milioni) è stimato attualizzando 

il flusso atteso di rimborsi, scontato al costo del capitale del settore E&P, rettificato del fattore di rischio paese specifico del Venezuela (WACC 

adjusted). L’incremento comprende l'aggiornamento della stima di recuperabilità dei crediti e riflette un contesto di sostanziale cessazione dei 

rimborsi in-kind nel corso del 2025 per effetto della revoca delle autorizzazioni da parte delle Autorità USA. La valutazione del bilancio 2025 

ha tenuto conto dei recenti sviluppi nel Paese agli inizi 2026 e delle iniziative intraprese dagli USA con emissione di nuove «general licences». 

Tali sviluppi migliorano le prospettive di recupero dei crediti rispetto alla situazione antecedente di sostanziale embargo USA nei confronti del 

greggio e dei prodotti venezuelani; (ii) per €404 milioni (€362 milioni al 31 dicembre 2024) gli acconti per servizi e verso fornitori; (iii) i crediti 

in essere al 31 dicembre 2024 di €243 milioni relativi agli importi da ricevere da clienti a seguito dell’attivazione della clausola take-or-pay dei 

contratti di somministrazione long-term di gas naturale sono stati compensati con il debito per la relativa fornitura.

I crediti commerciali e altri crediti sono denominati in euro per €6.880 milioni e in dollari USA per €5.178 milioni (rispettivamente €9.173 milioni 

e €7.270 milioni al 31 dicembre 2024).

  


  


BILANCIO

300

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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:

| Crediti in bonis |  |  |  |   
---|---|---|---|---|---  
| Rischio  | Rischio  | Rischio  | Crediti  | Clienti  |   
(€ milioni) | basso | medio | alto | in default | Plenitude | Totale  
31 dicembre 2025 |  |  |  |  |  |   
Clienti business | 1.846 | 4.240 | 250 | 942 |  | 7.278  
National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni | 226 | 589 | 258 | 2.655 |  | 3.728  
Altre controparti | 1.471 | 246 | 12 | 349 | 1.978 | 4.056  
Valore lordo | 3.543 | 5.075 | 520 | 3.946 | 1.978 | 15.062  
Fondo svalutazione | (8) | (18) | (12) | (2.034) | (554) | (2.626)  
Valore netto | 3.535 | 5.057 | 508 | 1.912 | 1.424 | 12.436  
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) | 0,2 | 0,4 | 2,3 | 51,5 | 28,0 | 17,4  
31 dicembre 2024 |  |  |  |  |  |   
Clienti business | 3.545 | 5.138 | 253 | 700 |  | 9.636  
National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni | 369 | 733 | 214 | 3.503 |  | 4.819  
Altre controparti | 1.505 | 610 | 1 | 255 | 2.860 | 5.231  
Valore lordo | 5.419 | 6.481 | 468 | 4.458 | 2.860 | 19.686  
Fondo svalutazione | (10) | (27) | (12) | (2.162) | (574) | (2.785)  
Valore netto | 5.409 | 6.454 | 456 | 2.296 | 2.286 | 16.901  
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) | 0,2 | 0,4 | 2,6 | 48,5 | 20,1 | 14,1  
  
I crediti in default relativi alla National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni comprendono i crediti scaduti nei confronti della società di 

Stato del Venezuela PDVSA per le forniture di gas prodotto dalla joint venture Cardón IV SA esposti al valore recuperabile. 

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 partner in joint venture della Exploration & Production (national oil companies, 

operatori locali privati o international oil companies) sono riviste periodicamente per riflettere l’andamento dello scenario e i trend correnti di 

business, nonché eventuali maggiori rischi controparte. 

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 dicembre 2025 |  |  |  |  |  |   
Clienti Plenitude: |  |  |  |  |  |   
\- Retail | 812 | 91 | 51 | 127 | 281 | 1.362  
\- Middle | 385 | 15 | 2 | 8 | 105 | 515  
\- Altri | 96 | 3 | 1 | 1 |  | 101  
Valore lordo | 1.293 | 109 | 54 | 136 | 386 | 1.978  
Fondo svalutazione | (46) | (25) | (40) | (95) | (348) | (554)  
Valore netto | 1.247 | 84 | 14 | 41 | 38 | 1.424  
Expected loss (%) | 3,6 | 22,9 | 74,1 | 69,9 | 90,2 | 28,0  
31 dicembre 2024 |  |  |  |  |  |   
Clienti Plenitude: |  |  |  |  |  |   
\- Retail | 1.573 | 114 | 60 | 127 | 219 | 2.093  
\- Middle | 470 | 16 | 4 | 17 | 132 | 639  
\- Altri | 123 | 2 | 1 | 1 | 1 | 128  
Valore lordo | 2.166 | 132 | 65 | 145 | 352 | 2.860  
Fondo svalutazione | (74) | (38) | (45) | (99) | (318) | (574)  
Valore netto | 2.092 | 94 | 20 | 46 | 34 | 2.286  
Expected loss (%) | 3,4 | 28,8 | 69,2 | 68,3 | 90,3 | 20,1  
  
  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 301

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


Il fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti si analizza come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Fondo svalutazione iniziale | 2.785 | 2.338  
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis | 150 | 136  
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default | 117 | 243  
Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in bonis | (21) | (85)  
Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in default | (416) | (324)  
Altre variazioni | 11 | 477  
Fondo svalutazione finale | 2.626 | 2.785  
  
  


Il fondo svalutazione è stato stanziato tenendo conto di fattori di mitigazione del rischio controparte di €2.775 milioni (€3.292 milioni al 31 

dicembre 2024), che includono depositi, polizze assicurative, fidejussioni e garanzie bancarie.

Gli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti in bonis sono riferiti alla linea di business Plenitude 

per €112 milioni (€92 milioni nel 2024) 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 €75 milioni (€150 milioni nel 2024) e riguardano principalmente i crediti per le forniture d’idrocarburi a società di stato e chiamate 

fondi nei confronti dei partner in progetti petroliferi operati da Eni; (ii) alla linea di business Refining per €17 milioni; (iii) alla linea di business 

Plenitude per €9 milioni (€64 milioni nel 2024). 

I rilasci su crediti commerciali e altri crediti in bonis e in default per complessivi €437 milioni sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production 

per €265 milioni; (ii) alla linea di business Plenitude per €138 milioni; (iii) alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio per €8 milioni 

sostanzialmente a seguito della riduzione delle esposizioni creditizie per le migliorate condizioni di mercato. 

Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Accantonamenti al fondo svalutazione | (267) | (379) | (502)  
Perdite nette su crediti | (117) | (57) | (98)  
Rilasci per esubero | 373 | 268 | 351  
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti | (11) | (168) | (249)  
  
  


I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 – Rapporti con parti correlate.

  


  


BILANCIO

302

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


9 Rimanenze e rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo

Le rimanenze correnti si analizzano come segue:

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Materie prime, sussidiarie e di consumo | 1.001 | 1.436  
Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture | 1.288 | 1.721  
Prodotti semilavorati, finiti e merci | 2.816 | 3.092  
Altre | 38 | 10  
Totale rimanenze correnti | 5.143 | 6.259  
  
  


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 €1.257 

milioni (€1.685 milioni al 31 dicembre 2024). 

I prodotti semilavorati, finiti e merci riguardano le scorte di gas naturale e prodotti petroliferi per €2.141 milioni (€2.164 milioni al 31 dicembre 

2024) e prodotti chimici per €617 milioni (€742 milioni al 31 dicembre 2024).

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €656 milioni (€567 milioni al 31 dicembre 2024). 

Le rimanenze immobilizzate \- scorte d’obbligo di €1.187 milioni (€1.595 milioni al 31 dicembre 2024), sono possedute da società italiane 

per €1.165 milioni (€1.575 milioni al 31 dicembre 2024) e riguardano le quantità minime di greggio e prodotti petroliferi che le società sono 

obbligate a detenere sulla base di norme di legge.

  


  


10 Attività e passività per imposte sul reddito

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Attività | Passività | Attività | Passività  
Correnti | Non correnti | Correnti | Non correnti | Correnti | Non correnti | Correnti | Non correnti  
Imposte sul reddito | 539 | 125 | 343 | 40 | 695 | 129 | 587 | 40  
  
  


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 €28 milioni (€34 milioni al 31 dicembre 2024).

  


  


  


  


  


  


  


11 Altre attività e passività

|  | 31 dicembre 2025 |  |  | 31 dicembre 2024 |   
---|---|---|---|---|---|---  
| Attività | Passività | Attività | Passività  
(€ milioni) | Correnti | Non correnti | Correnti | Non correnti | Correnti | Non correnti | Correnti | Non correnti  
Fair value su strumenti finanziari derivati | 791 | 81 | 827 | 146 | 874 | 88 | 1.921 | 153  
Passività da contratti con la clientela |  |  | 788 | 520 |  |  | 552 | 655  
Attività e passività relative ad altre imposte | 919 | 24 | 1.589 | 47 | 850 | 147 | 1.749 | 48  
Altre | 2.233 | 2.734 | 835 | 2.677 | 1.938 | 3.776 | 827 | 3.593  
| 3.943 | 2.839 | 4.039 | 3.390 | 3.662 | 4.011 | 5.049 | 4.449  
  
  


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 €763 milioni, di cui €746 milioni correnti determinati dal versamento in acconto 

effettuato nel mese di dicembre (€847 milioni al 31 dicembre 2024, di cui €711 milioni correnti).

Le altre attività comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per €1.412 milioni 

correnti (€1.210 milioni al 31 dicembre 2024) e €1.570 milioni non correnti (€2.298 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) attività verso un operatore 

italiano per €550 milioni (€732 milioni al 31 dicembre 2024) in relazione all’accordo sulla ripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri 

sostenuti da Eni per le attività svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in passato congiuntamente dai due partner; (iii) le posizioni di 

underlifting correnti del settore Exploration & Production di €199 milioni (€318 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) crediti non correnti per attività

di disinvestimento di €169 milioni (€144 milioni al 31 dicembre 2024); (v) 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 €2 milioni e oltre i 12 mesi 

per €85 milioni (rispettivamente €3 milioni e €295 milioni al 31 dicembre 2024). 

Le passività da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per il 

potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai giacimenti in Val d’Agri alla raffineria di Taranto per €496 milioni (€486 milioni 

al 31 dicembre 2024); (ii) buoni carburanti elettronici prepagati per €346 milioni (€331 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) acconti e anticipi 

  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 303

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


  


ricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per €227 milioni (€65 milioni al 31 dicembre 2024); (iv) gli anticipi incassati dal cliente Engie 

SA a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per €44 milioni (€218 milioni al 31 dicembre 2024), di cui correnti per €12 

milioni (€55 milioni al 31 dicembre 2024).

I ricavi rilevati nell’esercizio a fronte di passività da contratti con la clientela in essere al 31 dicembre 2025 sono indicati alla nota n. 29 – Ricavi.

Le passività relative ad altre imposte correnti riguardano accise e imposte di consumo per €811 milioni (€895 milioni al 31 dicembre 2024) e 

passività per Iva per €384 milioni (€405 milioni al 31 dicembre 2024).

Le altre passività comprendono: (i) debiti non correnti verso le società di factoring connessi alla cessione del credito d’imposta maturato  in base 

ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per €1.422 milioni (€2.104 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) passività correnti per posizioni di overlifting 

del settore Exploration & Production per €267 milioni (€396 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) il diritto protettivo del valore dell’investimento 

riconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a seguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capitale riservato 

di €588 milioni e nel marzo 2025 di un aumento di capitale riservato di €209 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto della partecipazione 

a un valore minimo che consenta al fondo di rimborsare i debiti finanziari contratti per l’operazione. Il valore d’iscrizione della put è pari al valore

attuale dell’impegno massimo di Eni di €541 milioni (€392 milioni al 31 dicembre 2024). La scadenza è nel 2027; (iv) il valore del gas prepagato 

dai clienti per effetto dell’attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per €57 milioni (€303 

milioni al 31 dicembre 2024); (v) passività per attività d’investimento per €49 milioni (€96 milioni al 31 dicembre 2024). 

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 – Rapporti con parti correlate.

  


  


  


  


  


  


  


  


12 Immobili, impianti e macchinari

  


(€ milioni) | Terreni e fabbricati | Pozzi, impianti e macchinari E&P | Altre attività materiali | Attività esplorativa e di appraisal E&P | Immobilizzazioni in corso E&P | Altre immobilizzazioni in corso e acconti | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 1.142 | 38.229 | 4.491 | 1.742 | 11.296 | 2.964 | 59.864  
Investimenti | 24 | 70 | 532 | 384 | 6.080 | 1.612 | 8.702  
Capitalizzazione ammortamenti |  |  |  | 8 | 259 |  | 267  
Ammortamenti(a) | (60) | (5.295) | (614) |  |  |  | (5.969)  
Svalutazioni | (10) | (822) | (225) |  | (307) | (374) | (1.738)  
Riprese di valore |  | 30 | 109 |  | 24 | 42 | 205  
Radiazioni |  |  | (1) | (13) |  | (2) | (16)  
Differenze di cambio da conversione | (2) | (4.092) | (132) | (178) | (1.065) | (24) | (5.493)  
Rilevazione iniziale e variazione stima | (2) | 75 | 11 | (8) | 174 | 29 | 279  
Variazione dell'area di consolidamento | 10 |  | 5 |  |  | (224) | (209)  
Trasferimenti | 40 | 7.382 | 815 | (128) | (7.254) | (855) |   
Altre variazioni | (5) | (2.023) | (317) | (258) | (3.261) | 508 | (5.356)  
Valore finale netto | 1.137 | 33.554 | 4.674 | 1.549 | 5.946 | 3.676 | 50.536  
Valore finale lordo | 4.444 | 115.147 | 33.421 | 1.549 | 8.355 | 6.276 | 169.192  
Fondo ammortamento e svalutazione | 3.307 | 81.593 | 28.747 |  | 2.409 | 2.600 | 118.656  
2024 |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 1.111 | 37.421 | 4.588 | 1.568 | 9.682 | 1.929 | 56.299  
Investimenti | 31 | 20 | 255 | 419 | 5.546 | 1.728 | 7.999  
Capitalizzazione ammortamenti |  |  |  | 28 | 260 |  | 288  
Ammortamenti(a) | (57) | (5.668) | (575) |  |  |  | (6.300)  
Svalutazioni | (9) | (1.705) | (371) |  | (669) | (382) | (3.136)  
Riprese di valore |  | 107 | 92 |  | 74 | 30 | 303  
Radiazioni |  | (1) | (1) | (414) | (5) | (1) | (422)  
Differenze di cambio da conversione | 1 | 2.071 | 49 | 91 | 554 | 8 | 2.774  
Rilevazione iniziale e variazione stima |  | 35 | 6 | (4) | 62 | (2) | 97  
Variazione dell'area di consolidamento - Società entrate | 12 | 1.314 | 3 | 97 | 1.090 | 70 | 2.586  
Variazione dell'area di consolidamento - Società uscite | (1) | (822) | (17) | (25) | (486) |  | (1.351)  
Trasferimenti | 47 | 6.865 | 566 | (6) | (6.859) | (613) |   
Altre variazioni | 7 | (1.408) | (104) | (12) | 2.047 | 197 | 727  
Valore finale netto | 1.142 | 38.229 | 4.491 | 1.742 | 11.296 | 2.964 | 59.864  
Valore finale lordo | 4.412 | 139.117 | 33.226 | 1.742 | 14.589 | 5.490 | 198.576  
Fondo ammortamento e svalutazione | 3.270 | 100.888 | 28.735 |  | 3.293 | 2.526 | 138.712  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.

  


  


  


  


  


BILANCIO

304

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


Gli investimenti comprendono la capitalizzazione di oneri finanziari per €120 milioni (€220 milioni nel 2024), riferiti al settore Exploration &

Production per €76 milioni (€173 milioni nel 2024), determinati utilizzando un tasso d’interesse medio del 3,2% (3,5% al 31 dicembre 2024). 

Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per €6.666 milioni (€6.033 milioni nel 2024).

Gli investimenti per l’acquisto di immobili, impianti e macchinari nell’ambito di supplier financing arrangement che hanno comportato la 

classificazione del relativo debito come finanziario sono stati rilevati tra le Altre variazioni (€1.371 milioni).

Gli investimenti sono analizzati per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

Gli ammortamenti diversi da quelli degli impianti oil&gas, relativi alle bioraffinerie, impianti petrolchimici, centrali termoelettriche, sistemi 

fotovoltaici o eolici e altre attività ausiliarie sono calcolati a quote costanti, in base alla vita economico-tecnica. 

I principali coefficienti di 

ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e sono rimasti sostanzialmente invariati rispetto all’esercizio 2024.

  


(%) |   
---|---  
Fabbricati | 2 - 10  
Impianti di raffinazione e petrolchimici | 3 - 17  
Gasdotti e centrali di compressione | 4 - 12  
Impianti di produzione di energia elettrica | 3 - 5  
Altri impianti e macchinari | 6 - 12  
Attezzature industriali e commerciali | 5 - 25  
Altri beni | 10 - 20  
  
  


Gli impianti impiegati nell’estrazione e trattamento degli idrocarburi sono ammortizzati secondo la metodologia UOP, utilizzando come base di 

calcolo le riserve certe stimate secondo i criteri della US Securities & Exchange Commission “SEC” nonché volumi di riserve non certe nel caso 

di impianti utilizzati in progetti di sviluppo per fasi o common facilities (v. nota n. 1 – Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi, 

sezione Criteri di valutazione – Attività mineraria – Ammortamento UOP). I piani di produzione associati agli asset esistenti comportano il 

progressivo esaurimento delle “riserve certe SEC” iscritte alla data di bilancio nonché degli ulteriori volumi di riserve non certe, che si prevede 

saranno prodotte entro circa tredici anni.

Le svalutazioni nette delle attività materiali hanno riguardato: (i) proprietà oil&gas in Congo (€332 milioni) e Costa d’Avorio (€179 milioni) il 

cui valore è stato allineato al prezzo di vendita nell’ambito del programma di razionalizzazione del portafoglio E&P nonché proprietà oil&gas 

in Italia, Turkmenistan, Emirati Arabi Uniti e USA in relazione a revisioni di riserve e scenario prezzi (complessivi €564 milioni); (ii) investimenti 

di periodo di compliance e stay in business relativi a CGU del settore raffinazione e della chimica tradizionale svalutate in precedenti esercizi e 

delle quali è stata confermata l’assenza di prospettive di redditività nonché alcuni impianti di produzione di polietilene a causa dello strutturale 

deterioramento dei margini (€413 milioni). Tra il 2023 e il 2025 Eni ha svalutato la totalità degli impianti petrolchimici legati al ciclo tradizionale 

a causa del deterioramento delle condizioni di mercato, degli svantaggi competitivi dell’industria europea a causa dei più elevati costi operativi 

ed energetici rispetto alle altre geografie e della crescente pressione competitiva da parte di produttori con maggiore scala e minori costi di 

input in un quadro di sovracapacità globale. È in corso un piano di trasformazione e di riconversione industriale del settore chimico Eni che 

farà leva sulle tecnologie proprietarie e sullo sviluppo di linee di business redditizie come la biochimica, la chimica da riciclo e il compounding, 

che comporterà la ristrutturazione o la chiusura dei siti tradizionali non più competitivi. 

Maggiori informazioni relative alle svalutazioni e riprese di valore del settore oil&gas sono indicate alla nota n. 15 \- Riprese di valore (svalutazioni) 

nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing. Variabilità dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.

Le differenze di cambio da conversione sono riferite ad imprese consolidate con moneta funzionale dollaro USA per €5.445 milioni.

La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l’incremento dell’asset retirement cost delle attività materiali del settore Exploration &

Production per effetto dell’incremento delle stime dei costi di abbandono, dell’avvio di nuovi progetti parzialmente e dal decremento dei tassi 

di attualizzazione, in particolare del dollaro USA.

La variazione dell’area di consolidamento è riferita per €222 milioni alla cessione del controllo della società Eni CCUS Holding Ltd. Maggiori 

informazioni sull’operazione sono fornite alla nota n. 5 – Business combination e altre transazioni significative. 

Le altre variazioni comprendono: (i) la cessione degli asset oil&gas in Costa d’Avorio per €1.160 milioni; (ii) la riclassifica ad attività destinate alla 

vendita di asset oil&gas del valore di libro di €5.850 milioni, in Indonesia ed Emirati Arabi Uniti oggetto di business combination non monetarie 

con altri operatori e creazione di nuove entità valutate all’equity, nonché in Congo e Costa d’Avorio in relazione ai disinvestimenti in corso. I 

valori d’iscrizione di tali porzioni di undivided properties sono stati allineati al previsto fair value di vendita. Maggiori informazioni sono fornite 

alla nota n. 25 – Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili.

I trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni in esercizio hanno riguardato per €6.280 milioni la messa in servizio di 

pozzi, impianti e macchinari principalmente in Congo, Costa d’Avorio, Egitto, Kazakhstan, Indonesia, Italia, Algeria e Messico. 

Nell’ambito delle attività esplorative e di appraisal nel corso dell’esercizio sono state rilevate radiazioni per €13 milioni riguardanti i costi dei 

pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell’esercizio sono risultati/valutati d’insuccesso, relativi in particolare ad iniziative 

in Oman, Algeria e Nigeria.

  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 305

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


L’attività esplorativa e di appraisal è relativa per €1.441 milioni ai costi dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d’esito e per €108 milioni ai costi 

dei pozzi in corso a fine esercizio. Di seguito i movimenti relativi ai pozzi sospesi in attesa d’esito:

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio esercizio | 1.662 | 1.391 | 1.085  
Incrementi per i quali è in corso la determinazione delle riserve certe | 347 | 485 | 834  
Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | (11) | (362) | (388)  
Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | (128) | (4) | (72)  
Cessioni | (79) | (7) | (3)  
Variazione dell'area di consolidamento |  | 76 |   
Differenze cambio da conversione | (167) | 83 | (40)  
Altre variazioni | (183) |  | (25)  
Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | 1.441 | 1.662 | 1.391  
  
  


  


Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell’esito (“ageing”):

| 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
(€ milioni) | (Numero pozziin quota Eni) | (€ milioni) | (Numero pozziin quota Eni) | (€ milioni) | (Numero pozziin quota Eni)  
Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa |  |  |  |  |  |   
\- fino a 1 anno | 218 | 5,8 | 253 | 4,4 | 417 | 7,9  
\- da 1 a 3 anni | 419 | 8,3 | 604 | 11,3 | 347 | 6,1  
\- oltre 3 anni | 804 | 16,0 | 805 | 18,2 | 627 | 14,5  
| 1.441 | 30,1 | 1.662 | 33,9 | 1.391 | 28,5  
Costi capitalizzati di pozzi sospesi |  |  |  |  |  |   
\- progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | 218 | 5,8 | 253 | 4,4 | 417 | 7,9  
\- progetti per i quali l'attività di delineazione è in corso | 826 | 13,3 | 1.053 | 16,1 | 804 | 14,0  
\- progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | 397 | 11,0 | 356 | 13,4 | 170 | 6,6  
| 1.441 | 30,1 | 1.662 | 33,9 | 1.391 | 28,5  
  
  


I costi dei progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi si riferiscono a 10 permessi per i quali sono tutt’ora in corso le valutazioni dei risultati 

del drilling eseguito.

I costi dei pozzi relativi ai progetti con delineazione in corso si riferiscono per circa €520 milioni a 9 permessi per i quali sono in corso studi e 

negoziazioni per consentire il passaggio alle fasi successive del progetto, mentre per il rimanente valore si riferiscono a 5 permessi in cui le 

attività di drilling sono in corso o sono pianificate nel prossimo futuro.

I progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento si riferiscono a iniziative principalmente in Congo, Nigeria e Emirati 

Arabi Uniti.

  


  


  


  


BILANCIO

306

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


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:

(€ milioni) | Congo | Nigeria | USA | Algeria | Egitto | Emirati Arabi Uniti | Italia | Indonesia | Paesi Bassi | Tunisia | Australia | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale | 16 | 981 | 77 | 187 | 3 | 445 | 2 | 848 | 120 |  |  | 2.679  
Investimenti |  | 27 |  | 63 |  |  |  | 115 |  | 7 | 3 | 215  
Riprese di valore (svalutazioni) nette | (4) |  | (36) |  |  | (22) | (2) |  | (8) |  |  | (72)  
Riclassifica a Proved Mineral Interest |  | (20) |  | (100) |  | (54) |  | (804) | (88) |  |  | (1.066)  
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | (3) | (114) | (8) | (20) | (1) | (137) |  | (124) |  |  | 19 | (388)  
Valore finale | 9 | 874 | 33 | 130 | 2 | 232 |  | 35 | 24 | 7 | 22 | 1.368  
2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale | 429 | 924 | 23 | 215 | 2 | 475 | 2 | 89 |  |  |  | 2.159  
Investimenti |  |  |  |  | 15 |  |  | 709 | 120 |  |  | 844  
Riprese di valore (svalutazioni) nette | (421) |  | 74 |  | (5) |  |  |  |  |  |  | (352)  
Riclassifica a Proved Mineral Interest |  | (2) | (24) | (40) | (9) | (58) |  |  |  |  |  | (133)  
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | 8 | 59 | 4 | 12 |  | 28 |  | 50 |  |  |  | 161  
Valore finale | 16 | 981 | 77 | 187 | 3 | 445 | 2 | 848 | 120 |  |  | 2.679  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


Gli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario relativo al Blocco 245 in fase di pre-sviluppo nell’offshore della Nigeria (OPL 

245), il cui periodo esplorativo è scaduto l’11 maggio 2021\. Il valore d’iscrizione di €1.141 milioni comprende €835 milioni a titolo di prezzo 

riconosciuto nel 2011 al Governo nigeriano per l’acquisizione del 50% del permesso e i successivi costi di ricerca e di pre-sviluppo capitalizzati. 

Concluse con esito favorevole per Eni tutte le complesse vicende giudiziarie relative a presunti reati di corruzione internazionale in merito 

all’assegnazione della licenza, l’arbitrato ICSID promosso da Eni nei confronti del Governo Federale della Nigeria per far valere il diritto alla 

conversione in titolo di sviluppo è stato sospeso d’intesa tra le parti per negoziare un accordo dei termini economici del progetto di sviluppo 

delle riserve della licenza. L’accordo è stato firmato agli inizi di marzo 2026 con rinuncia delle parti a tutte le pretese pendenti relative all’asset 

compreso il procedimento arbitrale. La stima del valore recuperabile dell’asset, determinata sulla base dei nuovi termini economici negoziati per lo 

sviluppo delle riserve, conferma la tenuta del valore di libro.

  


La riclassifica a proved mineral interest degli unproved mineral interest si riferisce principalmente all’Indonesia a seguito della decisione finale 

d’investimento di alcuni progetti con conseguente iscrizione delle riserve certe. 

Il fondo svalutazione attività materiali ammonta a €20.250 milioni (€22.205 milioni al 31 dicembre 2024). 

Gli immobili, impianti e macchinari comprendono attività concesse in leasing operativo per €270 milioni riferiti, essenzialmente, a stazioni 

di servizio della linea di business Enilive.

Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali per un valore nominale di €24 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 

2024) rilasciate a copertura del pagamento di accise. 

I contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a €99 milioni (€88 milioni al 31 dicembre 2024). 

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.

  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 307

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


13 Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing

(€ milioni) | Mezzi navali di produzione e stoccaggio (FPSO) | Mezzi navali di perforazione (Drilling rig) | Mezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas | Concessioni autostradali e locazione stazioni di servizio | Strutture di logistica per la distribuzione Oil & Gas | Immobili per uffici | Autoveicoli | Altre tipologie | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 2.606 | 419 | 1.005 | 452 | 36 | 487 | 21 | 796 | 5.822  
Incrementi |  | 266 | 566 | 91 | 10 | 138 | 20 | 59 | 1.150  
Ammortamenti (*) | (176) | (248) | (496) | (76) | (20) | (120) | (10) | (98) | (1.244)  
Svalutazioni |  |  |  | (11) | (1) |  |  | (2) | (14)  
Differenze di cambio da conversione | (295) | (32) | (14) | 1 |  | (10) |  | (36) | (386)  
Altre variazioni | (1) | (53) | (44) | (7) | (2) | (3) | (5) | (29) | (144)  
Valore finale netto | 2.134 | 352 | 1.017 | 450 | 23 | 492 | 26 | 690 | 5.184  
Valore finale lordo | 2.844 | 1.309 | 2.490 | 954 | 101 | 1.142 | 53 | 999 | 9.892  
Fondo ammortamento e svalutazione | 710 | 957 | 1.473 | 504 | 78 | 650 | 27 | 309 | 4.708  
2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 1.977 | 449 | 724 | 492 | 17 | 580 | 17 | 578 | 4.834  
Incrementi | 630 | 294 | 690 | 59 | 53 | 52 | 19 | 317 | 2.114  
Ammortamenti (*) | (146) | (342) | (391) | (79) | (22) | (132) | (14) | (73) | (1.199)  
Svalutazioni |  |  | (4) | (21) | (10) |  |  | (5) | (40)  
Differenze di cambio da conversione | 145 | 19 | 5 | (1) |  | 7 |  | 18 | 193  
Variazione dell'area di consolidamento |  | 38 |  |  |  | 5 | 1 | (2) | 42  
Altre variazioni |  | (39) | (19) | 2 | (2) | (25) | (2) | (37) | (122)  
Valore finale netto | 2.606 | 419 | 1.005 | 452 | 36 | 487 | 21 | 796 | 5.822  
Valore finale lordo | 3.217 | 1.235 | 2.095 | 873 | 97 | 1.067 | 57 | 1.049 | 9.690  
Fondo ammortamento e svalutazione | 611 | 816 | 1.090 | 421 | 61 | 580 | 36 | 253 | 3.868  
  
(*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su attività materiali e immateriali.

  


Il diritto di utilizzo beni in leasing “RoU” di €5.184 milioni è riferito principalmente: (i) al settore Exploration & Production per €3.634 milioni 

(€4.266 milioni al 31 dicembre 2024) e riguarda principalmente i leasing di unità navali FPSO e piattaforme utilizzate nello sviluppo dei progetti 

offshore OCTP in Ghana, Area 1 in Messico e Baleine in Costa d’Avorio della durata compresa tra 11 e 15 anni comprensiva dell’opzione 

di rinnovo, nonché il noleggio pluriennale di impianti di perforazione offshore (“rig”) in relazione alla sola lease component e le locazioni 

di mezzi navali per le attività di shipping; (ii) alla linea di business Enilive per €538 milioni (€519 milioni al 31 dicembre 2024) e riguarda le 

concessioni autostradali, le locazioni di terreni e stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi, le locazioni 

di apparecchiature con architettura cloud EVS (Eni Virtual Station) per la gestione integrata delle stazioni di servizio e il parco auto dedicato 

al business car sharing; (iii) al settore Corporate e Altre attività per €532 milioni (€476 milioni al 31 dicembre 2024) e riguarda principalmente 

i contratti di affitto di beni per l’attività di staff (immobili e informatica).

Gli incrementi sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production per €860 milioni e riguardano in particolare mezzi navali e relative basi 

logistiche per trasporto oil&gas per €535 milioni, di cui €115 milioni della Eni Trade & Biofuels SpA e il noleggio di “rig” di perforazione per 

€266 milioni. I principali contratti riguardano asset in Congo, Italia e Messico; (ii) alla linea di business Enilive per €141 milioni e riguardano 

in particolare nuovi contratti ed estensione di contratti esistenti relativi a concessioni autostradali, locazione terreni e stazioni di servizio e al 

parco auto dedicato al business car sharing; (iii) al settore Corporate e Altre attività per €122 milioni e riguardano in particolare a proroghe dei 

contratti di locazione di immobili in Italia per €94 milioni. 

I contratti di leasing sottoscritti per i quali l’asset non è stato ancora messo a disposizione riguardano essenzialmente un contratto dal valore 

nominale di €331 milioni relativo alla locazione di uffici in Italia della durata di 20 anni.

I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono riflessi nella determinazione della passività per leasing sono relativi a opzioni 

di proroga o risoluzione in essere al 31 dicembre 2025 di: (i) contratti di asset a servizio del business upstream per €830 milioni; (ii) contratti 

di locazione di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi per €153 milioni; (iii) contratti di locazione di 

immobili ad uso uffici in Italia per €166 milioni. 

  


  


BILANCIO

308

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Le passività per beni in leasing si analizzano come segue:

| Quote a breve  |  |   
---|---|---|---  
| di passività per  | Passività per  |   
| beni in leasing a  | beni in leasing a  |   
(€ milioni) | lungo termine | lungo termine | Totale  
2025 |  |  |   
Valore iniziale | 1.279 | 5.174 | 6.453  
Incrementi |  | 1.150 | 1.150  
Decrementi | (1.240) | (10) | (1.250)  
Differenze di cambio da conversione | (73) | (349) | (422)  
Altre variazioni | 1.297 | (1.528) | (231)  
Valore finale | 1.263 | 4.437 | 5.700  
2024 |  |  |   
Valore iniziale | 1.128 | 4.208 | 5.336  
Incrementi |  | 2.109 | 2.109  
Decrementi | (1.194) | (11) | (1.205)  
Differenze di cambio da conversione | 36 | 175 | 211  
Variazione dell'area di consolidamento | 35 | 15 | 50  
Altre variazioni | 1.274 | (1.322) | (48)  
Valore finale | 1.279 | 5.174 | 6.453  
  
La passività per beni in leasing è riferibile per €761 milioni (€616 milioni al 31 dicembre 2024) 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 €1.250 milioni; (ii) gli interessi passivi pagati per €324 milioni.

La passività per beni in leasing è denominata in dollari USA per €3.788 milioni e in euro per €1.703 milioni (rispettivamente, €4.510 milioni e 

€1.723 milioni al 31 dicembre 2024). 

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) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Altri ricavi e proventi |  |  |   
Proventi da remeasurement delle passività per beni in leasing | 22 | 14 | 17  
| 22 | 14 | 17  
Acquisti, prestazioni e costi diversi |  |  |   
Oneri da remeasurement delle passività per beni in leasing | 2 | 3 | 3  
Leasing di breve durata | 69 | 81 | 59  
Leasing di modico valore | 39 | 37 | 37  
Canoni di leasing variabili non inclusi nelle passività per beni in leasing | 24 | 22 | 20  
Incrementi per lavori interni - attività materiali | (4) | (5) | (5)  
| 130 | 138 | 114  
Ammortamenti, svalutazioni nette e radiazioni |  |  |   
Ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing | 1.244 | 1.199 | 973  
Capitalizzazioni ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali e immateriali | (260) | (277) | (199)  
Svalutazioni diritto di utilizzo beni in leasing | 14 | 40 | 41  
Riprese di valore diritto di utilizzo beni in leasing | (2) | (4) | (5)  
Radiazioni diritto di utilizzo beni in leasing |  | 3 |   
| 996 | 961 | 810  
Proventi (oneri) finanziari |  |  |   
Interessi passivi su passività per beni in leasing | (348) | (314) | (267)  
Oneri finanziari su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali | 7 | 17 | 11  
Differenze di cambio nette su passività per beni in leasing | 62 | (36) | 19  
| (279) | (333) | (237)  
  
  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 309

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


14 Attività immateriali

(€ milioni) | Diritti e potenziale esplorativo | Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | Altre attività immateriali | Attività immateriali a vita utile definita | Goodwill | Altre attività a vita utile indefinita | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 534 | 397 | 2.310 | 3.241 | 3.167 | 26 | 6.434  
Investimenti | 7 | 14 | 506 | 527 |  |  | 527  
Capitalizzazione ammortamenti |  |  | 6 | 6 |  |  | 6  
Ammortamenti(a) | (4) | (98) | (307) | (409) |  |  | (409)  
Svalutazioni |  |  | (45) | (45) |  |  | (45)  
Riprese di valore |  |  | 8 | 8 |  |  | 8  
Radiazioni | (17) |  |  | (17) |  |  | (17)  
Variazione dell'area di consolidamento |  |  | (428) | (428) | 2 |  | (426)  
Differenze di cambio da conversione | (54) |  | (21) | (75) |  |  | (75)  
Altre variazioni | (20) | 39 | 5 | 24 | (5) |  | 19  
Valore finale netto | 446 | 352 | 2.034 | 2.832 | 3.164 | 26 | 6.022  
Valore finale lordo | 869 | 2.215 | 5.235 | 8.319 |  |  |   
Fondo ammortamento e svalutazione | 423 | 1.863 | 3.201 | 5.487 |  |  |   
2024 |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 663 | 450 | 2.107 | 3.220 | 3.133 | 26 | 6.379  
Investimenti | 14 | 31 | 441 | 486 |  |  | 486  
Capitalizzazione ammortamenti |  |  | 4 | 4 |  |  | 4  
Ammortamenti(a) | (6) | (98) | (289) | (393) |  |  | (393)  
Svalutazioni | (10) |  | (12) | (22) | (9) |  | (31)  
Radiazioni | (153) |  | (2) | (155) |  |  | (155)  
Variazione dell'area di consolidamento |  |  | 73 | 73 | 36 |  | 109  
Differenze di cambio da conversione | 31 |  | 12 | 43 |  |  | 43  
Altre variazioni | (5) | 14 | (24) | (15) | 7 |  | (8)  
Valore finale netto | 534 | 397 | 2.310 | 3.241 | 3.167 | 26 | 6.434  
Valore finale lordo | 1.197 | 2.166 | 5.190 | 8.553 |  |  |   
Fondo ammortamento e svalutazione | 663 | 1.769 | 2.880 | 5.312 |  |  |   
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.

  


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 fino a quando è confermato il committment del management nell’iniziativa. Gli investimenti 

dell’anno riguardano bonus di firma relativi a nuovi acreage esplorativi principalmente in Costa d’Avorio. 

  


L’analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attività è la seguente:

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Diritti esplorativi proved | 61 | 79  
Diritti esplorativi unproved | 385 | 455  
| 446 | 534  
  
  


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 €17 milioni sono riferite all’abbandono delle iniziative sottostanti.

La variazione dell’area di consolidamento relativa alle attività immateriali a vita utile definita è riferita alla cessione del controllo della società

Eni CCUS Holding Ltd. Maggiori informazioni sull’operazione sono fornite alla nota n. 5 – Business combination e altre transazioni significative. 

  


  


  


  


BILANCIO

310

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


  


Le altre attività immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze e marchi e diritti simili per €1.096 milioni (€1.154 milioni al 31 dicembre 2024) 

di cui €891 milioni relativi alla linea di business Plenitude essenzialmente per attività connesse a fonti di energia rinnovabili (€898 milioni al 31 

dicembre 2024); (ii) attività per acquisizione di clientela della linea di business Plenitude di €469 milioni (€412 milioni al 31 dicembre 2024); 

(iii) customer relationship per €75 milioni rilevati a seguito dell’acquisizione del gruppo Finproject da parte della linea di business Chimica 

(€84 milioni al 31 dicembre 2024). 

I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e sono rimasti sostanzialmente invariati rispetto 

all’esercizio 2024:

(%) |   
---|---  
Diritti e potenziale esplorativo | UOP  
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili | 3 - 33  
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | 20 - 33  
Attività per acquisizione della clientela | 17 - 33  
Altre immobilizzazioni immateriali | 3 - 20  
  
  


Il saldo finale della voce goodwill è al netto di svalutazioni cumulate per un totale di €2.642 milioni. 

Il goodwill per settore di attività e linea di business si analizza come segue:

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Plenitude | 2.916 | 2.916  
Enilive | 116 | 121  
Chimica | 119 | 117  
Altri | 13 | 13  
| 3.164 | 3.167  
  
  


  


La variazione dell’area di consolidamento relativa al goodwill è riferita all’entrata nell’area di consolidamento della società Tecnofilm SpA 

incorporata in corso d’anno dalla società Finproject SpA.

Le altre variazioni relative al goodwill riguardano l’allocazione definitiva di alcune acquisizioni effettuate nel 2024 la cui allocazione era stata 

effettuata su basi provvisorie (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 27 – Altre informazioni).

I contributi portati a decremento delle attività immateriali ammontano a €8 milioni (€37 milioni al 31 dicembre 2024).

Il goodwill rilevato a seguito di business combination è attribuito alle cash generating unit (“CGU”) che beneficiano delle sinergie derivanti 

dall’acquisizione. 

La linea di business Plenitude è attiva nella commercializzazione retail di gas naturale ed energia elettrica, nella generazione di energia elettrica 

da fonti rinnovabili e nella gestione di una rete di punti di ricarica per veicoli elettrici. Plenitude ha fatto diverse acquisizioni in ciascuna delle 

suddette attività che hanno portato alla rilevazione di valori significativi di goodwill. 

Il goodwill allocato al business di vendita retail di gas naturale ed energia elettrica è pari a €1.220 milioni ed è stato sottoposto a test di 

recuperabilità creando un'unica CGU che copre tutti i mercati europei in cui Plenitude è attiva, considerando le sinergie cross-market e da 

integrazione geografica. In sede di impairment test la CGU Retail conferma la tenuta del valore di libro del goodwill. La recuperabilità del valore 

di libro della CGU Retail, compreso l’ammontare del goodwill allocato, è stata verificata mediante confronto con il valore d’uso stimato sulla 

base dei flussi di cassa del piano industriale approvato dal management per il periodo 2026-2030 e di un valore terminale calcolato con il 

metodo della perpetuity dell’ultimo anno del piano assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero, invariato rispetto 

al 2024. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC post-tax dell’attività retail rettificato per il rischio dei paesi di operatività, compresi in 

un intorno tra il 4,3% e il 4,8%, corrispondenti ad un range tra il 5,5% e il 6,6% pre-tax. Non vi sono allo stato ipotesi realistiche di variazione del 

tasso di sconto, del tasso di crescita, della redditività o dei volumi che comportino l’azzeramento dell’headroom di circa €8 miliardi del valore 

d’uso della CGU Retail rispetto al valore di libro, compreso il goodwill ad essa allocato.

La linea di business Plenitude relativa alle energie rinnovabili comprende un goodwill di €978 milioni relativo alle operazioni di business

combination eseguite in Italia e nei principali mercati europei di operatività (Spagna, Francia e Grecia). Ai fini del test di recuperabilità le attività

sono state raggruppate per CGU omogenee, corrispondenti ad aree geografiche, avuto riguardo ad aspetti tecnici, economici e contrattuali. La 

recuperabilità del goodwill è stata valutata con riferimento al complesso delle CGU. L’impairment test per la verifica di recuperabilità dei valori 

di libro compreso il goodwill allocato è stato eseguito sulla base del calcolo del valore d’uso attraverso il metodo dei flussi di cassa scontati 

che comprendono per i primi quattro anni di proiezione il piano aziendale approvato dal management; per gli anni successivi la proiezione 

coincide con la vita economico tecnica degli impianti utilizzando flussi di cassa normalizzati. I flussi di cassa sono stati determinati sulla base 

di previsioni di prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica stimate dal management, differenziate per area geografica; per l’Italia è stato assunto un 

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 311ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


prezzo medio di circa 106 €/kWh nel piano industriale 2026-2030 e di circa 111 €/kWh nel lungo termine. I flussi di cassa sono stati attualizzati 

a WACC compresi tra il 5,5% e l’8,9%, corrispondenti ad un range tra il 7,0% e l’11,1% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilità dei valori di 

libro compreso il goodwill allocato. L’headroom di circa €695 milioni si azzera in caso di incremento medio di 1,4% del WACC o di una riduzione 

dei prezzi dell’energia elettrica di circa il 14%.

Il goodwill della linea di business Plenitude relativo all’attività mobilità elettrica di €718 milioni è riferito all’acquisizione avvenuta nel 2021 del 

100% di Be Charge (oggi Plenitude On The Road) che è il secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture di ricarica per la mobilità

elettrica ed è stato valutato aggiornando il modello di valutazione dell’operazione. Tale goodwill è stato testato ai fini della recuperabilità sulla 

base del calcolo del valore d’uso attraverso le proiezioni dei flussi di cassa espliciti per 10 anni e, successivamente, proiezioni basate sul metodo 

della perpetuity dell’ultimo anno normalizzato, utilizzando un tasso di crescita in termini nominali rischiato rispetto alle proiezioni sullo sviluppo 

del mercato dei veicoli elettrici fornite da primari provider di mercato. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC del 9,2%, corrispondenti 

al 12,8% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilità dei valori di libro compreso il goodwill allocato. L’headroom di circa €1 miliardo si azzera 

in caso di incremento di 3,7% del WACC e rimarrebbe positivo pur ipotizzando un azzeramento del tasso di crescita.

  


  


15  Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di 

utilizzo beni in leasing. Variabilità dei risultati agli scenari di decarbonizzazione

Esposizione dei valori di bilancio al rischio transizione

La verifica di recuperabilità dei valori di libro delle cash generating unit (CGU) del settore oil&gas è la più importante delle stime contabili 

critiche utilizzate nella redazione del bilancio consolidato di Eni, in considerazione del peso relativo del capitale investito nel settore sul totale 

delle attività consolidate e dell’ampia soggettività nella determinazione dei valori.

I futuri flussi di cassa attesi associati all'utilizzo delle attività oil&gas sono stimati sulla base del giudizio e dell’apprezzamento che la Direzione 

esercita nella previsione di variabili caratterizzate da un’elevata alea d’incertezza quali i prezzi di lungo termine degli idrocarburi, le vite utili 

degli asset, le proiezioni dei costi operativi e di sviluppo, i volumi di riserve che saranno prodotti, il timing e i costi di decommissioning. Inoltre, 

la recuperabilità dei valori iscritti dipende dall’impegno della Direzione nella prosecuzione delle attività di sviluppo e dalle decisioni di capital 

allocation. La previsione dei prezzi degli idrocarburi incorpora le aspettative della Direzione sull’andamento della domanda e dell’offerta 

petrolifera nel medio-lungo termine, basata su assunzioni in merito a numerose variabili, quali: la crescita macroeconomica, l’evoluzione 

delle preferenze dei consumatori e del quadro normativo/politico degli Stati in materia di tutela dell’ambiente e contrasto al cambiamento 

climatico, il ritmo della transizione energetica, il ruolo delle tecnologie, nonché i piani produttivi delle compagnie petrolifere indipendenti e il ruolo 

dell’alleanza dei produttori dell’OPEC+. Le previsioni di prezzo dell’Eni sono oggetto di benchmark con le view di banche d’affari e di consulenti 

energetici. Le previsioni di prezzo a breve termine considerano inoltre i fattori di rischio e incertezza dello scenario economico e politico 

globale (la crisi in corso in Medio Oriente e altri rischi macroeconomici quali l’impatto delle dispute commerciali internazionali e altri fattori).

I rischi connessi alla transizione energetica sono stati incorporati nel test di recuperabilità dei valori contabili delle CGU oil&gas, inclusa la 

valutazione degli asset esplorativi e degli interessi minerari non-proved. Considerato che la transizione potrebbe avere significativi effetti sui 

valori recuperabili degli attivi e sulle future capitalizzazioni, la Società ha adottato rigorosi criteri di selezione degli investimenti basati su robusti 

processi di valutazione della redditività e di autorizzazione manageriale  per mitigare i rischi di avere riserve non producibili economicamente 

in futuro “stranded” e di dover rilevare possibili  svalutazioni  di conto economico una volta che un nuovo progetto  è capitalizzato tra le 

immobilizzazioni materiali. I processi di capital budgeting degli investimenti, compresi gli investimenti in esplorazione e l’acquisizione di 

risorse, incorporano obiettivi emissivi coerenti con la strategia di decarbonizzazione della Società, considerando il contributo di ogni nuovo 

progetto a migliorare la resilienza del portafoglio della Società in termini di riduzione dell’intensità media di carbonio e miglioramento delle 

metriche di redditività.

I ritorni economici e i flussi di cassa attesi dei progetti sono stimati sulla base delle assunzioni del management sui prezzi di lungo termine del 

petrolio e del gas fissati nel piano industriale approvato dal Consiglio di Amministrazione. I costi incorporati nella stima includono lo sviluppo, 

le spese operative, gli oneri di abbandono, rimozione impianti e chiusura pozzi al termine dell’attività, nonché gli oneri connessi all’azzeramento 

delle emissioni di scope 1&2, in coerenza con l’obiettivo aziendale di neutralità carbonica dell’upstream al 2030.

Come risultato di questo processo di valutazione e dell'attenzione della Società alla creazione di valore e alla generazione di cassa rispetto 

ai volumi, nel processo di allocazione del capitale Eni  prioritizza i nuovi progetti oil&gas caratterizzati da: (i) contenuti prezzi di breakeven; 

i nuovi progetti oil&gas hanno un prezzo medio di breakeven del Brent di circa $35 al barile; (ii) tasso interno di rendimento superiore a una 

soglia definita internamente, composta dal WACC di Gruppo pari al 6% post-tax più un premio per il rischio paese e un ulteriore step-up per 

coprire i progetti esplorativi e generare un extra-rendimento; (iii) capacità di ridurre l'intensità carbonica media del portafoglio (scope 1&2); 

(iv) resilienza al rischio di transizione, misurata in termini di variazione dell'IRR dei progetti applicando un costo stimato internamente per 

tonnellata di CO

2

emessa (soglia interna in $/t CO

2

).

  


  


BILANCIO

312

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Inoltre, la recente razionalizzazione del portafoglio oil&gas, con la cessione di alcuni giacimenti petroliferi ”long-life” caratterizzati da elevate 

spese future previste e da un'intensità di carbonio superiore alla media, tra cui i giacimenti onshore di Alaska, Nigeria e Congo, ha rafforzato 

il profilo di rischio e la resilienza del portafoglio di petrolio e gas nel contesto della transizione.

Il test di impairment degli asset oil&gas di Eni è elaborato in coerenza con le principali assunzioni tecnico-economiche del piano industriale 

approvato dal Consiglio di Amministrazione, comprese le previsioni relative ai prezzi delle commodity. 

I principi applicati nella stima dei valori recuperabili delle CGU petrolio e gas sono i seguenti:

\- i flussi di cassa futuri sono stati determinati utilizzando le assunzioni operative e gli scenari di prezzo del piano industriale 2026-2030 e del 

piano pluriennale della Società approvato dal Consiglio di Amministrazione. Le assunzioni operative che comprendono in particolare i costi 

operativi, le spese di sviluppo, la stima delle riserve di petrolio e gas, i volumi futuri prodotti e commercializzati, nonché i tempi e i costi di 

smantellamento degli impianti e delle strutture petrolifere al termine della vita utile dei giacimenti, rappresentano la migliore stima da parte 

della Direzione Aziendale delle condizioni economiche e tecniche per la vita residua degli asset.

Le previsioni dei prezzi del petrolio e del gas adottate dalla Società si basano sulle seguenti ipotesi:

\- la domanda di petrolio ha registrato una crescita sostenuta dopo la crisi del Covid, trainata dalla ripresa economica globale, e ha continuato 

a crescere nel 2025. Si prevede che il consumo di petrolio continuerà a crescere fino almeno al 2030, sostenuto dalla crescita demografica e 

dall'innalzamento del tenore di vita, in particolare nei paesi emergenti. Dopo il 2030 la crescita è attesa più moderata a causa della graduale 

diffusione di tecnologie a contenute emissioni di carbonio. Pertanto, in questo contesto di crescita moderata della domanda trainata dai paesi 

emergenti e ipotizzando una continua disciplina negli investimenti da parte delle compagnie petrolifere internazionali, il raggiungimento della 

massima capacità sostenibile da parte dei paesi membri dell'alleanza OPEC+ e un livellamento nella crescita delle produzioni non convenzionali 

negli Stati Uniti, lo scenario Eni prevede una graduale ripresa dei prezzi del petrolio, attesi a 68 dollari barile nel 2026 per poi raggiungere i 75 

dollari al barile (in termini reali 2025) al 2030. La previsione 2026 sconta in misura marginale i correnti rischi geopolitici.

\- oltre il 2030, prevediamo un calo lineare di circa l'1,7% all'anno, a 65 dollari nel 2040 e 53 dollari nel 2050 (in termini reali 2025). Tale previsione 

di lungo termine sconta i rischi della transizione energetica e di una possibile contrazione della domanda globale di petrolio dopo il 2030.

I prezzi del Brent nel periodo 2026-2050 si attestano quindi a una media di circa 65 dollari al barile in termini reali 2025.

| 2026 | 2027 | 2028-2030 | 2050  
---|---|---|---|---  
Petrolio Brent $/bbl | 68 | 66 | 75 | 53  
  
Per il gas naturale, il combustibile di transizione, le proiezioni di prezzo adottate dalla Società scontano un mercato globale del gas meno 

teso nei prossimi anni, poiché si prevede che l'aumento della domanda, trainato anche dal crescente fabbisogno di elettricità in relazione in 

particolare ai nuovi segmenti di consumo (es. datacenter, IA), si accompagnerà all’aumento di capacità di produzione del GNL, con l’entrata 

di nuovi progetti che saranno completati nei prossimi anni, soprattutto negli Stati Uniti e Qatar. In questo contesto, i prezzi del gas utilizzati 

per determinare il valore d'uso delle CGU i cui ricavi sono indicizzati ai prezzi spot del gas sono i seguenti (in termini reali 2025):

| 2026 | 2027-2029 | 2030-2050  
---|---|---|---  
TTF Europa $/Mbtu | 11,8 | 8,5 | 7,5  
  
I prezzi del gas per i progetti GNL e nelle principali aree geografiche del Gruppo sono indicizzati principalmente al prezzo del petrolio greggio.

I costi operativi futuri sono stati determinati tenendo conto delle tecnologie esistenti, della fluttuazione dei prezzi dei servizi petroliferi in linea 

con gli sviluppi del mercato e dei programmi interni di riduzione dei costi effettivamente implementati.

La determinazione del valore d'uso tiene conto per tutte le CGU identificate, degli investimenti previsti per ridurre l'impronta di carbonio 

(emissioni di CO

2

scope 1&2). Inoltre, si prevede che eventuali emissioni residue a seguito delle azioni di efficienza siano compensate con crediti 

di carbonio, le cui spese sono considerate nella valutazione dell’headroom del segmento E&P complessivo di Eni. Le CGU in aree geografiche 

soggette a sistemi di emission trading includono nei rispettivi flussi di cassa le spese future per le quote di emissione.

I flussi di cassa futuri sono stimati su un arco temporale coerente con la vita utile delle CGU. Sono elaborati al netto delle imposte e tengono 

conto dei rischi specifici delle CGU. Sono attualizzati applicando un tasso di sconto post-tax del 6%, che rappresenta il costo medio ponderato 

del capitale per il Gruppo, stimato sulla base di dati di mercato per quanto riguarda i tassi delle attività risk-free, il market risk premium e 

la volatilità del titolo Eni e delle proiezioni future del mix di fondi impiegati basate sul piano finanziario di Gruppo. Tale tasso era pari al 6% 

post-tax nel 2024\. Gli impairment test rate sono determinati aggiungendo al costo del capitale di Gruppo uno spread per il rischio specifico 

di ciascun paese di operatività (WACC adjusted). Il valore d'uso calcolato attualizzando i flussi di cassa post-imposte sopra indicati non si 

discosta sostanzialmente dal valore d'uso calcolato attualizzando i flussi di cassa pre-imposte utilizzando un tasso di sconto pre-imposte 

  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 313

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

determinato mediante un calcolo iterativo a partire dal valore d'uso post-imposte. Tali tassi di sconto pre-imposte variano generalmente dal 

9% al 15% per le CGU svalutate nel 2025.

In applicazione della metodologia descritta, nel bilancio 2025 sono state rilevate €564 milioni di svalutazioni di attività principalmente in 

Turkmenistan, Emirati Arabi Uniti e USA e attività gas in Italia dovute a revisioni di stima delle riserve ed effetti prezzo.

I risultati del test di recuperabilità dei valori di bilancio delle attività oil&gas stimati sulla base dei piani aziendali sono soggetti a test di sensitività

per valutarne la ragionevolezza e la variabilità degli esiti al variare dei principali parametri di stima. In particolare, la recuperabilità degli attivi 

è stata sottoposta a stress test ipotizzando le seguenti variazioni dei parametri di stima:

\- taglio lineare del 10% nei prezzi degli idrocarburi, per tutta la proiezione dei futuri flussi di cassa

\- aumento di 100 punti base nel tasso di sconto dei futuri flussi di cassa

\- considerazione delle curve di prezzo e del costo della CO

2

dello Scenario Net Zero dell'IEA 2050 per tutte le CGU.

| Headroom valore d'uso delle CGU O&G Vs Valori di libroCosti CO2 deducibili | Possibili svalutazioni€ miliardi  
---|---|---  
Scenario Eni | 63% |   
Haircut del 10% prezzi scenario Eni | 45% | (1)  
Scenario Eni con incremento WACC +1% | 53% | (0,2)  
Scenario IEA NZE 2050 | 18% | (3,4)  
  
Il perimetro delle sensitivity comprende le attività delle subsidiaries e delle joint venture a guida Eni; sono esclusi gli asset delle entità all’equity 

autonome Vår Energi ASA, Ithaca Energy Plc e Azule Energy Holdings Ltd, nonché gli asset destinati alla cessione (Indonesia, Congo, una 

quota della Costa d’Avorio e alcune attività in UAE).

Le sensitivity non considerano possibili azioni di recupero di valore, quali riprogrammazione e/o cancellazione di attività di sviluppo pianificate, 

rinegoziazioni contrattuali, effetto sui costi o azioni volte ad accelerare il pay-back period. La sensitivity non è stata applicata alle linee di 

business Generazione elettrica da gas, a motivo dei valori contabili poco significativi delle immobilizzazioni materiali (€887 milioni) e della 

vita economico-tecnica residua, e bioraffinazione (€2.711 milioni) poiché non esposta al rischio di transizione. Nessun impatto può essere 

associato alle raffinerie e agli impianti petrolchimici considerando che i loro valori contabili sono pari a zero.

Le caratteristiche del portafoglio Eni, l’approccio di sviluppo accelerato “fast-track” e per fasi nella produzione delle riserve e l’assenza di 

esposizione a progetti non convenzionali mitigano il rischio di avere riserve “stranded” in futuro qualora si verifichi un declino strutturale della 

domanda di idrocarburi dovuto a normative e vincoli ambientali globali più severi o a cambiamenti nelle preferenze dei consumatori. La Società

continuerà a rivedere le ipotesi di prezzo con l'avanzare della transizione energetica e ciò potrebbe comportare possibili svalutazioni in futuro.

Date le caratteristiche del portafoglio di attività petrolifere e del gas della Società, il suo valore di bilancio sarà quasi interamente ammortizzato 

entro il 2035\. Di conseguenza, Eni non prevede cambiamenti significativi nella vita utile delle sue attività petrolifere e del gas esistenti che 

potrebbero rappresentare un elemento di valutazione significativo con un impatto sui suoi conti consolidati in futuro.

Altri asset esposti al rischio di transizione, tra cui raffinerie e impianti petrolchimici, sono stati completamente svalutati negli esercizi precedenti 

e sono in gran parte oggetto di processi di riconversione e riconfigurazione industriale che comportano nuovi investimenti che saranno 

capitalizzati quando sostenuti nei periodi di rendicontazione futuri. Eventuali fondi di smantellamento sono rilevati nei casi di impianti di 

raffinazione e complessi petrolchimici definitivamente chiusi, la cui riconversione è valutata non economica. Nel 2025 è stata svalutata la sola 

CGU di Versalis avente un valore di libro relativa agli impianti di polietilene (€151 milioni).

Altri rischi di bilancio

La transizione energetica potrebbe anticipare gli obblighi di dismissione di alcune attività petrolifere e del gas, aumentando così il valore 

attuale degli accantonamenti associati.

Gli obblighi di dismissione di attività, rimozione e smantellamento delle strutture produttive e chiusura mineraria dei pozzi, che derivano da 

un'obbligazione legale o implicita, sono rilevati sulla base di una stima ragionevole nel periodo in cui sorge l'obbligazione, e sono capitalizzati 

come parte del valore contabile dell'attività sottostante e ammortizzati durante la vita utile di tale attività. Considerato il lungo orizzonte 

temporale di sostenimento del relativo esborso finanziario, la passività è attualizzata con un fattore di sconto che fa riferimento ai rendimenti 

di titoli governativi aventi scadenza paragonabile al timing di dismissione. 

Il tasso di sconto utilizzato per la valutazione dell'obbligo di dismissione delle attività è in un range 2,0-5,2% nel 2025, leggermente inferiore 

al 2024 per il dollaro USA, superiore per l’euro (le spese sono stimate ai valori correnti della valuta con tassi di inflazione compresi tra il 2,0% 

e il 2,4%). 

Il valore del fondo è sensibile al numero di anni di attualizzazione. Posto che le assunzioni adottate rappresentano la migliore corrente previsione 

delle ipotesi di rimozione e smantellamento, assumendo di anticipare di cinque anni il momento di sostenimento dei costi rispetto all’assunzione 

di bilancio per considerare il rischio di transizione, ne deriverebbe un incremento del valore contabile del fondo di circa €1,2 miliardi.

  


  


BILANCIO

314

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Nelle attività upstream, in applicazione delle procedure interne, Eni rivede regolarmente, attività per attività, la stima dei costi futuri di dismissione

degli asset, nonché l’orizzonte temporale di sostenimento degli oneri. 

La Società continuerà a rivedere regolarmente le proprie stime sia dei costi sia della scadenza degli impegni e prenderà in considerazione 

qualsiasi impatto significativo che potrebbe derivare da modifiche di questi parametri in futuro.

Un piano di scadenza di tali obblighi è presentato nella nota 28 “Garanzie, impegni e rischi".

  


  


16 Partecipazioni 

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

(€ milioni) | 2025 2024  
---|---  
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 | 82 | 9.449 | 4.619 | 14.150 | 53 | 8.250 | 4.327 | 12.630  
Acquisizioni e sottoscrizioni | 21 | 399 | 175 | 595 | 35 | 450 | 242 | 727  
Cessioni e rimborsi |  | (84) | (20) | (104) | (2) | (291) | (33) | (326)  
Incremento per effetto del risultato | 4 | 664 | 746 | 1.414 | 5 | 795 | 402 | 1.202  
Decremento per effetto del risultato | (9) | (102) | (141) | (252) | (12) | (123) | (181) | (316)  
Decremento per dividendi | (1) | (573) | (938) | (1.512) | (3) | (655) | (1.094) | (1.752)  
Variazione dell'area di consolidamento | (13) | 138 |  | 125 | 8 | 635 | 7 | 650  
Differenze di cambio da conversione | (1) | (940) | (478) | (1.419) |  | 461 | 206 | 667  
Altre variazioni | 9 | 65 | 84 | 158 | (2) | (73) | 743 | 668  
Valore finale | 92 | 9.016 | 4.047 | 13.155 | 82 | 9.449 | 4.619 | 14.150  
  
  


  


  


  


Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano: (i) per €111 milioni l’acquisizione nella linea di business Plenitude di partecipazioni nelle due joint 

venture 2024 Sol XV Llc (Plenitude 37,98%) e 2024 Sol XVI Llc (Plenitude 32,07%) titolari di due impianti fotovoltaici operativi e di un impianto 

di stoccaggio di energia elettrica in costruzione in California (Stati Uniti), con una capacità installata complessiva di circa 245 MW in quota 

Plenitude; (ii) per €108 milioni la sottoscrizione dell’aumento di capitale di QatarEnergy LNG NFE (5) (Eni 25%) che partecipa con una quota del 

12,5% nel progetto North Field East (NFE) assicurando a Eni una quota del 3,125% nel megaprogetto del Qatar per lo sviluppo dell’LNG; (iii) per 

€62 milioni l’incremento di un ulteriore quota partecipativa pari al 12% della E&E Algeria Touat BV (Eni 66%); (iv) per €55 milioni l'acquisizione 

della società 2025 Bateria II Llc (Plenitude 33,92%); (v) per €45 milioni la sottoscrizione dell’aumento di capitale di LG-Eni BioRefining Co Ltd 

(Enilive 49%) impegnata nella costruzione di un impianto di bioraffinazione in Corea del Sud; (vi) per €30 milioni la sottoscrizione dell’aumento 

di capitale di Vårgrønn AS, la joint venture (Plenitude 65%) che possiede la quota del 20% nei progetti eolici offshore Doggerbank A, B e C nel 

Regno Unito; (vii) per €29 milioni la sottoscrizione dell’aumento di capitale di Lotte Versalis Elastomers Co Ltd (Versalis 50%).

Le cessioni e rimborsi riguardano: per €83 milioni il rimborso di capitale da parte di E&E Algeria Touat BV.

Gli incrementi per effetto del risultato sono riferiti essenzialmente a: (i) Vår Energi ASA per €602 milioni, che comprende l’eccedenza del 

dividendo distribuito nell’anno dalla partecipata rispetto alla frazione di patrimonio netto in quota Eni riportandolo a zero; (ii) Azule Energy 

Holdings Ltd per €415 milioni; (iii) ADNOC Global Trading Ltd per €96 milioni; (iv) Saipem SpA per €71 milioni; (v) Cardón IV SA per €62 milioni.

I decrementi per effetto del risultato sono riferiti a: (i) St. Bernard Renewables Llc per €58 milioni; (ii) Vårgrønn AS per €35 milioni.

Il decremento per dividendi è riferito a: (i) Vår Energi ASA per €653 milioni; (ii) Azule Energy Holdings Ltd per €386 milioni; (iii) Ithaca Energy 

Plc per €161 milioni; (iv) SeaCorridor Srl per €95 milioni; (v) Saipem SpA per €72 milioni; (vi) Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) per 

€56 milioni; (vii) ADNOC Global Trading Ltd per €49 milioni. 

La variazione dell’area di consolidamento riguarda per €138 milioni l'iscrizione della partecipazione in Eni CCUS Holding Ltd, società in joint 

venture con il fondo GIP, alla quale Eni ha conferito gli asset CCUS in UK e nei Paesi Bassi. La partecipazione è stata rilevata al fair value 

riconosciuto da GIP per l’acquisto del 49,99%; d'ora in poi sarà valutata con il metodo del patrimonio netto.

  


  


BILANCIO

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DI ESERCIZIO 315

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CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


Il valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese.

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Valore  contabile | %  di partecipazione | Valore contabile | %  di partecipazione  
Imprese controllate |  |  |  |   
Altre | 92 |  | 82 |   
| 92 |  | 82 |   
Imprese in joint venture |  |  |  |   
Azule Energy Holdings Ltd | 4.634 | 50,00 | 5.211 | 50,00  
E&E Algeria Touat BV | 671 | 66,00 | 646 | 54,00  
St. Bernard Renewables Llc | 657 | 50,00 | 806 | 50,00  
Saipem SpA | 581 | 21,80 | 528 | 21,61  
SeaCorridor Srl | 411 | 50,10 | 485 | 50,10  
Vårgrønn AS | 374 | 65,00 | 406 | 65,00  
Cardón IV SA | 370 | 50,00 | 351 | 50,00  
Mozambique Rovuma Venture SpA | 366 | 35,71 | 382 | 35,71  
GreenIT SpA | 140 | 51,00 | 111 | 51,00  
Eni CCUS Holding Ltd | 136 | 50,01 |  |   
2023 Sol IX Llc | 131 | 73,62 | 149 | 73,59  
Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | 81 | 50,00 | 61 | 50,00  
Mangistau Power BV | 75 | 51,00 | 51 | 51,00  
2024 Sol XV Llc | 67 | 47,47 |  |   
2022 Sol VII Llc | 53 | 75,24 | 61 | 75,26  
2025 Bateria II Llc | 53 | 33,92 |  |   
Hergo Renewables SpA | 35 | 65,00 | 33 | 65,00  
Mangistau Renewables BV | 35 | 51,00 | 21 | 51,00  
2024 Sol XVI Llc | 31 | 40,58 |  |   
Società Oleodotti Meridionali SOM SpA | 13 | 70,00 | 18 | 70,00  
LabAnalysis Environmental Scienze Srl |  |  | 26 | 30,00  
Altre | 102 |  | 103 |   
| 9.016 |  | 9.449 |   
Imprese collegate |  |  |  |   
Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | 1.980 | 20,00 | 2.275 | 20,00  
QatarEnergy LNG NFE (5) | 661 | 25,00 | 633 | 25,00  
Ithaca Energy Plc | 486 | 35,92 | 725 | 37,17  
ADNOC Global Trading Ltd | 192 | 20,00 | 165 | 20,00  
Coral FLNG SA | 184 | 25,00 | 231 | 25,00  
LG-Eni BioRefining Co Ltd | 93 | 49,00 | 56 | 49,00  
United Gas Derivatives Co | 71 | 33,33 | 79 | 33,33  
Novis Renewables Holdings Llc | 66 | 49,00 | 74 | 49,00  
Bluebell Solar Class A Holdings II Llc | 62 | 99,00 | 72 | 99,00  
LabAnalysis Environmental Scienze Srl | 26 | 30,00 |  |   
Vår Energi ASA |  | 63,04 |  | 63,04  
Altre | 226 |  | 309 |   
| 4.047 |  | 4.619 |   
| 13.155 |  | 14.150 |   
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


Il valore di carico della partecipazione Vår Energi ASA è pari a zero in relazione all’applicazione del metodo del patrimonio netto che comprende, 

tra l’altro, la rilevazione dei dividendi distribuiti.

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.

  


  


BILANCIO

316

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DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


Al 31 dicembre 2025 i valori di libro e di mercato della Saipem SpA, della Vår Energi ASA e della Ithaca Energy Plc, società quotate in borsa 

partecipate da Eni e valutate ad equity, sono i seguenti:

|  | Saipem SpA | Vår Energi ASA | Ithaca Energy Plc  
---|---|---|---|---  
Numero di azioni ordinarie |  | 422.920.192 | 1.573.713.749 | 594.048.748  
% di partecipazione |  | 21,80 | 63,04 | 35,92  
Prezzo delle azioni | (€) | 2,425 | 2,787 | 1,899  
Valore di mercato | (€ milioni) | 1.025 | 4.386 | 1.128  
Valore di libro | (€ milioni) | 581 |  | 486  
Differenza Valore di mercato e valore di libro | (€ milioni) | 444 | 4.386 | 642  
  
  


  


  


  


Le ulteriori informazioni richieste sulle partecipazioni sono indicate alla nota n. 37 – Altre informazioni sulle partecipazioni.

Altre partecipazioni

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Valore iniziale | 1.395 | 1.256  
Acquisizioni e sottoscrizioni | 87 | 71  
Valutazione al fair value con effetto a OCI | (30) | 62  
Differenze di cambio da conversione | (108) | 56  
Altre variazioni | (15) | (50)  
Valore finale | 1.329 | 1.395  
  
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 (pari al 6%), 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 del fair value.

I dividendi distribuiti dalle altre partecipazioni minoritarie sono commentati alla nota n. 32 - Proventi (oneri) su partecipazioni. 

Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano per €50 milioni l’acquisizione di una partecipazione di minoranza nella società BF International 

Best Fields Best Food Ltd (Eni 10,58%).

Il valore di libro delle partecipazioni al 31 dicembre 2025 include: (i) la Nigeria LNG Ltd per €607 milioni (€690 milioni al 31 dicembre 2024); 

(ii) la Saudi European Petrochemical Co 'IBN ZAHR' per €110 milioni (€127 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) la Darwin LNG Pty Ltd per €84 

milioni (€96 milioni al 31 dicembre 2024). 

Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, collegate e rilevanti al 31 dicembre 2025 sono indicate nell’allegato “Partecipazioni

di Eni SpA al 31 dicembre 2025” che costituisce parte integrante delle presenti note. 

  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 317

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CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


17 Altre attività finanziarie

| 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
(€ milioni) | Correnti | Non correnti | Correnti | Non correnti  
Crediti finanziari strumentali all’attività operativa a lungo termine | 1 | 910 | 1 | 1.044  
| 1 | 910 | 1 | 1.044  
Crediti finanziari a lungo termine | 3.067 | 136 | 44 | 2.109  
Crediti finanziari a breve termine | 642 |  | 1.040 |   
| 3.709 | 136 | 1.084 | 2.109  
| 3.710 | 1.046 | 1.085 | 3.153  
Titoli strumentali all’attività operativa |  | 63 |  | 62  
Totale al netto del fondo svalutazione | 3.710 | 1.109 | 1.085 | 3.215  
  
  


I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue: 

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Valore iniziale | 427 | 383  
Accantonamenti | 1 | 26  
Rilasci per esubero | (2) | (3)  
Differenze di cambio da conversione | (47) | 24  
Altre variazioni | (2) | (3)  
Valore finale | 377 | 427  
  
  


I crediti finanziari strumentali all’attività operativa riguardano finanziamenti concessi principalmente dal settore Exploration & Production 

(€741 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 della Coral FLNG SA (Eni 25%) per €417 milioni 

(€522 milioni al 31 dicembre 2024), che ha realizzato l’impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell’Area 4 in Mozambico. 

I crediti finanziari strumentali all’attività operativa con scadenza oltre i 5 anni ammontano a €90 milioni (€214 milioni al 31 dicembre 2024). 

Il fair value dei crediti finanziari strumentali all’attività operativa non correnti ammonta a €910 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale 

dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,9% e 4,8% (1,7% e 4,8% al 31 dicembre 2024).

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 riguardano: (i) per €2.318 milioni (€1.769 milioni al 31 dicembre 2024) il credito verso la Mozambique Rovuma Venture SpA (Eni 

35,71%) impegnata nella produzione delle riserve di gas naturale del giacimento Coral South e nello sviluppo di quelle del giacimento Coral North 

nell’area di esclusiva. Tale credito si differenzia da quelli strumentali in virtù della autonomia operativa e finanziaria della venture, per cui Eni è esposta 

solo al rischio controparte; (ii) per €710 milioni crediti verso i coventures derivanti dalla riallocazione del working interest nei progetti di sviluppo in

corso nell’Area 4 nell’off-shore del Mozambico; (iii) per €495 milioni (€937 milioni al 31 dicembre 2024) depositi vincolati a garanzia di operazioni 

su contratti derivati riferiti essenzialmente alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio per €463 milioni (€907 milioni al 31 dicembre 2024).

I crediti finanziari sono denominati in dollari USA per €4.325 milioni e in euro per €307 milioni (rispettivamente, €3.351 milioni e €855 milioni 

al 31 dicembre 2024). 

Titoli per €18 milioni (€11 milioni al 31 dicembre 2024) 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:

|  |  |  | Tasso di  |  |  |   
---|---|---|---|---|---|---|---  
| Costo Ammortizzato  | Valore Nominale | Fair Value | rendimento  | Anno  | Classe di rating  | Classe di   
| (€ milioni) | (€ milioni) | (€ milioni) | nominale (%) | di scadenza | Moody's | rating S&P  
Stati Sovrani |  |  |  |  |  |  |   
Tasso fisso |  |  |  |  |  |  |   
Italia | 18 | 18 | 17 | da 0 a 3,6 | dal 2026 al 2035 | Baa2 | BBB+  
Altri (*) | 31 | 31 | 31 | da 0 a 5,0 | dal 2026 al 2030 | da Aa1 a Baa2 | da AA+ a BBB-  
Tasso variabile |  |  |  |  |  |  |   
Italia | 11 | 11 | 11 | da 2,6 a 2,9 | dal 2026 al 2029 | Baa2 | BBB+  
Totale Stati Sovrani | 60 | 60 | 59 |  |  |  |   
Altri istituti finanziari |  |  |  |  |  |  |   
Banca Europea per gli investimenti | 3 | 3 | 3 | 3,75 | 2026 | Aaa | AAA  
Totale | 63 | 63 | 62 |  |  |  |   
  
(*) Di importo unitario inferiore a €10 milioni.

  


I titoli in portafoglio che scadono entro cinque anni ammontano a €49 milioni.

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.

  


  


BILANCIO

318

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CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


18 Debiti commerciali e altri debiti

| 31 dicembre  | 31 dicembre   
---|---|---  
(€ milioni) | 2025 | 2024  
Debiti commerciali | 13.901 | 15.170  
Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione | 714 | 767  
Debiti verso fornitori per attività di investimento | 1.666 | 1.939  
Debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione | 1.114 | 1.377  
Debiti verso altri | 2.866 | 2.839  
| 20.261 | 22.092  
  
  


Il decremento dei debiti commerciali di €1.269 milioni è riferito alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio per €1.929 milioni a seguito 

di minori acquisti di gas e, in aumento, alla linea di business Enilive per €374 milioni. 

I debiti commerciali comprendono debiti per lettere di credito con termini di pagamento allineati a quelli commerciali e con commissioni fisse.

I debiti verso altri comprendono: (i) debiti verso società di factoring connessi alla cessione del credito d’imposta maturato in base ai 

provvedimenti Ecobonus e Superbonus per €1.322 milioni (€1.129 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) debiti verso il personale per €260 milioni 

(€268 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale per €124 milioni (€120 milioni al 31 dicembre 2024).

I debiti commerciali e altri debiti sono denominati in euro per €10.937 milioni e in dollari USA per €8.994 milioni (rispettivamente €11.487 

milioni e €10.047 milioni al 31 dicembre 2024), con valore d’iscrizione sostanzialmente allineato al fair value. 

I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 – Rapporti con parti correlate.

  


  


  


19 Passività finanziarie 

|  | 31 dicembre 2025 |  |  | 31 dicembre 2024 |   
---|---|---|---|---|---|---  
|  | Quote a breve  |  |  |  | Quote a breve  |  |   
| Passività | di passività | Passività |  | Passività | di passività | Passività |   
| finanziarie  | finanziarie  | finanziarie  |  | finanziarie  | finanziarie  | finanziarie  |   
| a breve  | a lungo  | a lungo  |  | a breve  | a lungo  | a lungo  |   
(€ milioni) | termine | termine | termine | Totale | termine | termine | termine | Totale  
Banche | 3.394 | 330 | 1.268 | 4.992 | 2.941 | 269 | 921 | 4.131  
Obbligazioni ordinarie |  | 2.320 | 17.855 | 20.175 |  | 2.695 | 19.641 | 22.336  
Obbligazioni convertibili sustainability-linked |  | 9 | 939 | 948 |  | 9 | 928 | 937  
Altri finanziatori | 1.535 | 775 | 77 | 2.387 | 1.297 | 1.609 | 80 | 2.986  
| 4.929 | 3.434 | 20.139 | 28.502 | 4.238 | 4.582 | 21.570 | 30.390  
  
  


Il decremento delle passività finanziarie di €1.888 milioni è dettagliato nella tabella “Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività

di finanziamento” riportata alla fine della presente nota.

Al 31 dicembre 2025 le passività finanziarie con banche comprendono €200 milioni (€300 milioni al 31 dicembre 2024) di contratti di 

finanziamento sustainability-linked, che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo del finanziamento collegato al conseguimento 

di determinati obiettivi di sostenibilità, che sono indicati nel commento dei prestiti obbligazionari.

Gli altri finanziatori comprendono Supplier Finance Arrangement (SFA) come segue:

| Supplier finance  | Supplier finance arrangement  |   
---|---|---|---  
| arrangement a  | a breve termine comprensive  |   
(€ milioni) | lungo termine | delle quote a breve termine | Totale  
Valore nominale al 31 dicembre 2024 | 26 | 2.542 | 2.568  
Variazioni monetarie |  | (2.249) | (2.249)  
Incrementi non monetari | 12 | 1.430 | 1.442  
Differenze di cambio da conversione e da allineamento |  | (174) | (174)  
Altre variazioni non monetarie | (18) | 16 | (2)  
Valore nominale al 31 dicembre 2025 | 20 | 1.565 | 1.585  
Valore nominale al 31 dicembre 2023 | 92 | 893 | 985  
Variazioni monetarie |  | (844) | (844)  
Incrementi non monetari | 451 | 1.788 | 2.239  
Differenze di cambio da conversione e da allineamento | 2 | 92 | 94  
Altre variazioni non monetarie | (519) | 613 | 94  
Valore nominale al 31 dicembre 2024 | 26 | 2.542 | 2.568  
  
  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 319

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


Il range dei termini di pagamento per le passività finanziarie che rientrano nel perimetro dei SFA sono compresi tra 145 e 450 giorni confrontato 

con i termini di altri debiti commerciali comparabili non rientranti nell’accordo che sono compresi tra 30 e 60 giorni. Eni formalmente non 

ha informazioni sui tempi di regolamento operati dalla banca ai fornitori. Le principali operazioni rientranti negli accordi di SFA riguardano: 

(i) la costruzione nell’ambito del progetto Congo della nave di produzione di GNL galleggiante “FLNG” Nguya, entrata in esercizio a fine 2025 

consentendo di incrementare la capacità di liquefazione del progetto fino a 3 MTPA dagli attuali 0,6 MTPA; (ii) contratti EPC per la riconversione 

di alcuni impianti, per la posa di linee sottomarine e a contratti per il trasporto e l'installazione delle linee e dei cavi sottomarini; (iii) installazioni 

produttive nell’offshore del Messico (Area 1); (iv) il contratto di trasporto e installazione di condotte rigide e cavi ombelicali e il sistema di 

produzione sottomarino del progetto Baleine Fase II nell’offshore della Costa d’Avorio.

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 2025 e al 31 dicembre 2024 i debiti finanziari soggetti a queste clausole 

restrittive ammontavano rispettivamente a €981 milioni e a €613 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate.

Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può emettere obbligazioni fino al plafond massimo di 

€20 miliardi; al 31 dicembre 2025 il programma risulta utilizzato per €12,8 miliardi.

  


L’analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l’indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:

|  | Disaggio di emissione |  |  |  | Tasso   
---|---|---|---|---|---|---  
(€ milioni) | Importo | e rateo di interesse | Totale | Valuta | Scadenza | (%)  
Società emittente |  |  |  |  |  |   
Euro Medium Term Notes |  |  |  |  |  |   
Eni SpA | 1.250 | 24 | 1.274 | EUR | 2033 | 4,250  
Eni SpA | 1.000 | 49 | 1.049 | EUR | 2029 | 3,625  
Eni SpA | 1.000 | 26 | 1.026 | EUR | 2034 | 3,875  
Eni SpA | 1.000 | 14 | 1.014 | EUR | 2026 | 1,500  
Eni SpA | 1.000 | 11 | 1.011 | EUR | 2031 | 2,000  
Eni SpA | 1.000 | 7 | 1.007 | EUR | 2026 | 1,250  
Eni SpA | 1.000 | 4 | 1.004 | EUR | 2030 | 0,625  
Eni SpA | 800 | 5 | 805 | EUR | 2028 | 1,625  
Eni SpA | 750 | 10 | 760 | EUR | 2027 | 1,500  
Eni SpA | 750 | (2) | 748 | EUR | 2034 | 1,000  
Eni SpA | 638 | 8 | 646 | USD | 2027 | variabile  
Eni SpA | 600 |  | 600 | EUR | 2028 | 1,125  
Eni SpA | 100 | 4 | 104 | EUR | 2028 | 5,441  
Eni SpA | 75 |  | 75 | EUR | 2043 | 3,875  
Eni SpA | 70 | 1 | 71 | EUR | 2032 | 4,000  
Eni SpA | 50 |  | 50 | EUR | 2031 | 4,800  
Eni SpA - Sustainability-linked | 1.000 |  | 1.000 | EUR | 2028 | 0,375  
Eni SpA - Sustainability-linked | 750 | 16 | 766 | EUR | 2027 | 3,625  
| 12.833 | 177 | 13.010 |  |  |   
Altri prestiti obbligazionari |  |  |  |  |  |   
Eni SpA | 1.063 | (21) | 1.042 | USD | 2054 | 5,950  
Eni SpA | 851 | 8 | 859 | USD | 2028 | 4,750  
Eni SpA | 851 | 2 | 853 | USD | 2029 | 4,250  
Eni SpA | 851 | 7 | 858 | USD | 2034 | 5,500  
Eni SpA | 851 | (7) | 844 | USD | 2035 | 5,750  
Eni SpA | 298 | 1 | 299 | USD | 2040 | 5,700  
Eni USA Inc | 340 | 3 | 343 | USD | 2027 | 7,300  
Eni SpA - Sustainability-linked - Retail | 2.000 | 67 | 2.067 | EUR | 2028 | 4,300  
| 7.105 | 60 | 7.165 |  |  |   
| 19.938 | 237 | 20.175 |  |  |   
  
  


  


  


  


BILANCIO

320

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


Nell’anno sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie in euro da parte di Eni SpA per un valore nominale di €851 milioni. 

Eni SpA ha in essere sustainability-linked bond per un valore nominale complessivo di €3.750 milioni. Nel caso di mancato raggiungimento 

degli obiettivi gli accordi prevedono un marginale incremento del tasso di interesse.

Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €3.500 milioni di valore nominale. 

Le informazioni relative alle obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked sono le seguenti:

(€ milioni) | Importo | Disaggio di emissionee rateo di interesse | Totale | Valuta | Scadenza | Tasso (%)  
---|---|---|---|---|---|---  
Società emittente |  |  |  |  |  |   
Eni SpA - Obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked | 1.000 | 27 | 1.027 | EUR | 2030 | 2,950  
di cui: componente passività finanziaria | 920 | 28 | 948 | EUR |  |   
di cui: componente di patrimonio nettto | 80 | (1) | 79 | EUR |  |   
  
  


Eni SpA ha in essere un prestito obbligazionario convertibile senior unsecured sustainability-linked per un valore nominale complessivo di 

€1.000 milioni. Le obbligazioni saranno convertibili in azioni ordinarie Eni acquistate nell’ambito del piano di acquisto di azioni proprie approvato 

dalla Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023 e avranno una durata di 7 anni. Il prezzo di conversione è di €17,5513.

Le sustainability-linked bond e le obbligazioni convertibili sono collegate al conseguimento dei target di sostenibilità relativi a emissioni nette 

di gas serra (Scope 1&2) associate alle operazioni Upstream e alla capacità installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, 

secondo le modalità previste nei termini e condizioni delle obbligazioni.

  


Le passività finanziarie sono di  seguito analizzate  nella valuta in cui sono  denominate e con  l’indicazione del tasso  medio ponderato

di riferimento.

| 31 dicembre 2025 31 dicembre 2024  
---|---  
Passività finanziarie a breve termine (€ milioni) | Tasso  medio  ponderato(%) | Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (€ milioni) | Tasso  medio  ponderato(%) | Passività finanziarie a breve termine (€ milioni) | Tasso  medio  ponderato(%) | Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (€ milioni) | Tasso  medio  ponderato(%)  
Euro | 4.449 | 2,1 | 16.959 | 2,5 | 3.518 | 3,0 | 19.547 | 2,5  
Dollaro USA | 437 | 3,0 | 6.612 | 4,9 | 707 | 4,8 | 6.603 | 5,3  
Altre valute | 43 | 1,7 | 2 | 2,7 | 13 | 2,2 | 2 | 2,7  
Totale | 4.929 |  | 23.573 |  | 4.238 |  | 26.152 |   
  
  


  


  


  


Al 31 dicembre 2025 Eni dispone di linee di credito committed di €9.012 milioni (€9.001 milioni al 31 dicembre 2024), di cui €9.000 milioni non 

utilizzate. Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato.

Al 31 dicembre 2025 non risultano inadempimenti di clausole contrattuali connesse a contratti di finanziamento.

Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine si analizza come segue:

| 31 dicembre  | 31 dicembre   
---|---|---  
(€ milioni) | 2025 | 2024  
Obbligazioni ordinarie e Obbligazioni Sustainability‐Linked | 20.119 | 21.026  
Obbligazioni convertibili Sustainability‐Linked | 1.071 | 973  
Banche | 1.608 | 1.143  
Altri finanziatori | 852 | 1.689  
| 23.650 | 24.831  
  
  


Il fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,9% e 4,8% 

(1,7% e 4,8% al 31 dicembre 2024). 

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.

  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 321

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


VARIAZIONI DELLE PASSIVITÀ FINANZIARIE DERIVANTI DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO

(€ milioni) | Debiti finanziari a lungo termine e quote a breve di debiti finanziari a lungo termine | Debiti finanziari a breve termine | Passività per beni in leasing a lungo termine e quote a breve di passività per leasing a lungo termine | Totale  
---|---|---|---|---  
Valore nominale al 31 dicembre 2024 | 26.152 | 4.238 | 6.453 | 36.843  
Variazioni monetarie | (2.279) | (276) | (1.250) | (3.805)  
Differenze di cambio da conversione e da allineamento | (586) | 201 | (484) | (869)  
Variazione area di consolidamento | 470 | 4 |  | 474  
Altre variazioni non monetarie | (184) | 762 | 981 | 1.559  
Valore nominale al 31 dicembre 2025 | 23.573 | 4.929 | 5.700 | 34.202  
Valore nominale al 31 dicembre 2023 | 24.637 | 4.092 | 5.336 | 34.065  
Variazioni monetarie | (1.232) | (61) | (1.205) | (2.498)  
Differenze di cambio da conversione e da allineamento | 232 | (303) | 247 | 176  
Variazione area di consolidamento | 855 | 12 | 50 | 917  
Altre variazioni non monetarie | 1.660 | 498 | 2.025 | 4.183  
Valore nominale al 31 dicembre 2024 | 26.152 | 4.238 | 6.453 | 36.843  
  
  


  


La variazione dell’area di consolidamento è riferita all’acquisizione di Plenitude Production France SA per €762 milioni e alla cessione del 

controllo di Eni CCUS Holding Ltd per €298 milioni.

Le altre variazioni non monetarie comprendono €1.442 milioni di supplier financing arrangement classificati come passività finanziarie,

€1.150 milioni di assunzioni di passività per beni in leasing e, in diminuzione, €762 la riclassifica ad attività destinate alla vendita di Plenitude 

Production France SA. 

Le passività per beni in leasing sono commentate alla nota n. 13 – Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.

I debiti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 – Rapporti con parti correlate.

  


  


20 Analisi dell’indebitamento finanziario netto

|  | 31 dicembre  | 31 dicembre   
---|---|---|---  
(€ milioni) | 2025 | 2024  
A. | Disponibilità liquide | 2.796 | 3.367  
B. | Mezzi equivalenti a disponibilità liquide | 5.304 | 4.816  
C. | Altre attività finanziarie correnti | 10.700 | 7.881  
D. | Liquidità (A+B+C) | 18.800 | 16.064  
E. | Debito finanziario corrente | 7.258 | 6.942  
F. | Quota corrente del debito finanziario non corrente | 2.368 | 3.157  
G. | Indebitamento finanziario corrente (E+F) | 9.626 | 10.099  
H. | Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) | (9.174) | (5.965)  
I. | Debito finanziario non corrente | 5.782 | 6.175  
J. | Strumenti di debito | 18.756 | 20.527  
K. | Debiti commerciali e altri debiti non correnti |  |   
L. | Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) | 24.538 | 26.702  
M. | Totale indebitamento finanziario Consob (H+L) | 15.364 | 20.737  
  
  


L’indebitamento finanziario netto non comprende €136 milioni di crediti finanziari non correnti (€2.109 milioni al 31 dicembre 2024).

Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (i) le attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico che sono 

commentate alla nota n. 7 – Attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico; (ii) crediti finanziari che sono commentati 

alla nota n. 17 - Altre attività finanziarie.

La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non correnti è indicata alla nota n. 19 – Passività finanziarie.

Gli strumenti di debito comprendono €38 milioni (€42 milioni al 31 dicembre 2024) di contratti derivati attivi fair value hedge a copertura di 

prestiti obbligazionari a tasso fisso.

La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito finanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente 

per €1.263 milioni e €4.437 milioni (rispettivamente €1.279 milioni e €5.174 milioni al 31 dicembre 2024). 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.

  


  


BILANCIO

322

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


21 Fondi per rischi e oneri

(€ milioni) | Fondo abbandono e ripristino siti e social project | Fondo rischi ambientali | Fondo rischi per contenziosi | Fondo per imposte non sul reddito | Fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione | Fondo copertura perdite di imprese partecipate | Fondo mutua assicurazione Everen | Altri fondi | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
Valore al 31 dicembre 2024 | 9.712 | 3.700 | 594 | 158 | 229 | 234 | 86 | 1.061 | 15.774  
Accantonamenti | 135 | 641 | 353 | 19 | 89 | 6 | 23 | 404 | 1.670  
Rilevazione iniziale e variazione stima | 279 |  |  |  |  |  |  |  | 279  
Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | 290 | (40) |  |  |  |  |  |  | 250  
Utilizzi a fronte oneri | (824) | (671) | (175) | (18) | (132) |  | (1) | (135) | (1.956)  
Rilasci per esuberanza | (144) | (42) | (85) |  |  | (5) | (1) | (238) | (515)  
Differenze cambio da conversione | (554) | (4) | (36) | (8) |  | (5) | (1) | (17) | (625)  
Altre variazioni | (272) | (42) | 26 | 22 | 2 | 7 | (7) | (33) | (297)  
Valore al 31 dicembre 2025 | 8.622 | 3.542 | 677 | 173 | 188 | 237 | 99 | 1.042 | 14.580  
  
  


  


  


  


  


Il fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie: (i) per €7.557 milioni la stima dei costi che saranno sostenuti al termine dell’attività

di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti; (ii) per €507 milioni la stima 

degli oneri per social project del settore Exploration & Production riferiti per €230 milioni agli oneri da sostenere a fronte degli impegni assunti 

tra Eni SpA e la Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell’area della concessione Val d’Agri; (iii) per €442 milioni 

la stima dei costi di abbandono/smantellamento di impianti di raffinazione per i quali non esistono prospettive di utilizzo economico o di 

riconversione in processi di decarbonizzazione nell’attuale contesto di mercato, nonché di distribuzione carburanti.

Gli accantonamenti al fondo abbandono e ripristino siti riguardano: (i) per €79 milioni la revisione stima dei costi di abbandono di asset Oil &

Gas completamente ammortizzati o esausti; (ii) per €55 milioni i costi stimati di abbandono/smantellamento di impianti di raffinazione e di 

distribuzione carburanti per i quali il management ha valutato l’assenza di prospettive economiche nell’attuale contesto di mercato. I rilasci 

per esuberanza riguardano principalmente un impianto downstream in Italia per il quale sono in corso negoziazioni di cessione a terzi.

La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l’aggiornamento delle stime dei costi di smantellamento e ripristino siti (principalmente 

in Italia e Algeria), parzialmente compensato dall’aumento della curva dei tassi d’interesse euro. L’effetto attualizzazione e oneri finanziari 

connessi al trascorrere del tempo rilevati a conto economico sono stati determinati con tassi di attualizzazione compresi tra il 1,7% e il 5,6% 

(1,8% e 5,3% al 31 dicembre 2024). Gli utilizzi a fronte oneri riguardano principalmente attività di smantellamento delle strutture produttive e 

ripristino siti in Italia €253 milioni, in UK per €243 milioni e in Libia per €111 milioni. Le altre variazioni includono per €231 milioni la riclassifica 

a passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita del settore Exploration & Production. Gli esborsi connessi agli interventi 

di smantellamento e di ripristino saranno sostenuti in un arco temporale che copre i prossimi 50 anni, con inizio degli utilizzi essenzialmente 

oltre i 12 mesi. Maggiori informazioni sull’incertezza relativa alla stima dei tempi di smantellamento e ripristino degli impianti di estrazione 

degli idrocarburi sono riportate alla nota n. 15 – Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni 

in leasing. Variabilità dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.

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 la valutazione della probabilità di sostenimento e la possibilità di stimarli in modo attendibile. Gli accantonamenti riguardano: (i) 

per circa €294 milioni impianti di raffinazione, depositi, distribuzione carburanti e oleodotti; (ii) per €191 milioni le attività di bonifica presso i 

siti industriali dismessi in Italia e i costi relativi al trattamento delle acque di falda; (iii) per €78 milioni le attività di bonifica presso gli impianti 

petrolchimici. Gli utilizzi a fronte oneri sono relativi all’avanzamento delle operazioni di bonifica e ripristino ambientale. Alla data di bilancio, la 

consistenza del fondo è riferita alla Eni Rewind SpA per €2.251 milioni e al settore Refining e Chimica per €750 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 €282 

milioni. Inoltre, il fondo accoglie la stima di soccombenza in alcuni procedimenti antitrust.

  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 323

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


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 €142 milioni. In particolare, gli 

oneri sono relativi principalmente al contenzioso in materia di potere impositivo delle amministrazioni locali italiane sulle piattaforme offshore 

Eni localizzate nelle acque territoriali comunali. 

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 SpA. A fronte di tale passività sono iscritti all’attivo di bilancio €34 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 €176 milioni.

Il fondo mutua assicurazione Everen accoglie gli oneri relativi ai premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mutua 

Assicurazione a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere.

Gli altri fondi sono relativi a rinegoziazioni commerciali e altre pretese di terzi nell’ambito dell’ordinaria gestione. Tali fondi riguardano 

principalmente le linee di business Global Gas & LNG Portfolio ed Enilive.

Sulla base delle previsioni di esborso in relazione all’avanzamento delle attività di bonifica e di decommissioning di asset petroliferi esauriti, 

la quota a breve termine dei fondi rischi ammonta a circa €1,7 miliardi.

  


  


  


  


22 Fondi per benefici ai dipendenti

| 31 dicembre  | 31 dicembre   
---|---|---  
(€ milioni) | 2025 | 2024  
TFR | 143 | 151  
Piani esteri a benefici definiti | 89 | 108  
Fisde, altri piani medici esteri e altri | 112 | 112  
Piani a benefici definiti | 344 | 371  
Altri fondi per benefici ai dipendenti | 252 | 310  
Fondi per benefici ai dipendenti | 596 | 681  
  
  


La passività relativa agli impegni Eni di copertura delle spese sanitarie del personale è determinata considerando, tra l’altro, i contributi versati 

dall’azienda.

Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano gli incentivi monetari differiti per €139 milioni (€134 milioni al 31 dicembre 2024), il contratto 

di espansione per €51 milioni (€86 milioni al 31 dicembre 2024), i piani isopensione di Eni Plenitude SpA per €28 milioni (€47 milioni al 31 

dicembre 2024), i premi di anzianità per €18 milioni (€25 milioni al 31 dicembre 2024) e gli altri piani a lungo termine per €16 milioni (€18 

milioni al 31 dicembre 2024). 

  


  


BILANCIO

324

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
TFR | Piani esteri a benefici definiti | Fisde, altri piani medici esteri e altri | Totale piani a benefici definiti | Altri fondi per benefici ai dipendenti | Totale | TFR | Piani esteri a benefici definiti | Fisde, altri piani medici esteri e altri | Totale piani a benefici definiti | Altri fondi per benefici ai dipendenti | Totale  
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio | 151 | 369 | 112 | 632 | 310 | 942 | 156 | 380 | 118 | 654 | 353 | 1.007  
Costo corrente | 1 | 6 | 2 | 9 | 57 | 66 | 1 | 12 | 2 | 15 | 56 | 71  
Interessi passivi | 5 | 17 | 3 | 25 | 8 | 33 | 5 | 18 | 4 | 27 | 11 | 38  
Rivalutazioni: | (4) | 7 | (2) | 1 | (8) | (7) | (1) | (22) | (2) | (25) | 1 | (24)  
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche |  | (7) |  | (7) |  | (7) |  | (1) |  | (1) |  | (1)  
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | (1) |  | (1) | (2) | (3) | (5) |  | (22) |  | (22) | 5 | (17)  
\- Effetto dell'esperienza passata | (3) | 14 | (1) | 10 | (5) | 5 | (1) | 1 | (2) | (2) | (4) | (6)  
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione |  | 1 | 5 | 6 | (9) | (3) |  | 9 |  | 9 | 3 | 12  
Contributi al piano: |  | 1 |  | 1 |  | 1 |  | 2 |  | 2 |  | 2  
\- Contributi dei dipendenti |  | 1 |  | 1 |  | 1 |  | 2 |  | 2 |  | 2  
Benefici pagati | (11) | (31) | (8) | (50) | (105) | (155) | (10) | (85) | (8) | (103) | (113) | (216)  
Riclassifica a passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita |  | (16) |  | (16) | (1) | (17) |  |  |  |  |  |   
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | 1 | (7) |  | (6) |  | (6) |  | 55 | (2) | 53 | (1) | 52  
Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) | 143 | 347 | 112 | 602 | 252 | 854 | 151 | 369 | 112 | 632 | 310 | 942  
Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio |  | 263 |  | 263 |  | 263 |  | 261 |  | 261 |  | 261  
Interessi attivi |  | 18 |  | 18 |  | 18 |  | 14 |  | 14 |  | 14  
Rendimento delle attività a servizio del piano |  | (8) |  | (8) |  | (8) |  | (17) |  | (17) |  | (17)  
Spese amministrative pagate |  | (1) |  | (1) |  | (1) |  | (1) |  | (1) |  | (1)  
Contributi al piano: |  | 21 |  | 21 |  | 21 |  | 25 |  | 25 |  | 25  
\- Contributi dei dipendenti |  | 1 |  | 1 |  | 1 |  | 2 |  | 2 |  | 2  
\- Contributi del datore di lavoro |  | 20 |  | 20 |  | 20 |  | 23 |  | 23 |  | 23  
Benefici pagati |  | (24) |  | (24) |  | (24) |  | (25) |  | (25) |  | (25)  
Riclassifica a passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita |  | (1) |  | (1) |  | (1) |  |  |  |  |  |   
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni |  | (8) |  | (8) |  | (8) |  | 6 |  | 6 |  | 6  
Attività a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) |  | 260 |  | 260 |  | 260 |  | 263 |  | 263 |  | 263  
Massimale di attività all'inizio dell'esercizio |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2  
Modifiche nel massimale di attività |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Massimale di attività alla fine dell'esercizio (c) |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2  
Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c) | 143 | 89 | 112 | 344 | 252 | 596 | 151 | 108 | 112 | 371 | 310 | 681  
  
  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 325

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


I costi relativi alle passività per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano 

come segue:

(€ milioni) | TFR | Piani esteri a benefici definiti | Fisde, altri piani medici esteri e altri | Totale piani a benefici definiti | Altri fondi per benefici ai dipendenti | Totale  
---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |   
Costo corrente | 1 | 6 | 2 | 9 | 57 | 66  
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione |  | 1 | 5 | 6 | (9) | (3)  
Interessi passivi (attivi) netti: |  |  |  |  |  |   
\- Interessi passivi sull'obbligazione | 5 | 17 | 3 | 25 | 8 | 33  
\- Interessi attivi sulle attività a servizio del piano |  | (18) |  | (18) |  | (18)  
Totale interessi passivi (attivi) netti | 5 | (1) | 3 | 7 | 8 | 15  
\- di cui rilevato nel Costo lavoro |  |  |  |  | 8 | 8  
- di cui rilevato nei Proventi (oneri) finanziari | 5 | (1) | 3 | 7 |  | 7  
Rivalutazioni dei piani a lungo termine |  |  |  |  | (8) | (8)  
Spese amministrative pagate |  | 1 |  | 1 |  | 1  
Totale | 6 | 7 | 10 | 23 | 48 | 71  
\- di cui rilevato nel Costo lavoro | 1 | 8 | 7 | 16 | 48 | 64  
- di cui rilevato nei Proventi (oneri) finanziari | 5 | (1) | 3 | 7 |  | 7  
2024 |  |  |  |  |  |   
Costo corrente | 1 | 12 | 2 | 15 | 56 | 71  
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione |  | 9 |  | 9 | 3 | 12  
Interessi passivi (attivi) netti: |  |  |  |  |  |   
\- Interessi passivi sull'obbligazione | 5 | 18 | 4 | 27 | 11 | 38  
\- Interessi attivi sulle attività a servizio del piano |  | (14) |  | (14) |  | (14)  
Totale interessi passivi (attivi) netti | 5 | 4 | 4 | 13 | 11 | 24  
\- di cui rilevato nel Costo lavoro |  |  |  |  | 11 | 11  
- di cui rilevato nei Proventi (oneri) finanziari | 5 | 4 | 4 | 13 |  | 13  
Rivalutazioni dei piani a lungo termine |  |  |  |  | 1 | 1  
Spese amministrative pagate |  | 1 |  | 1 |  | 1  
Totale | 6 | 26 | 6 | 38 | 71 | 109  
\- di cui rilevato nel Costo lavoro | 1 | 22 | 2 | 25 | 71 | 96  
- di cui rilevato nei Proventi (oneri) finanziari | 5 | 4 | 4 | 13 |  | 13  
  
I costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come segue:

|  | 2025 |  |  |  | 2024 |  |   
---|---|---|---|---|---|---|---|---  
(€ milioni) | TFR | Piani esteri a benefici definiti | Fisde, altri piani medici esteri e altri | Totale piani a benefici definiti | TFR | Piani esteri a benefici definiti | Fisde, altri piani medici esteri e altri | Totale piani a benefici definiti  
(Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche |  | (7) |  | (7) |  | (1) |  | (1)  
(Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | (1) |  | (1) | (2) |  | (22) |  | (22)  
Effetto dell'esperienza passata | (3) | 14 | (1) | 10 | (1) | 1 | (2) | (2)  
Rendimento delle attività a servizio del piano |  | 8 |  | 8 |  | 17 |  | 17  
Modifiche nel massimale di attivià |  |  |  |  |  |  |  |   
Rivalutazioni | (4) | 15 | (2) | 9 | (1) | (5) | (2) | (8)  
  
  


  


  


BILANCIO

326

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:

(€ milioni) | Disponibilità liquide ed equivalenti | Strumenti rappresentativi di capitale | Strumenti rappresentativi di debito | Immobili | Derivati | Fondi comuni di investimento | Attività detenute da compagnie di assicurazione | Altre attività | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
31 dicembre 2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Attività a servizio del piano: |  |  |  |  |  |  |  |  |   
\- con prezzi quotati in mercati attivi | 9 | 24 | 126 | 11 | 41 |  | 4 | 15 | 230  
\- con prezzi non quotati in mercati attivi |  |  |  |  |  |  | 30 |  | 30  
| 9 | 24 | 126 | 11 | 41 |  | 34 | 15 | 260  
31 dicembre 2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Attività a servizio del piano: |  |  |  |  |  |  |  |  |   
\- con prezzi quotati in mercati attivi | 4 | 25 | 125 | 11 | 43 | 1 | 32 | 19 | 260  
\- con prezzi non quotati in mercati attivi |  |  |  |  |  |  | 3 |  | 3  
| 4 | 25 | 125 | 11 | 43 | 1 | 35 | 19 | 263  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


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: 

|  | TFR | Piani esteri a benefici definiti | Fisde | Altri fondi per benefici ai dipendenti  
---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |   
Tasso di sconto | (%) | 3,2 | 1,3-20,5 | 3,2 | 2,4-3,2  
Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 3,0 | 2,0-19,7 |  |   
Tasso d’inflazione | (%) | 2,0 | 1,0-14,0 | 2,0 | 2,0  
Aspettativa di vita all'età di 65 anni | (anni) |  | 14-24 | 24 |   
2024 |  |  |  |  |   
Tasso di sconto | (%) | 3,1 | 1,1-26,1 | 3,1 | 2,8-3,1  
Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 3,0 | 2,0-15,0 |  |   
Tasso d’inflazione | (%) | 2,0 | 1,0-14,0 | 2,0 | 2,0  
Aspettativa di vita all'età di 65 anni | (anni) |  | 14-24 | 24 |   
  
  


  


Le principali ipotesi attuariali adottate per i piani esteri a benefici definiti più rilevanti si analizzano per area geografica come segue:

|  | Eurozona | Resto Europa | Africa | Resto del Mondo | Piani esteri a benefici definiti  
---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |   
Tasso di sconto | (%) | 3,4-4,2 | 1,3-5,5 | 4,0-20,5 |  | 1,3-20,5  
Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 2,0-3,4 | 2,8 | 5,0-19,7  |  | 2,0-19,7  
Tasso d’inflazione | (%) | 2,0 | 1,0-3,1 | 3,0-14,0 |  | 1,0-14,0  
Aspettativa di vita all'età di 65 anni | (anni) | 21-23 | 22-24 | 14-18 |  | 14-24  
2024 |  |  |  |  |  |   
Tasso di sconto | (%) | 3,2-3,6 | 1,1-5,5 | 3,3-26,1 | 7,1 | 1,1-26,1  
Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 2,0-3,4 | 2,8  | 5,0-15,0 | 5,0 | 2,0-15,0  
Tasso d’inflazione | (%) | 2,0  | 1,0-3,5 | 3,0-14,0 | 3,5 | 1,0-14,0  
Aspettativa di vita all'età di 65 anni | (anni) | 21-23 | 23-24 | 14-18 |  | 14-24  
  
  


  


  


  


  


Gli effetti derivanti da modifiche ragionevolmente possibili delle principali ipotesi attuariali alla fine dell’esercizio sono irrilevanti. 

L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell’esercizio successivo ammonta a €130 milioni, di 

cui €40 milioni relativi ai piani a benefici definiti. 

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 327

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Il profilo di scadenza e la durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici ai dipendenti sono di seguito indicate:

|  |  | Piani esteri a  | Fisde, altri piani  | Altri fondi per benefici   
---|---|---|---|---|---  
(€ milioni) |  | TFR | benefici definiti | medici esteri e altri | ai dipendenti  
31 dicembre 2025 |  |  |  |  |   
2026 |  | 18 | 17 | 8 | 90  
2027 |  | 16 | 25 | 8 | 79  
2028 |  | 17 | 19 | 8 | 64  
2029 |  | 18 | 21 | 7 | 5  
2030 |  | 18 | 20 | 7 | 3  
Oltre |  | 56 | 245 | 74 | 11  
Durata media ponderata | (anni) | 5,8 | 12,4 | 10,9 | 2,1  
31 dicembre 2024 |  |  |  |  |   
2025 |  | 19 | 24 | 8 | 108  
2026 |  | 16 | 26 | 7 | 92  
2027 |  | 16 | 21 | 7 | 80  
2028 |  | 17 | 16 | 7 | 13  
2029 |  | 18 | 19 | 7 | 5  
Oltre |  | 65 | 263 | 76 | 12  
Durata media ponderata | (anni) | 6,1 | 13,1 | 11,3 | 2,1  
  
23 Passività per imposte differite e attività per imposte anticipate

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Passività per imposte differite lorde | 6.937 | 8.724  
Attività per imposte anticipate compensabili | (2.132) | (3.143)  
Passività per imposte differite | 4.805 | 5.581  
Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | 8.848 | 9.465  
Passività per imposte differite compensabili | (2.132) | (3.143)  
Attività per imposte anticipate | 6.716 | 6.322  
  
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 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Passività per imposte differite |  |   
Ammortamenti eccedenti | 4.875 | 5.755  
Contratti di leasing | 297 | 354  
Abbandono e ripristino siti (attività materiali) | 269 | 368  
Differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti | 108 | 858  
Contratti derivati | 80 | 44  
Applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze | 20 | 20  
Altre | 1.288 | 1.325  
| 6.937 | 8.724  
Attività per imposte anticipate |  |   
Perdite fiscali portate a nuovo | (4.746) | (5.018)  
Abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri) | (1.953) | (2.148)  
Ammortamenti deducibili in futuri esercizi | (1.738) | (1.847)  
Accantonamenti per svalutazione crediti e fondi rischi e oneri non deducibili | (1.329) | (1.432)  
Svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili | (1.378) | (1.320)  
Contratti derivati | (104) | (352)  
Contratti di leasing | (268) | (338)  
Benefici ai dipendenti | (134) | (151)  
Over/under lifting | (89) | (120)  
Utili infragruppo | (71) | (77)  
Altre | (1.193) | (1.313)  
| (13.003) | (14.116)  
Fondo svalutazione attività per imposte anticipate | 4.155 | 4.651  
Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | (8.848) | (9.465)  
  
  


BILANCIO

328

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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 dicembre 2024 | 8.724 | (14.116) | 4.651 | (9.465)  
Incrementi | 506 | (2.628) | 528 | (2.100)  
Decrementi | (600) | 1.469 | (60) | 1.409  
Variazioni con effetto ad OCI | 77 | 173 |  | 173  
Differenze di cambio da conversione | (897) | 679 | (245) | 434  
Variazione area di consolidamento | 1 | 3 |  | 3  
Altre variazioni | (874) | 1.417 | (719) | 698  
Valore al 31 dicembre 2025 | 6.937 | (13.003) | 4.155 | (8.848)  
Valore al 31 dicembre 2023 | 8.461 | (13.909) | 5.668 | (8.241)  
Incrementi | 946 | (1.862) | 457 | (1.405)  
Decrementi | (1.042) | 2.176 | (1.663) | 513  
Variazioni con effetto ad OCI | (351) | 92 |  | 92  
Differenze di cambio da conversione | 484 | (384) | 121 | (263)  
Variazione area di consolidamento | 193 | 156 | (168) | (12)  
Altre variazioni | 33 | (385) | 236 | (149)  
Valore al 31 dicembre 2024 | 8.724 | (14.116) | 4.651 | (9.465)  
  
  


  


  


Le perdite fiscali ammontano a €18.575 milioni e sono utilizzabili illimitatamente per €15.432 milioni. Le perdite fiscali sono riferite a società

italiane per €10.841 milioni e a società estere per €7.734 milioni; le relative attività per imposte anticipate al lordo del fondo svalutazione 

ammontano rispettivamente a €2.602 milioni e €2.144 milioni. 

Secondo la normativa fiscale italiana le perdite fiscali possono essere portate a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali delle imprese estere 

sono riportabili a nuovo in un periodo 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 27,7% per le imprese estere.

Il fondo svalutazione attività per imposte anticipate è riferito a società italiane per €2.134 milioni e a società estere per €2.021 milioni.

Le imposte sono indicate alla nota n. 33 – Imposte sul reddito.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 329

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

24 Strumenti finanziari derivati e hedge accounting

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
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 interessi |  |  |  |  |  |   
\- Interest rate swap | 41 | 18 | 2 | 20 | 27 | 2  
\- Altro | 1 |  | 2 |  |  |   
| 42 | 18 |  | 20 | 27 |   
Contratti su valute |  |  |  |  |  |   
\- Currency swap | 26 | 72 | 2 | 233 | 33 | 2  
\- Interest currency swap | 5 | 2 | 2 |  | 125 | 2  
\- Outright |  | 11 | 2 | 3 | 24 | 2  
| 31 | 85 |  | 236 | 182 |   
Contratti su merci |  |  |  |  |  |   
\- Over the counter | 633 | 767 | 2 | 632 | 923 | 2  
\- Future | 816 | 999 | 1 | 1.429 | 1.538 | 1  
\- Opzioni | 11 | 22 | 1 | 61 | 111 | 2  
\- Altro | 6 |  | 2 |  | 8 | 2  
| 1.466 | 1.788 |  | 2.122 | 2.580 |   
| 1.539 | 1.891 |  | 2.378 | 2.789 |   
Contratti derivati fair value hedge |  |  |  |  |  |   
Contratti su interessi |  |  |  |  |  |   
\- Interest rate swap | 38 |  | 2 | 42 |  | 2  
| 38 |  |  | 42 |  |   
Contratti su valute |  |  |  |  |  |   
\- Outright |  |  |  | 2 |  | 1  
|  |  |  | 2 |  |   
| 38 |  |  | 44 |  |   
Contratti derivati cash flow hedge |  |  |  |  |  |   
Contratti su merci |  |  |  |  |  |   
\- Over the counter | 167 |  | 2 | 20 | 335 | 2  
\- Future | 256 | 89 | 1 | 28 | 421 | 1  
\- Altro | 5 | 105 | 2 |  |  |   
| 428 | 194 |  | 48 | 756 |   
| 428 | 194 |  | 48 | 756 |   
Opzioni |  |  |  |  |  |   
\- Altre opzioni |  | 21 | 2 |  | 37 | 2  
|  | 21 |  |  | 37 |   
Totale contratti derivati lordi | 2.005 | 2.106 |  | 2.470 | 3.582 |   
Compensazione | (1.133) | (1.133) |  | (1.508) | (1.508) |   
Totale contratti derivati netti | 872 | 973 |  | 962 | 2.074 |   
\- correnti | 791 | 827 |  | 874 | 1.921 |   
\- non correnti | 81 | 146 |  | 88 | 153 |   
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


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. 

  


  


BILANCIO

330

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti 

non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguarda essenzialmente vendite a termine di gas naturale per le quali è prevista 

la consegna fisica, non oggetto di applicazione della own use exemption, nonché operazioni di trading proprietario.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguarda essenzialmente operazioni in derivati su commodity poste 

in essere nella linea di business 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 (€2.326 milioni) compresi nel portafoglio di liquidità strategica, 

è gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una relazione fair value hedge, le differenze di cambio (positive di €262 milioni nel corso 

del 2025) che maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.010 milioni).

La compensazione degli strumenti finanziari derivati è riferita a Eni Global Energy Markets SpA e Eni Trade & Biofuels SpA.

Nel corso dell’esercizio 2025 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

Gli strumenti finanziari di copertura cash flow hedge e fair value hedge si analizzano come segue:

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
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 | 1.506 | 448 | 2 | 1.753 | (524) | 13  
\- Future | 3.472 | 184 | 1 | 3.375 | (499) | 13  
| 4.978 | 632 | 3 | 5.128 | (1.023) | 26  
Altri strumenti di copertura |  |  |  |  |  |   
\- Altri |  |  |  | 348 | (12) |   
|  |  |  | 348 | (12) |   
| 4.978 | 632 | 3 | 5.476 | (1.035) | 26  
Contratti derivati fair value hedge |  |  |  |  |  |   
Contratti su interessi |  |  |  |  |  |   
\- Interest rate swap | 1.962 | (4) |  | 1.981 | 42 | 1  
| 1.962 | (4) |  | 1.981 | 42 | 1  
Contratti su valute |  |  |  |  |  |   
\- Outright |  |  |  | 43 | 2 |   
|  |  |  | 43 | 2 |   
| 1.962 | (4) |  | 2.024 | 44 | 1  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 331

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


Di seguito è fornita l’analisi deglioggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell’ambito di coperture cash flow hedge e fair value hedge:

| 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
(€ 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 | (600) | 10 | (233) | 1.023 | (850) | (123)  
Altri strumenti di copertura |  |  |  |  |  |   
\- Flussi su ammontari coperti | (26) | 24 |  | 12 | (12) |   
  
| 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
(€ milioni) | Valore contabile dell'oggetto coperto | Variazione fair value cumulato dell'oggetto coperto | Variazione fair value dell'esercizio dell'oggetto coperto | Valore contabile dell'oggetto coperto | Variazione fair value cumulato dell'oggetto coperto | Variazione fair value dell'esercizio dell'oggetto coperto  
Fair value hedge |  |  |  |  |  |   
Contratti su interessi |  |  |  |  |  |   
\- Passività finanziarie | 2.008 | 39 | (5) | 2.066 | 44 | 44  
Contratti su valute |  |  |  |  |  |   
\- Partecipazioni |  |  |  | 43 | (2) | (2)  
  
  


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) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 3 | 26 | 6  
Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati | 638 | (378) | 472  
| 641 | (352) | 478  
  
  


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.

  


  


BILANCIO

332

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


EFFETTI RILEVATI TRA I PROVENTI (ONERI) FINANZIARI

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Strumenti finanziari derivati su valute | (86) | 310 | (63)  
Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | 6 | (32) | 2  
| (80) | 278 | (61)  
  
  


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 €8.005 milioni (€420 milioni al 31 dicembre 2024) e passività direttamente associabili €2.026 milioni (€195 

milioni al 31 dicembre 2024) riguardano principalmente: asset oil&gas in Indonesia, Emirati Arabi Uniti, Congo e Costa d’Avorio i cui valori di 

iscrizione ammontano rispettivamente a €6.924 milioni e €1.182 milioni. Maggiori informazioni sugli asset oggetto di cessione sono riportare 

alla nota n. 12 – Immobili, impianti e macchinari. La società Plenitude Production France SAS, acquisita nel mese di dicembre 2025, con attività

e passività rispettivamente per €1.078 milioni e €844 milioni rientra nella casistica delle società acquisite in vista della successiva cessione.

Nel corso dell'esercizio sono state cedute le attività destinate alla vendita indicate nel bilancio 2024 relative ad asset oil&gas petroliferi in Congo. 

  


  


26 Patrimonio netto

INTERESSENZE DI TERZI

(€ milioni) | Risultato netto | Patrimonio netto  
---|---|---  
2025 | 2024 | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
Gruppo Eni Plenitude | 6 | 54 | 1.816 | 491  
Eni Marine Services SpA |  |  | 1.701 | 1.924  
Gruppo Enilive | 87 |  | 860 |   
Gruppo EniPower | 64 | 85 | 457 | 446  
Altre | (7) | 1 | 13 | 2  
| 150 | 140 | 4.847 | 2.863  
  
  


  


  


  


Il 6 marzo 2025 Eni e il fondo di private equity KKR hanno finalizzato l’operazione di investimento da parte di KKR relativa a un’interessenza 

di minoranza del 25% nella controllata Enilive con un incasso complessivo per Eni di €2.968 milioni compreso un aumento di capitale di 

€500 milioni. Successivamente, l’11 aprile 2025 Eni e KKR hanno completato un’operazione analoga alla precedente per un investimento di 

un ulteriore 5% per il corrispettivo di €601 milioni. Ad esito dell’operazione, KKR è titolare di una partecipazione complessiva pari al 30% del 

capitale sociale di Enilive.

Il 31 marzo 2025 è stato perfezionato l'aumento della partecipazione di Energy Infrastructure Partners (EIP) nel capitale sociale di Plenitude, 

raggiungendo una quota complessiva del 10%. L’incremento della partecipazione di EIP è avvenuto attraverso un aumento di capitale di €209 

milioni che, tenuto conto di €588 milioni versati a marzo 2024, porta l’investimento complessivo a circa €800 milioni. Il 4 novembre è stato 

perfezionato tra Eni e il fondo di private equity Ares Capital l’investimento in un’interessenza di minoranza del 20% nel capitale sociale di 

Plenitude per il corrispettivo di €2.003 milioni.

Le interessenze di terzi relative alla Eni Marine Services SpA sono riferite alle obbligazioni subordinate perpetue emesse in dollari USA per 

finanziare un progetto d’investimento di interesse Eni in Congo. Le obbligazioni subordinate perpetue sono state rilevate nelle interessenze di 

terzi in considerazione del diritto incondizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di liquidità o altre attività finanziarie agli obbligazionisti. 

Il valore d’iscrizione al 31 dicembre 2025 è stato adeguato al cambio puntuale EUR/USD rilevando una diminuzione di €223 milioni.

  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 333

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


PATRIMONIO NETTO DI ENI

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Capitale sociale | 4.005 | 4.005  
Utili relativi a esercizi precedenti | 33.209 | 32.552  
Riserva per differenze cambio da conversione | 1.936 | 8.081  
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale: |  |   
\- Obbligazioni subordinate perpetue | 5.000 | 5.000  
\- Riserva legale | 959 | 959  
\- Riserva per acquisto di azioni proprie | 2.782 | 2.883  
\- Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | 42 | (612)  
\- Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | (94) | (91)  
\- Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto | 92 | 28  
\- Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value | 104 | 160  
\- Riserva emissione prestito obbligazionario convertibile | 79 | 79  
Azioni proprie | (2.782) | (2.883)  
Utile dell'esercizio | 2.608 | 2.624  
| 47.940 | 52.785  
  
  


Capitale sociale

Al 31 dicembre 2025, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicembre 

2024) ed è rappresentato da n. 3.146.765.114 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (3.284.490.525 azioni ordinarie al 31 

dicembre 2024).

  


Il 14 maggio 2025, l’Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azionisti di Eni SpA ha deliberato: 

(i) la possibilità di utilizzare le riserve disponibili 

di Eni SpA a titolo e in luogo del pagamento del dividendo dell’esercizio 2025, stabilito in €1,05 per azione da regolarsi in 4 tranches, nei mesi 

di settembre 2025 (€0,26 per azione), novembre 2025 (€0,26 per azione), marzo 2026 (€0,26 per azione) e maggio 2026 (€0,27 per azione);

(ii) l’autorizzazione al Consiglio di Amministrazione – ai sensi e per gli effetti dell'art. 2357 del Codice Civile – a procedere all’acquisto di azioni 

della Società, in più volte, per un periodo fino alla fine di aprile 2026, all'acquisto massimo di un numero di 315.000.000 di azioni ordinarie 

per un esborso complessivo fino a €3,5 miliardi; (iii) l’autorizzazione al Consiglio di Amministrazione ad annullare fino ad un massimo di n. 

315.000.000 azioni proprie che verranno acquistate in forza dell’autorizzazione assembleare del punto precedente. In esecuzione di detta 

delibera al 31 dicembre 2025 sono state acquistate n. 102.255.755 azioni proprie per un controvalore complessivo di €1.520 milioni.

  


Riserva per differenze cambio

La riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valute diverse 

dall’euro. 

Obbligazioni subordinate perpetue

Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessivamente a €5 

miliardi (stesso ammontare al 31 dicembre 2024).

Le caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1,5 miliardi con periodo di 

“non-call” di 9 anni, con un prezzo di re-offer all’emissione del 100% e una cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13 

ottobre 2029\. 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; (ii) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo con periodo di “non-call” di 6 anni, 

con un prezzo di re-offer all’emissione del 100% e una cedola annua del 2% fino alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2027\. 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; (iii) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo con periodo di “non-call” di 9 anni, con un prezzo di re-

offer all’emissione del 99,607% e una cedola annua del 2,75% fino alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2030. Qualora non sia avvenuto 

  


  


  


  


BILANCIO

334

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


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; 

(iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di 900 milioni di euro, con un prezzo di re-offer all’emissione del 99,354% e una 

cedola annua del 4,5% fino alla prima data di reset prevista a 6,25 anni dall’emissione (21 aprile 2031). Qualora non sia avvenuto il rimborso 

anticipato, la cedola annua verrà rideterminata a partire dal 21 aprile 2031 e successivamente ogni 5 anni, con un tasso pari all’Euro Mid Swap 

a 5 anni di volta in volta in vigore sommato a un margine iniziale di 208,3 punti base. Tale margine sarà ulteriormente incrementato di 25 punti 

base a partire dal 21 aprile 2036 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2051; (v) emissione perpetua 

subordinata ibrida dell’ammontare di 600 milioni di euro, con un prezzo di re-offer all’emissione del 99,114% e una cedola annua del 4,875% 

fino alla prima data di reset prevista a 9,25 anni dall’emissione (21 aprile 2034). Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato, la cedola 

annua verrà rideterminata a partire dal 21 aprile 2034 e successivamente ogni 5 anni, con un tasso pari all’Euro Mid Swap a 5 anni di volta in 

volta in vigore sommato a un margine iniziale di 239,9 punti base. Tale margine sarà ulteriormente incrementato di 25 punti base a partire dal 

21 aprile 2039 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2054.

  


Riserva legale

La riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall’art. 2430 del Codice Civile, non può essere distribuita 

a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l’ammontare massimo richiesto dalla legge.

Riserva per acquisto di azioni proprie

La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costituita per l’acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni dell’Assemblea

degli azionisti.

Riserve per utile (perdita) complessivo

(€ milioni) | Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto (a) | Riserva OCI partecipazioni  valutate al fair value  
---|---|---|---|---  
Riserva lorda | Effetto fiscale | Riserva netta | Riserva lorda | Effetto fiscale | Riserva netta  
Riserva al 31 dicembre 2024 | (861) | 249 | (612) | (121) | 30 | (91) | 28 | 160  
Variazione dell'esercizio | 661 | (197) | 464 | (11) | 2 | (9) | 73 | (32)  
Differenze cambio | 3 | (1) | 2 | 1 | (1) |  |  | (19)  
Variazione dell'area di consolidamento e interessenze di terzi | 27 | (9) | 18 | 8 | (2) | 6 | (9) | (5)  
Rigiro a rettifica rimanenze | 5 | (1) | 4 |  |  |  |  |   
Rigiro a conto economico | 233 | (67) | 166 |  |  |  |  |   
Riserva al 31 dicembre 2025 | 68 | (26) | 42 | (123) | 29 | (94) | 92 | 104  
Riserva al 31 dicembre 2023 | 50 | (14) | 36 | (94) | 6 | (88) | 98 | 98  
Variazione dell'esercizio | (1.034) | 299 | (735) | 8 | (4) | 4 | (70) | 62  
Differenze cambio |  |  |  | (5) | 3 | (2) |  |   
Variazione dell'area di consolidamento |  |  |  | (30) | 25 | (5) |  |   
Rigiro a conto economico | 123 | (36) | 87 |  |  |  |  |   
Riserva al 31 dicembre 2024 | (861) | 249 | (612) | (121) | 30 | (91) | 28 | 160  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


(a)

La riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto al 31 dicembre 2025 comprende riserve pari a €1 milione relative ai piani a benefici definiti per i dipendenti (stesso ammontare al 31 dicembre 2024).

Azioni proprie

Le azioni proprie ammontano a €2.782 milioni (€2.883 milioni al 31 dicembre 2024) e sono rappresentate da n. 189.083.769 azioni ordinarie 

Eni (203.137.967 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2024) possedute da Eni SpA.

Nell’esercizio 2025, sono state acquistate n. 128.453.526 azioni proprie per un controvalore complessivo di €1.881 milioni, nell’ambito del 

completamento del piano di buy-back 2024 e dell’esecuzione del programma 2025 da €1,8 miliardi completato al 84% alla data di bilancio, 

nel rispetto delle autorizzazioni assembleari. Sono state cancellate n. 137.725.411 azioni proprie per un controvalore complessivo di €1.908 

milioni, sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti Eni n. 1.492.968 azioni proprie, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting 

come previsto dal “Piano di incentivazione di lungo termine 2020-2022” approvato dall’Assemblea di Eni del 13 maggio 2020 e sono state 

assegnate a titolo gratuito ai dipendenti Eni n. 3.289.345 azioni proprie come previsto dal “Piano di Azionariato Diffuso 2024-2026 (“PAD”)”

approvato dall’Assemblea di Eni del 15 maggio 2024. Le condizioni di vesting e di performance dei piani di incentivazione di lungo termine 

sono riportate alla nota n. 30 – Costi.

  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 335

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


Riserve distribuibili

Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2025 comprende riserve distribuibili per circa €38 miliardi. 

  


Prospetto di raccordo del risultato dell’esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidati

(€ milioni) | Risultato dell'esercizio | Patrimonio netto  
---|---|---  
2025 | 2024 | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
Come da bilancio di esercizio di Eni SpA | 4.429 | 6.419 | 50.986 | 50.735  
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio, rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate | (1.643) | (2.029) | 1.643 | 4.338  
Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per: |  |  |  |   
\- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile |  |  | 153 | 153  
\- rettifiche per uniformità dei principi contabili | (285) | (1.722) | 425 | 1.240  
\- eliminazione di utili infragruppo | 219 | (80) | (301) | (537)  
\- imposte sul reddito differite e anticipate | 38 | 176 | (119) | (281)  
| 2.758 | 2.764 | 52.787 | 55.648  
Interessenze di terzi | (150) | (140) | (4.847) | (2.863)  
Come da bilancio consolidato | 2.608 | 2.624 | 47.940 | 52.785  
  
  


  


  


  


  


27 Altre informazioni

Informazioni supplementari del Rendiconto finanziario 

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Analisi degli investimenti in imprese consolidate e in rami d’azienda acquisiti |  |  |   
Attività correnti |  | 486 | 408  
Attività non correnti | 1.040 | 3.863 | 1.985  
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | (724) | (468) | (91)  
Passività correnti e non correnti | (82) | (1.825) | (622)  
Effetto netto degli investimenti | 234 | 2.056 | 1.680  
Goodwill |  | 33 | 25  
Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo |  | (28) | (271)  
Interessenze di terzi |  | (1) | (2)  
Totale prezzo di acquisto | 234 | 2.060 | 1.432  
a dedurre: |  |  |   
Disponibilità liquide ed equivalenti | (38) | (265) | (155)  
Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite | 196 | 1.795 | 1.277  
|  |  |   
Analisi dei disinvestimenti di imprese consolidate e di rami d’azienda ceduti |  |  |   
Attività correnti | 85 | 802 | 130  
Attività non correnti | 657 | 2.695 | 153  
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | (322) | 101 | 180  
Passività correnti e non correnti | (196) | (2.267) | (124)  
Effetto netto dei disinvestimenti | 224 | 1.331 | 339  
Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute per business combination | (138) | (788) | (580)  
Riclassifica a conto economico delle altre componenti dell'utile complessivo |  |  | (7)  
Plusvalenza per business combination e disinvestimenti | 45 | 379 | 427  
Fair value della quota di partecipazione mantenuta dopo la cessione del controllo | 27 | 118 | 414  
Crediti per disinvestimenti |  |  | (173)  
Totale prezzo di vendita | 158 | 1.040 | 420  
a dedurre: |  |  |   
Disponibilità liquide ed equivalenti | (40) | (153) | (25)  
Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute | 118 | 887 | 395  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


Gli investimenti e i disinvestimenti del 2025 sono commentati alla nota n. 5 – Business Combination e altre transazioni significative.

  


  


BILANCIO

336

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


Business combination

L’allocazione provvisoria e definitiva del prezzo delle attività nette acquisite nel 2024 è di seguito rappresentata:

(€ milioni) | Plenitude \- Energie rinnovabili e retail(Allocazione provvisoria) | Plenitude \- Energie rinnovabili e retail(Allocazione definitiva) | Enilive - Atenoil(Allocazione provvisoria) | Enilive - Atenoil(Allocazione definitiva)  
---|---|---|---|---  
Attività correnti | 5 | 5 | 5 | 5  
Immobili, impianti e macchinari | 71 | 71 | 14 | 30  
Goodwill | 5 | 5 | 28 | 23  
Altre attività non correnti | 52 | 52 | 23 | 17  
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | (53) | (53) | (10) | (10)  
Passività correnti e non correnti | (5) | (5) | (10) | (15)  
Totale prezzo di acquisto | 75 | 75 | 50 | 50  
  
  


A seguito dell’allocazione definitiva delle Business Combination 2024 gli schemi di bilancio non sono stati rideterminati tenuto conto della 

irrilevanza delle variazioni.

  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 337

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


28 Garanzie, impegni e rischi

GARANZIE

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Imprese collegate | 6.694 | 9.063  
Imprese in joint venture | 1.473 | 165  
Altri | 634 | 424  
| 8.801 | 9.652  
  
  


Nel normale svolgimento del business Eni emette garanzie nell’interesse di società non consolidate (joint venture o collegate) in relazione 

all’adempimento di obbligazioni contrattuali, principalmente contratti autonomi a garanzia di buona esecuzione dei lavori, partecipazioni a 

gare d’appalto e altri impegni delle società partecipate nel settore Exploration & Production, nonché parent company guarantees a favore di 

banche e istituti finanziari che hanno erogato fondi a partecipate Eni per l’esecuzione di progetti d’interesse del Gruppo. Alcune garanzie sono 

state rilasciate a favore di governi ed enti di Stato con la finalità di assicurare questi da eventuali danni ambientali o in relazione a negligenti 

condotte nello sviluppo di progetti petroliferi o al mancato rispetto di norme contrattuali. Nei casi in cui le garanzie per danni ambientali e simili 

violazioni contrattuali non prevedano un tetto, i dati riportati includono la migliore stima della potenziale massima esposizione. Nei casi in cui 

il management non sia in grado di stimare tale ammontare massimo di potenziali futuri pagamenti, si ritiene che l’evento avverso abbia solo 

una remota possibilità di accadimento o abbia un impatto trascurabile, come nel caso della parent company guarantee rilasciata alla società

a controllo congiunto Cardón IV SA in caso di default sulle forniture di gas equity all’ente di stato del Venezuela.

Il decremento di €851 milioni è stato determinato principalmente dall’estinzione dei contratti autonomi rilasciati a favore di banche e alla 

società petrolifera di Stato del Mozambico ENH nell’interesse del consorzio dei finanziatori con i quali è stato strutturato il project financing 

per lo sviluppo delle riserve gas della scoperta Coral (€1.710 milioni). Questa diminuzione è stata parzialmente compensata dall’emissione 

di nuove garanzie a fronte della vendita del 49,99% delle attività CCUS nel Regno Unito e Olanda a un fondo di private equity (€1.218 milioni).

L’impegno effettivo rispetto al valore nominale delle garanzie ammonta a €5.223 milioni e tiene conto dell’avanzamento delle attività e dei 

finanziamenti rimborsati (€5.790 milioni al 31 dicembre 2024).

Anche sulla base dell’esperienza storica, si ritiene ragionevolmente probabile che tali garanzie non avranno effetti significativi sui risultati 

economici e sui flussi di cassa del bilancio consolidato.

IMPEGNI E RISCHI 

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Impegni | 77.006 | 84.129  
Rischi | 856 | 1.046  
| 77.862 | 85.175  
  
  


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 €72.797 milioni (€79.858 milioni al 31 dicembre 2024). Il decremento di €7.061 milioni è stato determinato principalmente da differenze 

di cambio e dalla chiusura della parent company guarantee relativa a Eni RAK BV (€1.924 milioni); (ii) la parent company guarantee per un 

ammontare complessivo di €3.402 milioni (€3.849 milioni al 31 dicembre 2024) rilasciata nell’interesse di Eni Abu Dhabi Refining & Trading 

BV a seguito dell’accordo con la società Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) che ha portato all’acquisizione del 20% della società

ADNOC Refining e alla costituzione della joint venture ADNOC Global Trading Ltd dedicata alla commercializzazione di prodotti petroliferi. La 

parent company guarantee rimarrà in essere fino a quando sarà mantenuta la partecipazione azionaria; (iii) gli impegni della linea di business 

Plenitude per l’acquisto di progetti nel campo delle energie rinnovabili in Italia e in Spagna per €560 milioni (€246 milioni al 31 dicembre 2024).

I rischi riguardano: (i) rischi di custodia di beni di terzi per €610 milioni (€772 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) indennizzi relativi a impegni 

assunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per €236 milioni (€264 milioni al 31 dicembre 2024).

ALTRI IMPEGNI E RISCHI

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.

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025338

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


Inoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali o di operazioni di perdita del controllo, Eni ha assunto rischi non quantificabili 

per eventuali indennizzi a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale correlabili al periodo durante 

il quale tali attività erano operate da Eni o anche a seguito del deconsolidamento di controllate. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno 

effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.

Relativamente ai contratti di fornitura take-or-pay con le società di Stato russe (Gazprom e le sue affiliate), dal 2023 Eni ha cessato dal fare 

prelievi di gas naturale dai contratti in essere con Gazprom per la commercializzazione nei mercati UE nell’ambito di varie controversie

commerciali tra le parti. Eni prevede che tale situazione si protrarrà anche nel 2026.

Nell’ambito delle cessioni di asset oil&gas, incluse transazioni concluse in esercizi precedenti, gli obblighi di abbandono e ripristino siti 

potrebbero ritornare in capo al venditore qualora l'acquirente non adempia agli obblighi dovuti.

Gestione dei rischi finanziari

Di seguito è fornita la descrizione dei rischi finanziari e della relativa gestione. Con riferimento al rischio di credito i parametri adottati per la 

determinazione dell’Expected Credit Loss sono stati aggiornati per tener conto della crisi energetica in atto e degli impatti connessi al conflitto 

tra Russia e Ucraina e alla guerra in Medio Oriente. 

Al 31 dicembre 2025 la Società dispone di riserve di liquidità che il management reputa sufficienti a far fronte alle obbligazioni finanziarie in 

scadenza nei prossimi diciotto mesi.

Rischi finanziari

La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA nell’esercizio del 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 sopraindicate 

“Linee di indirizzo” e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato sulle Strutture di 

Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate 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 garantisce, per le società Eni la copertura dei fabbisogni e l’assorbimento dei surplus finanziari, 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, 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 

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 339ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


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 Eni Corporate. 

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 Eni Corporate 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 un giorno.

Rischio di mercato - tasso d’interesse

Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell’impresa valutate al fair value e 

sul livello degli oneri e proventi finanziari. 

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 Eni Corporate, 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 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 un giorno.

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025340

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


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 industriale 2026-2030 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 

industriale 2026-2030 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 Eni Corporate 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. 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 un 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. Al 31 dicembre 2025 il rating del portafoglio complessivo di Liquidità Strategica è pari a A/A- in linea rispetto a quello di fine 2024.

Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2025 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2024) 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.

  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 341

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


  


  


(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%) 

|  | 2025 |  |  |  | 2024 |  |   
---|---|---|---|---|---|---|---|---  
(€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio  
Tasso di interesse(a) | 10,29 | 4,45 | 7,48 | 4,45 | 13,03 | 3,92 | 5,95 | 7,50  
Tasso di cambio(a) | 7,99 | 0,07 | 2,07 | 0,43 | 5,47 | 0,07 | 1,65 | 0,69  
  
(a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le strutture di Finanza Operativa Eni Corporate e Banque Eni SA.

(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)

|  | 2025 |  |  |  | 2024 |   
---|---|---|---|---|---|---|---  
(€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio  
Portfolio Management Esposizioni  | 34,93 | 2,79 | 16,37 | 2,79 | 69,66 | 6,20 | 24,10 | 6,32  
Commerciali(a) |  |  |  |  |  |  |  |   
Trading(b) | 1,34 | 0,30 | 0,63 | 0,37 | 1,74 | 0,21 | 0,53 | 0,31  
  
(a) Il perimetro consiste nell'area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR 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, REVT e di Plenitude nel corso dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all'interno dell'orizzonte annuo fissato.

(b) L'attività di trading proprietario cross‐commodity, mediante strumenti finanziari, fa capo a Eni Trading & Biofuels SpA, Eni Global Energy Markets SpA e a Eni Trading & Shipping Inc.

(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)

|  | 2025 |  |  |  | 2024 |  |   
---|---|---|---|---|---|---|---|---  
(€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio  
Liquidità strategica Portafoglio euro  | 0,64 | 0,53 | 0,58 | 0,54 | 0,60 | 0,20 | 0,40 | 0,60  
  
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)

|  | 2025 |  |  |  | 2024 |  |   
---|---|---|---|---|---|---|---|---  
($ milioni) | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio  
Liquidità strategica Portafoglio  | 0,18 | 0,12 | 0,15 | 0,16 | 0,20 | 0,10 | 0,10 | 0,10  
dollaro USA  |  |  |  |  |  |  |  |   
  
  


  


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 di credito basato sulla valutazione dell’Expected Credit Loss. L’Expected Credit 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 di 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 di 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 per l’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 

  


  


  


  


342 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

  


  


(es. National Oil Company) la Probabilità di Default, essenzialmente la 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 di 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 

e dalle posizioni in contratti derivati, 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, basate sul rating fornito dalle 

principali agenzie. Il rischio è gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA, da Eni Trade & Biofuels SpA, e da 

Eni Trading & Shipping Inc per l’attività in derivati su commodity 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 Credit 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 finanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di 

scenario, restrizioni nell’accesso al mercato dei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa ai programmi di sviluppo 

dell’azienda. A tal fine, Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine ed 

alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Società ritiene di disporre di fonti di finanziamento più

che adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito nonché l’accesso, 

tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, ad un’ampia gamma di tipologie di 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 2025 il programma risulta utilizzato per €12,8 miliardi. 

Standard & Poor’s assegna ad Eni il rating A- con outlook Negativo per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody’s nel corso 

del 2025 ha rivisto il rating di Eni da Baa1 a A3 con outlook Stabile e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook 

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. 

Al 31 dicembre 2025 il valore complessivo delle linee di credito committed disponibili è pari a €9 miliardi.

  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 343

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


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) | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | Oltre | Totale  
31 dicembre 2025 |  |  |  |  |  |  |   
Passività finanziarie | 7.982 | 2.793 | 5.492 | 1.944 | 2.139 | 7.908 | 28.258  
Passività per beni in leasing | 1.250 | 751 | 581 | 478 | 434 | 2.241 | 5.735  
Passività per strumenti finanziari derivati | 827 | 41 | 23 | 14 | 12 | 56 | 973  
| 10.059 | 3.585 | 6.096 | 2.436 | 2.585 | 10.205 | 34.966  
Interessi su debiti finanziari | 811 | 699 | 595 | 418 | 360 | 2.529 | 5.412  
Interessi su passività per beni in leasing | 302 | 244 | 206 | 176 | 150 | 553 | 1.631  
| 1.113 | 943 | 801 | 594 | 510 | 3.082 | 7.043  
Garanzie finanziarie | 4 |  |  |  |  |  | 4  
  
|  |  | Anni di scadenza |  |  |   
---|---|---|---|---|---|---  
(€ milioni) | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | Oltre | Totale  
31 dicembre 2024 |  |  |  |  |  |  |   
Passività finanziarie | 8.370 | 2.410 | 2.815 | 5.568 | 2.018 | 8.916 | 30.097  
Passività per beni in leasing | 1.261 | 781 | 663 | 572 | 468 | 2.688 | 6.433  
Passività per strumenti finanziari derivati | 1.921 | 31 | 6 | 48 | 4 | 64 | 2.074  
| 11.552 | 3.222 | 3.484 | 6.188 | 2.490 | 11.668 | 38.604  
Interessi su debiti finanziari | 880 | 705 | 661 | 552 | 369 | 2.786 | 5.953  
Interessi su passività per beni in leasing | 336 | 284 | 248 | 212 | 184 | 708 | 1.972  
| 1.216 | 989 | 909 | 764 | 553 | 3.494 | 7.925  
Garanzie finanziarie | 1.106 |  |  |  |  |  | 1.106  
  
  


Le passività per beni in leasing comprensive della quota interessi sono riferibili per €1.082 milioni (€925 milioni al 31 dicembre 2024) 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. 

Il decremento di €1.102 milioni delle garanzie finanziarie è stato determinato dall’estinzione dei contratti autonomi rilasciati a favore di banche e 

alla società petrolifera di Stato del Mozambico ENH nell’interesse del consorzio dei finanziatori con i quali è stato strutturato il project financing 

per lo sviluppo delle riserve gas della scoperta Coral. 

Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti.

|  | Anni di scadenza |   
---|---|---|---  
(€ milioni) | 2026 | 2027-2030 | Oltre | Totale  
31 dicembre 2025 |  |  |  |   
Debiti commerciali | 13.901 |  |  | 13.901  
Altri debiti e anticipi | 6.360 | 74 | 111 | 6.545  
| 20.261 | 74 | 111 | 20.446  
  
|  | Anni di scadenza |  |   
---|---|---|---|---  
(€ milioni) | 2025 | 2026-2029 | Oltre | Totale  
31 dicembre 2024 |  |  |  |   
Debiti commerciali | 15.170 |  |  | 15.170  
Altri debiti e anticipi | 6.922 | 59 | 121 | 7.102  
| 22.092 | 59 | 121 | 22.272  
  
  


  


  


  


  


BILANCIO

344

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


  


  


PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI

1

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 2026-2030 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 2026 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.

(€ milioni) | Anni di scadenza  
---|---  
2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | Oltre | Totale  
Costi di abbandono e ripristino siti(a) | 911 | 748 | 581 | 539 | 565 | 10.362 | 13.706  
Costi relativi a fondi ambientali | 812 | 563 | 438 | 341 | 319 | 1.099 | 3.572  
Impegni di acquisto(b) | 16.750 | 13.397 | 12.393 | 11.372 | 9.068 | 62.467 | 125.447  
\- Gas |  |  |  |  |  |  |   
. take-or-pay | 14.757 | 12.643 | 11.756 | 11.138 | 8.901 | 62.230 | 121.425  
. ship or pay | 632 | 271 | 254 | 225 | 159 | 211 | 1.752  
\- Altri impegni di acquisto | 1.361 | 483 | 383 | 9 | 8 | 26 | 2.270  
Altri Impegni | 6 | 15 |  |  |  |  | 21  
\- Memorandum di intenti Val d'Agri | 6 | 15 |  |  |  |  | 21  
Totale(c) | 18.479 | 14.723 | 13.412 | 12.252 | 9.952 | 73.928 | 142.746  
  
  


  


  


  


(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. Per i contratti take-or-pay con Gazprom si rinvia alla sezione “Altri impegni 

e rischi”.

(c) Il totale dei pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali comprende le obbligazioni relative ai costi di abbandono e ripristino siti direttamente associabili ad attività destinate alla vendita per €404 

milioni.

  


IMPEGNI PER INVESTIMENTI

Nel prossimo piano industriale 2026-2030 Eni prevede di eseguire un programma d’investimenti tecnici e in partecipazioni di circa €29 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.

(€ milioni) | Anni di scadenza  
---|---  
2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | Oltre | Totale  
Impegni per investimenti committed | 6.250 | 4.847 | 3.932 | 2.871 | 1.984 | 304 | 20.188  
  
  


1 I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 – Fondi per benefici ai dipendenti.

  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 345

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


ALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI

|  | 2025 |  |  | 2024 |   
---|---|---|---|---|---|---  
|  | Proventi (oneri) rilevati a |  | Proventi (oneri) rilevati a  
|  |  | Altre  |  |  | Altre   
|  |  | componenti  |  |  | componenti   
| Valore  | Conto  | dell'utile  | Valore  | Conto  | dell'utile   
(€ milioni) | di iscrizione | economico | complessivo | di iscrizione | economico | complessivo  
Strumenti finanziari valutati al fair value con effetti a conto economico |  |  |  |  |  |   
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico(a) | 6.991 | 235 |  | 6.797 | 388 |   
Strumenti derivati non di copertura e di trading(b) | (18) | 559 |  | (1.119) | (73) |   
Partecipazioni minoritarie valutate al fair value(c) | 1.329 | 242 | (30) | 1.395 | 227 | 62  
Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato |  |  |  |  |  |   
Crediti commerciali e altri crediti(d) | 13.216 | (18) |  | 17.753 | (106) |   
Crediti finanziari(e) | 4.756 | (49) |  | 4.238 | 233 |   
Titoli(a) | 63 | 1 |  | 62 | 1 |   
Debiti commerciali e altri debiti(a) | 20.446 |  |  | 22.273 | (153) |   
Debiti finanziari(f) | 28.502 | (296) |  | 30.390 | (1.176) |   
Attività (passività) nette per contratti derivati di copertura(g) | (83) | (262) | 865 | 7 | (95) | (912)  
  
(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 €641 milioni di proventi (oneri per €352 milioni nel 2024) e nei "Proventi (oneri) finanziari".

(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 €11 milioni di svalutazioni nette (€168 milioni di svalutazioni nette nel 

2024) e nei "Proventi (oneri) finanziari" per €7 milioni di oneri (proventi per €62 milioni nel 2024), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d'interesse effettivo per €26 milioni (€27 milioni di 

interessi attivi nel 2024).

(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 €222 milioni (€175 milioni di interessi attivi 

nel 2024) e rivalutazioni nette per €1 milione (€22 milioni di svalutazioni nette nel 2024).

(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 €861 milioni (€897 milioni di interessi 

passivi nel 2024).

(g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Ricavi della gestione caratteristica", negli "Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi" e "Proventi (oneri) finanziari".

  


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 dicembre 2025 |  |  |   
Attività finanziarie |  |  |   
Crediti commerciali e altri crediti | 17.017 | 4.581 | 12.436  
Altre attività correnti | 5.076 | 1.133 | 3.943  
Altre attività non correnti | 2.852 | 13 | 2.839  
Passività finanziarie |  |  |   
Debiti commerciali e altri debiti | 24.842 | 4.581 | 20.261  
Altre passività correnti | 5.172 | 1.133 | 4.039  
Altre passività non correnti | 3.403 | 13 | 3.390  
31 dicembre 2024 |  |  |   
Attività finanziarie |  |  |   
Crediti commerciali e altri crediti | 21.330 | 4.429 | 16.901  
Altre attività correnti | 5.182 | 1.520 | 3.662  
Altre attività non correnti | 4.012 | 1 | 4.011  
Passività finanziarie |  |  |   
Debiti commerciali e altri debiti | 26.521 | 4.429 | 22.092  
Altre passività correnti | 6.569 | 1.520 | 5.049  
Altre passività non correnti | 4.450 | 1 | 4.449  
  
  


La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda: (i) crediti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production per 

€4.581 milioni (€4.429 milioni al 31 dicembre 2024); (ii) altre attività e passività correnti e non correnti relative a strumenti finanziari derivati 

per €1.133 milioni (€1.508 milioni al 31 dicembre 2024) e altre attività e passività per €13 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2024).

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025346

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


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 – Discarica di Minciaredda, sito di Porto Torres. Nel 2015 la Procura di Sassari ha avviato un procedimento penale per 

presunti reati di gestione di discarica non autorizzata e disastro ambientale, avente a oggetto l’area di discarica interna allo stabilimento di 

Porto Torres denominata “Minciaredda”, gestita da Eni Rewind SpA, alla quale è stato contestato il corrispondente illecito amministrativo 

ai sensi del D.lgs. 231/01. Con riferimento all’iter di bonifica dell’area Minciaredda, nel luglio 2018 è stato decretato il progetto di bonifica 

dei suoli e delle falde c.d. 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, il WWF 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 ammettendo la costituzione di parte civile del MITE, della Regione Sardegna e di altri enti e soggetti privati. Successivamente 

Eni Rewind è stata prosciolta per improcedibilità dell’azione ai sensi del D.lgs. 231/01 nei suoi confronti e definitivamente estromessa dal 

processo penale. Nell’ambito del procedimento penale a carico dei dirigenti di Eni Rewind, invece, in data 13 novembre 2022, il Tribunale di 

Sassari ha pronunciato sentenza di assoluzione per insussistenza del fatto. Il PM e le parti civili hanno depositato atto di appello avverso 

la sentenza di primo grado; si resta in attesa di fissazione del giudizio di appello.

ii.  Raffineria di Gela SpA e 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. Il Giudice ha poi riunito in questo procedimento altre indagini aventi ad oggetto episodi inquinanti collegati all’esercizio di 

altri impianti della Raffineria di Gela e perdite di idrocarburi dalle condotte della società EniMed. È stata emessa sentenza di assoluzione 

di primo grado nei confronti degli imputati e dell’ente. La sentenza è stata impugnata dalla Procura della Repubblica di Gela. Si è dunque 

incardinato il giudizio di Appello innanzi alla Corte d’Appello di Caltanissetta.

iii.  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 consistente in modifiche non sostanziali all’impianto, per il convogliamento 

delle acque risultanti dal processo di trattamento delle linee gas, con la finalità di eliminare l’azione di “miscelazione” nei termini contestati. 

Tale soluzione è stata approvata dalla Procura, consentendo a Eni di 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 

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 347ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


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. In data 19 febbraio 2026 la Corte d’Appello di Potenza ha emesso sentenza di assoluzione nei confronti di Eni, 

ex D.lgs. 231/01, e dei suoi dipendenti, revocando altresì la confisca che era stata disposta quale asserito ingiusto profitto del reato.

iv.  Eni SpA – Procedimento penale Val d’Agri – Spill Serbatoio. Nel febbraio 2017, a seguito dell’individuazione di una perdita di petrolio da 

parte di uno dei serbatoi del Centro Olio Val d’Agri (COVA), era stata aperta un’indagine penale per i presunti 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. 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. Nello stesso anno, Eni ha proceduto in maniera 

tempestiva a dotare tutti i serbatoi del COVA del doppio fondo, ha dato esecuzione a tutte le prescrizioni degli enti eseguendo tutte le 

attività di bonifica e messa in sicurezza necessarie per il regolare svolgimento dell’attività petrolifera e ha provveduto a risarcire i danni ai 

privati proprietari delle aree limitrofe al COVA e impattate dall’evento. A conclusione delle indagini preliminari, la Procura della Repubblica 

ha chiesto il rinvio a giudizio nei confronti dei dipendenti e di Eni quale ente responsabile ai sensi del D.lgs. 231/2001. 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 per i fatti successivi al 2015, ha accolto l’eccezione difensiva di nullità assoluta della richiesta di 

rinvio a giudizio, con restituzione degli atti alla Procura della Repubblica. Infine, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dei due dipendenti Eni 

davanti al Tribunale di Potenza, qualificando l’imputazione nei loro confronti nella fattispecie di reato di disastro innominato. Numerose 

parti hanno presentato istanza di costituzione di parte civile e, nelle more, di valutare le richieste di esclusione presentate dalle difese 

rispetto a quest’ultime, il Tribunale ha emesso Decreto di citazione di Eni, quale responsabile civile ed Eni si è ritualmente ricostituita. I due 

procedimenti a carico delle persone fisiche – ovvero il rito ordinario ed il rito immediato – sono stati poi riuniti dal Tribunale in un unico 

processo, attualmente pendente in fase di dibattimento. Per quanto concerne Eni SpA quale ente ex D.lgs. 231/01, il Pubblico Ministero 

ha emesso nuova richiesta di rinvio a giudizio. All’esito dell’udienza preliminare il GUP ha emesso il decreto che dispone il giudizio nei 

confronti di Eni SpA. Il collegio ha annullato tale decreto per indeterminatezza dell’imputazione nei confronti dell’ente, restituendo gli atti 

al GUP e determinando così una regressione del processo a carico della Società alla fase dell’udienza preliminare, in vista della quale il 

Pubblico Ministero ha integrato il capo d’imputazione. All’esito della discussione, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dell’Ente avanti al 

Tribunale di Potenza. 

v. Raffineria di Gela SpA e 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 stato trasferito dinanzi al Tribunale di Agrigento per competenza territoriale. In data 26 novembre 

2025, in esito all’istruttoria dibattimentale, il Tribunale di Agrigento ha pronunciato la sentenza con la quale ha assolto l’AD pro-tempore 

di EniMed e la società EniMed imputata ai sensi del D.lgs. 231/01.

vi.  Versalis SpA – Sequestro Preventivo presso lo stabilimento di Priolo Gargallo. Nel febbraio 2019 il Tribunale di Siracusa, su richiesta 

della Procura, nell’ambito di un’indagine riguardante i reati di getto pericoloso di cose e di inquinamento ambientale, a carico dell’ex 

direttore dello stabilimento di Priolo, nonché 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 Tribunale del Riesame, valutati i miglioramenti impiantistici 

realizzati da Versalis prima ancora del sequestro nel marzo 2019 ha disposto l’annullamento del provvedimento. Nel marzo 2021 quindi 

è stato notificato avviso di conclusione delle indagini preliminari, con la formulazione da parte della Procura delle ipotesi di reato già

ipotizzate in precedenza. Allo stato non si ha notizia di ulteriori sviluppi processuali.

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025348

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


vii.  Versalis SpA– Sequestro dell’impianto di depurazione gestito da IAS SpA Priolo Gargallo. Nel febbraio 2022 la Procura della Repubblica 

di Siracusa ha avviato un procedimento per presunti reati di disastro ambientale (452 quater c.p.) e di violazione della normativa in materia 

di scarichi reflui industriali dell’impianto Versalis nel depuratore di Priolo gestito da IAS SpA a carico di due ex direttori dello stabilimento 

Versalis di Priolo, nonché di un dipendente di Versalis, avente allora un ruolo dirigenziale in Priolo Servizi. Le persone giuridiche Versalis, 

Priolo Servizi e le altre società coinsediate risultavano Enti indagati ai sensi del D.lgs. 231/01. In data 15 giugno 2022 il GIP del Tribunale 

di Siracusa disponeva il sequestro dell’impianto di depurazione e delle quote societarie di IAS SpA, con la nomina di un amministratore 

giudiziario dei beni sottoposti a sequestro. Successivamente, le indagini sono state estese anche all’attuale Direttore dello Stabilimento 

Versalis e all’AD di Priolo Servizi, dipendente di Versalis SpA. Parallelamente, Versalis SpA ha impugnato dinanzi al TAR di Catania l’AIA 

rilasciata a IAS solo per la parte in cui il provvedimento venga interpretato nel senso di imporre nuovi e diversi limiti allo scarico rispetto 

a quelli contenuti nelle autorizzazioni in capo alla società. Nel frattempo, è stata sospesa dalla Regione Sicilia l’AIA rilasciata per la 

gestione, da parte di IAS, del depuratore. Versalis ha, quindi, impugnato davanti al TAR il provvedimento di avvio di riesame della sua AIA 

e, con separato ricorso, il provvedimento di sospensione dell’AIA di IAS da parte della Regione Sicilia. Al contempo, il GIP di Siracusa ha 

sollevato questione di legittimità alla Corte costituzionale dell’art. 104 bis Disp. att. c.p.p. con riferimento al decreto interministeriale del 12 

settembre 2023 – ovverosia al c.d. decreto “Salva ISAB”, volto alla salvaguardia della continuità dell’attività produttiva dei soci industriali 

del petrolchimico. Versalis si è, quindi, costituita in giudizio davanti alla Corte costituzionale che all’esito dell’udienza del 7 maggio 2024, 

ha dichiarato l’illegittimità costituzionale della norma in esame nella parte in cui non prevede che le misure ivi indicate si applichino per 

un periodo di tempo non superiore a trentasei mesi. L’ordinanza del GIP di Siracusa con la quale era stata negata l’autorizzazione alla 

prosecuzione dell’attività produttiva del petrolchimico è stata successivamente revocata dal tribunale di Siracusa. Il GIP ha proposto 

ricorso in Cassazione avverso tale provvedimento. Nel frattempo, il procedimento penale rimane tuttora pendente in fase di indagini.

viii.  Eni Rewind SpA e Versalis SpA – Mantova. Procedimento penale in materia di reati ambientali. Con riguardo al sito di Mantova, ove 

la Società sta procedendo con tutte le opportune attività ambientali la Procura della Repubblica di Mantova ha notificato in agosto e in 

settembre 2020 avviso di conclusione delle indagini preliminari relativo al procedimento penale 778/18 RGNR in cui sono stati riuniti 

diversi fascicoli di indagine. Nell’atto di chiusura delle indagini preliminari emerge l’iscrizione nel registro degli indagati di dipendenti di 

Versalis SpA, Eni Rewind SpA ed Edison SpA nonché delle predette società (Versalis, Eni Rewind ed Edison) ai sensi del D.lgs. 231/2001. 

La Procura della Repubblica ipotizza, con riferimento ad 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 indirizzate all’autorità inquirente, alcune posizioni soggettive sono state stralciate 

dal procedimento ed archiviate. Per le restanti posizioni, la Procura della Repubblica ha in seguito formulato richiesta di rinvio a giudizio, in 

cui sono state sostanzialmente confermate le ipotesi di reato di cui all’atto di chiusura delle indagini. In fase di instaurazione dell’udienza 

preliminare si sono costituiti quali parti civili il MITE, la Provincia di Mantova, il Comune di Mantova e il Parco Regionale del Mincio e le 

società Eni Rewind, Versalis ed Edison sono invece state citate in giudizio quali responsabili civili e si sono perciò costituite in giudizio. La 

fase dell’udienza preliminare si è chiusa con il provvedimento del GUP di Mantova che ha disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati e 

delle società Versalis, Eni Rewind ed Edison, ad eccezione di un ex dipendente di Versalis e di due dipendenti di Edison. Il procedimento 

è attualmente pendente in fase dibattimentale.

ix.  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 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 contesta, tra gli altri, all’ex capo deposito carburanti Eni di Civitavecchia, l’ipotesi di reato 

di inquinamento ambientale. Eni risulta indagata ai sensi del D.lgs. 231/2001. Il procedimento a carico delle persone fisiche è pendente.

x.  Eni SpA R&M Deposito di Genova Pegli – Procedimento penale sversamento greggio – settembre 2022. A seguito di una fuoriuscita di 

greggio verificatasi presso il deposito di Genova Pegli in data 27 settembre 2022, la Procura della Repubblica di Genova ha instaurato un 

procedimento penale per presunto reato di disastro ambientale colposo, contestato a carico di quattro dipendenti Eni mentre alla Società

è contestato l’illecito amministrativo ex D.lgs. 231/01. Il procedimento pende nella fase delle indagini preliminari. 

xi.  Raffineria di Sannazzaro – Procedimento penale scarichi e inquinamento ambientale – Procura di Pavia. È in corso un procedimento 

penale che vede indagati alcuni direttori e Responsabili HSE pro tempore della Raffineria di Sannazzaro de’ Burgondi per ipotesi di reati di 

inquinamento ambientale ed omessa bonifica nonché Eni SpA quale ente indagato ex D.lgs. n.231/2001, in relazione al reato presupposto 

di inquinamento ambientale, con sequestro probatorio dell’impianto di depurazione (TAE) della Raffineria e possibile allargamento dell’area 

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 349ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


interessata al possibile inquinamento oltre le barriere idrauliche del sito. Il 28 novembre 2023 l’impianto TAE è stato dissequestrato. La 

Procura ha disposto tre accertamenti tecnici irripetibili, nel corso dei quali si è appreso di ulteriori contestazioni in materia ambientale. A 

conclusione delle indagini preliminari sono state confermate le contestazioni formulate.

xii.  Eni SpA – Deposito di Pomezia – Inquinamento ambientale colposo. È in corso un procedimento penale avente ad oggetto un presunto 

reato di inquinamento colposo della falda idrica sottostante il deposito di carburanti di Pomezia, imputabile secondo l’impianto accusatorio 

a perdite di prodotto dai serbatoi. La Procura della Repubblica procedente ha incaricato dei propri consulenti di eseguire gli accertamenti 

tecnici in sito al fine di verificare lo stato di contaminazione delle matrici ambientali in corrispondenza dei serbatoi. A esito di tali verifiche 

sono stati iscritti nel registro degli indagati due dipendenti Eni per il reato contestato, nonché Eni per l’illecito amministrativo ai sensi del 

D.lgs. n. 231/01. Successivamente, il Pubblico Ministero ha emesso richiesta di rinvio a giudizio e, all’esito dell’udienza preliminare, è stato 

emesso il decreto che dispone il giudizio. Il procedimento pende in fase di instaurazione del giudizio di primo grado.

xiii.  Eni SpA - Deposito di Calenzano – esplosione. Il procedimento penale ha ad oggetto l’incidente mortale che ha coinvolto cinque 

contrattisti Eni a causa di un’esplosione mentre erano impegnati nello svolgimento di operazioni presso il deposito di carburanti di 

Calenzano il 9 dicembre 2024 e nell’ambito del quale è stato disposto il sequestro probatorio del sito. Nell’ambito del procedimento, 

inizialmente rubricato contro ignoti per i reati di omicidio colposo plurimo aggravato, rimozione od omissione dolosa di cautele contro 

infortuni sul lavoro e disastro innominato, la Procura della Repubblica ha incaricato un pool di consulenti tecnici al fine di ricostruire la 

dinamica dell’evento e individuare eventuali profili di responsabilità e nel corso delle indagini sinora espletate sono stati eseguiti diversi 

decreti di perquisizione con l’acquisizione di tutta la documentazione richiesta, prodotta spontaneamente dalla società. In seguito, la 

Procura della Repubblica ha notificato informativa di garanzia in qualità di soggetti indagati nei confronti del soggetto Datore di Lavoro e 

Gestore del Deposito di Calenzano e di altri Responsabili e operatori di aree tecniche operative legate alle attività del deposito nonché di 

due dipendenti di un fornitore, per le ipotesi di reato di concorso in omicidio colposo plurimo, concorso in lesioni personali colpose plurime 

e concorso in disastro innominato colposo, oltre che nei confronti di Eni SpA ai sensi del D. Lgs. 231/01. Contestualmente, la Procura 

della Repubblica ha richiesto al Giudice per le indagini preliminari un incidente probatorio per l’espletamento di una perizia. La società

sta raccogliendo tutte le richieste risarcitorie rispetto ad ogni danno materiale e non materiale verificatosi, ai fini di una loro liquidazione 

a prescindere da ogni profilo di merito della vicenda. È stato accantonato un fondo rischi che accoglie la stima dei danni conseguenti 

all’evento. Il procedimento pende tuttora nella fase delle indagini preliminari.

xiv.  Enimed SpA – tentativo di inquinamento ambientale. L‘indagine vede coinvolti gli ultimi tre AD della Società Enimed SpA e dipendenti della 

stessa che, dal 2020 a seguire, hanno svolto le funzioni di responsabile HSE e Permitting, responsabile OPEM e TECEM, capo centrale, capo 

campi e capo impianti, nonché la Enimed SpA. ex D.lgs. 231/2001, per l’ipotesi di reato di concorso in tentativo di inquinamento ambientale 

per avere asseritamente omesso, ciascuno rispetto al proprio ambito di competenza, di adottare le giuste precauzioni necessarie a 

prevenire la dispersione in ambiente, non realizzatasi, del prodotto c.d. flussante. In data 14 gennaio 2025 la Procura della Repubblica 

di Gela ha emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari e, successivamente, ha avanzato richiesta di rinvio a giudizio. Il 

procedimento è pendente in fase di udienza preliminare.

1.2. Procedimenti in materia di salute, sicurezza, ambiente e antitrust di natura civile o amministrativa

i.  Repubblica del Kazakhstan/Eni SpA, Agip Karachaganak BV et al. La Repubblica del Kazakhstan (“Repubblica”) ha promosso un arbitrato 

internazionale nei confronti del consorzio di compagnie petrolifere internazionali che gestisce il campo di Karachaganak, ai sensi del Final 

Production Sharing Agreement che governa le attività di progetto (quota Eni nella JV pari al 29,25%). La Repubblica avanza contestazioni 

relative al cost recovery delle compagnie nel periodo 2010-2020 e ha formalmente avviato i procedimenti nel marzo 2023 con la nomina 

dell’arbitro. Nell’aprile 2024, la Repubblica ha presentato il proprio statement of claim ed il procedimento è ora in corso. Con riguardo ad 

alcune contestazioni avanzate da RoK,  il tribunale arbitrale ha emesso un partial award in parte favorevole alla Rok, in parte al consorzio, 

senza quantificazioni. Eni sta continuando a valutare il merito dei claim arbitrali alla luce delle evidenze istruttorie disponibili e pertanto, 

al momento, non è possibile stimare in modo affidabile l’esito del procedimento. 

ii.  Repubblica del Kazakhstan/Agip Caspian Sea BV et al. La Repubblica del Kazakhstan (“Repubblica”) ha promosso un ulteriore arbitrato 

internazionale, ai sensi del North Caspian Sea Production Sharing Agreement “NCSPSA” nei confronti del Contractor (quota Eni nel 

consorzio 16,67%). I Claim avanzati dalla Repubblica si riferiscono ad asserite violazioni del NCSPSA, incluse eccezioni di cost recovery 

ed il mancato perseguimento delle opportunità di sviluppo. Nel febbraio 2026 il consorzio ha promosso un arbitrato ICSID per tutelare 

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025350

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


l’investimento a fronte delle contestazioni della RoK relative alla gestione dello zolfo. Eni sta continuando a valutare il merito dei claim 

arbitrali alla luce delle evidenze istruttorie disponibili e, pertanto, al momento non è possibile stimare l’esito del procedimento.

iii.  Novamont SpA – Procedimento dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato nei confronti di Novamont SpA e Eni SpA per 

presunto abuso di posizione dominante nel mercato dei bio-compound. Nel 2024 l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato 

(ACGM) ha avviato un procedimento nei confronti di Novamont SpA, dandone comunicazione alla controllante Eni SpA, per asserito 

abuso di posizione dominante nel mercato delle bioplastiche, in particolare i biocompound per la realizzazione di sacchetti di plastica 

destinati alla grande distribuzione. Il 24 giugno 2025, l’AGCM confermando gli addebiti formalizzati a conclusione della fase istruttoria 

nei confronti di Novamont e di Eni SpA, quest’ultima per il periodo successivo alla data di acquisizione del controllo (18 ottobre 2023), ha 

irrogato una sanzione amministrativa di complessivi €32 milioni (di cui circa 2 milioni in solido alle due società) per gli asseriti abusi di 

posizione dominante nei mercati di riferimento nel periodo 1° gennaio 2018 - 31 dicembre 2023\. L’AGCM ha diffidato Novamont ed Eni a 

interrompere i comportamenti distorsivi dandone prova all’Autorità entro un termine indicato. La Società ritiene di avere validi elementi di 

difesa a sostegno della correttezza del proprio operato da far valere nelle successive fasi di opposizione al provvedimento dell’AGCM; è

stato pertanto presentato ricorso giurisdizionale al Tribunale Amministrativo Regionale del Lazio. A fronte di questo contenzioso è stato 

stanziato un fondo.

iv.  Eni Rewind SpA – Versalis SpA – Eni SpA (R&M) – Rada di Augusta. Il vasto contenzioso amministrativo prende le mosse nel settembre 

2017 dall’atto di diffida e messa in mora da parte del Ministero dell’ambiente rivolto alle società facenti parte del polo petrolchimico di 

Priolo, comprese Eni Rewind, Polimeri Europa (ora Versalis) ed Eni (R&M), a presentare dei progetti per la rimozione dei sedimenti della 

Rada di Augusta, sulla base di un asserito accertamento della responsabilità, sulla scorta della sentenza del TAR Catania del 2012\. Il 

Ministero in varie occasioni ha ribadito la tesi degli Enti sulla responsabilità delle aziende coinsediate per la contaminazione della Rada e 

ha diffidato le stesse dall’eseguire attività di bonifica. Nel settembre 2020 Eni Rewind ha preso parte alla CdS Istruttoria con il MATTM e 

gli enti competenti ed ha esposto approfondimenti sullo stato ambientale della Rada che confermano la storicità della contaminazione e 

la sua non diffusione nell’ambiente circostante. Il TAR di Catania tra fine 2023 e inizio 2024 ha emesso sentenza su tutti i ricorsi presentati 

dagli operatori giudicandoli inammissibili in ragione della natura endoprocedimentale della diffida e, quindi, atto non idoneo a incidere 

in via immediata e diretta nella sfera giuridica dei ricorrenti. Il TAR non ha preso posizione sull’esistenza o meno di un giudicato della 

responsabilità circa la contaminazione della Rada, limitandosi ad evidenziare il fatto che l’amministrazione procedente la ritiene, invece, 

sussistente. Per tale ragione le società del gruppo Eni il 27 giugno 2024 hanno impugnato le sentenze del TAR limitatamente ad una 

interpretazione delle stesse quali confermative della sussistenza di un giudicato sulla responsabilità della contaminazione.

v. 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. 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 risarcimento dei danni. 

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. Il Giudice ha ritenuto 

la causa matura per la decisione e ha fissato l’udienza di precisazione delle conclusioni al 10 luglio 2026.

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. 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). 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, nonché quale ulteriore responsabile della potenziale contaminazione dello stabilimento di Trissino 

(insieme ad altri soggetti). Avverso tali atti della Provincia Eni Rewind ha infatti proposto ricorso al TAR Veneto. Eni Rewind sta svolgendo 

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 351ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


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. 

La Provincia di Vicenza ha esteso l’individuazione del responsabile dell’inquinamento anche a Manifatture Lane Marzotto & Figli SpA 

che ha impugnato il relativo provvedimento avanti al TAR Veneto. Tale atto è stato altresì impugnato da ICI3 e Eni Rewind nella parte in 

cui, diversamente da quanto disposto dalla Provincia nei confronti delle altre società identificate come responsabili dell’inquinamento, 

non ordina a Manifatture Lane Marzotto & Figli di eseguire gli interventi ambientali. Con sentenze di maggio 2024 il TAR Veneto si è

pronunciato sui ricorsi promossi da ICI3 e Mitsubishi riguardanti il provvedimento di individuazione del responsabile dell’inquinamento. Il 

giudice amministrativo ha rigettato i ricorsi ritenendo legittimi gli atti della Provincia. Analogamente, con sentenza del 27 dicembre 2024, 

il TAR Veneto ha rigettato anche il ricorso di Eni Rewind confermando il provvedimento di identificazione adottato dalla Provincia come 

responsabile dell’inquinamento. La società ha impugnato la sentenza. Sono in corso interlocuzioni tra le società coinvolte per verificare 

la possibilità di un accordo riguardante i costi della bonifica del sito.

vii.  Eni SpA/Greenpeace Onlus, ReCommon APS e altri – Contenzioso climatico. Il 9 maggio 2023, le ONG Greenpeace Onlus e ReCommon 

APS, insieme a 12 privati cittadini, hanno notificato un atto di citazione contro Eni, il Ministero dell’Economia e delle Finanze e Cassa 

Depositi e Prestiti innanzi al Tribunale Civile di Roma. Gli attori contestano la responsabilità di Eni per il cambiamento climatico, lamentano 

danni patrimoniali e non patrimoniali e chiedono a Eni l’adeguamento della strategia di decarbonizzazione (riduzione emissioni del 45% 

entro il 2030 rispetto al 2020, o altre misure adeguate al rispetto dell’Accordo di Parigi) nonché la cessazione delle condotte dannose. Le 

parti si sono costituite in giudizio, depositando tempestivamente atti e documenti. Il 10 giugno 2024 gli attori hanno promosso un separato 

giudizio di regolamento di giurisdizione, rimettendo alla Corte di Cassazione Civile la decisione definitiva in ordine alla giurisdizione del 

Tribunale di Roma, adito nel giudizio di merito. Il Tribunale di Roma in data 11 luglio 2024 ha disposto la sospensione del giudizio di merito 

fino alla definizione del regolamento di giurisdizione proposto dagli attori. Eni si è costituita in giudizio davanti alla Corte di Cassazione. 

Il 30 gennaio 2026 il giudice ha respinto la richiesta attorea di aprire una fase istruttoria. Il giudizio prosegue.

viii.  Eni SpA – NAOC/Associazione Egbema Voice of Freedom – Richiesta risarcimento danni. Il 30 novembre 2023 è stato notificato ad 

Eni SpA un atto di citazione relativo ad una pretesa avanzata dal Pastore Nicholas Evaristus Ukaonu, dall’associazione Advocates for 

Community Alternatives e dall’associazione Egbema Voice of Freedom, per asseriti danni derivanti da manufatti realizzati da NAOC in 

Nigeria nel territorio dove le comunità rappresentate dalle associazioni risiedono. Il Pastore e le associazioni chiedono un risarcimento 

in solido ad Eni e NAOC per circa €48 milioni oltre all’esecuzione di opere che, secondo parte attrice, sarebbero necessarie per evitare e 

contenere allagamenti causati da manufatti realizzati da NAOC. La domanda presentata ripropone lamentele avanzate negli anni passati, 

anche nel 2017 di fronte al Punto di Contatto Nazionale previsto dalle Linee Guida OCSE indirizzate alle Multinazionali, ove fu iniziato un 

procedimento di conciliazione ad hoc conclusosi con un accordo tra le parti. La prima udienza, si è tenuta il 10 dicembre 2024\. All’udienza 

il giudice ha espletato senza successo il tentativo di conciliazione e successivamente ciascuna parte ha richiamato quanto dedotto negli 

atti ed Eni ha chiesto che la causa venga messa in decisione senza ulteriore attività istruttoria. Il Giudice si è riservato.

ix.  Eni Rewind SpA/Regione Calabria-Provincia e Comune di Crotone-WWF Italia-ARCI e altri (ricorso TAR Catanzaro). Il decreto direttoriale 

del MASE del 1 agosto 2024 n. 27 ha disposto l’avvio degli scavi per l’esecuzione della bonifica del SIN di Crotone al verificarsi di

alcune condizioni e ha ordinato alla Regione Calabria di avviare il procedimento di rimozione del vincolo dal PAUR (che ha autorizzato la 

realizzazione degli impianti D15 \- deposito preliminare e D9). La Regione Calabria, la Provincia di Crotone e il Comune di Crotone nonché

le associazioni WWF e ARCI hanno impugnato il decreto con istanza cautelare avanti al TAR Catanzaro. Il vincolo imposto dalla Regione 

nel PAUR obbliga Eni Rewind a smaltire i rifiuti fuori dal territorio regionale; varie verifiche svolte dalla società e confermate dagli enti 

pubblici hanno confermato che l’unico impianto autorizzato in grado di accogliere i rifiuti pericolosi provenienti dalla bonifica è a Crotone. 

Tale conclusione è stata sostanzialmente confermata anche dallo scouting presso operatori esteri (previsto dal decreto del MASE) da 

cui è emerso che solo 2 soggetti (sui quasi 30 contattati) sono disponibili ad accogliere i rifiuti pericolosi provenienti dalla bonifica del 

SIN di Crotone, in un quadro di incertezze normative, amministrative, temporali e logistiche non compatibile con il cronoprogramma della 

bonifica. La resistenza della Regione a rimuovere il vincolo ha finora impedito di avviare gli scavi per lo smaltimento dei rifiuti presenti nel 

sito. Il WWF e ARCI hanno altresì impugnato la diffida con cui il Ministero (del 24 settembre 2024) ha imposto a Eni Rewind – in seguito 

a una serie di comunicazioni inviate dalla società con le quali si diffidava la Regione ad avviare il procedimento di rimozione del vincolo 

PAUR come previsto dal decreto – di avviare le attività utilizzando il deposito preliminare D15 come deposito temporaneo. La società ha 

eseguito tutte le attività prodromiche all’avvio degli scavi dando attuazione alle prescrizioni (i.e. condizioni) del Decreto. Gli enti hanno 

diffidato (a gennaio 2025) Eni Rewind e la società che gestisce la discarica di Crotone dal sottoscrivere il contratto di conferimento dei 

rifiuti e, per l’effetto, le attività di scavo non sono state avviate. Avverso tali diffide Eni Rewind (e Edison) hanno proposto ricorso al TAR 

  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025352

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


Calabria, che ha richiesto al Ministero una relazione sul procedimento ambientale. La sentenza del TAR del giugno 2025, pur avvalorando 

la posizione degli enti, non rappresenta uno sviluppo negativo, poiché il Ministero ha avviato un procedimento volto a definire le modalità

di prosecuzione degli interventi ambientali.

x.  Eni SpA – Procedimento dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato nei confronti di Eni SpA per presunta intesa illecita sul 

valore della “componente bio” dei carburanti per autotrazione. Il 19 luglio 2023 l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) 

ha comunicato a Eni SpA l’avvio di un’istruttoria nei suoi confronti per un’asserita intesa con i concorrenti sul costo della componente 

bio dei carburanti venduti in Italia, in violazione della normativa antitrust, attuata secondo l’Autorità attraverso scambio di informazioni 

e altre iniziative finalizzati a coordinare i prezzi finali di vendita (dall’1/1/2023 l’attività di vendita retail di carburanti è stata conferita alla 

controllata Enilive SpA). L’Autorità ha formalizzato tale impianto accusatorio a conclusione della fase istruttoria, a seguito della quale 

ha depositato le proprie risultanze (Comunicazione delle Risultanze Istruttorie). Il 26 settembre 2025 l’Autorità ha notificato a Eni una 

sanzione di significativo ammontare per le presunte pratiche commerciali in violazione della normativa sulla concorrenza. Eni ritiene che 

le conclusioni dell’Autorità siano infondate e di avere agito in trasparenza e nel pieno rispetto delle normative antitrust e per questi motivi 

tutelerà con determinazione le proprie ragioni presso le sedi competenti; il 25 novembre 2025 Eni ha notificato il ricorso giurisdizionale 

innanzi al Tribunale Amministrativo Regionale del Lazio. A fronte di questo contenzioso è stato stanziato un fondo.

2\. Procedimenti chiusi

i.  Eni Rewind SpA – Crotone Omessa Bonifica. Il procedimento penale avviato nel 2017 dalla Procura di Crotone avente a oggetto le attività

di bonifica del sito svolte da Eni Rewind è stato archiviato senza alcun addebito per la società Eni.

ii.  Eni SpA – Incidente mortale Piattaforma offshore Ancona. Il procedimento penale relativo all’incidente mortale occorso in una piattaforma 

Eni nel 2019 che coinvolse due contrattisti si è concluso con l’assoluzione definitiva dei dipendenti Eni indagati e dell’Ente stesso indagato 

ai sensi del D.Lgs 231/2001.

iii.  Raffineria di Gela SpA e Eni Rewind SpA – Indagine inquinamento falda e iter di bonifica del sito di Gela. Si è concluso il procedimento 

penale promosso dalla Procura della Repubblica di Gela nei confronti delle controllate Eni Rewind SpA/Raffineria di Gela SpA e di alcuni 

loro dipendenti avente a oggetto presunti reati di inquinamento ambientale, omessa bonifica, lesioni personali colpose e gestione illecita 

di rifiuti, nell’ambito delle attività di decommissioning e bonifica di alcune aree dismesse della Raffineria di Gela eseguite da Eni Rewind 

anche per conto di altre società coinsediate. Il Tribunale di Gela ha emesso sentenza di assoluzione nei confronti di tutti gli imputati 

perché il fatto non sussiste. La sentenza non è stata impugnata ed è dunque passata in giudicato. 

iv.  Eni SpA – Eni Rewind SpA – Raffineria di Gela SpA – Ricorso per accertamento tecnico preventivo e giudizi di merito. Il procedimento 

civile di richiesta di risarcimento danni per il presunto nesso di causalità tra talune patologie e il livello di inquinamento del sito di Gela si 

è concluso senza alcun addebito nei confronti dell’Eni. 

Attività in concessione

Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Exploration & Production e nella linea di business Enilive. 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 Enilive 

alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in 

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 353ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


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 D.lgs. 152/2006; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la 

tutela dell’ambiente (es. Legge 68/2015 sugli Ecoreati e Direttiva UE 2015/2193 sugli 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. In parallelo, è stato avviato l’Emissions 

Trading nel Regno Unito (UK ETS) con regole per lo più analoghe a quelle del EU ETS. 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 2025, le emissioni di anidride carbonica delle installazioni Eni sono risultate, complessivamente, 

superiori rispetto ai permessi assegnati. A fronte di 16,4 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 

5,1 milioni di permessi di emissione, facendo registrare un deficit di 11,3 milioni di tonnellate. L’intero deficit è stato compensato tramite 

l’approvvigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle emissioni, con consegna nel 2026.

  


  


  


BILANCIO

354

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


29 Ricavi

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

(€ milioni) | Exploration & Production | Global Gas & LNG Portfolio e Power | Refining e Chimica | Enilive | Plenitude | Corporate e Altre attività | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi della gestione caratteristica | 37.109 | 13.102 | 5.223 | 16.337 | 10.118 | 262 | 82.151  
Ricavi per vendita di greggi | 27.394 |  | 7 |  |  |  | 27.401  
Ricavi per vendita di prodotti petroliferi | 4.316 |  | 1.526 | 15.818 |  |  | 21.660  
Ricavi per vendita di gas naturale e GNL | 4.899 | 9.982 | 1 |  | 3.640 |  | 18.522  
Ricavi per vendita di prodotti petrolchimici |  |  | 2.954 |  |  |  | 2.954  
Ricavi per vendita di energia elettrica |  | 2.534 | 1 |  | 3.994 |  | 6.529  
Ricavi per vendita di altri prodotti | 49 | 2 | 370 | 88 | 77 | 63 | 649  
Ricavi per servizi | 451 | 584 | 364 | 431 | 2.407 | 199 | 4.436  
Ricavi per prodotti e servizi venduti | 37.109 | 13.102 | 5.223 | 16.337 | 10.118 | 262 | 82.151  
Tempistiche di trasferimento beni/servizi |  |  |  |  |  |  |   
Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 36.694 | 12.945 | 5.169 | 16.337 | 10.111 | 138 | 81.394  
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 415 | 157 | 54 |  | 7 | 124 | 757  
2024 |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi della gestione caratteristica | 38.875 | 15.061 | 5.881 | 18.670 | 10.124 | 186 | 88.797  
Ricavi per vendita di greggi | 28.151 |  |  |  |  |  | 28.151  
Ricavi per vendita di prodotti petroliferi | 4.058 |  | 1.518 | 18.165 |  |  | 23.741  
Ricavi per vendita di gas naturale e GNL | 6.039 | 12.480 | 2 |  | 3.620 |  | 22.141  
Ricavi per vendita di prodotti petrolchimici | 253 |  | 3.667 |  |  |  | 3.920  
Ricavi per vendita di energia elettrica |  | 2.244 | 1 |  | 4.073 |  | 6.318  
Ricavi per vendita di altri prodotti | 40 | 16 | 326 | 62 | 67 | 7 | 518  
Ricavi per servizi | 334 | 321 | 367 | 443 | 2.364 | 179 | 4.008  
Ricavi per prodotti e servizi venduti | 38.875 | 15.061 | 5.881 | 18.670 | 10.124 | 186 | 88.797  
Tempistiche di trasferimento beni/servizi |  |  |  |  |  |  |   
Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 38.557 | 14.963 | 5.844 | 18.670 | 10.124 | 61 | 88.219  
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 318 | 98 | 37 |  |  | 125 | 578  
2023 |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi della gestione caratteristica | 37.961 | 19.468 | 6.188 | 18.877 | 11.040 | 183 | 93.717  
Ricavi per vendita di greggi | 25.685 |  |  |  |  |  | 25.685  
Ricavi per vendita di prodotti petroliferi | 5.219 |  | 1.847 | 18.442 |  |  | 25.508  
Ricavi per vendita di gas naturale e GNL | 5.881 | 16.638 |  |  | 4.431 |  | 26.950  
Ricavi per vendita di prodotti petrolchimici | 766 |  | 3.619 |  |  |  | 4.385  
Ricavi per vendita di energia elettrica |  | 2.420 |  |  | 4.832 |  | 7.252  
Ricavi per vendita di altri prodotti | 44 | 38 | 305 | 28 | 91 | 3 | 509  
Ricavi per servizi | 366 | 372 | 417 | 407 | 1.686 | 180 | 3.428  
Ricavi per prodotti e servizi venduti | 37.961 | 19.468 | 6.188 | 18.877 | 11.040 | 183 | 93.717  
Tempistiche di trasferimento beni/servizi: |  |  |  |  |  |  |   
Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 37.626 | 19.383 | 6.147 | 18.645 | 11.040 | 64 | 92.905  
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 335 | 85 | 41 | 232 |  | 119 | 812  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 355

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Ricavi rilevati a fronte di passività con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio | 287 | 87 | 642  
Ricavi rilevati a fronte di performance obbligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi passati | (128) | 7 | 1.087  
  
  


Per effetto delle sanzioni internazionali nei confronti di società upstream della Russia, joint operator di Eni in progetti operati, in applicazione 

delle clausole contrattuali che regolano i relativi JOA, Eni è subentrata nella titolarità dei diritti e delle obbligazioni del partner sanzionato 

procedendo pertanto a rilevare le quote di produzioni, ricavi per €87 milioni, costi di pertinenza del partner e sospendendo il margine economico 

delle operazioni.

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) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Plusvalenze da vendite di attività materiali, immateriali e rami d'azienda | 25 | 48 | 27  
Altri proventi | 1.453 | 2.369 | 1.072  
| 1.478 | 2.417 | 1.099  
  
  


Gli altri proventi comprendono: (i) €160 milioni (€194 milioni e €121 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023) relativi al recupero della quota 

dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni; (ii) nel 2024 

€1.048 milioni relativi all'accordo con un operatore italiano sulla ripartizione degli oneri ambientali, che riconosce a Eni un rimborso di costi 

pregressi e dei costi futuri già stanziati nei fondi ambientali. 

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) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 51.014 | 54.204 | 58.170  
Costi per servizi | 12.433 | 12.217 | 11.512  
Costi per godimento di beni di terzi | 1.356 | 1.512 | 1.432  
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 1.117 | 1.397 | 1.369  
Altri oneri | 1.694 | 2.073 | 1.746  
| 67.614 | 71.403 | 74.229  
a dedurre: |  |  |   
\- incrementi per lavori interni - attività materiali | (368) | (227) | (367)  
\- incrementi per lavori interni - attività immateriali | (190) | (62) | (26)  
| 67.056 | 71.114 | 73.836  
  
  


Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi geologici e geofisici del settore Exploration & Production per €174 milioni 

(€186 milioni e €205 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023). 

I costi di ricerca e sviluppo e miglioramento tecnologico privi dei requisiti per la rilevazione nell’attivo patrimoniale ammontano a €207 milioni 

(€178 milioni e €166 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).

  


I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su diritti di estrazione di idrocarburi per €984 milioni (€1.122 milioni e €1.138 

milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023). 

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza riguardano: (i) l’accantonamento netto al fondo rischi ambientali 

di €599 milioni (accantonamento netto di €848 milioni e di €559 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023); (ii) il rilascio netto al fondo 

abbandono e ripristino siti e social project di €9 milioni (accantonamento netto di €300 milioni e di €305 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 

2023); (iii) l’accantonamento netto del fondo rischi per contenziosi di €268 milioni (accantonamento netto di €40 milioni e rilascio netto di €87 

milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 \- Fondi per rischi e oneri. Gli accantonamenti 

ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci 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. 

  


  


  


  


BILANCIO

356

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


  


COSTO LAVORO

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Salari e stipendi | 2.620 | 2.665 | 2.427  
Oneri sociali | 541 | 527 | 497  
Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | 64 | 96 | 156  
Altri costi | 135 | 123 | 196  
| 3.360 | 3.411 | 3.276  
a dedurre: |  |  |   
\- incrementi per lavori interni - attività materiali | (116) | (139) | (131)  
\- incrementi per lavori interni - attività immateriali | (15) | (10) | (9)  
| 3.229 | 3.262 | 3.136  
  
  


Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per €70 milioni (€66 milioni e €56 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023) e oneri per 

programmi a contributi definiti per €110 milioni (€104 milioni e €102 milioni rispettivamente nel 2024 e nel 2023).

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: 

(numero) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Controllate | Joint operation | Controllate | Joint operation | Controllate | Joint operation  
Dirigenti | 902 | 18 | 933 | 19 | 944 | 19  
Quadri | 9.315 | 89 | 9.257 | 90 | 9.157 | 84  
Impiegati | 15.965 | 452 | 16.086 | 431 | 15.810 | 420  
Operai | 5.414 | 266 | 5.719 | 282 | 5.937 | 294  
| 31.596 | 825 | 31.995 | 822 | 31.848 | 817  
  
  


Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine dell’esercizio.

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

Di seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla chiusura 

dell’esercizio 2025. 

Sono in essere due piani di Incentivazione di lungo Termine 2020-2022 e 2023-2025 ratificati dall’Assemblea degli azionisti che prevedono 

l’attribuzione fino a un massimo rispettivamente di 20 milioni e 16 milioni di azioni proprie ciascuno articolato in tre attribuzioni annuali, 

destinati all’Amministratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rientranti nell’ambito delle “risorse manageriali con 

responsabilità strategiche o critiche per il business”, individuate tra coloro che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati 

aziendali o che sono di interesse strategico. Le assegnazioni sono a titolo gratuito al termine di un periodo di vesting triennale a condizione 

che gli stessi siano rimasti in servizio. 

Le caratteristiche di vesting dei Piani sono collegate al raggiungimento degli obiettivi stabiliti dalla Società in termini di risultati finanziari, 

apprezzamento delle azioni rispetto a un gruppo di competitors di Eni (“Peer Group”) e raggiungimento di determinati KPI di sostenibilità

ambientale e riduzione delle emissioni.

In base all’andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall’attribuzione 

potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente. I piani prevedono clausole di lock-up e di claw back.

Complessivamente, alla grant date sono state attribuite, al conseguimento delle condizioni di vesting, 5,78 milioni di azioni con un fair value 

medio ponderato di €10,6 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 (metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione, ridotto 

dei dividendi attesi nel vesting period, considerando la volatilità del titolo, le previsioni relative all’andamento dei parametri di performance, 

nonché il minor valore attribuibile alle azioni sottoposte a clausola di lock-up.

  


  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 357

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


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 €20 milioni (€23 milioni e €20 milioni rispettivamente nel 2024 e 2023) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.

  


PIANO DI AZIONARIATO DIFFUSO

L’Assemblea degli Azionisti nella seduta del 15 maggio 2024 ha approvato il Piano di Azionariato Diffuso con la finalità di rafforzare il senso 

di appartenenza all’azienda del personale Eni e promuovere la partecipazione alla crescita del valore aziendale, in linea con gli interessi degli 

azionisti. Il Piano prevede tre assegnazioni annuali nel periodo 2024-2026 destinate ai dipendenti di Eni e delle sue società controllate. 

Per l’anno 2025, si è proceduto all’assegnazione di azioni gratuite da parte di Eni ai dipendenti a ruolo in Italia (come già accaduto nel 2024) e 

all’Estero che non potranno essere trasferite e/o cedute dai dipendenti per 3 anni dalla data di assegnazione (periodo di lock-up). 

Alla grant date 2025 (27 novembre 2025) sono state attribuite complessivamente da parte di Eni n. 3.289.345 azioni e alla grant date 2024 

(27 novembre 2024) n. 3.102.700 azioni.

I costi relativi al Piano di Azionariato Diffuso, rilevati come componente del costo lavoro in contropartita alle riserve di patrimonio netto, 

ammontano a €15 milioni (€1 milione nel 2024).

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 strategica (c.d. key management personnel) 

in carica nel corso dell’esercizio si analizzano come segue: 

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Salari e stipendi | 24 | 39 | 35  
Benefici successivi al rapporto di lavoro | 2 | 4 | 3  
Altri benefici a lungo termine | 16 | 23 | 19  
| 42 | 66 | 57  
  
  


COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA

I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €11,8 milioni, €12,9 milioni e €13,9 milioni rispettivamente per gli esercizi 2025, 2024 e 

2023\. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a €0,5 milioni, €0,5 milioni e €0,6 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2025, 2024 e 2023.

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. 

  


  


  


  


BILANCIO

358

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


31 Proventi (oneri) finanziari

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Proventi finanziari | 7.196 | 7.715 | 7.417  
Oneri finanziari | (8.170) | (8.980) | (8.113)  
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico | 235 | 388 | 284  
Strumenti finanziari derivati | (80) | 278 | (61)  
Proventi (oneri) finanziari | (819) | (599) | (473)  
  
  


I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto |  |  |   
\- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | (774) | (827) | (667)  
\- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading | 243 | 367 | 250  
\- Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | (8) | 21 | 34  
\- Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | (252) | (358) | (207)  
\- Interessi passivi su passività per beni in leasing | (348) | (314) | (267)  
\- Interessi attivi verso banche | 191 | 294 | 356  
\- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa | 205 | 161 | 14  
| (743) | (656) | (487)  
Differenze attive (passive) di cambio | 133 | (38) | 255  
Strumenti finanziari derivati | (80) | 278 | (61)  
Altri proventi (oneri) finanziari |  |  |   
\- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 39 | 44 | 153  
\- Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 122 | 222 | 94  
\- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo(a) | (250) | (261) | (341)  
\- Altri proventi (oneri) finanziari | (40) | (188) | (86)  
| (129) | (183) | (180)  
| (819) | (599) | (473)  
  
(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 degli incrementi e decrementi per effetto del risultato 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) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Dividendi | 242 | 227 | 255  
Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita | 77 | 562 | 430  
Altri proventi (oneri) netti | 107 | 195 | 423  
| 426 | 984 | 1.108  
  
  


I dividendi si riferiscono essenzialmente alla Nigeria LNG Ltd per €156 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co 'IBN ZAHR' per €21 

milioni (rispettivamente €166 milioni e €22 milioni nel 2024 e €179 milioni e €55 milioni nel 2023).

  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 359

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Le plusvalenze da vendite si riferiscono: (i) per €46 milioni alla plusvalenza realizzata dalla cessione a Global Infrastructure Partners del 49,99% 

del capitale di Eni CCUS Holding Ltd che opera, attraverso le sue controllate, i progetti Liverpool Bay e Bacton nel Regno Unito e il progetto 

L10-CCS nei Paesi Bassi; (ii) per €32 milioni alla plusvalenza realizzata dalla cessione del 1,27% del capitale di Ithaca Energy Plc avvenuta 

attraverso un processo di accelerated bookbuilding rivolto a investitori istituzionali. 

Gli altri proventi netti si riferiscono per €86 milioni alla plusvalenza generata dalla allocazione del prezzo di acquisto di un’ulteriore quota nella 

E&E Algeria Touat BV e per €27 milioni alla plusvalenza da valutazione al fair value della quota mantenuta nella Eni CCUS Holding Ltd.

Le plusvalenze da vendite del 2024 si riferivano per €371 milioni alla plusvalenza realizzata dalla cessione del 100% del capitale della Nigerian 

Agip Oil Co Ltd alla società Oando Plc e per €166 milioni alla plusvalenza realizzata dalla cessione del 10% del capitale della Saipem SpA 

avvenuta attraverso un processo di accelerated bookbuilding rivolto a investitori istituzionali e comprendevano il realizzo di effetti rilevati ad 

utile complessivo per €9 milioni. 

Gli altri proventi netti del 2024 si riferivano per €118 milioni alla plusvalenza da valutazione al fair value della business combination Ithaca 

Energy Plc.

Le plusvalenze da vendite del 2023 si riferivano alla cessione a Snam del 49,9% del capitale della joint venture SeaCorridor Srl e gli altri proventi 

netti comprendevano la plusvalenza da valutazione al fair value della quota mantenuta di SeaCorridor.

  


  


33 Imposte sul reddito 

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Imposte correnti |  |  |   
\- imprese italiane | 6 | (255) | 97  
\- imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | 3.671 | 4.946 | 5.349  
\- altre imprese estere | 128 | 22 | 185  
| 3.805 | 4.713 | 5.631  
Imposte differite e anticipate nette |  |  |   
\- imprese italiane | (379) | (1.433) | (137)  
\- imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | (279) | 294 | (22)  
\- altre imprese estere | (127) | 151 | (104)  
| (785) | (988) | (263)  
| 3.020 | 3.725 | 5.368  
  
  


Le imposte correnti relative alle imprese italiane comprendono imposte estere per €118 milioni. 

Nel 2023, con D.Lgs 209/2023 in attuazione della Direttiva UE 2022/2523, l'Italia ha promulgato le Pillar Two Model Rules, in vigore dal 1°

gennaio 2024\. Le regole del Pillar Two hanno l’obiettivo di assicurare che le grandi imprese multinazionali (che rispettino certi parametri) 

assolvano un livello minimo di imposizione sul reddito in ciascuna giurisdizione in cui operano. L'impatto delle Pillar Two rules sulle imposte 

correnti sul reddito per il 2025 e per il 2024 è stato poco significativo. Eni ha applicato l’esenzione, prevista dagli emendamenti allo IAS 12, dal 

dover rilevare le attività e passività fiscali differite relative alle imposte sul reddito del Pillar Two e darne informativa in bilancio.

  


  


BILANCIO

360

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


La riconciliazione tra l’onere fiscale teorico determinato applicando l’aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% (stesso valore nel 2024 e nel 

2023) e l’onere fiscale effettivo è il seguente:

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Utile (perdita) ante imposte | 5.778 | 6.489 | 10.228  
Aliquota fiscale teorica (Ires) (%) | 24,0 | 24,0 | 24,0  
Imposte teoriche | 1.387 | 1.557 | 2.455  
Variazioni in aumento (diminuzione): |  |  |   
\- effetto maggiore tassazione delle imprese estere | 1.692 | 3.452 | 3.036  
\- effetto Irap delle società italiane | 56 | (15) | 91  
\- effetto tassazione distribuzione riserve | 50 | 147 | 106  
\- effetto imposte estere di società italiane | 47 | 108 | 14  
\- effetto tassazione dividendi infragruppo | 46 | 82 | 7  
\- effetti fiscali relativi ad esercizi precedenti | 9 | 6 | 48  
\- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (30) | (30) | (26)  
\- effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle attività per imposte anticipate | (260) | (1.470) | (221)  
\- effetto plusvalenze da cessione/conferimento |  | (38) | (96)  
\- altre motivazioni | 23 | (74) | (46)  
| 1.633 | 2.168 | 2.913  
Imposte effettive | 3.020 | 3.725 | 5.368  
  
  


  


La maggiore tassazione delle imprese estere riguarda il settore Exploration & Production per €1.653 milioni (rispettivamente, €3.403 milioni 

e €3.026 milioni nel 2024 e 2023). 

Il tax rate effettivo del 2025 è pari al 52,3% (rispettivamente, 57,4% e 52,5% per il 2024 e 2023) e risente della maggiore incidenza sull’utile 

ante imposte consolidato dei risultati ottenuti nelle giurisdizioni estere del settore Exploration & Production con tax rate più elevati della media 

di Gruppo.

  


  


34 Utile (perdita) per azione

L’utile per azione semplice è determinato dividendo l’utile dell’esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA 

in circolazione nell’anno, escluse le azioni proprie.

L’utile per azione diluito è determinato dividendo l’utile 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 2025 le azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte del piano ILT 

azionario 2023-2025 e le azioni collegate al prestito obbligazionario convertibile emesso nel 2023. 

Ai fini della determinazione dell’utile per azione semplice e diluito, l’utile netto dell’anno di competenza Eni è rettificato per tener conto

della remunerazione delle obbligazioni subordinate perpetue e del prestito obbligazionario convertibile, al netto del relativo effetto fiscale, 

determinata sulla base del costo ammortizzato.

La determinazione dell’utile per azione semplice e diluito è di seguito indicata:

|  | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---|---  
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice |  | 3.024.753.353 | 3.167.006.396 | 3.303.766.512  
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario |  | 6.350.799 | 6.369.161 | 6.352.583  
Numero di azioni potenziali a fronte del prestito obbligazionario convertibile |  | 56.975.836 | 56.975.836 | 17.014.702  
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile diluito |  | 3.088.079.988 | 3.230.351.393 | 3.327.133.797  
|  |  |  |   
Utile netto di competenza Eni | (€ milioni) | 2.608 | 2.624 | 4.771  
Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale | (€ milioni) | (237) | (132) | (109)  
Utile netto di competenza Eni per utile semplice | (€ milioni) | 2.371 | 2.492 | 4.662  
Remunerazione del prestito obbligazionario convertibile, al netto dell'effetto fiscale | (€ milioni) | 31 | 31 | 9  
Utile netto di competenza Eni per utile diluito | (€ milioni) | 2.402 | 2.523 | 4.671  
Utile per azione semplice | (€ per azione) | 0,78 | 0,79 | 1,41  
Utile per azione diluito | (€ per azione) | 0,78 | 0,78 | 1,40  
  
  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 361ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


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.

Per quanto riguarda le informazioni finanziarie per settore di attività “segment information”, coerentemente con le previsioni dei principi contabili 

applicabili, 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 a un livello di minore aggregazione rispetto ai raggruppamenti descritti. Pertanto, nel rispetto delle 

disposizioni del principio contabile IFRS 8 che regola l’informativa per settore di attività, 

i reportable segment di Eni al 31 dicembre 2025 sono 

stati definiti considerando i settori operativi che confluiscono nei tre raggruppamenti, come segue:

  


• Exploration & Production: attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio, condensati e gas naturale. Comprende le attività di trading 

oil e prodotti con finalità di eseguire sul mercato le transazioni di bilanciamento del supply per le attività di raffinazione e di stabilizzazione/

copertura dei margini commerciali.

• Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power: attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all’ingrosso via gasdotto, trasporto 

internazionale, acquisto e commercializzazione di GNL equity e di terzi. Comprende le attività di trading gas per finalità sia di copertura e 

stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset gas. Questo reportable segment comprende i risultati 

del business Power relativo all’attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da impianti termoelettrici, che presenta ritorni 

economici simili considerata la comunanza delle dinamiche industriali relative alla domanda di gas e di energia elettrica. Comprende 

le attività di trading di certificati di emissione di CO

2

e di vendita a termine dell’energia elettrica nell’ottica di copertura/ottimizzazione 

dei margini. 

• Refining e Chimica: attività di lavorazione di petrolio per la produzione di carburanti tradizionali svolta dal segmento operativo “Refining”

e attività di produzione di prodotti chimici da ciclo petrolifero, svolte dalla controllata Versalis e le società figlie, che sono state aggregate 

in un unico reportable segment, poiché presentano ritorni economici simili, esposizione a comuni dinamiche di mercato e comunanze 

nella struttura dei processi industriali. Versalis è attiva nella produzione di bioplastiche tramite la controllata Novamont e nella chimica 

del compounding.

• Enilive: gestisce le attività di produzione di biocarburanti da materie prime rinnovabili e la commercializzazione al dettaglio di carburanti 

tradizionali e bio, nonché di prodotti e servizi rivolti all’automobilista nell’ottica della mobilità sostenibile. Svolge inoltre attività di vendita 

all’ingrosso di carburanti, bitumi e lubrificanti.

• Plenitude: attività di vendita al dettaglio di gas, elettricità e servizi connessi e attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica 

da impianti rinnovabili, attività di servizio alla mobilità elettrica (installazione di colonnine di ricarica).

• 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. Comprende, inoltre, le attività relative ai progetti CCUS, agri-business, 

conservazione delle foreste e produzione di bioenergia, in fase di sviluppo. 

  


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. 

  


  


BILANCIO

362

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


Le informazioni per settore di attività sono le seguenti: 

(€ milioni) | Exploration & Production | Global Gas & LNG Portfolio e Power | Refininge Chimica | Enilive | Plenitude | Totale settori di attività | Corporate e Altre attività | Rettifiche per utili interni | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | 50.367 | 17.120 | 18.179 | 19.120 | 10.168 | 114.954 |  |  |   
\- a dedurre: ricavi infrasettori | (13.258) | (4.018) | (12.956) | (2.783) | (50) | (33.065) |  |  |   
Ricavi da terzi | 37.109 | 13.102 | 5.223 | 16.337 | 10.118 | 81.889 | 262 |  | 82.151  
Risultato operativo | 6.302 | 1.770 | (2.485) | 499 | 153 | 6.239 | (1.499) | 270 | 5.010  
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | (335) | 93 | (346) | (42) | (43) | (673) | (491) | 47 | (1.117)  
Ammortamenti | (6.061) | (279) | (146) | (294) | (451) | (7.231) | (153) | 35 | (7.349)  
Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | (1.135) | (17) | (482) | (60) | (7) | (1.701) | (96) |  | (1.797)  
Riprese di valore di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | 54 | 35 | 31 | 60 |  | 180 | 35 |  | 215  
Radiazioni | (30) |  | (1) |  | (2) | (33) |  |  | (33)  
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 1.116 | 32 | 120 | (53) | (33) | 1.182 | (21) |  | 1.161  
Attività direttamente attribuibili(a) | 60.407 | 4.988 | 6.377 | 6.117 | 13.622 | 91.511 | 2.630 | (253) | 93.888  
Attività non direttamente attribuibili(b) |  |  |  |  |  |  |  |  | 43.181  
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 7.562 | 417 | 2.354 | 796 | 1.139 | 12.268 | 887 |  | 13.155  
Passività direttamente attribuibili(a) | 19.934 | 4.691 | 4.153 | 3.303 | 5.490 | 37.571 | 5.239 | (90) | 42.720  
Passività non direttamente attribuibili(b) |  |  |  |  |  |  |  |  | 41.562  
Investimenti in attività materiali e immateriali | 6.678 | 109 | 663 | 468 | 764 | 8.682 | 587 | (40) | 9.229  
2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | 54.440 | 18.876 | 21.210 | 21.139 | 10.179 | 125.844 |  |  |   
\- a dedurre: ricavi infrasettori | (15.565) | (3.815) | (15.329) | (2.469) | (55) | (37.233) |  |  |   
Ricavi da terzi | 38.875 | 15.061 | 5.881 | 18.670 | 10.124 | 88.611 | 186 |  | 88.797  
Risultato operativo | 6.715 | (909) | (1.681) | 282 | 1.307 | 5.714 | (371) | (105) | 5.238  
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | (282) | (11) | (478) | (48) | (81) | (900) | (484) | (13) | (1.397)  
Ammortamenti | (6.353) | (267) | (161) | (284) | (424) | (7.489) | (144) | 33 | (7.600)  
Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | (2.385) | (195) | (458) | (117) | (1) | (3.156) | (51) |  | (3.207)  
Riprese di valore di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | 182 | 94 | 3 |  | 5 | 284 | 23 |  | 307  
Radiazioni | (576) |  |  |  | (3) | (579) | (1) |  | (580)  
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 904 | 44 | 73 | (43) | (47) | 931 | (65) |  | 866  
Attività direttamente attribuibili(a) | 67.572 | 7.421 | 7.228 | 5.893 | 13.588 | 101.702 | 2.712 | (457) | 103.957  
Attività non direttamente attribuibili(b) |  |  |  |  |  |  |  |  | 42.982  
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 8.348 | 488 | 2.621 | 899 | 1.019 | 13.375 | 775 |  | 14.150  
Passività direttamente attribuibili(a) | 20.627 | 7.230 | 4.253 | 2.995 | 5.883 | 40.988 | 4.881 | (49) | 45.820  
Passività non direttamente attribuibili(b) |  |  |  |  |  |  |  |  | 45.471  
Investimenti in attività materiali e immateriali | 6.055 | 110 | 632 | 416 | 887 | 8.100 | 408 | (23) | 8.485  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo. Non comprendono attività/passività di natura finanziaria, partecipazioni e attività/passività per imposte sul reddito.

(b) Comprendono le attività/passività non connesse al risultato operativo.

  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 363

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


(€ milioni) | Exploration & Production | Global Gas & LNG Portfolio e Power | Refininge Chimica | Enilive | Plenitude | Totale settori di attività | Corporate e Altre attività | Rettifiche per utili interni | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2023 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | 55.773 | 24.168 | 23.061 | 21.780 | 11.102 | 135.884 |  |  |   
\- a dedurre: ricavi infrasettori | (17.812) | (4.700) | (16.873) | (2.903) | (62) | (42.350) |  |  |   
Ricavi da terzi | 37.961 | 19.468 | 6.188 | 18.877 | 11.040 | 93.534 | 183 |  | 93.717  
Risultato operativo | 8.693 | 2.626 | (2.121) | 585 | (659) | 9.124 | (948) | 81 | 8.257  
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | (354) | (206) | (352) | (33) | (73) | (1.018) | (339) | (12) | (1.369)  
Ammortamenti | (6.271) | (295) | (142) | (261) | (404) | (7.373) | (140) | 34 | (7.479)  
Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | (1.419) | (14) | (732) | (38) | (7) | (2.210) | (52) |  | (2.262)  
Riprese di valore di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | 376 | 52 | 6 |  |  | 434 | 26 |  | 460  
Radiazioni | (531) |  |  |  | (5) | (536) | 1 |  | (535)  
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 1.012 | 49 | 381 | (38) | (55) | 1.349 | (13) |  | 1.336  
Attività direttamente attribuibili(a) | 64.504 | 7.688 | 7.186 | 6.081 | 12.692 | 98.151 | 1.891 | (378) | 99.664  
Attività non direttamente attribuibili(b) |  |  |  |  |  |  |  |  | 42.942  
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 6.780 | 534 | 2.724 | 858 | 664 | 11.560 | 1.070 |  | 12.630  
Passività direttamente attribuibili(a) | 21.461 | 6.637 | 3.910 | 2.900 | 5.436 | 40.344 | 4.578 | (56) | 44.866  
Passività non direttamente attribuibili(b) |  |  |  |  |  |  |  |  | 44.096  
Investimenti in attività materiali e immateriali | 7.135 | 119 | 556 | 428 | 636 | 8.874 | 360 | (19) | 9.215  
  
  


  


  


(a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo. Non comprendono attività/passività di natura finanziaria, partecipazioni e attività/passività per imposte sul reddito.

(b) Comprendono le attività/passività non connesse al risultato operativo.

  


INFORMAZIONI PER AREA GEOGRAFICA 

Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione

|  | Resto dell'Unione | Resto |  |  |  |  |   
---|---|---|---|---|---|---|---|---  
(€ milioni) | Italia | Europea | dell'Europa | Americhe | Asia | Africa | Altre aree | Totale  
2025 |  |  |  |  |  |  |  |   
Attività direttamente attribuibili(a) | 26.971 | 8.662 | 2.531 | 5.796 | 18.460 | 29.859 | 1.609 | 93.888  
Investimenti in attività materiali  | 1.829 | 673 | 388 | 260 | 2.486 | 3.476 | 117 | 9.229  
e immateriali |  |  |  |  |  |  |  |   
2024 |  |  |  |  |  |  |  |   
Attività direttamente attribuibili(a) | 29.787 | 7.704 | 4.709 | 6.470 | 21.232 | 32.624 | 1.431 | 103.957  
Investimenti in attività materiali  | 2.009 | 673 | 308 | 556 | 1.519 | 3.276 | 144 | 8.485  
e immateriali |  |  |  |  |  |  |  |   
2023 |  |  |  |  |  |  |  |   
Attività direttamente attribuibili(a) | 30.026 | 6.962 | 5.124 | 7.658 | 17.855 | 30.928 | 1.111 | 99.664  
Investimenti in attività materiali  | 2.006 | 485 | 235 | 609 | 1.471 | 4.105 | 304 | 9.215  
e immateriali |  |  |  |  |  |  |  |   
  
(a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.

  


Ricavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Italia | 28.647 | 30.994 | 33.450  
Resto dell'Unione Europea | 15.979 | 15.975 | 18.271  
Resto dell'Europa | 14.866 | 16.493 | 18.476  
Americhe | 6.215 | 7.908 | 7.004  
Asia | 9.675 | 9.114 | 7.404  
Africa | 6.731 | 8.285 | 9.057  
Altre aree | 38 | 28 | 55  
| 82.151 | 88.797 | 93.717  
  
  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025364

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


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 controllate escluse dall’area di consolidamento;

(b)  lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato italiano; 

(c)  i contributi a Eni Foundation e a Fondazione Eni Enrico Mattei, soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono 

iniziative di carattere umanitario, culturale e di ricerca. Le transazioni verso questi soggetti sono immateriali.

Non vi sono state transazioni rilevanti con amministratori, revisori dei conti o loro affiliati.

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 2025” che si considera parte integrante delle presenti note.

  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 365

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI 

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 2025  
---|---|---  
Creditie altre attività | Debiti  e altre passività | Garanzie | Ricavi | Costi | Altri proventi (oneri) operativi  
Joint venture e imprese collegate |  |  |  |  |  |   
Agiba Petroleum Co | 3 | 135 |  | 1 | 333 |   
Cardón IV SA | 1 | 134 |  | 4 |  |   
Coral FLNG SA | 12 |  | 1.247 | 21 |  |   
Eni CCUS Holding | 118 |  | 1.218 |  |  |   
Gruppo Azule | 119 | 361 | 2.939 | 93 | 1.643 |   
Gruppo Saipem | 41 | 136 | 9 | 9 | 536 |   
Gruppo SeaCorridor | 67 | 19 |  | 2 | 266 |   
Gruppo Vårgrønn | 1 |  | 678 | 1 |  |   
In Salah Gas Ltd |  | 57 |  |  | 279 |   
Ithaca Energy Plc | 146 | 73 |  | 12 | 535 | (553)  
Karachaganak Petroleum Operating BV | 27 | 119 |  | 2 | 992 |   
Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | 8 | 13 |  | 3 | 61 |   
Mellitah Oil & Gas BV | 56 | 241 |  | 10 | 1.031 |   
Petrobel Belayim Petroleum Co | 13 | 470 |  | 5 | 778 |   
Societe' Centrale Electrique du Congo SA | 91 |  |  | 79 |  |   
Società Oleodotti Meridionali SpA | 22 | 500 |  | 25 | 16 |   
St. Bernard Renewables Llc | 1 |  | 98 | 1 | 9 |   
Vår Energi ASA | 26 | 1.321 | 1.948 | 61 | 5.523 | (1)  
Altre(a) | 78 | 65 | 26 | 108 | 224 |   
| 830 | 3.644 | 8.163 | 437 | 12.226 | (554)  
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento |  |  |  |  |  |   
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | 170 | 1 |  | 9 |  |   
VME Oilfield Chemicals Llc |  |  | 112 |  |  |   
Altre | 19 | 10 | 21 | 21 | 14 |   
| 189 | 11 | 133 | 30 | 14 |   
| 1.019 | 3.655 | 8.296 | 467 | 12.240 | (554)  
Imprese controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |   
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | 22 | 19 |  |  | 87 |   
Gruppo Enel | 89 | 183 |  | 45 | 650 | 66  
Gruppo Italgas | 2 | 190 |  | 7 | 718 |   
Gruppo Snam | 110 | 247 |  | 77 | 1.086 |   
Gruppo Terna | 62 | 75 |  | 266 | 343 | 5  
GSE - Gestore Servizi Energetici | 112 | 100 |  | 2.147 | 1.861 | 219  
ITA Airways ‐ Italia Trasporto Aereo SpA | 3 |  |  | 99 |  |   
Altre (a) | 23 | 51 |  | 97 |  |   
| 423 | 865 |  | 2.738 | 4.745 | 290  
Altri soggetti correlati |  | 4 |  | 1 | 39 |   
Groupement Sonatrach – Eni «GSE» | 216 | 307 |  | 52 | 729 |   
Totale | 1.658 | 4.831 | 8.296 | 3.258 | 17.753 | (264)  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni.

  


  


  


  


BILANCIO

366

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


(€ milioni) | 31 dicembre 2024 | 2024  
---|---|---  
Creditie altre attività | Debitie altre passività | Garanzie | Ricavi | Costi | Altri proventi (oneri) operativi  
Joint venture e imprese collegate |  |  |  |  |  |   
Agiba Petroleum Co | 4 | 126 |  |  | 256 |   
Cardón IV SA | 1 | 77 |  | 4 | (2) |   
Coral FLNG SA | 12 |  | 1.411 | 15 | (3) |   
Gruppo Azule | 59 | 399 | 3.343 | 76 | 2.290 |   
Gruppo Saipem | 41 | 186 | 9 | 52 | 1.253 |   
Gruppo SeaCorridor | 105 | 27 |  | 1 | 242 |   
Gruppo Vårgrønn | 1 |  | 886 |  |  |   
Ithaca Energy Plc | 188 | 76 |  |  | 366 | (138)  
Karachaganak Petroleum Operating BV | 31 | 292 |  |  | 1.198 |   
Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | 6 | 14 |  | 3 | 51 |   
Mellitah Oil & Gas BV | 56 | 52 |  | 11 | 523 |   
Mozambique Rovuma Venture SpA | 26 | 2 |  | 31 | 53 |   
Petrobel Belayim Petroleum Co | 23 | 509 |  |  | 562 |   
Società Oleodotti Meridionali SpA | 12 | 491 |  | 16 | 11 |   
Société Centrale Electrique du Congo SA | 97 |  |  | 104 |  |   
Vår Energi ASA | 30 | 828 | 1.918 | 48 | 5.047 | (57)  
Altre(a) | 37 | 71 | 120 | 74 | 187 |   
| 729 | 3.150 | 7.687 | 435 | 12.034 | (195)  
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento |  |  |  |  |  |   
Eni BTC Ltd |  |  | 195 |  |  |   
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | 161 | 3 |  | 10 |  |   
Altre | 16 | 7 | 11 | 27 | 18 |   
| 177 | 10 | 206 | 37 | 18 |   
| 906 | 3.160 | 7.893 | 472 | 12.052 | (195)  
Imprese controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |   
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | 3 | 25 |  |  | 65 |   
Gruppo Enel | 33 | 153 |  | 46 | 798 | (28)  
Gruppo Italgas | 1 | 186 |  | 5 | 612 |   
Gruppo Snam | 196 | 436 |  | 219 | 1.342 |   
Gruppo Terna | 104 | 116 |  | 386 | 350 | 10  
GSE - Gestore Servizi Energetici | 201 | 110 |  | 1.805 | 1.548 | 414  
ITA Airways ‐ Italia Trasporto Aereo SpA | 13 |  |  | 238 |  |   
Altre(a) | 23 | 66 |  | 71 |  |   
| 574 | 1.092 |  | 2.770 | 4.715 | 396  
Altri soggetti correlati | 1 | 3 |  | 2 | 37 |   
Groupement Sonatrach – Eni «GSE» | 316 | 316 |  | 32 | 599 |   
Totale | 1.797 | 4.571 | 7.893 | 3.276 | 17.403 | 201  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni.

  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 367

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


(€ milioni) | 31 dicembre 2023 | 2023  
---|---|---  
Creditie altre attività | Debitie altre passività | Garanzie | Ricavi | Costi | Altri proventi (oneri) operativi  
Joint venture e imprese collegate |  |  |  |  |  |   
Agiba Petroleum Co | 1 | 194 |  |  | 308 |   
Cardón IV SA | 24 | 142 |  | 4 | 1 |   
Coral FLNG SA | 4 |  | 1.327 | 6 |  |   
Gruppo Azule | 113 | 475 | 3.156 | 86 | 2.146 |   
Gruppo Saipem | 5 | 235 | 9 | 6 | 768 |   
Gruppo SeaCorridor | 29 | 29 |  | 1 | 357 |   
Gruppo Vårgrønn |  |  | 1.321 |  |  |   
Karachaganak Petroleum Operating BV | 17 | 250 |  |  | 1.183 |   
Mellitah Oil & Gas BV | 49 | 20 |  | 16 | 517 |   
Petrobel Belayim Petroleum Co | 58 | 885 |  |  | 870 |   
Società Oleodotti Meridionali SpA | 11 | 473 |  | 19 | 12 |   
Société Centrale Electrique du Congo SA | 74 |  |  | 79 |  |   
Vår Energi ASA | 51 | 764 | 2.013 | 58 | 4.487 | (165)  
Altre(a) | 62 | 73 | 19 | 83 | 203 |   
| 498 | 3.540 | 7.845 | 358 | 10.852 | (165)  
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento |  |  |  |  |  |   
Eni BTC Ltd |  |  | 183 |  |  |   
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | 152 | 4 | 1 | 12 |  |   
Altre | 13 | 10 | 12 | 13 | 30 |   
| 165 | 14 | 196 | 25 | 30 |   
| 663 | 3.554 | 8.041 | 383 | 10.882 | (165)  
Imprese controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |   
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | 5 | 33 |  | 2 | 69 |   
Gruppo Enel | 95 | 168 |  | 93 | 497 | (109)  
Gruppo Italgas | 1 | 149 |  | 8 | (20) |   
Gruppo Snam | 245 | 352 |  | 1.157 | 1.625 |   
Gruppo Terna | 85 | 61 |  | 400 | 317 | 8  
GSE - Gestore Servizi Energetici | 230 | 219 |  | 2.104 | 1.875 | 283  
ITA Airways ‐ Italia Trasporto Aereo SpA | 5 |  |  | 238 |  |   
Altre(a) | 11 | 68 |  | 52 | 38 |   
| 677 | 1.050 |  | 4.054 | 4.401 | 182  
Altri soggetti correlati | 1 | 2 |  | 1 | 36 |   
Groupement Sonatrach – Eni «GSE» | 222 | 212 |  | 40 | 569 |   
Totale | 1.563 | 4.818 | 8.041 | 4.478 | 15.888 | 17  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni.

  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025368

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


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 - Eni «GSE» e, limitatamente alla 

Karachaganak Petroleum Operating BV, l’acquisto di greggi da parte di Eni Trade & Biofuels SpA; i riaddebiti dalle collegate a Eni sono 

fatturati sulla base dei costi sostenuti; 

• Il debito residuo per il pagamento del corrispettivo per la cessione dei crediti di Cardón IV SA verso la compagnia di Stato PDVSA; 

• la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rilasciata pro-quota nell’interesse della società Coral FLNG SA a beneficio 

del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali assunti con l’assegnazione del contratto EPCIC per la realizzazione dell’impianto 

galleggiante di liquefazione del gas;

• le garanzie rilasciate a favore di Eni CCUS Holding a fronte della vendita delle attività CCUS nel Regno Unito e Paesi Bassi;

• la fornitura di servizi specialistici, l’acquisto di greggi e il rilascio di garanzie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi FPSO 

verso il gruppo Azule;

• la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Exploration 

& Production;

• l’acquisizione di servizi di trasporto verso il gruppo SeaCorridor;

• le garanzie rilasciate al Gruppo Vårgrønn prevalentemente a fronte della partecipazione nel progetto eolico offshore Dogger Bank;

• la vendita di gas alla In Salah Gas Ltd;

• il credito nell’ambito della business combination realizzata lo scorso esercizio, l’acquisto di greggi e condensati e la stipula di contratti 

derivati su commodity dal gruppo Ithaca Energy;

• l’acquisto di elastomeri da Lotte Versalis Elastomers Co Ltd;

• 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;

• la vendita di gas alla Société Centrale Electrique du Congo SA;

• le garanzie rilasciate pro quota nell’interesse di St. Bernard Renewables Llc a favore di fornitori per le operazioni di acquisto feedstock;

• le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell’interesse di Vår Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici upstream e di 

trasporto marittimo, l’acquisto di greggio, condensati e gas e la parte realizzata dei contratti a termine di acquisto fisico di gas;

• la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla società Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione).

I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:

• le attività volte a garantire l’operatività, l’upgrading e l’efficienza degli impianti verso il gruppo Ansaldo di Cassa Depositi e Prestiti;

• 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 distribuzione, trasporto e stoccaggio 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, il credito per attività di disinvestimento relativo alla 

cessione del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e 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;

• la vendita di jet fuel alla ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA.

I rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:

• costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni per €25 milioni e debiti per contributi da versare per €3 milioni;

• costi per contributi versati al Fondo Integrativo Sanitario dei Dirigenti delle Aziende del Gruppo Eni – FISDE per €5 milioni e debiti per 

contributi da versare per €1 milione; 

• contributi versati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni Enrico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per €4 milioni e €5 milioni 

e ricavi verso Eni Foundation per €1 milione.

  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 369

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA 

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 2025  
---|---|---  
Crediti | Debiti | Garanzie | Proventi finanziari e strumenti  derivati | Oneri  finanziari | Proventi  (oneri) su  partecipazioni  
Joint venture e imprese collegate |  |  |  |  |  |   
Coral FLNG SA | 417 |  |  | 20 |  |   
E&E Algeria Touat BV |  | 56 |  |  |  |   
Eni CCUS Holding | 123 |  |  |  |  |   
Gruppo Saipem |  | 247 |  |  | 11 |   
Mozambique Rovuma Venture SpA | 2.318 | 91 |  | 147 | 11 |   
Altre(a) | 70 | 57 | 4 | 45 | 49 |   
| 2.928 | 451 | 4 | 212 | 71 |   
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento |  |  |  |  |  |   
Altre(a) | 41 | 55 |  | 2 | 1 |   
| 41 | 55 |  | 2 | 1 |   
Imprese controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |   
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti |  | 52 |  |  | 2 |   
Altre |  | 35 |  | 1 | 3 | (18)  
|  | 87 |  | 1 | 5 | (18)  
Totale | 2.969 | 593 | 4 | 215 | 77 | (18)  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni.

(€ milioni) | 31 dicembre 2024 | 2024  
---|---|---  
Crediti | Debiti | Garanzie | Proventi  finanziari e strumenti  derivati | Oneri  finanziari | Proventi (oneri) su  partecipazioni  
Joint venture e imprese collegate |  |  |  |  |  |   
Coral FLNG SA | 522 |  |  | 24 |  |   
Coral South FLNG DMCC |  |  | 1.539 |  | (1) |   
Gruppo Saipem |  | 222 |  | 1 |  |   
Mozambique Rovuma Venture SpA | 1.769 | 58 |  | 132 | 11 |   
Pengerang Biorefinery Sdn Bhd | 60 |  |  |  |  |   
Altre | 37 | 39 | 2 | 38 | 41 |   
| 2.388 | 319 | 1.541 | 195 | 51 |   
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento |  |  |  |  |  |   
Altre | 40 | 36 |  | 2 | 2 |   
| 40 | 36 |  | 2 | 2 |   
Imprese controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |   
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti |  | 53 |  |  |  |   
Altre |  | 7 |  | 1 | 4 | (12)  
|  | 60 |  | 1 | 4 | (12)  
Altri soggetti correlati |  | 4 |  |  |  |   
Totale | 2.428 | 419 | 1.541 | 198 | 57 | (12)  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

370

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


(€ milioni) | 31 dicembre 2023 | 2023  
---|---|---  
Crediti e disponibilità liquide e equivalenti | Debiti | Garanzie | Proventi  finanziari e strumenti  derivati | Oneri  finanziari | Proventi  (oneri) su  partecipazioni  
Joint venture e imprese collegate |  |  |  |  |  |   
Coral FLNG SA | 453 |  |  | 15 |  |   
Coral South FLNG DMCC |  |  | 1.448 |  |  |   
Gruppo Saipem |  | 56 |  |  | 8 |   
Mozambique Rovuma Venture SpA | 1.339 | 170 |  | 101 |  |   
Altre | 49 | 13 | 1 | 39 | 14 | 1  
| 1.841 | 239 | 1.449 | 155 | 22 | 1  
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento |  |  |  |  |  |   
Altre | 7 | 38 |  | 1 | 1 |   
| 7 | 38 |  | 1 | 1 |   
Imprese controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |   
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti |  | 56 |  |  | 2 |   
Gruppo Snam |  |  |  |  |  | 443  
Altre | 14 | 2 |  |  | 3 | 1  
| 14 | 58 |  |  | 5 | 444  
Totale | 1.862 | 335 | 1.449 | 156 | 28 | 445  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano:

• il finanziamento concesso alla società Coral FLNG SA per la realizzazione dell’impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso 

dell’area 4 in Mozambico;

• \- il deposito di disponibilità monetarie presso le finanziarie di Gruppo per la E&E Algeria Touat BV;

• il finanziamento concesso alla Eni CCS Holding, nell’ambito dell’accordo con il partner Global Infrastructure Partners;

• 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;

• le passività per beni in leasing verso il gruppo Saipem riferite a contratti pluriennali per l’utilizzo di mezzi di perforazione;

• il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Venture SpA 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 la realizzazione di infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici verso il gruppo Cassa Depositi e Prestiti.

INCIDENZA  DELLE  OPERAZIONI  O  POSIZIONI  CON  PARTI  CORRELATE  SULLA  SITUAZIONE 

PATRIMONIALE, SUL RISULTATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI

L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella di sintesi:

(€ milioni) | 31 dicembre 2025 | 31 dicembre 2024  
---|---|---  
Totale | Entitàcorrelate | Incidenza % | Totale | Entitàcorrelate | Incidenza %  
Altre attività finanziarie correnti | 3.710 | 2.357 | 63,53 | 1.085 | 48 | 4,42  
Crediti commerciali e altri crediti | 12.436 | 1.375 | 11,06 | 16.901 | 1.601 | 9,47  
Altre attività correnti | 3.943 | 76 | 1,93 | 3.662 | 54 | 1,47  
Altre attività finanziarie non correnti | 1.109 | 612 | 55,18 | 3.215 | 2.380 | 74,03  
Altre attività non correnti | 2.839 | 207 | 7,29 | 4.011 | 142 | 3,54  
Passività finanziarie a breve termine | 4.929 | 265 | 5,38 | 4.238 | 136 | 3,21  
Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine | 3.434 | 128 | 3,73 | 4.582 | 21 | 0,46  
Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine | 1.263 | 108 | 8,55 | 1.279 | 152 | 11,88  
Debiti commerciali e altri debiti | 20.261 | 4.283 | 21,14 | 22.092 | 4.017 | 18,18  
Altre passività correnti | 4.039 | 86 | 2,13 | 5.049 | 34 | 0,67  
Passività finanziarie a lungo termine | 20.139 | 52 | 0,26 | 21.570 | 79 | 0,37  
Passività per beni in leasing a lungo termine | 4.437 | 40 | 0,90 | 5.174 | 31 | 0,60  
Altre passività non correnti | 3.390 | 462 | 13,63 | 4.449 | 520 | 11,69  
  
  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 371

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


  


  


L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:

(€ milioni) | Totale | 2025Entitàcorrelate | Incidenza % | Totale | 2024Entitàcorrelate | Incidenza % | Totale | 2023Entitàcorrelate | Incidenza %  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
Ricavi della gestione caratteristica | 82.151 | 2.973 | 3,62 | 88.797 | 2.997 | 3,38 | 93.717 | 4.322 | 4,61  
Altri ricavi e proventi | 1.478 | 285 | 19,28 | 2.417 | 279 | 11,54 | 1.099 | 156 | 14,19  
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (67.056) | (17.769) | 26,50 | (71.114) | (17.404) | 24,47 | (73.836) | (15.885) | 21,51  
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti | (11) | (1) | 9,09 | (168) | (2) | 1,19 | (249) | 5 | ..  
Costo lavoro | (3.229) | 17 | .. | (3.262) | 3 | .. | (3.136) | (8) | 0,26  
Altri proventi (oneri) operativi | 641 | (264) | .. | (352) | 201 | .. | 478 | 17 | 3,56  
Proventi finanziari | 7.196 | 215 | 2,99 | 7.715 | 198 | 2,57 | 7.417 | 155 | 2,09  
Oneri finanziari | (8.170) | (77) | 0,94 | (8.980) | (57) | 0,63 | (8.113) | (28) | 0,35  
Strumenti finanziari derivati | (80) |  |  | 278 |  |  | (61) | 1 | ..  
Altri proventi (oneri) su partecipazioni | 426 | (18) | .. | 984 | (12) | .. | 1.108 | 445 | 40,16  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi: 

(€ milioni) | 2025 | 2024 | 2023  
---|---|---|---  
Ricavi e proventi | 3.258 | 3.276 | 4.478  
Costi e oneri | (15.198) | (15.056) | (13.539)  
Altri proventi (oneri) operativi | (264) | 201 | 17  
Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | 691 | (61) | 1.916  
Interessi | 138 | 132 | 117  
Flusso di cassa netto da attività operativa | (11.375) | (11.508) | (7.011)  
Investimenti in attività materiali e immateriali | (2.555) | (2.347) | (2.349)  
Disinvestimenti in partecipazioni |  |  | 440  
Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento | 93 | (292) | 504  
Variazione crediti finanziari | (719) | (501) | (290)  
Flusso di cassa netto da attività di investimento | (3.181) | (3.140) | (1.695)  
Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing | (407) | (20) | (162)  
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (407) | (20) | (162)  
Variazione disponibilità liquide e equivalenti |  | (3) | (7)  
Totale flussi finanziari verso entità correlate | (14.963) | (14.671) | (8.875)  
  
  


  


  


  


L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

(€ milioni) | Totale | 2025Entitàcorrelate | Incidenza % | Totale | 2024Entitàcorrelate | Incidenza  % | Totale | 2023Entitàcorrelate | Incidenza  %  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
Flusso di cassa netto da attività operativa | 13.330 | (11.375) | .. | 13.092 | (11.508) | .. | 15.119 | (7.011) | ..  
Flusso di cassa netto da attività di investimento | (9.298) | (3.181) | 34,21 | (9.817) | (3.140) | 31,99 | (9.365) | (1.695) | 18,10  
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (3.596) | (407) | 11,32 | (5.380) | (20) | 0,37 | (5.668) | (162) | 2,86  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

372

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


37 Altre informazioni sulle partecipazioni

2

  


INFORMAZIONI SULLE SOCIETÀ CONTROLLATE CONSOLIDATE CON SIGNIFICATIVE INTERESSENZE DI 

TERZI

Di seguito sono riportati i dati economici, patrimoniali e finanziari, al lordo delle elisioni infragruppo, relativi al gruppo Enilive posseduto da 

Eni al 70% e al gruppo Plenitude posseduto da Eni al 70% e al gruppo EniPower posseduto da Eni al 51%. La percentuale di possesso del non 

controlling interest corrisponde ai diritti di voto assembleare. 

(€ milioni) | Gruppo Enilive2025 | Gruppo Plenitude | Gruppo EniPower  
---|---|---|---  
2025 | 2024 | 2025 | 2024  
Non controlling interest (%) | 30,00 | 30,00 | 7,58 | 49,00 | 49,00  
Attività correnti | 5.607 | 3.725 | 4.571 | 851 | 695  
Attività non correnti | 4.683 | 12.053 | 11.185 | 927 | 934  
Passività correnti | 5.605 | 4.482 | 4.626 | 839 | 709  
Passività non correnti | 1.786 | 5.351 | 5.156 | 29 | 31  
|  |  |  |  |   
Ricavi | 19.120 | 10.168 | 10.179 | 1.142 | 962  
Utile netto dell'esercizio | 344 | (3) | 803 | 126 | 167  
Totale utile complessivo dell'esercizio | 268 | (158) | 821 | 126 | 167  
|  |  |  |  |   
Flusso di cassa netto da attività operativa | 771 | 1.196 | 916 | 206 | 178  
Flusso di cassa netto da attività di investimento | (542) | (1.206) | (1.389) | (77) | (92)  
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | 435 | (13) | (85) | 1 | (18)  
Flusso di cassa netto dell'esercizio | 773 | 104 | (23) | 21 | (9)  
Utile (perdita) netto dell'esercizio di pertinenza delle interessenze di terzi azionisti | 87 | 6 | 54 | 64 | 85  
Dividendi pagati alle interessenze di terzi azionisti | 212 | 9 | 5 | 56 | 41  
  
Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2025 è di €4.847 milioni (€2.863 milioni al 31 dicembre 

2024) e comprende l’obbligazione subordinata perpetua di Eni Marine Services SpA di €1.701 milioni (€1.924 milioni al 31 dicembre 2024). 

Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 26 – Patrimonio netto – Interessenze di terzi.

  


Modifiche dell’interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo

Il 6 marzo 2025 Eni e il fondo di private equity KKR hanno finalizzato l’operazione di investimento da parte di KKR relativa a un’interessenza 

di minoranza del 25% nella controllata Enilive con un incasso complessivo per Eni di €2.968 milioni compreso un aumento di capitale pari a 

€500 milioni. Successivamente, l’11 aprile 2025 Eni e KKR hanno completato un’operazione analoga alla precedente per un investimento di 

un ulteriore 5% per il corrispettivo di €601 milioni. Ad esito dell’operazione, KKR è titolare di una partecipazione complessiva pari al 30% del 

capitale sociale di Enilive.

Il 31 marzo 2025 è stato perfezionato l'aumento della partecipazione di Energy Infrastructure Partners (EIP) nel capitale sociale di Plenitude, 

raggiungendo una quota complessiva pari al 10%. L’incremento della partecipazione di EIP è avvenuto attraverso un aumento di capitale di 

€209 milioni che, tenuto conto di €588 milioni versati a marzo 2024, porta l’investimento complessivo a circa €800 milioni. Il 4 novembre è

stato perfezionato tra Eni e il fondo di private equity Ares Capital l’investimento in un’interessenza di minoranza del 20% nel capitale sociale 

di Plenitude per il corrispettivo di €2.003 milioni.

2 L’elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2025 è indicato nell’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025” che costituisce parte inte-

grante delle presenti note.

  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 373

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


Principali accordi a controllo congiunto e società collegate al 31 dicembre 2025 

|  |  |  | % interessenza  | % diritti   
---|---|---|---|---|---  
Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Settore di attività | partecipativa | di voto  
Joint venture |  |  |  |  |   
2023 Sol IX Llc | Wilmington (USA) | USA | Plenitude | 73,62 | 73,62  
Azule Energy Holdings Ltd | Londra (Regno Unito) | Regno Unito | Exploration & Production | 50,00 | 50,00  
Cardón IV SA | Caracas (Venezuela) | Venezuela | Exploration & Production | 50,00 | 50,00  
Eni CCUS Holding Ltd | Londra (Regno Unito) | Regno Unito | Exploration & Production | 50,01 | 50,01  
E&E Algeria Touat BV | L'Aja (Paesi Bassi) | Algeria | Exploration & Production | 66,00 | 66,00  
GreenIT SpA | San Donato Milanese (MI) (Italia) | Italia | Plenitude | 51,00 | 51,00  
Mozambique Rovuma Venture SpA | San Donato Milanese (MI) (Italia) | Mozambico | Exploration & Production | 35,71 | 35,71  
Saipem SpA | Milano (Italia) | Italia | Corporate e società finanziarie | 21,19 | 21,80  
SeaCorridor Srl | San Donato Milanese (MI) (Italia) | Italia | Global Gas & LNG Portfolio | 50,10 | 50,10  
St. Bernard Renewables Llc | Wilmington (USA) | USA | Enilive | 50,00 | 50,00  
Vårgrønn AS | Stavanger (Norvegia) | Norvegia | Plenitude | 65,00 | 65,00  
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  
Blue Stream Pipeline Co BV | Amsterdam (Paesi Bassi) | Russia | Global Gas & LNG Portfolio | 50,00 | 50,00  
Collegate |  |  |  |  |   
ADNOC Global Trading Ltd | Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti) | Emirati Arabi Uniti | Refining | 20,00 | 20,00  
Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti) | Emirati Arabi Uniti | Refining | 20,00 | 20,00  
Coral FLNG SA | Maputo (Mozambico) | Mozambico | Exploration & Production | 25,00 | 25,00  
Ithaca Energy Plc | Londra (Regno Unito) | Regno Unito | Exploration & Production | 35,92 | 35,92  
QatarEnergy LNG NFE (5) | Doha (Qatar) | Qatar | Exploration & Production | 25,00 | 25,00  
Vår Energi ASA | Sandnes (Norvegia) | Norvegia | Exploration & Production | 63,04 | 63,04  
  
  


I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in joint venture riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di 

seguito riportati:

|  |  | 2025 |  |   
---|---|---|---|---|---  
| Azule Energy  | St. Bernard  | E&E Algeria  | Saipem  | SeaCorridor   
(€ milioni) | Holdings Ltd | Renewables Llc | Touat BV | SpA | Srl  
Attività correnti | 3.394 | 395 | 117 | 9.122 | 114  
\- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 507 | 23 | 56 | 1.707 | 80  
Attività non correnti | 21.678 | 1.310 | 1.224 | 5.425 | 578  
Totale attività | 25.072 | 1.705 | 1.341 | 14.547 | 692  
Passività correnti | 4.295 | 116 | 33 | 8.393 | 93  
\- di cui passività finanziarie correnti | 1.744 | 116 |  | 1.012 | 29  
Passività non correnti | 9.657 | 309 | 291 | 3.410 | 140  
\- di cui passività finanziarie non correnti | 4.956 | 308 |  | 2.094 | 123  
Totale passività | 13.952 | 425 | 324 | 11.803 | 233  
Net equity | 11.120 | 1.280 | 1.017 | 2.744 | 459  
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo (%) | 50,00 | 50,00 | 66,00 | 21,80 | 50,10  
Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | (926) | 17 |  | (17) | 181  
Valore di iscrizione della partecipazione | 4.634 | 657 | 671 | 581 | 411  
Ricavi e altri proventi | 3.917 | 999 | 287 | 15.508 | 343  
Costi operativi | (822) | (961) | (90) | (13.792) | (44)  
Altri proventi (oneri) operativi | (47) | (75) |  |  |   
Ammortamenti e svalutazioni | (2.188) | (57) | (88) | (1.037) | (47)  
Risultato operativo | 860 | (94) | 109 | 679 | 252  
Proventi (oneri) finanziari | (268) | 2 | (3) | (189) | (1)  
Proventi (oneri) su partecipazioni | 289 | (24) |  | 28 | 28  
Risultato ante imposte | 881 | (116) | 106 | 518 | 279  
Imposte sul reddito | (238) |  | (53) | (207) | (214)  
Risultato netto | 643 | (116) | 53 | 311 | 65  
Altre componenti dell'utile complessivo | (1.212) | (182) | (115) | 156 | (24)  
Totale utile (perdita) complessivo | (569) | (298) | (62) | 467 | 41  
Utile (perdita) di competenza del Gruppo | 415 | (58) | 35 | 71 | 32  
Dividendi percepiti dalla joint venture | 386 |  |  | 72 | 95  
  
  


  


  


BILANCIO

374

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


(€ milioni) | 2024  
---|---  
Azule Energy Holdings Ltd | St. Bernard Renewables Llc | E&E Algeria Touat BV | Saipem SpA | SeaCorridor Srl  
Attività correnti | 3.181 | 313 | 130 | 9.675 | 134  
\- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 549 | 72 | 55 | 2.158 | 89  
Attività non correnti | 23.042 | 1.577 | 1.497 | 4.844 | 580  
Totale attività | 26.223 | 1.890 | 1.627 | 14.519 | 714  
Passività correnti | 3.505 | 99 | 54 | 8.564 | 126  
- di cui passività finanziarie correnti | 1.182 |  |  | 796 |   
Passività non correnti | 9.796 | 217 | 376 | 3.431 | 15  
- di cui passività finanziarie non correnti | 3.297 | 215 |  | 2.220 | 1  
Totale passività | 13.301 | 316 | 430 | 11.995 | 141  
Net equity | 12.922 | 1.574 | 1.197 | 2.524 | 573  
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo (%) | 50,00 | 50,00 | 54,00 | 21,61 | 50,10  
Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue | (1.250) | 19 |  | (17) | 198  
Valore di iscrizione della partecipazione | 5.211 | 806 | 646 | 528 | 485  
|  |  |  |  |   
Ricavi e altri proventi | 4.961 | 1.220 | 290 | 14.552 | 332  
Costi operativi | (1.261) | (1.134) | (98) | (13.224) | (45)  
Altri proventi (oneri) operativi |  | (93) |  | 1 |   
Ammortamenti e svalutazioni | (1.479) | (72) | (105) | (723) | (44)  
Risultato operativo | 2.221 | (79) | 87 | 606 | 243  
Proventi (oneri) finanziari | (474) | (11) |  | (85) | 6  
Proventi (oneri) su partecipazioni | 208 |  |  | (25) | 29  
Risultato ante imposte | 1.955 | (90) | 87 | 496 | 278  
Imposte sul reddito | (751) |  | (13) | (190) | (189)  
Risultato netto | 1.204 | (90) | 74 | 306 | 89  
Altre componenti dell'utile complessivo | 572 | 99 | 72 | (124) | 11  
Totale utile (perdita) complessivo | 1.776 | 9 | 146 | 182 | 100  
Utile (perdita) di competenza del Gruppo | 602 | (45) | 40 | 75 | 45  
|  |  |  |  |   
Dividendi percepiti dalla joint venture | 427 |  |  |  | 95  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


I dati relativi al risultato dell’esercizio e all’utile complessivo delle joint venture rilevanti sono di seguito riportati: 

(€ milioni) | 2025  
---|---  
2023 Sol IX Llc | GreenIT SpA | Mozambique Rovuma Venture SpA | Cardón IV SA | Eni CCUS Holding Ltd | Vårgrønn AS  
Risultato netto |  | 5 | 100 | 125 |  | (54)  
Altre componenti dell'utile complessivo | (24) | (1) | (131) | (87) | (5) | (42)  
Totale utile (perdita) complessivo | (24) | 4 | (31) | 38 | (5) | (96)  
  
  


  


(€ milioni) | 2024  
---|---  
2023 Sol IX Llc | GreenIT SpA | Mozambique Rovuma Venture SpA | Cardón IV SA | Vårgrønn AS  
Risultato netto | 1 | 4 | 47 | (18) | (57)  
Altre componenti dell'utile complessivo | 8 | (2) | 64 | 47 | 26  
Totale utile (perdita) complessivo | 9 | 2 | 111 | 29 | (31)  
  
  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 375

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in società collegata riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono 

di seguito riportati: 

(€ milioni) | 2025  
---|---  
Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) | Vår Energi ASA | Ithaca Energy Plc | QatarEnergy LNG NFE (5)  
Attività correnti | 5.730 | 1.533 | 980 |   
\- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 6 | 595 | 154 |   
Attività non correnti | 15.401 | 20.705 | 6.194 | 2.863  
Totale attività | 21.131 | 22.238 | 7.174 | 2.863  
Passività correnti | 4.857 | 2.316 | 1.242 | 151  
- di cui passività finanziarie correnti |  | 199 | 62 |   
Passività non correnti | 6.373 | 19.446 | 3.758 | 70  
- di cui passività finanziarie non correnti | 5.995 | 5.067 | 1.243 |   
Totale passività | 11.230 | 21.762 | 5.000 | 221  
Net equity | 9.901 | 476 | 2.174 | 2.642  
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo (%) | 20,00 | 63,04 | 35,92 | 25,00  
Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue |  | (300) | (295) |   
Valore di iscrizione della partecipazione | 1.980 |  | 486 | 661  
|  |  |  |   
Ricavi e altri proventi | 23.417 | 7.164 | 2.607 |   
Costi operativi | (21.341) | (1.409) | (815) | (12)  
Altri proventi (oneri) operativi | (831) |  |  |   
Ammortamenti e svalutazioni | (755) | (1.888) | (824) |   
Risultato operativo | 490 | 3.867 | 968 | (12)  
Proventi (oneri) finanziari | (381) | 73 | (226) | (2)  
Proventi (oneri) su partecipazioni |  |  |  |   
Risultato ante imposte | 109 | 3.940 | 742 | (14)  
Imposte sul reddito | 7 | (3.061) | (809) | 4  
Risultato netto | 116 | 879 | (67) | (10)  
Altre componenti dell'utile complessivo | (1.308) | 80 | (128) | (310)  
Totale utile (perdita) complessivo | (1.192) | 959 | (195) | (320)  
Utile (perdita) di competenza del Gruppo | 23 | 602 | (15) | (3)  
|  |  |  |   
Dividendi percepiti dalla collegata | 56 | 653 | 161 |   
  
  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

376

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

  


  


(€ milioni) | 2024  
---|---  
Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) | Vår Energi ASA | Ithaca Energy Plc | QatarEnergy LNG NFE (5)  
Attività correnti | 6.719 | 1.219 | 946 |   
\- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 47 | 268 | 170 |   
Attività non correnti | 18.130 | 19.822 | 7.036 | 2.658  
Totale attività | 24.849 | 21.041 | 7.982 | 2.658  
Passività correnti | 3.835 | 1.825 | 1.320 | 60  
- di cui passività finanziarie correnti |  | 68 | 31 |   
Passività non correnti | 9.640 | 18.415 | 3.775 | 67  
- di cui passività finanziarie non correnti | 6.543 | 5.795 | 994 |   
Totale passività | 13.475 | 20.240 | 5.095 | 127  
Net equity | 11.374 | 801 | 2.887 | 2.531  
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo (%) | 20,00 | 63,04 | 37,17 | 25,00  
Goodwill, plusvalenze di Gruppo e obbligazioni subordinate perpetue |  | (505) | (348) |   
Valore di iscrizione della partecipazione | 2.275 |  | 725 | 633  
|  |  |  |   
Ricavi e altri proventi | 12.879 | 6.884 | 703 |   
Costi operativi | (11.985) | (1.375) | (134) | (6)  
Altri proventi (oneri) operativi | (386) |  |  |   
Ammortamenti e svalutazioni | (338) | (1.884) | (367) |   
Risultato operativo | 170 | 3.625 | 202 | (6)  
Proventi (oneri) finanziari | (332) | (455) | (66) | 1  
Risultato ante imposte | (162) | 3.170 | 136 | (5)  
Imposte sul reddito |  | (2.759) | (118) | 1  
Risultato netto | (162) | 411 | 18 | (4)  
Altre componenti dell'utile complessivo | 708 | (125) | 100 | 138  
Totale utile (perdita) complessivo | 546 | 286 | 118 | 134  
Utile (perdita) di competenza del Gruppo | (32) | 259 | 7 | (1)  
|  |  |  |   
Dividendi percepiti dalla collegata | 269 | 627 | 69 |   
  
  


  


  


  


I dati relativi al risultato dell’esercizio e all’utile complessivo delle società collegate rilevanti sono di seguito riportati: 

(€ milioni) | 2025  
---|---  
ADNOC Global Trading Ltd | Coral FLNG SA  
Risultato netto | 481 | (84)  
Altre componenti dell'utile complessivo | (106) | (104)  
Totale utile (perdita) complessivo | 375 | (188)  
  
(€ milioni) | 2024  
---|---  
ADNOC Global Trading Ltd | Coral FLNG SA  
Risultato netto | 563 | (33)  
Altre componenti dell'utile complessivo | 48 | 57  
Totale utile (perdita) complessivo | 611 | 24  
  
  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 377

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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 privati

1

. Al riguardo si segnala che quando Eni svolge il ruolo di 

operatore

2

di joint venture non incorporate

3

, 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 cassa

4

.

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 2025, 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(importi in euro)  
---|---  
Eni Foundation | 4.898.360  
Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM) | 4.000.000  
Fondazione Teatro alla Scala | 3.256.520  
Fondazione Giorgio Cini | 500.000  
Associazione Be Human | 500.000  
Fondazione Banco dell’energia Ente Filantropico per Fondazione Banco Alimentare ETS | 416.771  
Associazione della Croce Rossa Italiana | 300.000  
Fondazione Banco dell’energia Ente Filantropico/Associazione Croce Rossa Italiana ODV | 180.000  
EITI - Extractive Industries Transparency Initiative | 57.389  
Associazione Pionieri e Veterani Eni | 51.500  
Associazione Civita | 44.000  
Federazione Nazionale dei Cavalieri del Lavoro | 40.000  
E4IMPACT Foundation | 35.000  
GCNI - Fondazione Global Compact Network Italia | 28.200  
Voluntary Principles Association (VPA) | 26.476  
Associazione Amici della Luiss Guido Carli | 25.000  
Fondazione Gasliniesieme ETS | 25.000  
Associazione Don Bosco 3A ODV | 20.000  
Comunità Frontiera Lillo Zarba e Vincenzo Fontana ETS | 20.000  
Parrocchia San Luca Evangelista di Stagno | 18.000  
Concattedrale “Gran Madre di Dio” | 17.000  
Parrocchia Santa Lucia | 14.500  
Fondazione Caritas Livorno | 14.000  
Avis | 14.000  
Associazione Cure Palliative Livorno | 14.000  
Associazione Insieme per Costruire APS | 11.000  
Associazione Sport Insieme Livorno APS | 11.000  
President and Fellows of Harvard College | 10.426  
Parks – Liberi e Uguali | 10.000  
  
1 Sono escluse le erogazioni operate da società estere del Gruppo a beneficiari esteri.

2 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.

3 Per joint venture non incorporate si intende un raggruppamento di imprese che opera congiuntamente all’interno del progetto in virtù di un contratto.

4 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.

  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025378

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

39 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti

Nel 2025, 2024 e 2023 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.

  


40 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Nel 2025, 2024 e 2023 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, il dispiegarsi del conflitto con l’Iran ha comportato notevoli ripercussioni sulle forniture di petrolio, 

gas e prodotti raffinati dal Medio Oriente. I mercati energetici hanno registrato una elevata volatilità a causa dell’incertezza circa il futuro 

andamento dei prezzi degli idrocarburi e dei margini di raffinazione. Allo stato attuale, il conflitto non ha comportato significativi effetti sui 

risultati e la posizione finanziaria dell’Eni. La scala e la durata del conflitto costituiscono dei fattori di rischio e di incertezza e potrebbero avere 

conseguenze sugli utili, sul flusso di cassa e sulla posizione finanziaria Eni in futuro. 

Il 19 marzo 2026, Eni ha avviato insieme agli attuali soci Ares Alternative Credit (affiliati ad Ares Management Corporation) ed Energy 

Infrastructure Partners un riassetto della compagine azionaria di Plenitude per definire una nuova governance, con un controllo congiunto fra 

Eni e Ares e col conseguente deconsolidamento della società dal perimetro di bilancio di Eni al completamento del riassetto. L’operazione è

subordinata al rilascio delle autorizzazioni da parte delle autorità competenti.

  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 379

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL’ATTIVITÀ OIL & GAS PREVISTE DALLA SEC

(NON SOTTOPOSTE A REVISIONE CONTABILE)

Le seguenti informazioni, elaborate in base agli “International Financial Reporting Standards” (IFRS), sono presentate secondo le disposizioni 

del FASB Extractive Activities - Oil & Gas (Topic 932). Gli ammontari relativi ai terzi azionisti non sono rilevanti.

Costi capitalizzati

I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle attività relative a riserve certe, probabili e possibili, delle attrezzature di supporto 

e delle altre attività utilizzate nell’esplorazione e produzione, con indicazione del fondo ammortamento e svalutazione. I costi capitalizzati si 

analizzano per area geografica come segue:

(€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Attività relative a riserve certe | 19.413 | 2.878 | 37.204 | 17.659 | 13.229 | 15.150 | 11.961 | 1.447 | 118.941  
Attività relative a riserve probabili e possibili | 22 | 102 | 544 | 957 |  | 1.260 | 341 | 207 | 3.433  
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 339 | 27 | 1.853 | 752 | 125 | 13 | 24 | 12 | 3.145  
Immobilizzazioni in corso | 727 | 323 | 2.846 | 1.598 | 731 | 2.754 | 375 | 125 | 9.479  
Costi capitalizzati lordi | 20.501 | 3.330 | 42.447 | 20.966 | 14.085 | 19.177 | 12.701 | 1.791 | 134.998  
Fondi ammortamento e svalutazione | (17.215) | (2.712) | (30.329) | (11.343) | (5.351) | (11.981) | (9.843) | (915) | (89.689)  
Costi capitalizzati netti società consolidate(a) | 3.286 | 618 | 12.118 | 9.623 | 8.734 | 7.196 | 2.858 | 876 | 45.309  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Attività relative a riserve certe |  | 19.073 | 717 | 9.731 |  | 261 | 1.910 |  | 31.692  
Attività relative a riserve probabili e possibili |  | 205 | 173 | 76 |  |  |  |  | 454  
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni |  | 96 | 10 | 73 |  |  | 8 |  | 187  
Immobilizzazioni in corso |  | 1.053 | 22 | 2.731 |  | 455 | 221 |  | 4.482  
Costi capitalizzati lordi |  | 20.427 | 922 | 12.611 |  | 716 | 2.139 |  | 36.815  
Fondi ammortamento e svalutazione |  | (7.803) | (192) | (3.377) |  |  | (1.518) |  | (12.890)  
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a)(b)  |  | 12.624 | 730 | 9.234 |  | 716 | 621 |  | 23.925  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €747 milioni per le società consolidate e per €1.075 milioni per le società in joint venture e collegate.

(b) Include l’allocazione a fair value (i) della quota aggiuntiva del 12% acquisita nella società E&E Algeria Touat BV; (ii) della società JAPEX UK Limited e della quota del 46,25% di Spirit Energy acquisite da 

Ithaca; (iii) della quota del 40% in Ekofisk PPF acquisita da Var Energi.

(€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Attività relative a riserve certe | 19.272 | 3.242 | 43.769 | 30.245 | 14.379 | 15.223 | 16.212 | 1.626 | 143.968  
Attività relative a riserve probabili e possibili | 22 | 190 | 651 | 2.393 |  | 2.259 | 887 | 209 | 6.611  
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 339 | 29 | 2.012 | 837 | 138 | 14 | 26 | 13 | 3.408  
Immobilizzazioni in corso | 756 | 249 | 2.554 | 2.583 | 1.202 | 2.232 | 388 | 149 | 10.113  
Costi capitalizzati lordi | 20.389 | 3.710 | 48.986 | 36.058 | 15.719 | 19.728 | 17.513 | 1.997 | 164.100  
Fondi ammortamento e svalutazione | (16.541) | (2.969) | (36.505) | (24.075) | (5.441) | (12.698) | (14.273) | (1.108) | (113.610)  
Costi capitalizzati netti società consolidate(a)(b) | 3.848 | 741 | 12.481 | 11.983 | 10.278 | 7.030 | 3.240 | 889 | 50.490  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Attività relative a riserve certe |  | 12.751 | 645 | 10.137 |  | 295 | 2.150 |  | 25.978  
Attività relative a riserve probabili e possibili |  | 1.178 | 149 | 88 |  |  |  |  | 1.415  
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni |  | 86 | 9 | 82 |  |  | 9 |  | 186  
Immobilizzazioni in corso |  | 4.989 | 22 | 2.246 |  | 370 | 249 |  | 7.876  
Costi capitalizzati lordi |  | 19.004 | 825 | 12.553 |  | 665 | 2.408 |  | 35.455  
Fondi ammortamento e svalutazione |  | (6.799) | (140) | (2.809) |  |  | (1.644) |  | (11.392)  
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a)(c)  |  | 12.205 | 685 | 9.744 |  | 665 | 764 |  | 24.063  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €830 milioni per le società consolidate e per €996 milioni per le società in joint venture e collegate.

(b) Include l’allocazione del fair value degli asset per le società acquisite dal gruppo Neptune Energy.

(c) Include l’allocazione del fair value degli asset per le società acquisite dal gruppo Neptune Energy e della società Ithaca Energy nel Regno Unito.

  


BILANCIO

380

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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 | Africa Sub-Sahariana Kaz | akhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Acquisizioni di riserve certe |  |  | 3 | 68 |  |  |  |  | 71  
Acquisizioni di riserve probabili e possibili |  |  | 7 | 26 |  | 115 |  | 3 | 151  
Costi di ricerca | 19 | 15 | 152 | 101 | 2 | 217 | 62 | 4 | 572  
Costi di sviluppo(a) | 177 | 53 | 2.346 | 1.842 | 195 | 1.935 | 560 | 162 | 7.270  
Totale costi sostenuti società consolidate | 196 | 68 | 2.508 | 2.037 | 197 | 2.267 | 622 | 169 | 8.064  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Acquisizioni di riserve certe |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Acquisizioni di riserve probabili e possibili |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Costi di ricerca |  | 258 |  | 135 |  |  |  |  | 393  
Costi di sviluppo(b) |  | 1.761 | 26 | 1.440 |  | 133 | 10 |  | 3.370  
Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate |  | 2.019 | 26 | 1.575 |  | 133 | 10 |  | 3.763  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €318 milioni.

(b) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €87 milioni.

(€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana Ka | zakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Costi di ricerca | 47 | 53 | 98 | 139 | 57 | 128 | 124 | 2 | 648  
Costi di sviluppo(a) | 445 | 340 | 1.168 | 3.250 | 252 | 1.012 | 760 | 101 | 7.328  
Totale costi sostenuti società consolidate | 492 | 393 | 1.266 | 3.389 | 309 | 1.140 | 884 | 103 | 7.976  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Costi di ricerca |  | 231 |  | 90 |  |  |  |  | 321  
Costi di sviluppo(b) |  | 1.850 | 15 | 1.191 |  | 157 | (6) |  | 3.207  
Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate |  | 2.081 | 15 | 1.281 |  | 157 | (6) |  | 3.528  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €73 milioni.

(b) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €42 milioni.

(€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana Ka | zakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2023 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Costi di ricerca | 12 | 55 | 328 | 189 | 9 | 277 | 138 | 1 | 1.009  
Costi di sviluppo(a) | 798 | 249 | 1.633 | 2.662 | 296 | 921 | 937 | 151 | 7.647  
Totale costi sostenuti società consolidate | 810 | 304 | 1.961 | 2.851 | 305 | 1.198 | 1.075 | 152 | 8.656  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Costi di ricerca |  | 92 |  | 46 |  |  |  |  | 138  
Costi di sviluppo(b) |  | 1.703 | 4 | 731 |  | 150 | 2 |  | 2.590  
Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate |  | 1.795 | 4 | 777 |  | 150 | 2 |  | 2.728  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €773 milioni.

(b) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €163 milioni.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 381

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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 | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi: |  |  |  |  |  |  |  |  |   
\- vendite a imprese consolidate | 1.226 | 17 | 1.318 | 2.190 | 1.450 | 2.986 | 1.159 | 1 | 10.347  
\- vendite a terzi |  | 249 | 5.650 | 902 | 815 | 398 | 159 | 30 | 8.203  
Totale ricavi | 1.226 | 266 | 6.968 | 3.092 | 2.265 | 3.384 | 1.318 | 31 | 18.550  
Costi di produzione | (376) | (97) | (1.025) | (617) | (231) | (411) | (257) | (23) | (3.037)  
Costi di trasporto | (4) | (18) | (63) | (3) | (170) | (7) | (10) |  | (275)  
Imposte sulla produzione | (114) | (1) | (246) | (234) |  | (293) | (100) |  | (988)  
Costi di ricerca | (21) | (10) | (60) | (28) | (2) | (53) | (33) | (4) | (211)  
Ammortamenti e svalutazioni(a) | (792) | (119) | (1.669) | (1.639) | (569) | (1.152) | (684) | (116) | (6.740)  
Altri (oneri) proventi | (219) | (25) | (273) | (146) | (78) | (381) | (57) | (46) | (1.225)  
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi | (300) | (4) | 3.632 | 425 | 1.215 | 1.087 | 177 | (158) | 6.074  
Imposte sul risultato | 114 | 101 | (2.190) | (332) | (419) | (512) | (86) | 47 | (3.277)  
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate | (186) | 97 | 1.442 | 93 | 796 | 575 | 91 | (111) | 2.797  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi: |  |  |  |  |  |  |  |  |   
\- vendite a imprese consolidate |  | 3.849 |  | 703 |  |  |  |  | 4.552  
\- vendite a terzi |  | 1.483 | 186 | 1.609 |  |  | 652 |  | 3.930  
Totale ricavi |  | 5.332 | 186 | 2.312 |  |  | 652 |  | 8.482  
Costi di produzione |  | (871) | (36) | (676) |  |  | (25) |  | (1.608)  
Costi di trasporto |  | (187) | (13) |  |  |  | (2) |  | (202)  
Imposte sulla produzione |  |  | (2) | (31) |  |  | (147) |  | (180)  
Costi di ricerca |  | (138) |  | (14) |  |  |  |  | (152)  
Ammortamenti e svalutazioni |  | (1.352) | (63) | (1.012) |  | (1) | (67) |  | (2.495)  
Altri (oneri) proventi |  | 163 | (1) | 34 |  | (2) | (305) |  | (111)  
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |  | 2.947 | 71 | 613 |  | (3) | 106 |  | 3.734  
Imposte sul risultato |  | (2.288) | (31) | (206) |  | 1 | (13) |  | (2.537)  
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |  | 659 | 40 | 407 |  | (2) | 93 |  | 1.197  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Include svalutazioni nette per €1.081 milioni.

  


BILANCIO

382

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi: |  |  |  |  |  |  |  |  |   
\- vendite a imprese consolidate | 1.256 | 524 | 1.590 | 1.984 | 1.747 | 3.171 | 1.364 |  | 11.636  
\- vendite a terzi |  | 462 | 7.135 | 892 | 958 | 752 | 138 | 19 | 10.356  
Totale ricavi | 1.256 | 986 | 8.725 | 2.876 | 2.705 | 3.923 | 1.502 | 19 | 21.992  
Costi di produzione | (350) | (328) | (971) | (617) | (280) | (392) | (403) | (25) | (3.366)  
Costi di trasporto | (4) | (86) | (65) | (8) | (175) | (8) | (15) |  | (361)  
Imposte sulla produzione | (139) | (1) | (299) | (276) |  | (339) | (73) |  | (1.127)  
Costi di ricerca | (16) | (158) | (148) | (54) | (81) | (243) | (39) | (2) | (741)  
Ammortamenti e svalutazioni(a) | (606) | (440) | (1.880) | (2.121) | (555) | (1.142) | (1.373) | (52) | (8.169)  
Altri (oneri) proventi | (179) | (413) | (330) | (280) | (168) | (335) | (45) | (7) | (1.757)  
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi | (38) | (440) | 5.032 | (480) | 1.446 | 1.464 | (446) | (67) | 6.471  
Imposte sul risultato | 73 | 134 | (3.150) | (347) | (507) | (1.283) | 39 | 23 | (5.018)  
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate | 35 | (306) | 1.882 | (827) | 939 | 181 | (407) | (44) | 1.453  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi: |  |  |  |  |  |  |  |  |   
\- vendite a imprese consolidate |  | 3.330 |  | 1.149 |  |  |  |  | 4.479  
\- vendite a terzi |  | 1.213 | 162 | 1.682 |  |  | 669 |  | 3.726  
Totale ricavi |  | 4.543 | 162 | 2.831 |  |  | 669 |  | 8.205  
Costi di produzione |  | (711) | (33) | (621) |  |  | (23) |  | (1.388)  
Costi di trasporto |  | (151) | (15) |  |  |  | (3) |  | (169)  
Imposte sulla produzione |  |  | (2) | (42) |  |  | (148) |  | (192)  
Costi di ricerca |  | (119) |  | (7) |  |  |  |  | (126)  
Ammortamenti e svalutazioni |  | (1.150) | (62) | (864) |  |  | (66) |  | (2.142)  
Altri (oneri) proventi |  | 37 | (26) | (127) |  | (1) | (333) |  | (450)  
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |  | 2.449 | 24 | 1.170 |  | (1) | 96 |  | 3.738  
Imposte sul risultato |  | (1.839) | (2) | (456) |  |  | (42) |  | (2.339)  
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |  | 610 | 22 | 714 |  | (1) | 54 |  | 1.399  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Include svalutazioni nette per €2.203 milioni.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 383

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2023 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi: |  |  |  |  |  |  |  |  |   
\- vendite a imprese consolidate | 1.475 | 862 | 1.477 | 1.745 | 1.845 | 2.970 | 1.661 | 1 | 12.036  
\- vendite a terzi |  | 18 | 7.936 | 903 | 897 | 532 | 135 | 51 | 10.472  
Totale ricavi | 1.475 | 880 | 9.413 | 2.648 | 2.742 | 3.502 | 1.796 | 52 | 22.508  
Costi di produzione | (348) | (202) | (952) | (656) | (267) | (304) | (469) | (25) | (3.223)  
Costi di trasporto | (3) | (43) | (68) | (10) | (178) | (6) | (19) |  | (327)  
Imposte sulla produzione | (152) |  | (300) | (294) |  | (326) | (73) |  | (1.145)  
Costi di ricerca | (12) | (14) | (245) | (121) | (2) | (140) | (152) | (1) | (687)  
Ammortamenti e svalutazioni(a) | (886) | (166) | (1.979) | (716) | (601) | (1.093) | (1.531) | (95) | (7.067)  
Altri (oneri) proventi | (347) | (117) | (360) | (128) | (148) | (263) | (108) | (7) | (1.478)  
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi | (273) | 338 | 5.509 | 723 | 1.546 | 1.370 | (556) | (76) | 8.581  
Imposte sul risultato | 169 | (292) | (3.368) | (391) | (503) | (1.150) | 369 | 19 | (5.147)  
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate | (104) | 46 | 2.141 | 332 | 1.043 | 220 | (187) | (57) | 3.434  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Ricavi: |  |  |  |  |  |  |  |  |   
\- vendite a imprese consolidate |  | 2.911 |  | 958 |  |  |  |  | 3.869  
\- vendite a terzi |  | 1.063 | 10 | 1.905 |  |  | 604 |  | 3.582  
Totale ricavi |  | 3.974 | 10 | 2.863 |  |  | 604 |  | 7.451  
Costi di produzione |  | (562) | (6) | (535) |  |  | (20) |  | (1.123)  
Costi di trasporto |  | (102) | (1) | (26) |  |  | (3) |  | (132)  
Imposte sulla produzione |  |  | (2) | (54) |  |  | (126) |  | (182)  
Costi di ricerca |  | (50) |  | (37) |  |  |  |  | (87)  
Ammortamenti e svalutazioni |  | (1.116) | (5) | (1.314) |  | (1) | (68) |  | (2.504)  
Altri (oneri) proventi |  | (78) | (1) | 24 |  | (4) | (372) |  | (431)  
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |  | 2.066 | (5) | 921 |  | (5) | 15 |  | 2.992  
Imposte sul risultato |  | (1.614) | 6 | (273) |  | 1 | (56) |  | (1.936)  
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |  | 452 | 1 | 648 |  | (4) | (41) |  | 1.056  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Include svalutazioni nette per €1.036 milioni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025384

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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 2025 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 

$70/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 valutazione

1

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

2

. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni 

e da loro 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 misurazioni effettuate sui pozzi, le misure delle coordinate delle traiettorie dei pozzi, l’analisi delle proprietà PVT (pressione, volume e 

temperatura) dei fluidi di giacimento, 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. 

I volumi e i valori monetari delle riserve di alcune società in joint venture e collegate sono certificati per conto delle stesse da società di ingegneri 

petroliferi indipendenti con modalità analoghe e forniti ad Eni

3

.

Le risultanze della valutazione indipendente condotta nel 2025 hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne. 

In particolare, nel 2025 sono state oggetto di valutazione indipendenti riserve certe per circa il 36% delle riserve Eni al 31 dicembre 2025

4

.

Nel triennio 2023-2025 le valutazioni indipendenti hanno riguardato l’82% del totale delle riserve certe.

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 60%, 57% e il 55% del totale delle 

riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2025, 2024 e 2023\. Effetti analoghi a quelli dei PSA si producono nei 

contratti di servizio; le riserve certe relative a tali contratti nel triennio 2023-2025 rappresentano il 2% del totale delle riserve certe in barili di 

petrolio equivalenti.

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 l’1%, l’1% e il 2% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2025, 2024 e 

2023; (ii) le quantità di gas naturale destinate all’autoconsumo pari a 74.017 milioni di metri cubi nel 2025 (67.395 milioni e 66.192 milioni 

rispettivamente nel 2024 e 2023); (iii) le quantità di idrocarburi afferenti all’impianto di liquefazione di Angola LNG partecipata dalla JV Azule 

costituita al 50% con bp.

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.

1 Negli ultimi tre anni ci si è avvalsi del servizio di certificazione indipendente di DeGolyer and MacNaughton, Ryder Scott e Sproule.

2 I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo eni.com nella sezione “Documentazione/Relazione finanziaria annuale 2025”.

3 Nel 2025 Azule Energy e Vår Energi.

4 Nel 2025 sono inclusi i volumi di Azule Energy, Vår Energi per i quali Eni ha richiesto una Third Party Letter.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 385

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Riserve certe non sviluppate

Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2025 ammontano a 3.027 milioni di boe, di cui 1.082 milioni di barili di liquidi e 288 miliardi di 

metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa e Asia. 

Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per 805 milioni di barili e di 180 miliardi 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 2024 | 2.787  
Promozioni | (370)  
Nuove scoperte ed estensioni | 585  
Revisioni di precedenti stime | 23  
Miglioramenti da recupero assistito | 26  
Portfolio | (24)  
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2025 | 3.027  
  
Nel 2025 le riserve certe non sviluppate sono aumentate di 240 milioni di boe (le riserve certe non sviluppate delle società consolidate sono 

aumentate di 388 milioni di boe, mentre quelle delle joint ventures e collegate sono diminuite di 148 milioni di boe). Le principali variazioni 

sono riferite a:

i)  progressione nella conversione a riserve certe sviluppate (-370 milioni di boe) legata principalmente all’avanzamento delle attività di 

sviluppo, agli start-up di giacimenti e alla revisione di progetti relativi ad asset in Vår Energi in Norvegia, Emirati Arabi Uniti e Azule Energy 

in Angola;

ii)  nuove scoperte ed estensioni pari a 585 milioni di boe, di cui 97 milioni di boe di liquidi e 488 milioni di boe di gas, risultato dell’iscrizione 

delle riserve relative a progetti nel Kutei Basin in Indonesia (563 milioni di boe), al campo di Sarb negli Emirati Arabi Uniti (13 milioni di 

boe), e a progetti minori in Olanda, Norvegia e Angola;

iii)  revisioni di precedenti stime (23 milioni di boe), esclusa la conversione a certe sviluppate, si riferiscono principalmente: all’avanzamento 

dell’attività di sviluppo negli Emirati Arabi Uniti (54 milioni di boe), in Vår Energi in Norvegia (53 milioni di boe) e in Egitto (41 milioni di 

boe). Le revisioni negative sono riferite principalmente ad una riduzione in Libia (-37 milioni di boe) e in Azule Energy in Angola (-63 milioni 

di boe);

iv)  miglioramenti di recupero assistito per 26 milioni di boe in Iraq sul campo di Zubair;

v)  operazioni di portfolio (-24 milioni di boe), principalmente per la cessione del 30% di Baleine in Costa d’Avorio e di asset in Congo 

compensate da una acquisizione di una quota in Bonga in Nigeria.

  


BILANCIO

386

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Riserve certe di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale)

|  | Resto  | Africa  | Africa  |  | Resto  |  | Australia  |   
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
(milioni di barili) | Italia | d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Kazakhstan | dell'Asia | America | e Oceania | Totale  
2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2024 | 213 |  | 458 | 268 | 591 | 578 | 127 |  | 2.235  
di cui: sviluppate | 129 |  | 291 | 187 | 539 | 233 | 81 |  | 1.460  
non sviluppate | 84 |  | 167 | 81 | 52 | 345 | 46 |  | 775  
Acquisizioni |  |  |  | 7 |  |  |  |  | 7  
Revisioni di precedenti stime | (7) |  | 123 | 37 | 7 | 48 | 7 |  | 215  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  | 7 |  | 26 |  |  | 33  
Estensioni e nuove scoperte |  |  |  |  |  | 96 |  |  | 96  
Produzione | (9) |  | (64) | (39) | (42) | (35) | (23) |  | (212)  
Cessioni |  |  |  | (28) |  |  |  |  | (28)  
Riserve al 31 dicembre 2025 | 197 |  | 517 | 252 | 556 | 713 | 111 |  | 2.346  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2024 |  | 391 | 8 | 226 |  | 110 | 23 |  | 758  
di cui: sviluppate |  | 207 | 8 | 103 |  |  | 23 |  | 341  
non sviluppate |  | 184 |  | 123 |  | 110 |  |  | 417  
Acquisizioni |  | 3 |  |  |  |  |  |  | 3  
Revisioni di precedenti stime |  | 39 | (2) | (6) |  | 1 |  |  | 32  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Estensioni e nuove scoperte |  | 10 |  | 1 |  |  |  |  | 11  
Produzione |  | (62) | (1) | (29) |  |  | (3) |  | (95)  
Cessioni |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2025 |  | 381 | 5 | 192 |  | 111 | 20 |  | 709  
Riserve al 31 dicembre 2025 | 197 | 381 | 522 | 444 | 556 | 824 | 131 |  | 3.055  
Sviluppate | 123 | 295 | 344 | 314 | 523 | 274 | 100 |  | 1.973  
consolidate | 123 |  | 339 | 202 | 523 | 274 | 80 |  | 1.541  
joint venture e collegate |  | 295 | 5 | 112 |  |  | 20 |  | 432  
Non sviluppate | 74 | 86 | 178 | 130 | 33 | 550 | 31 |  | 1.082  
consolidate | 74 |  | 178 | 50 | 33 | 439 | 31 |  | 805  
joint venture e collegate |  | 86 |  | 80 |  | 111 |  |  | 277  
  
  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 387

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(milioni di barili) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2023 | 211 | 27 | 523 | 334 | 637 | 485 | 213 |  | 2.430  
di cui: sviluppate | 136 | 24 | 326 | 225 | 576 | 240 | 163 |  | 1.690  
non sviluppate | 75 | 3 | 197 | 109 | 61 | 245 | 50 |  | 740  
Acquisizioni |  | 8 |  |  |  |  |  |  | 8  
Revisioni di precedenti stime | 12 |  |  | 22 | (6) | 105 | 52 |  | 185  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  | 1 |  | 1  
Estensioni e nuove scoperte |  |  |  | 15 |  | 22 |  |  | 37  
Produzione | (10) | (6) | (65) | (32) | (40) | (34) | (21) |  | (208)  
Cessioni |  | (29) |  | (71) |  |  | (118) |  | (218)  
Riserve al 31 dicembre 2024 | 213 |  | 458 | 268 | 591 | 578 | 127 |  | 2.235  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2023 |  | 326 | 6 | 207 |  | 110 | 26 |  | 675  
di cui: sviluppate |  | 167 | 6 | 107 |  |  | 26 |  | 306  
non sviluppate |  | 159 |  | 100 |  | 110 |  |  | 369  
Acquisizioni |  | 90 | 1 | 2 |  |  |  |  | 93  
Revisioni di precedenti stime |  | 21 | 2 | 35 |  |  |  |  | 58  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Estensioni e nuove scoperte  |  |  |  | 14 |  |  |  |  | 14  
Produzione |  | (44) | (1) | (32) |  |  | (3) |  | (80)  
Cessioni |  | (2) |  |  |  |  |  |  | (2)  
Riserve al 31 dicembre 2024 |  | 391 | 8 | 226 |  | 110 | 23 |  | 758  
Riserve al 31 dicembre 2024 | 213 | 391 | 466 | 494 | 591 | 688 | 150 |  | 2.993  
Sviluppate | 129 | 207 | 299 | 290 | 539 | 233 | 104 |  | 1.801  
consolidate | 129 |  | 291 | 187 | 539 | 233 | 81 |  | 1.460  
joint venture e collegate |  | 207 | 8 | 103 |  |  | 23 |  | 341  
Non sviluppate | 84 | 184 | 167 | 204 | 52 | 455 | 46 |  | 1.192  
consolidate | 84 |  | 167 | 81 | 52 | 345 | 46 |  | 775  
joint venture e collegate |  | 184 |  | 123 |  | 110 |  |  | 417  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

388

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(milioni di barili) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2023 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2022 | 188 | 36 | 531 | 367 | 644 | 433 | 234 | 1 | 2.434  
di cui: sviluppate | 139 | 32 | 336 | 212 | 585 | 231 | 171 | 1 | 1.707  
non sviluppate | 49 | 4 | 195 | 155 | 59 | 202 | 63 |  | 727  
Acquisizioni |  |  | 4 |  |  |  |  |  | 4  
Revisioni di precedenti stime | 34 | (2) | 58 | (2) | 35 | 35 | 3 | (1) | 160  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Estensioni e nuove scoperte |  |  |  |  |  | 50 |  |  | 50  
Produzione | (11) | (7) | (70) | (31) | (42) | (31) | (24) |  | (216)  
Cessioni |  |  |  |  |  | (2) |  |  | (2)  
Riserve al 31 dicembre 2023 | 211 | 27 | 523 | 334 | 637 | 485 | 213 |  | 2.430  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2022 |  | 350 | 8 | 235 |  | 100 | 27 |  | 720  
di cui: sviluppate |  | 173 | 8 | 135 |  |  | 27 |  | 343  
non sviluppate |  | 177 |  | 100 |  | 100 |  |  | 377  
Acquisizioni |  |  |  | 2 |  |  |  |  | 2  
Revisioni di precedenti stime |  | 9 | (1) | 2 |  | 10 |  |  | 20  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Estensioni e nuove scoperte |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Produzione |  | (32) | (1) | (32) |  |  | (1) |  | (66)  
Cessioni |  | (1) |  |  |  |  |  |  | (1)  
Riserve al 31 dicembre 2023 |  | 326 | 6 | 207 |  | 110 | 26 |  | 675  
Riserve al 31 dicembre 2023 | 211 | 353 | 529 | 541 | 637 | 595 | 239 |  | 3.105  
Sviluppate | 136 | 191 | 332 | 332 | 576 | 240 | 189 |  | 1.996  
consolidate | 136 | 24 | 326 | 225 | 576 | 240 | 163 |  | 1.690  
joint venture e collegate |  | 167 | 6 | 107 |  |  | 26 |  | 306  
Non sviluppate | 75 | 162 | 197 | 209 | 61 | 355 | 50 |  | 1.109  
consolidate | 75 | 3 | 197 | 109 | 61 | 245 | 50 |  | 740  
joint venture e collegate |  | 159 |  | 100 |  | 110 |  |  | 369  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


Le principali variazioni delle riserve certe di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) indicate nelle tabelle precedenti per il periodo 

dal 2023 al 2025 sono discusse di seguito.

Società consolidate

Acquisizioni

Nel 2023 è stata rilevata l’acquisizione di alcuni asset da bp in Algeria per 4 milioni di barili.

Nel 2024 sono stati acquisiti 8 milioni di barili per l’acquisizione della società Neptune.

Nel 2025 sono stati acquisiti 7 milioni di barili in seguito all’aumento di quota in Bonga in Nigeria.

Revisioni di precedenti stime

Nel 2023 le revisioni di precedenti stime sono pari a +160 milioni di barili. Le principali revisioni positive sono: in Libia (+53 milioni di barili) 

in particolare in Area D ed in Bouri per variazioni contrattuali ed effetto prezzo; in Kazakhstan (+35 milioni di barili) nei campi di Kashagan e 

Karachaganak principalmente per effetto prezzo; in Italia (+34 milioni di barili) principalmente in Val d’Agri e Gela; in Iraq (+24 milioni di barili) 

sul campo di Zubair per effetto prezzo. Le principali variazioni negative sono: Nigeria (-8 milioni di barili) principalmente sui campi NAOC; negli 

Stati Uniti d’America (-10 milioni di barili) soprattutto nei campi Triton, Oooguruk e Allegheny.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 389ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Nel 2024 le revisioni di precedenti stime sono pari a +185 milioni di barili. Le principali revisioni positive sono: negli Emirati Arabi Uniti (+110 

milioni di barili) principalmente nei campi Ghasha, Lower Zakum e Hail grazie ai dati disponibili dai nuovi pozzi; in Algeria (+30 milioni di 

barili) principalmente nei campi del Berkine North per migliori performance. Le principali revisioni negative sono in Egitto (-31 milioni di barili) 

concentrate soprattutto nei campi di Belayim e Meleiha e recepiscono l’andamento delle performance dei campi.

Nel 2025 le revisioni di precedenti stime sono pari a +215 milioni di barili. Le principali revisioni positive sono relative al rinnovo delle licenze in 

Egitto nell’area del Sinai (+76 milioni di barili) e Algeria nell’area di Zek (+40 milioni di barili); ad attività negli Emirati Arabi Uniti principalmente 

sul campo di Lower Zakum (+43 milioni di barili), e sul campo di Baleine in Costa d’Avorio (+29 milioni di barili). Le principali revisioni negative 

sono relative a campi negli Stati Uniti (-9 milioni di barili). 

Miglioramenti da recupero assistito

Nel 2023 non sono stati registrati incrementi dovuti a miglioramenti da recupero assistito.

Nel 2024 si registra 1 milione di barili legato a miglioramenti da recupero assistito sul campo St. Malo negli Stati Uniti d’America.

Nel 2025 i miglioramenti da recupero assistito ammontano a 33 milioni di barili per attività in Iraq sul campo di Zubair e in Costa d’Avorio 

su Baleine.

Estensioni e nuove scoperte

Nel 2023 le nuove scoperte ed estensioni ammontano a 50 milioni di barili, localizzate principalmente negli Emirati Arabi Uniti a seguito della 

decisione finale di investimento nel progetto Hail and Ghasha.

Nel 2024 le nuove scoperte ed estensioni ammontano a 37 milioni di barili, principalmente per la decisione finale d’investimento nei progetti 

Umm Shaif negli Emirati Arabi Uniti (22 milioni di barili) e Bonga North in Nigeria (15 milioni di barili).

Nel 2025 le nuove scoperte ed estensioni ammontano a 96 milioni di barili, per la progressione delle attività di sviluppo nel Kutei Basin

in Indonesia.

Cessioni

Nel 2023 la cessione di 2 milioni di barili riguarda principalmente la riduzione della quota nella concessione Ghasha negli Emirati Arabi Uniti.

Nel 2024 si registrano 218 milioni di barili di cessioni. Di questi, 71 sono legati alla cessione degli asset NAOC in Nigeria, 118 alla vendita degli 

asset in Alaska, e i restanti sono relativi alla cessione di alcuni campi minori in Congo e ai risultati della business combination con Ithaca Energy.

Nel 2025 si registrano cessioni pari a 28 milioni di barili legati alle cessioni della partecipazione del 30% del campo di Baleine in Costa d’Avorio 

e di asset in Congo.

Società in joint venture e collegate

Acquisizioni

Nel 2023 sono stati rilevati 2 milioni di barili per l’acquisizione di una quota nel Blocco 3/05a da parte della JV Azule.

Nel 2024 le acquisizioni ammontano a 93 milioni di barili e sono dovute principalmente alla business combination con Ithaca Energy ed 

all’acquisizione della società Neptune da parte di Vår Energi.

Nel 2025 le acquisizioni ammontano a 3 milioni di barili, principalmente in Vår Energi in Norvegia e Ithaca Energy nel Regno Unito.

Revisioni di precedenti stime

Nel 2023 le revisioni positive di +20 milioni di barili sono dovute principalmente al Qatar (+10 milioni di barili) sul campo NFE, a Vår Energi in 

Norvegia (+9 milioni di barili).

Nel 2024 le revisioni sono state positive per 58 milioni di barili, e riguardano principalmente Azule Energy e Vår Energi.

Nel 2025 le revisioni sono state positive per 32 milioni di barili, e riguardano principalmente Azule Energy e Vår Energi.

Estensioni e nuove scoperte

Nel 2023 non sono state rilevate estensioni e nuove scoperte.

Nel 2024 le estensioni e nuove scoperte di 14 milioni di barili sono principalmente il risultato dell'iscrizione delle riserve del progetto Coral North.

Nel 2025 le estensioni e nuove scoperte di 11 milioni di barili sono principalmente il risultato dell’iscrizione di nuove riserve in Vår Energi 

in Norvegia.

  


BILANCIO

390

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Cessioni

Nel 2023 sono state rilevate cessioni per 1 milioni di barili con riferimento al campo Brage in Vår Energi in Norvegia.

Nel 2024 le cessioni di 2 milioni di barili riguardano asset di Vår Energi.

Nel 2025 non si registrano cessioni.

Riserve certe di gas naturale

|  | Resto  | Africa  | Africa  |  | Resto  |  | Australia  |   
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
(milioni di metri cubi) | Italia | d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Kazakhstan | dell'Asia | America | e Oceania | Totale  
2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2024 | 23.146 | 1.532 | 151.128 | 54.683 | 42.167 | 44.859 | 2.657 | 5.347 | 325.519  
di cui: sviluppate | 19.633 | 1.453 | 76.201 | 34.159 | 42.091 | 22.636 | 1.578 | 662 | 198.413  
non sviluppate | 3.513 | 79 | 74.927 | 20.524 | 76 | 22.223 | 1.079 | 4.685 | 127.106  
Acquisizioni |  |  | 14 | 37 |  |  |  |  | 51  
Revisioni di precedenti stime | (2.541) | 659 | 10.832 | 3.805 | (34) | 4.133 | 80 | (3.375) | 13.559  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Estensioni e nuove scoperte |  | 767 |  |  |  | 71.155 |  |  | 71.922  
Produzione(a) | (2.146) | (690) | (18.910) | (5.071) | (2.530) | (6.603) | (494) | (233) | (36.677)  
Cessioni |  |  |  | (6.315) |  |  |  |  | (6.315)  
Riserve al 31 dicembre 2025 | 18.459 | 2.268 | 143.064 | 47.139 | 39.603 | 113.544 | 2.243 | 1.739 | 368.059  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2024 |  | 26.616 | 6.304 | 87.832 |  | 39.926 | 32.830 |  | 193.508  
di cui: sviluppate |  | 15.432 | 6.304 | 29.831 |  |  | 32.830 |  | 84.397  
non sviluppate |  | 11.184 |  | 58.001 |  | 39.926 |  |  | 109.111  
Acquisizioni |  | 2.584 | 1.150 |  |  |  |  |  | 3.734  
Revisioni di precedenti stime |  | 4.204 | 406 | 1.994 |  | 210 | 281 |  | 7.095  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Estensioni e nuove scoperte |  | 6.176 |  | 47 |  |  |  |  | 6.223  
Produzione(b) |  | (4.745) | (806) | (2.766) |  |  | (3.002) |  | (11.319)  
Cessioni |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2025 |  | 34.835 | 7.054 | 87.107 |  | 40.136 | 30.109 |  | 199.241  
Riserve al 31 dicembre 2025 | 18.459 | 37.103 | 150.118 | 134.246 | 39.603 | 153.680 | 32.352 | 1.739 | 567.300  
Sviluppate | 14.835 | 20.873 | 79.600 | 65.722 | 39.528 | 26.043 | 31.708 | 1.061 | 279.370  
consolidate | 14.835 | 1.267 | 72.546 | 31.128 | 39.528 | 26.043 | 1.599 | 1.061 | 188.007  
joint venture e collegate |  | 19.606 | 7.054 | 34.594 |  |  | 30.109 |  | 91.363  
Non sviluppate | 3.624 | 16.230 | 70.518 | 68.524 | 75 | 127.637 | 644 | 678 | 287.930  
consolidate | 3.624 | 1.001 | 70.518 | 16.011 | 75 | 87.501 | 644 | 678 | 180.052  
joint venture e collegate |  | 15.229 |  | 52.513 |  | 40.136 |  |  | 107.878  
  
(a) include volumi destinati all’autoconsumo per 6.146 Mscm.

(b) include volumi destinati all’autoconsumo per 1.015 Mscm.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 391

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(milioni di metri cubi) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2023 | 24.310 | 4.907 | 168.060 | 70.208 | 43.766 | 36.919 | 3.703 | 5.420 | 357.293  
di cui: sviluppate | 18.504 | 4.725 | 90.076 | 38.241 | 43.766 | 20.536 | 3.000 | 1.652 | 220.500  
non sviluppate | 5.806 | 182 | 77.984 | 31.967 |  | 16.383 | 703 | 3.768 | 136.793  
Acquisizioni |  | 5.227 | 252 |  |  | 6.399 |  |  | 11.878  
Revisioni di precedenti stime | 867 | 50 | 4.859 | 5.503 | 993 | 7.578 | 648 | 73 | 20.571  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  | 4 |  | 4  
Estensioni e nuove scoperte |  |  |  | 52 |  | 61 |  |  | 113  
Produzione(a) | (2.031) | (2.006) | (22.043) | (4.650) | (2.592) | (6.098) | (505) | (146) | (40.071)  
Cessioni |  | (6.646) |  | (16.430) |  |  | (1.193) |  | (24.269)  
Riserve al 31 dicembre 2024 | 23.146 | 1.532 | 151.128 | 54.683 | 42.167 | 44.859 | 2.657 | 5.347 | 325.519  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2023 |  | 14.621 | 380 | 42.490 |  | 39.792 | 35.700 |  | 132.983  
di cui: sviluppate |  | 10.182 | 380 | 29.304 |  |  | 35.700 |  | 75.566  
non sviluppate |  | 4.439 |  | 13.186 |  | 39.792 |  |  | 57.417  
Acquisizioni |  | 15.396 | 4.934 |  |  |  |  |  | 20.330  
Revisioni di precedenti stime |  | 786 | 1.626 | 1.063 |  | 134 | 87 |  | 3.696  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Estensioni e nuove scoperte |  |  |  | 46.745 |  |  |  |  | 46.745  
Produzione(b) |  | (3.948) | (636) | (2.456) |  |  | (2.957) |  | (9.997)  
Cessioni |  | (239) |  | (10) |  |  |  |  | (249)  
Riserve al 31 dicembre 2024 |  | 26.616 | 6.304 | 87.832 |  | 39.926 | 32.830 |  | 193.508  
Riserve al 31 dicembre 2024 | 23.146 | 28.148 | 157.432 | 142.515 | 42.167 | 84.785 | 35.487 | 5.347 | 519.027  
Sviluppate | 19.633 | 16.885 | 82.505 | 63.990 | 42.091 | 22.636 | 34.408 | 662 | 282.810  
consolidate | 19.633 | 1.453 | 76.201 | 34.159 | 42.091 | 22.636 | 1.578 | 662 | 198.413  
joint venture e collegate |  | 15.432 | 6.304 | 29.831 |  |  | 32.830 |  | 84.397  
Non sviluppate | 3.513 | 11.263 | 74.927 | 78.525 | 76 | 62.149 | 1.079 | 4.685 | 236.217  
consolidate | 3.513 | 79 | 74.927 | 20.524 | 76 | 22.223 | 1.079 | 4.685 | 127.106  
joint venture e collegate |  | 11.184 |  | 58.001 |  | 39.926 |  |  | 109.111  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) include volumi destinati all’autoconsumo per 6.320 Mscm.

(b) include volumi destinati all’autoconsumo per 925 Mscm.

  


BILANCIO

392

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(milioni di metri cubi) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2023 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2022 | 24.605 | 6.329 | 175.696 | 66.294 | 44.180 | 36.268 | 7.457 | 11.530 | 372.359  
di cui: sviluppate | 19.681 | 6.047 | 96.321 | 36.992 | 44.180 | 22.550 | 5.502 | 6.321 | 237.594  
non sviluppate | 4.924 | 282 | 79.375 | 29.302 |  | 13.718 | 1.955 | 5.209 | 134.765  
Acquisizioni |  |  | 6.071 |  |  |  |  |  | 6.071  
Revisioni di precedenti stime | 1.888 | (297) | 9.226 | 8.331 | 2.219 | 3.147 | 168 | (5.720) | 18.962  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Estensioni e nuove scoperte |  |  | 103 | 128 |  | 7.814 |  |  | 8.045  
Produzione(a) | (2.183) | (1.125) | (23.025) | (4.545) | (2.633) | (5.289) | (714) | (390) | (39.904)  
Cessioni |  |  | (11) |  |  | (5.021) | (3.208) |  | (8.240)  
Riserve al 31 dicembre 2023 | 24.310 | 4.907 | 168.060 | 70.208 | 43.766 | 36.919 | 3.703 | 5.420 | 357.293  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Riserve al 31 dicembre 2022 |  | 18.314 | 246 | 44.203 |  | 42.179 | 38.395 |  | 143.337  
di cui: sviluppate |  | 12.557 | 246 | 30.298 |  |  | 38.395 |  | 81.496  
non sviluppate |  | 5.757 |  | 13.905 |  | 42.179 |  |  | 61.841  
Acquisizioni |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Revisioni di precedenti stime |  | (900) | 163 | 632 |  | (2.387) | 197 |  | (2.295)  
Miglioramenti di recupero assistito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Estensioni e nuove scoperte |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Produzione(b) |  | (2.740) | (29) | (2.345) |  |  | (2.892) |  | (8.006)  
Cessioni |  | (53) |  |  |  |  |  |  | (53)  
Riserve al 31 dicembre 2023 |  | 14.621 | 380 | 42.490 |  | 39.792 | 35.700 |  | 132.983  
Riserve al 31 dicembre 2023 | 24.310 | 19.528 | 168.440 | 112.698 | 43.766 | 76.711 | 39.403 | 5.420 | 490.276  
Sviluppate | 18.504 | 14.907 | 90.456 | 67.545 | 43.766 | 20.536 | 38.700 | 1.652 | 296.066  
consolidate | 18.504 | 4.725 | 90.076 | 38.241 | 43.766 | 20.536 | 3.000 | 1.652 | 220.500  
joint venture e collegate |  | 10.182 | 380 | 29.304 |  |  | 35.700 |  | 75.566  
Non sviluppate | 5.806 | 4.621 | 77.984 | 45.153 |  | 56.175 | 703 | 3.768 | 194.210  
consolidate | 5.806 | 182 | 77.984 | 31.967 |  | 16.383 | 703 | 3.768 | 136.793  
joint venture e collegate |  | 4.439 |  | 13.186 |  | 39.792 |  |  | 57.417  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) include volumi destinati all’autoconsumo per 5.847 Mscm.

(b) include volumi destinati all’autoconsumo per 926 Mscm.

Le principali variazioni delle riserve certe di gas naturale indicate nelle tabelle precedenti per il periodo dal 2023 al 2025 sono discusse di seguito.

Società consolidate

Acquisizioni

Nel 2023 si registrano 6.071 milioni di metri cubi dovute all’acquisizione di alcuni asset bp in Algeria.

Nel 2024 si registrano 11.878 milioni di metri cubi per all’acquisizione della società Neptune in Indonesia, Olanda e Regno Unito.

Nel 2025 si registrano 51 milioni di metri cubi per all’acquisizione di una quota in Bonga in Nigeria.

Revisioni di precedenti stime

Nel 2023 le revisioni totali sono pari a +18.962 milioni di metri cubi. Le principali revisioni positive si sono registrate in: Libia (+18.448 milioni di 

metri cubi) in Area D ed in Bouri per variazioni contrattuali ed effetto prezzo; in Congo (+6.705 milioni di metri cubi) principalmente in Mboundi 

Gas e Nené; in Algeria (+5.043 milioni di metri cubi) principalmente nel Blocco 208-404. Le principali revisioni negative sono state rilevate in 

Australia (-5.720 milioni di metri cubi) nel campo di Blacktip e in Egitto (-14.331 milioni di metri cubi) principalmente per la riconfigurazione 

del progetto fase 2 di Zohr che ha portato ad una revisione del progetto di compressione e riduzione delle riserve associate.

Nel 2024 le revisioni totali sono pari a +20.571 milioni di metri cubi. Le principali revisioni si sono registrate negli Emirati Arabi Uniti (+7.243 

milioni di metri cubi) principalmente nei campi di Hail e Ghasha grazie ai dati disponibili dai nuovi pozzi; in Algeria (+2.860 milioni di metri cubi) 

principalmente nei campi di In Amenas, In Salah, HBNS e Brn Silurian per migliori performance; in Costa d’Avorio (+2.469 milioni di metri cubi) nel 

campo di Baleine per migliori performance; in Ghana (+2.161 milioni di metri cubi) nel campo di Sankofa come risultato dell’implementazione 

della compressione.

Nel 2025 le revisioni totale sono pari a +13.559 milioni di metri cubi. Le principali revisioni positive si sono registrate in Algeria (+4.140 milioni 

di metri cubi) per il rinnovo delle concessioni di Zek, in Libia (+4.093 milioni di metri cubi), principalmente nell’Area D compensate da revisioni 

negative in Blacktip in Australia (-3.375 milioni di metri cubi) e in Italia (-2.541 milioni di metri cubi) principalmente nell’offshore Adriatico e 

nel Canale di Sicilia.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO 393ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Miglioramenti da recupero assistito

Nel 2023 non sono stati registrati miglioramenti da recupero assistito.

Nel 2024 si registrano 4 milioni di metri cubi dovuti a miglioramenti da recupero assistito sul campo St. Malo negli Stati Uniti d’America.

Nel 2025 non sono stati registrati miglioramenti da recupero assistito. 

Estensioni e nuove scoperte

Nel 2023 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 8.045 milioni di metri cubi in Emirati Arabi Uniti (6.131 milioni di metri cubi) a seguito della 

decisione finale di investimento nel progetto Hail and Ghasha e Indonesia (1.683 milioni di metri cubi) per la decisione finale di investimento 

in Merakes East.

Nel 2024 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 113 milioni di metri cubi, a seguito della decisione finale di investimento nei progetti di 

Umm Shaif negli Emirati Arabi Uniti (61 milioni di metri cubi) e di Bonga North in Nigeria (52 milioni di metri cubi).

Nel 2025 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 71.922 milioni di metri cubi, principalmente legate all’avanzamento dei progetti nel Kutei 

Basin in Indonesia (69.229 milioni di metri cubi) e nel campo di Sarb negli Emirati Arabi Uniti (1.926 milioni di metri cubi).

Cessioni

Nel 2023 le cessioni di 8.240 milioni di metri cubi si sono registrate principalmente negli Stati Uniti d’America (-3.208 milioni di metri cubi) per 

la cessione degli asset Alliance e negli Emirati Arabi Uniti (-5.021 milioni di metri cubi) per la riduzione della quota nella concessione Ghasha.

Nel 2024 le cessioni di 24.269 milioni di metri cubi sono legate alla cessione degli asset NAOC in Nigeria, alla vendita degli asset in Alaska e 

di alcuni campi minori in Congo, nonché ai risultati della business combination con Ithaca Energy.

Nel 2025 le cessioni di 6.315 milioni di metri cubi sono legate alle cessioni e della partecipazione del 30% in Baleine in Costa d’Avorio e di 

asset in Congo.

Società in joint venture e collegate

Acquisizioni

Nel 2023 non sono state effettuate acquisizioni.

Nel 2024 le acquisizioni ammontano a 20.330 milioni di metri cubi dovuti all’acquisizione della società Neptune da parte di Vår Energi e alla 

business combination con Ithaca Energy.

Nel 2025 le acquisizioni ammontano a 3.734 milioni di metri cubi relative a Vår Energi in Norvegia, a una quota di Touat in Algeria e ad asset 

in Ithaca Energy nel Regno Unito.

Revisioni di precedenti stime

Nel 2023 le revisioni di precedenti stime sono -2.295 milioni di metri cubi dovute principalmente ad una revisione positiva in Mozambico (+2.185

milioni di metri cubi) in Coral South, in Azule in Angola (-1.554 milioni di metri cubi) e in Qatar (-2.387 milioni di metri cubi) sul campo NFE.

Nel 2024 le revisioni di precedenti stime sono +3.696 milioni di metri cubi, localizzate principalmente all’Algeria (+1.622 milioni di metri cubi) 

nel campo di Touat, in Mozambico (+1.297 milioni di metri cubi) nel campo Coral South ed in Vår Energi.

Nel 2025 le revisioni di precedenti stime sono +7.095 milioni di metri cubi, localizzate principalmente in Vår Energi in Norvegia (+3.541 milioni 

di metri cubi), in Mozambico (+1.945 milioni di merti cubi) e revisioni minori nel Regno Unito e in Algeria.

Estensioni e nuove scoperte

Nel 2023 non sono state rilevate estensioni e nuove scoperte.

Nel 2024 le estensioni e nuove scoperte di 46.745 milioni di metri cubi sono principalmente il risultato dell'iscrizione delle riserve del progetto 

Coral North.

Nel 2025 le estensioni e nuove scoperte di 6.223 milioni di metri cubi sono principalmente il risultato dell’iscrizione di nuove riserve in Vår 

Energi in Norvegia (+5.890 milioni di metri cubi) e progetti minori in Ithaca Energy nel Regno Unito.

Cessioni

Nel 2023 sono state rilevate cessioni di 53 milioni di metri cubi nel campo Brage in Vår Energi in Norvegia.

Nel 2024 le cessioni di 249 milioni di metri cubi sono principalmente legate ad attività di portfolio di Vår Energi ed Azule Energy. 

Nel 2025 non si sono registrate cessioni.

  


BILANCIO

394

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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 2025, 2024 e 2023. Futuri cambiamenti di prezzi sono 

considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinate sulla base delle spese 

da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati considerati 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:

|  | Resto  | Africa  | Africa  |  | Resto  |  | Australia  |   
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
(€ milioni) | Italia | d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Kazakhstan | dell'Asia | America | e Oceania | Totale  
31 dicembre 2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Entrate di cassa future | 16.507 | 703 | 54.711 | 23.122 | 29.040 | 60.156 | 6.334 | 240 | 190.813  
Costi futuri di produzione | (7.531) | (363) | (12.974) | (8.627) | (5.351) | (13.520) | (3.098) | (48) | (51.512)  
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (3.341) | (501) | (9.319) | (3.234) | (1.224) | (14.961) | (1.246) | (156) | (33.982)  
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte  | 5.635 | (161) | 32.418 | 11.261 | 22.465 | 31.675 | 1.990 | 36 | 105.319  
sul reddito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Imposte sul reddito future | (1.389) | (27) | (15.537) | (2.250) | (6.222) | (17.768) | (98) | (2) | (43.293)  
Flusso di cassa netto futuro prima  | 4.246 | (188) | 16.881 | 9.011 | 16.243 | 13.907 | 1.892 | 34 | 62.026  
dell'attualizzazione |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (1.963) | 77 | (8.428) | (3.244) | (7.773) | (9.320) | (402) | (13) | (31.066)  
Valore standard attualizzato dei flussi di  | 2.283 | (111) | 8.453 | 5.767 | 8.470 | 4.587 | 1.490 | 21 | 30.960  
cassa futuri |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Entrate di cassa future |  | 34.001 | 1.528 | 21.853 |  | 15.807 | 5.912 |  | 79.101  
Costi futuri di produzione |  | (9.475) | (445) | (5.475) |  | (5.155) | (1.547) |  | (22.097)  
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono |  | (8.515) | (75) | (2.401) |  | (145) | (193) |  | (11.329)  
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte  |  | 16.011 | 1.008 | 13.977 |  | 10.507 | 4.172 |  | 45.675  
sul reddito |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Imposte sul reddito future |  | (11.851) | (229) | (3.186) |  | (7.515) | (1.742) |  | (24.523)  
Flusso di cassa netto futuro prima  |  | 4.160 | 779 | 10.791 |  | 2.992 | 2.430 |  | 21.152  
dell'attualizzazione |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% |  | (845) | (231) | (5.489) |  | (1.792) | (815) |  | (9.172)  
Valore standard attualizzato dei flussi di  |  | 3.315 | 548 | 5.302 |  | 1.200 | 1.615 |  | 11.980  
cassa futuri |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Totale | 2.283 | 3.204 | 9.001 | 11.069 | 8.470 | 5.787 | 3.105 | 21 | 42.940  
  
  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 395

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
31 dicembre 2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Entrate di cassa future | 20.844 | 570 | 66.540 | 30.478 | 40.322 | 49.205 | 9.164 | 742 | 217.865  
Costi futuri di produzione | (8.273) | (297) | (14.034) | (10.912) | (6.786) | (13.462) | (3.994) | (132) | (57.890)  
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (3.318) | (417) | (9.317) | (4.942) | (1.658) | (7.547) | (2.104) | (280) | (29.583)  
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito | 9.253 | (144) | 43.189 | 14.624 | 31.878 | 28.196 | 3.066 | 330 | 130.392  
Imposte sul reddito future | (2.088) | (49) | (21.879) | (3.541) | (8.505) | (18.186) | (387) | (6) | (54.641)  
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione | 7.165 | (193) | 21.310 | 11.083 | 23.373 | 10.010 | 2.679 | 324 | 75.751  
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (2.995) | 60 | (10.150) | (4.102) | (11.301) | (5.826) | (656) | (96) | (35.066)  
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri | 4.170 | (133) | 11.160 | 6.981 | 12.072 | 4.184 | 2.023 | 228 | 40.685  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Entrate di cassa future |  | 39.301 | 1.846 | 31.708 |  | 18.602 | 7.397 |  | 98.854  
Costi futuri di produzione |  | (10.169) | (612) | (7.702) |  | (5.969) | (1.882) |  | (26.334)  
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono |  | (7.279) | (111) | (4.289) |  | (278) | (191) |  | (12.148)  
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |  | 21.853 | 1.123 | 19.717 |  | 12.355 | 5.324 |  | 60.372  
Imposte sul reddito future |  | (16.126) | (205) | (5.549) |  | (9.018) | (2.231) |  | (33.129)  
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |  | 5.727 | 918 | 14.168 |  | 3.337 | 3.093 |  | 27.243  
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% |  | (1.077) | (285) | (7.742) |  | (2.119) | (1.128) |  | (12.351)  
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |  | 4.650 | 633 | 6.426 |  | 1.218 | 1.965 |  | 14.892  
Totale | 4.170 | 4.517 | 11.793 | 13.407 | 12.072 | 5.402 | 3.988 | 228 | 55.577  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Africa  Settentrionale | Africa Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | Australia e Oceania | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
31 dicembre 2023 |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Società consolidate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Entrate di cassa future | 22.724 | 3.926 | 72.835 | 35.147 | 40.081 | 40.622 | 14.951 | 707 | 230.993  
Costi futuri di produzione | (8.848) | (1.227) | (15.439) | (13.512) | (6.475) | (11.042) | (5.852) | (164) | (62.559)  
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (4.270) | (824) | (9.383) | (7.757) | (1.814) | (7.437) | (1.954) | (355) | (33.794)  
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito | 9.606 | 1.875 | 48.013 | 13.878 | 31.792 | 22.143 | 7.145 | 188 | 134.640  
Imposte sul reddito future | (2.233) | (1.274) | (24.069) | (4.729) | (8.186) | (16.348) | (3.161) | (8) | (60.008)  
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione | 7.373 | 601 | 23.944 | 9.149 | 23.606 | 5.795 | 3.984 | 180 | 74.632  
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (3.325) | (39) | (10.467) | (4.223) | (11.668) | (3.081) | (1.462) | (58) | (34.323)  
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri | 4.048 | 562 | 13.477 | 4.926 | 11.938 | 2.714 | 2.522 | 122 | 40.309  
Società in joint venture e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Entrate di cassa future |  | 29.387 | 168 | 22.954 |  | 19.108 | 7.519 |  | 79.136  
Costi futuri di produzione |  | (7.128) | (122) | (6.202) |  | (5.880) | (1.925) |  | (21.257)  
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono |  | (5.221) | (54) | (2.972) |  | (410) | (179) |  | (8.836)  
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |  | 17.038 | (8) | 13.780 |  | 12.818 | 5.415 |  | 49.043  
Imposte sul reddito future |  | (12.548) | (1) | (3.254) |  | (9.702) | (2.263) |  | (27.768)  
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |  | 4.490 | (9) | 10.526 |  | 3.116 | 3.152 |  | 21.275  
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% |  | (1.114) | 27 | (4.508) |  | (2.158) | (1.237) |  | (8.990)  
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |  | 3.376 | 18 | 6.018 |  | 958 | 1.915 |  | 12.285  
Totale | 4.048 | 3.938 | 13.495 | 10.944 | 11.938 | 3.672 | 4.437 | 122 | 52.594  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

396

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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 2025, 2024 e 2023:

(€ milioni) | Società consolidate | Società in joint venture e collegate | Totale  
---|---|---|---  
2025 |  |  |   
Valore al 31 dicembre 2024 | 40.685 | 14.892 | 55.577  
Aumenti (diminuzioni): |  |  |   
\- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (14.835) | (6.488) | (21.323)  
\- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | (9.662) | (4.685) | (14.347)  
\- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 5.243 | 1.544 | 6.787  
\- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (4.126) | (2.528) | (6.654)  
\- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 5.835 | 2.635 | 8.470  
\- revisioni delle quantità stimate | 4.012 | 2.341 | 6.353  
\- effetto dell'attualizzazione | 6.307 | 2.076 | 8.383  
\- variazione netta delle imposte sul reddito | 2.638 | 2.750 | 5.388  
\- acquisizioni di riserve | 33 | 820 | 853  
\- cessioni di riserve | (1.075) |  | (1.075)  
\- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | (4.095) | (1.377) | (5.472)  
Saldo aumenti (diminuzioni) | (9.725) | (2.912) | (12.637)  
Valore al 31 dicembre 2025 | 30.960 | 11.980 | 42.940  
  
  


(€ milioni) | Società consolidate | Società in joint venture e collegate | Totale  
---|---|---|---  
2024 |  |  |   
Valore al 31 dicembre 2023 | 40.309 | 12.285 | 52.594  
Aumenti (diminuzioni): |  |  |   
\- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (17.581) | (6.150) | (23.731)  
\- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | (5.380) | 89 | (5.291)  
\- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 401 | 1.851 | 2.252  
\- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (2.959) | (3.860) | (6.819)  
\- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 6.649 | 4.824 | 11.473  
\- revisioni delle quantità stimate | 4.664 | (2.467) | 2.197  
\- effetto dell'attualizzazione | 7.405 | 1.984 | 9.389  
\- variazione netta delle imposte sul reddito | 6.578 | (1.654) | 4.924  
\- acquisizioni di riserve | 1.085 | 5.167 | 6.252  
\- cessioni di riserve | (2.947) | (1) | (2.948)  
\- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | 2.461 | 2.824 | 5.285  
Saldo aumenti (diminuzioni) | 376 | 2.607 | 2.983  
Valore al 31 dicembre 2024 | 40.685 | 14.892 | 55.577  
  
  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO 397

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(€ milioni) | Società consolidate | Società in joint venture e collegate | Totale  
---|---|---|---  
2023 |  |  |   
Valore al 31 dicembre 2022 | 61.256 | 20.701 | 81.957  
Aumenti (diminuzioni): |  |  |   
\- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (19.397) | (5.426) | (24.823)  
\- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | (33.769) | (19.785) | (53.554)  
\- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 1.659 |  | 1.659  
\- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (4.684) | (1.353) | (6.037)  
\- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 6.691 | 2.517 | 9.208  
\- revisioni delle quantità stimate | 6.531 | 155 | 6.686  
\- effetto dell'attualizzazione | 10.627 | 3.033 | 13.660  
\- variazione netta delle imposte sul reddito | 12.675 | 14.753 | 27.428  
\- acquisizioni di riserve | 977 | 44 | 1.021  
\- cessioni di riserve | (845) | (60) | (905)  
\- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | (1.412) | (2.294) | (3.706)  
Saldo aumenti (diminuzioni) | (20.947) | (8.416) | (29.363)  
Valore al 31 dicembre 2023 | 40.309 | 12.285 | 52.594  
  
  


  


BILANCIO

398

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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 2025.

2\.  Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2025 sono state definite e la valuta- 

zione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il modello Internal 

Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un 

framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.

3\.  Si attesta, inoltre, che:

3.1  il bilancio consolidato al 31 dicembre 2025:

a)  è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del regolamento

b)  (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;

c)  corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;

d)  è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell’emittente e

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’e- 

mittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui 

sono esposti.

18 marzo 2026

/firma/ Claudio Descalzi

/firma/ Francesco Esposito

Claudio Descalzi

Francesco Esposito

Amministratore Delegato

Dirigente preposto alla redazione

dei documenti contabili societari

  


Bilancio

Di Esercizio

Schemi di bilancio  | 400  
---|---  
Note al bilancio esercizio  | 406  
Proposte del Consiglio di Amministrazione all”Assemblea degli Azionisti  | 466  
Attestazione a norma delle disposizioni dell’art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998  | 467  
  
ALLEGATI

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

SULLA GESTIONE 399

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

400

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

STATO PATRIMONIALE

(€) | Note | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---|---  
Totale | di cui verso parti correlate | Totale | di cui verso parti correlate  
ATTIVITÀ |  |  |  |  |   
Attività correnti |  |  |  |  |   
Disponibilità liquide ed equivalenti | (5) | 5.601.941.745 | 21.556.857 | 5.141.514.547 | 56.801.111  
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | (6) | 6.454.542.043 |  | 6.256.387.532 |   
Altre attività finanziarie | (15) | 11.980.310.809 | 11.268.178.660 | 6.041.000.641 | 6.036.678.808  
Crediti commerciali e altri crediti | (7) | 6.834.176.899 | 4.690.108.988 | 9.737.814.848 | 5.484.371.603  
Rimanenze | (8) | 1.270.558.072 |  | 1.616.101.403 |   
Attività per imposte sul reddito | (9) | 241.690.046 |  | 489.707.351 |   
Altre attività | (10) | 1.652.226.965 | 1.244.608.691 | 1.824.985.653 | 1.366.359.720  
|  | 34.035.446.579 |  | 31.107.511.975 |   
Attività non correnti |  |  |  |  |   
Immobili, impianti e macchinari | (11) | 3.691.612.629 |  | 3.686.275.947 |   
Diritto di utilizzo beni in leasing | (12) | 1.423.557.128 |  | 1.484.222.821 |   
Attività immateriali | (13) | 167.793.090 |  | 166.369.881 |   
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | (8) | 1.167.951.939 |  | 1.621.608.834 |   
Partecipazioni | (14) | 58.476.441.045 |  | 60.835.378.858 |   
Altre attività finanziarie | (15) | 8.167.338.172 | 8.129.235.956 | 15.867.244.894 | 15.622.767.933  
Attività per imposte anticipate | (16) | 3.517.840.341 |  | 3.407.504.570 |   
Attività per imposte sul reddito | (9) | 81.497.452 |  | 81.267.518 |   
Altre attività | (10) | 434.731.085 | 217.607.444 | 434.227.438 | 194.170.846  
|  | 77.128.762.881 |  | 87.584.100.761 |   
Attività destinate alla vendita | (24) | 2.136.423 |  | 2.149.484 |   
TOTALE ATTIVITÀ |  | 111.166.345.883 |  | 118.693.762.220 |   
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO |  |  |  |  |   
Passività correnti |  |  |  |  |   
Passività finanziarie a breve termine | (18) | 21.758.653.151 | 18.300.594.908 | 23.716.746.796 | 20.662.321.044  
Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine | (18) | 2.654.249.248 |  | 2.968.109.364 |   
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine | (12) | 292.268.924 | 128.418.918 | 378.270.268 | 189.839.617  
Debiti commerciali e altri debiti | (17) | 6.659.191.942 | 3.887.301.145 | 7.798.008.454 | 4.731.628.230  
Passività per imposte sul reddito | (9) | 1.430.050 |  | 4.734.631 |   
Altre passività | (10) | 2.057.345.360 | 812.018.141 | 3.821.748.027 | 2.563.205.678  
|  | 33.423.138.675 |  | 38.687.617.540 |   
Passività non correnti |  |  |  |  |   
Passività finanziarie a lungo termine | (18) | 19.525.851.823 | 1.852.694 | 21.085.178.972 | 2.524.814  
Passività per beni in leasing a lungo termine | (12) | 1.325.510.332 | 835.690.084 | 1.454.708.683 | 946.348.893  
Fondi per rischi e oneri | (21) | 4.926.326.638 |  | 5.300.776.320 |   
Fondi per benefici ai dipendenti | (22) | 288.795.637 |  | 318.946.534 |   
Altre passività | (10) | 690.445.626 | 521.708.476 | 1.111.044.017 | 619.965.442  
|  | 26.756.930.056 |  | 29.270.654.526 |   
TOTALE PASSIVITÀ |  | 60.180.068.731 |  | 67.958.272.066 |   
PATRIMONIO NETTO | (25) |  |  |  |   
Capitale sociale |  | 4.005.358.876 |  | 4.005.358.876 |   
Riserva legale |  | 959.102.123 |  | 959.102.123 |   
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale |  | 44.374.033.799 |  | 42.234.287.252 |   
Azioni proprie |  | (2.781.516.961) |  | (2.882.533.455) |   
Utile (perdita) dell'esercizio |  | 4.429.299.315 |  | 6.419.275.358 |   
TOTALE PATRIMONIO NETTO |  | 50.986.277.152 |  | 50.735.490.154 |   
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO |  | 111.166.345.883 |  | 118.693.762.220 |   
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

SULLA GESTIONE 401

ALLEGATI

CONTO ECONOMICO 

(€) | Note | 2025 | 2024  
---|---|---|---  
Totale | di cui verso parti correlate | Totale | di cui verso parti correlate  
Ricavi della gestione caratteristica |  | 32.042.676.420 | 23.690.961.537 | 35.026.371.529 | 25.353.184.777  
Altri ricavi e proventi |  | 757.436.807 | 532.258.159 | 569.017.335 | 448.685.154  
Totale Ricavi | (27) | 32.800.113.227 |  | 35.595.388.864 |   
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (28) | (32.432.843.327) | (19.695.084.296) | (34.279.563.426) | (21.266.863.799)  
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti | (7) | 3.194.715 |  | 19.212.671 |   
Costo lavoro | (28) | (1.165.090.665) |  | (1.130.258.724) |   
Altri proventi (oneri) operativi | (23) | 471.532.722 | 1.491.994.483 | (191.829.996) | (1.285.831.300)  
Ammortamenti | (11),(12),(13) | (537.103.974) |  | (576.903.598) |   
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali,  immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | (11),(12),(13) | (347.587.405) |  | (490.454.828) |   
Radiazioni | (11),(13) | (10.408) |  | (2.300.799) |   
UTILE (PERDITA) OPERATIVO |  | (1.207.795.115) |  | (1.056.709.836) |   
Proventi finanziari |  | 5.287.078.364 | 1.018.200.471 | 5.768.131.413 | 1.575.825.123  
Oneri finanziari |  | (5.900.938.478) | (659.450.000) | (6.532.970.129) | (1.285.190.295)  
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value  con effetti a conto economico |  | 218.689.960 |  | 366.067.603 |   
Strumenti finanziari derivati |  | (6.998.286) | 74.475.221 | 286.677.054 | 6.086.385  
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI | (29) | (402.168.440) |  | (112.094.059) |   
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI | (30) | 5.164.170.692 |  | 6.166.944.213 |   
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE |  | 3.554.207.137 |  | 4.998.140.318 |   
Imposte sul reddito | (31) | 875.092.178 |  | 1.421.135.040 |   
UTILE (PERDITA) DELL'ESERCIZIO |  | 4.429.299.315 |  | 6.419.275.358 |   
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

402

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO

(€ milioni) | Note | 2025 | 2024  
---|---|---|---  
Utile (perdita) dell'esercizio |  | 4.429 | 6.419  
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo: |  |  |   
Componenti non riclassificabili a conto economico |  |  |   
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti | (25) | 4 | 3  
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI | (25) | 1 | (1)  
Effetto fiscale | (25) | (1) | (1)  
|  | 4 | 1  
Componenti riclassificabili a conto economico |  |  |   
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | (25) | 1.232 | (2.185)  
Effetto fiscale | (25) | (356) | 633  
|  | 876 | (1.552)  
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo |  | 880 | (1.551)  
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio |  | 5.309 | 4.868  
  
  


  


  


  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

SULLA GESTIONE 403

ALLEGATI

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 | Bond Ibrido (o obbligazioni subordinate perpetue) | Utile (perdita) dell'esercizio | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
Saldi al 31 dicembre 2024 | 4.005 | 5.668 | 959 | (2.883) | 2.883 | (689) | (7) | (33) | (104) | 29.517 | 5.000 | 6.419 | 50.735  
Utile (perdita) dell'esercizio |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | 4.429 | 4.429  
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i  |  |  |  |  |  |  |  | 3 |  |  |  |  | 3  
dipendenti al netto dell'effetto fiscale |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair  |  |  |  |  |  |  | 1 |  |  |  |  |  | 1  
value con effetti a OCI |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Componenti non riclassificabili a conto economico |  |  |  |  |  |  | 1 | 3 |  |  |  |  | 4  
Variazione fair value strumenti finanziari derivati  |  |  |  |  |  | 876 |  |  |  |  |  |  | 876  
cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Componenti riclassificabili a conto economico |  |  |  |  |  | 876 |  |  |  |  |  |  | 876  
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio |  |  |  |  |  | 876 | 1 | 3 |  |  |  | 4.429 | 5.309  
II I e IV tranches dividendo 2024 (€0,50 per azione) |  |  |  |  |  |  |  |  |  | (1.528) |  |  | (1.528)  
I e II tranches dividendo 2025 (€0,52 per azione) |  | (773) |  |  |  |  |  |  |  | (780) |  |  | (1.553)  
Destinazione utile 2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |  | 6.419 |  | (6.419) |   
Acquisto azioni proprie |  |  |  | (1.881) | 1.881 |  |  |  |  | (1.881) |  |  | (1.881)  
Annullamento azioni proprie |  |  |  | 1.908 | (1.908) |  |  |  |  |  |  |  |   
Piano incentivazione di lungo termine e Piano  |  |  |  | 74 | (74) |  |  |  |  | 35 |  |  | 35  
azionariato diffuso |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Cedole obbligazioni subordinate perpetue |  |  |  |  |  |  |  |  |  | (160) |  |  | (160)  
Emissione di obbligazioni subordinate perpetue |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | 1.500 |  | 1.500  
Riacquisto di obbligazioni subordinate perpetue |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | (1.500) |  | (1.500)  
Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di  |  | (773) |  | 101 | (101) |  |  |  |  | 2.105 |  | (6.419) | (5.087)  
strumenti rappresentativi di capitale |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Avanzo di fusione |  |  |  |  |  |  |  |  |  | 1 |  |  | 1  
Altre variazioni |  |  |  |  |  | 3 |  |  |  | 25 |  |  | 28  
Altri movimenti di patrimonio netto |  |  |  |  |  | 3 |  |  |  | 26 |  |  | 29  
Saldi al 31 dicembre 2025 | 4.005 | 4.895 | 959 | (2.782) | 2.782 | 190 | (6) | (30) | (104) | 31.648 | 5.000 | 4.429 | 50.986  
  
  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

404

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(segue) PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

(€ milioni) | Capitale sociale | Altre riserve di capitale | Riserva legale | Azioni proprie acquistate | Riserva azioni proprie in portafoglio | Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale | Riserva fair value partecipazioni minoritarie | Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale | Riserva IFRS 10 e 11 | Altre riserve | Bond Ibrido (o obbligazioni subordinate perpetue) | Utile (perdita) dell'esercizio | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---  
Saldi al 31 dicembre 2023 | 4.005 | 7.968 | 959 | (2.333) | 2.333 | 864 | (6) | (35) | (106) | 29.098 | 5.000 | 3.272 | 51.019  
Utile (perdita) dell'esercizio |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | 6.419 | 6.419  
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i  |  |  |  |  |  |  |  | 2 |  |  |  |  | 2  
dipendenti al netto dell'effetto fiscale |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair  |  |  |  |  |  |  | (1) |  |  |  |  |  | (1)  
value con effetti a OCI |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Componenti non riclassificabili a conto economico |  |  |  |  |  |  | (1) | 2 |  |  |  |  | 1  
Variazione fair value strumenti finanziari derivati  |  |  |  |  |  | (1.552) |  |  |  |  |  |  | (1.552)  
cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Componenti riclassificabili a conto economico |  |  |  |  |  | (1.552) |  |  |  |  |  |  | (1.552)  
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio |  |  |  |  |  | (1.552) | (1) | 2 |  |  |  | 6.419 | 4.868  
III e IV tranches dividendo 2023 (€0,47 per azione) |  | (735) |  |  |  |  |  |  |  | (766) |  |  | (1.501)  
I e II tranches dividendo 2024 (€0,50 per azione) |  | (1.565) |  |  |  |  |  |  |  | (1) |  |  | (1.566)  
Destinazione utile 2023 |  |  |  |  |  |  |  |  | 2 | 3.270 |  | (3.272) |   
Acquisto azioni proprie |  |  |  | (2.003) | 2.003 |  |  |  |  | (2.003) |  |  | (2.003)  
Annullamento azioni proprie |  |  |  | 1.375 | (1.375) |  |  |  |  |  |  |  |   
Piano incentivazione di lungo termine e Piano  |  |  |  | 78 | (78) |  |  |  |  | 24 |  |  | 24  
azionariato diffuso |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Cedole obbligazioni subordinate perpetue |  |  |  |  |  |  |  |  |  | (138) |  |  | (138)  
Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di  |  | (2.300) |  | (550) | 550 |  |  |  | 2 | 386 |  | (3.272) | (5.184)  
strumenti rappresentativi di capitale |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Altre variazioni |  |  |  |  |  | (1) |  |  |  | 33 |  |  | 32  
Altri movimenti di patrimonio netto |  |  |  |  |  | (1) |  |  |  | 33 |  |  | 32  
Saldi al 31 dicembre 2024 | 4.005 | 5.668 | 959 | (2.883) | 2.883 | (689) | (7) | (33) | (104) | 29.517 | 5.000 | 6.419 | 50.735  
  
  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

SULLA GESTIONE 405

ALLEGATI

RENDICONTO FINANZIARIO  
  
---  
(€ milioni) | 2025 | 2024  
|  |   
Utile (perdita) dell'esercizio | 4.429 | 6.419  
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) al flusso di cassa netto da attività operativa: |  |   
Ammortamenti | 537 | 577  
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | 348 | 490  
Radiazioni |  | 2  
Effetto valutazione partecipazioni | 2.525 | 783  
Plusvalenze nette su cessioni di attività | (3.425) | 1  
Dividendi | (4.255) | (6.931)  
Interessi attivi | (1.127) | (1.726)  
Interessi passivi | 1.553 | 2.228  
Imposte sul reddito | (875) | (1.421)  
Altre variazioni | (17) | (68)  
Flusso di cassa del capitale di esercizio | (149) | 706  
\- rimanenze | 799 | 193  
\- crediti commerciali | 1.096 | 660  
\- debiti commerciali | (1.132) | (97)  
\- fondi per rischi e oneri | (296) | (89)  
\- altre attività e passività | (616) | 39  
Variazione fondo per benefici ai dipendenti | (26) | (15)  
Dividendi incassati | 5.872 | 5.152  
Interessi incassati | 1.114 | 1.750  
Interessi pagati | (1.562) | (2.247)  
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati | 642 | (293)  
Flusso di cassa netto da attività operativa | 5.584 | 5.407  
\- di cui verso parti correlate | 4.896 | 6.159  
Flusso di cassa degli investimenti | (2.147) | (2.711)  
\- attività materiali | (798) | (731)  
\- attività immateriali | (27) | (67)  
\- diritto di utilizzo prepagato di beni in leasing |  | (5)  
\- partecipazioni | (1.425) | (1.935)  
\- variazione debiti netti relativi all’attività di investimento | 103 | 27  
Flusso di cassa dei disinvestimenti | 5.090 | 718  
\- attività materiali | 8 | 11  
\- attività immateriali |  | 8  
\- rami d'azienda | 1 | 2  
\- partecipazioni e attività destinate alla vendita | 5.077 | 697  
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa | 4 |   
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | 45 | 581  
Flusso di cassa netto da attività di investimento | 2.988 | (1.412)  
\- di cui verso parti correlate | 873 | 275  
Assunzione (Rimborsi) di debiti finanziari a lungo termine | (1.232) | 145  
Rimborso di passività per beni in leasing | (361) | (291)  
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine | (1.346) | (628)  
Dividendi pagati | (3.080) | (3.068)  
Acquisto azioni proprie | (1.896) | (2.012)  
Effetti netti emissioni e rimborsi di obbligazioni subordinate perpetue | (18) |   
Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue | (160) | (138)  
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (8.093) | (5.992)  
\- di cui verso parti correlate | (1.818) | (855)  
Effetto delle differenze di cambio da conversione, fusioni e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti | (19) | 20  
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti | 460 | (1.977)  
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio | 5.142 | 7.119  
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio | 5.602 | 5.142  
  
  


  


  


  


BILANCIO

CONSOLIDATOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025406

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

NOTE AL BILANCIO DI ESERCIZIO

1 Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi 

CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio di esercizio di Eni SpA è redatto, nella prospettiva della continuità aziendale, secondo gli International Financial Reporting Standards 

(nel seguito “IFRS”) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea

1

. 

Il bilancio di esercizio è redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto, ove appropriato, delle rettifiche di valore, con l’eccezione 

delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere valutate al fair value. Gli IFRS sono stati applicati coerentemente a tutti gli esercizi 

presentati salvo quando diversamente indicato.

Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2025 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2026.

I valori indicati nelle note illustrative a commento delle voci di bilancio, tenuto conto della rilevanza degli importi, sono espressi in milioni di euro. 

CRITERI DI VALUTAZIONE

I criteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazione del bilancio consolidato

2

, cui si rinvia, fatta eccezione per la rilevazione e 

valutazione delle partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate che sono valutate al costo di acquisto

3

. 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 delle partecipazioni è verificata confrontando il valore di iscrizione 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, integrata della posizione finanziaria 

netta; 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. 

Le operazioni di fusione per incorporazione madre-figlia, sono rilevate in continuità con i valori del bilancio consolidato Eni; l’eventuale 

avanzo di fusione è rilevato in una riserva di patrimonio netto. Il principio della continuità dei valori è inoltre adottato per le operazioni di 

compravendita e/o di conferimento di rami d’azienda e di partecipazioni di controllo poste in essere con società controllate, ed aventi finalità

meramente riorganizzative.

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. 

1 Gli IFRS utilizzati ai fini della redazione del bilancio di esercizio sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2025.

2 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.

3 In caso di acquisizione del controllo in fasi successive di una partecipazione in una collegata o joint venture, il valore di iscrizione della partecipazione è determinato come sommatoria del costo sostenuto 

in ciascuna tranche di acquisto.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 407

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

3 Modifica dei criteri contabili e principi contabili di recente emanazione

Le modifiche agli IFRS, entrate in vigore dal 1° gennaio 2025, non hanno prodotto effetti significativi.

Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.

4 Fusioni per incorporazione

In data 19 giugno 2024 Eni SpA ha acquistato l’intera quota di partecipazione di Petroven Srl, società operante nelle attività di deposito di 

prodotti petroliferi, detenuta da Ecofuel SpA (società interamente controllata da Eni) al fine di favorire l’integrazione con il complessivo sistema 

logistico dei prodotti petroliferi finiti di Eni in Italia.  In data 12 dicembre 2024, il Consiglio di Amministrazione di Eni SpA ha deliberato la fusione 

per incorporazione di Petroven Srl in Eni SpA;  l’atto di fusione è stato sottoscritto il 18 marzo 2025 con efficacia giuridica a decorrere dal 1° aprile 

2025 con effetti contabili e fiscali a far data dal 1° gennaio 2025\.  L’operazione di incorporazione di società controllata, non specificatamente 

regolata dall’IFRS 3 “Aggregazioni aziendali”, è stata rilevata, coerentemente con le indicazioni fornite da Assirevi nel documento Orientamenti 

Preliminari Interpretativi (OPI) n. 2 revised “Trattamento contabile delle fusioni nel bilancio d’esercizio”, in continuità con i valori del bilancio 

consolidato Eni al 1° gennaio 2025. 

L’avanzo di fusione è stato rilevato in una riserva di patrimonio netto

.

(€ milioni) |   
---|---  
Patrimonio netto al 1° gennaio 2025 | 9  
Valore della partecipazione | 8  
Avanzo di fusione | 1  
  
  


BILANCIO

408

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

5 Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti di €5.602 milioni (€5.142 milioni al 31 dicembre 2024) comprendono attività finanziarie esigibili all’origine, 

generalmente, entro tre mesi. 

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 finanziarie del Gruppo, e da saldi attivi di conto corrente connessi alla gestione degli 

incassi e dei pagamenti delle società del Gruppo che confluiscono sui conti Eni. L’ammontare di restricted cash è di circa €1 milione (€54 

milioni al 31 dicembre 2024) in relazione a misure di pignoramento da parte di terzi.

La scadenza media dei depositi in euro (€1.923 milioni) è di 7 giorni e il tasso di interesse effettivo è del 2,21%; la scadenza media dei depositi 

in dollari USA (€2.773 milioni) è di 7 giorni e il tasso di interesse effettivo è 3,92%; la scadenza media dei depositi in sterline inglesi (€447 

milioni) è di 8 giorni e il tasso di interesse effettivo è 4%.

Le expected credit loss su depositi, presso banche e istituti finanziari terzi, valutati al costo ammortizzato non sono significative.

6 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Attività finanziarie destinate al trading |  |   
Titoli emessi da Stati Sovrani | 635 | 846  
Altri titoli | 5.731 | 5.052  
| 6.366 | 5.898  
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico |  |   
Altri titoli | 89 | 358  
| 6.455 | 6.256  
  
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 €579 milioni (€738 milioni al 31 dicembre 2024).

L’analisi per valuta è la seguente: 

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Attività finanziarie destinate al trading |  |   
Euro | 4.040 | 3.821  
Dollaro USA | 2.326 | 2.077  
| 6.366 | 5.898  
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico |  |   
Euro |  | 162  
Dollaro USA | 89 | 196  
| 89 | 358  
| 6.455 | 6.256  
  
  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 409

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

Di seguito l’analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:

(€ milioni) | Valore Nominale (€ milioni) | Fair Value (€ milioni) | Classe di rating Moody's | Classe di rating S&P  
---|---|---|---|---  
Titoli emessi da Stati Sovrani |  |  |  |   
Tasso fisso |  |  |  |   
Italia | 49 | 50 | Baa2 | BBB+  
Stati Uniti d'America | 483 | 481 | Aa1 | AA+  
Francia | 57 | 58 | Aa3 | A+  
Cile | 42 | 42 | A2 | A  
Corea del Sud | 4 | 4 | Aa2 | AA  
| 635 | 635 |  |   
Totale titoli emessi da Stati Sovrani | 635 | 635 |  |   
|  |  |  |   
Altri titoli |  |  |  |   
Tasso fisso |  |  |  |   
Titoli quotati emessi da imprese industriali | 2.821 | 2.851 | Da Aaa a Ba2 | Da AAA a BB  
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | 798 | 811 | Da Aa1 a Baa3 | Da AA+ a BBB-  
Altri titoli | 332 | 339 | Da Aa3 a Ba1 | Da AA- a BB+  
| 3.951 | 4.001 |  |   
Tasso variabile |  |  |  |   
Titoli quotati emessi da imprese industriali | 602 | 606 | Da Aa2 a Ba1 | Da AA a BB+  
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | 852 | 859 | Da Aa1 a Baa2 | Da AA+ a BBB  
Altri titoli | 263 | 265 | Da Aa1 a Baa2 | Da AA+ a BBB  
| 1.717 | 1.730 |  |   
Totale Altri titoli | 5.668 | 5.731 |  |   
Totale Attività finanziarie destinate al trading | 6.303 | 6.366 |  |   
|  |  |  |   
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | 85 | 89 | Da Aaa a Baa1 | Da AAA a BBB+  
| 6.388 | 6.455 |  |   
  
Le altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico sono rappresentate da investimenti in Money Market Fund.

Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi.

  


BILANCIO

410

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

7 Crediti commerciali e altri crediti

I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Crediti commerciali | 5.181 | 6.289  
Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione | 139 | 146  
Anticipi al personale | 12 | 12  
Acconti a fornitori | 22 | 23  
Crediti per attività di disinvestimento | 54 | 221  
Crediti verso altri | 1.426 | 3.047  
| 6.834 | 9.738  
  
I crediti commerciali, generalmente, sono infruttiferi e prevedono termini di pagamento entro i 95 giorni. I crediti commerciali riguardano 

essenzialmente crediti derivanti dalla cessione di gas naturale e di energia elettrica e dalla vendita di prodotti petroliferi. 

Nell’ordinaria gestione del capitale circolante, Eni esegue operazioni di cessione pro-soluto di crediti prevalentemente commerciali con 

scadenza 2026. 

I crediti verso altri di €1.426 milioni includono principalmente: (i) crediti per dividendi deliberati e non ancora incassati dalle partecipate (€1.064 

milioni) riferibili essenzialmente a Eni International BV; (ii) i crediti per il regolamento di rapporti patrimoniali con imprese controllate incluse 

nel consolidato fiscale (€268 milioni); (iii) i crediti verso imprese controllate incluse nel consolidato IVA (€21 milioni). 

I crediti per attività di disinvestimento di €54 milioni si riferiscono essenzialmente a crediti rilevati a seguito di operazioni di cessioni di gruppo.

I crediti commerciali e altri crediti in moneta diversa dall’euro sono pari a €1.399 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:

(€ milioni) | Crediti in bonis |  | Totale  
---|---|---|---  
Rischio  basso | Rischio  medio | Rischio alto | Crediti  in default  
31.12.2025 |  |  |  |  |   
Clientela business | 94 | 851 | 14 | 240 | 1.199  
Pubbliche Amministrazioni |  |  |  | 41 | 41  
Altre controparti | 209 | 10 |  | 172 | 391  
Imprese controllate | 5.444 |  |  |  | 5.444  
Valore lordo | 5.747 | 861 | 14 | 453 | 7.075  
Fondo svalutazione | (1) | (1) | (1) | (238) | (241)  
Valore netto | 5.746 | 860 | 13 | 215 | 6.834  
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) | 0,02 | 0,13 | 7,34 | 53,58 |   
31.12.2024 |  |  |  |  |   
Clientela business | 222 | 1.105 | 46 | 184 | 1.557  
Pubbliche Amministrazioni |  | 1 |  | 214 | 215  
Altre controparti | 235 | 21 |  | 166 | 422  
Imprese controllate | 7.784 |  |  |  | 7.784  
Valore lordo | 8.241 | 1.127 | 46 | 564 | 9.978  
Fondo svalutazione | (1) | (5) | … | (234) | (240)  
Valore netto | 8.240 | 1.122 | 46 | 330 | 9.738  
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) | 0,01 | 0,49 | … | 45,61 |   
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


Maggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni creditizie sono indicate nella nota n. 1 \- Principi contabili, stime contabili e giudizi 

significativi del bilancio consolidato. 

Le valutazioni di recuperabilità dei crediti commerciali per la fornitura di idrocarburi, prodotti ed energia elettrica alla clientela 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. 

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 411

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

I crediti commerciali e altri crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione crediti di €241 milioni (€240 milioni al 31 dicembre 2024): 

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Fondo svalutazione iniziale | 240 | 130  
Accantonamenti su crediti in bonis | 3 | 1  
Accantonamenti su crediti in default | 16 | 17  
Rilasci su crediti in bonis | (2) | (36)  
Rilasci su crediti in default | (24) | (6)  
Altre variazioni | 8 | 134  
Fondo svalutazione finale | 241 | 240  
  
Le altre variazioni accolgono la svalutazione di crediti rilevati a fronte di pignoramenti regolati nell'esercizio corrente per i quali erano stati rilevati 

stanziamenti a fondi rischi e oneri in esercizi precedenti. I rilasci (€26 milioni) sono essenzialmente relativi al fondo svalutazione crediti diversi. 

Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti: |  |   
Accantonamenti netti al fondo svalutazione | (19) | (18)  
Perdite nette su crediti |  | (2)  
Rilasci per esubero | 22 | 39  
| 3 | 19  
  
  


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. 32 – Rapporti con parti correlate.

8 Rimanenze correnti e rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo

Le rimanenze correnti si analizzano come segue:

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Materie prime, sussidiarie e di consumo | 94 | 252  
Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture | 125 | 119  
Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati e lavori in corso su ordinazione | 39 | 69  
Prodotti finiti e merci | 1.011 | 1.173  
Certificati bianchi | 1 | 3  
| 1.270 | 1.616  
  
Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo di €94 milioni sono costituite da greggi.

I prodotti finiti e merci sono costituiti da prodotti petroliferi (€437 milioni) e da gas naturale depositato principalmente presso Stoccaggi Gas 

Italia SpA e in altri Paesi UE (€460 milioni) e di GNL depositato presso il terminale di Zeebrugge in Belgio e su navi viaggianti (€114 milioni).

Le rimanenze correnti sono esposte al netto del fondo svalutazione di €138 milioni (€46 milioni al 31 dicembre 2024) come di seguito indicato:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Valore iniziale - Fondo svalutazione rimanenze correnti | 46 | 159  
Accantonamenti (utilizzi) | 92 | (113)  
Valore finale - Fondo svalutazione rimanenze correnti | 138 | 46  
  
Le rimanenze immobilizzate \- scorte d’obbligo di €1.168 milioni (€1.622 milioni al 31 dicembre 2024) sono costituite da 2,6 milioni di tonnellate 

di greggi e prodotti petroliferi (2,9 milioni di tonnellate al 31 dicembre 2024) a fronte di obblighi di legge.

  


BILANCIO

412

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

9 Attività e passività per imposte sul reddito

|  | 31.12.2025 |  |  | 31.12.2024 |   
---|---|---|---|---|---|---  
| Attività | Passività | Attività | Passività  
(€ milioni) | Correnti | Non Correnti | Correnti | Non Correnti | Correnti | Non Correnti | Correnti | Non Correnti  
IRES | 181 |  |  |  | 483 |  |  |   
IRAP | 1 |  |  |  | 1 |  |  |   
Crediti per istanze di rimborso | 58 | 81 |  |  |  | 81 |  |   
Altre imposte sul reddito | 2 |  | 1 |  | 6 |  | 5 |   
| 242 | 81 | 1 |  | 490 | 81 | 5 |   
  
Le imposte sul reddito sono commentate alla nota n. 31 – Imposte sul reddito. 

10 Altre attività e passività

|  | 31.12.2025 |  |  | 31.12.2024 |  |   
---|---|---|---|---|---|---|---  
| Attività | Passività | Attività | Passività  
(€ milioni) | CorrentiNon Correnti | CorrentiNon Correnti | Correnti | Non Correnti | Correnti | Non Correnti  
Fair value su strumenti finanziari derivati | 1.223 | 181 | 829 | 88 | 1.520 | 143 | 2.625 | 242  
Passività da contratti per la clientela |  |  | 94 | 513 |  |  | 149 | 650  
Attività e Passività relative ad altre imposte: |  |  |  |  |  |  |  |   
\- Accise e Imposte di consumo | 18 |  | 516 |  | 6 |  | 634 |   
\- IVA | 146 |  | 181 |  | 101 |  | 198 |   
\- Royalty su idrocarburi estratti |  |  | 93 |  |  |  | 127 |   
\- Altre imposte e tasse | 65 |  | 59 | 32 | 69 | 3 | 52 | 42  
| 229 |  | 849 | 32 | 176 | 3 | 1.011 | 42  
Altre | 200 | 253 | 286 | 57 | 129 | 289 | 37 | 177  
| 1.652 | 434 | 2.058 | 690 | 1.825 | 435 | 3.822 | 1.111  
  
Il fair value degli strumenti finanziari derivati correnti e non correnti è commentato alla nota n. 23 \- Strumenti finanziari derivati e hedge accounting. 

Le passività da contratti con la clientela riguardano essenzialmente: (i) le quota a breve e a lungo termine degli anticipi ricevuti dalla Società

Oleodotti Meridionali \- SOM SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto 

rispettivamente per €46 milioni e €450 milioni (€486 milioni di anticipi a lungo termine al 31 dicembre 2024); (ii) le quote a breve e a lungo termine 

degli anticipi incassati dal cliente Engie (ex Suez) ed Edison a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica rispettivamente 

per €22 milioni e €63 milioni (€55 milioni e €163 milioni al 31 dicembre 2024); (iii) gli anticipi a breve termine su forniture di gas per €1 milione 

(€52 milioni al 31 dicembre 2024).

Le altre attività comprendono: (i) crediti non correnti per attività di disinvestimento per €87 milioni; (ii) il costo d’iscrizione del gas prepagato in 

esercizi precedenti per effetto della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term per €85 milioni (€96 milioni al 31 dicembre 2024); 

(iii) i depositi cauzionali verso fornitori oltre i 12 mesi per €45 milioni (€39 milioni al 31 dicembre 2024). 

Le altre passività comprendono: (i) il valore del gas prepagato dai clienti per effetto dell’attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai 

relativi contratti di fornitura di lungo termine (€57 milioni); (ii) le passività relative alla compensation riconosciuta ad Eni per il contratto di 

approvvigionamento gas da destinare all’impianto di Damietta (€51 milioni oltre 12 mesi e €17 milioni entro 12 mesi); (iii) i depositi cauzionali 

da clienti oltre i 12 mesi per €6 milioni (€12 milioni al 31 dicembre 2024). 

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 413

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

11 Immobili, impianti e macchinari

(€ milioni) | Terreni e Fabbricati | Pozzi, impianti e macchinari E&P | Altri impianti e macchinari | Attrezzature industriali e commerciali | Altri beni | Immobilizzazioni in corso e acconti E&P | Altre immobilizzazioni in corso e acconti | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 175 | 2.183 | 148 | 19 | 32 | 352 | 777 | 3.686  
Operazioni straordinarie | 2 |  | 14 |  |  |  | 8 | 24  
Investimenti | 1 | 2 | 32 | 7 | 7 | 262 | 487 | 798  
Capitalizzazioni ammortamenti |  |  |  |  |  | 27 |  | 27  
Ammortamenti(a) | (7) | (189) | (22) | (10) | (8) |  |  | (236)  
Riprese di valore (svalutazioni) nette | (2) | (95) | (41) |  | (2) | (101) | (206) | (447)  
Radiazioni |  |  |  |  |  |  |  | -  
Dismissioni | (1) | (8) |  |  |  |  |  | (9)  
Trasferimenti |  | 188 |  |  |  | (188) |  | -  
Altre variazioni | 2 | (248) | 30 |  | 1 | 12 | 52 | (151)  
Valore finale netto | 170 | 1.833 | 161 | 16 | 30 | 364 | 1.118 | 3.692  
Valore finale lordo | 1.025 | 15.608 | 8.464 | 366 | 633 | 634 | 2.778 | 29.508  
Fondo ammortamento e svalutazione | 855 | 13.775 | 8.303 | 350 | 603 | 270 | 1.660 | 25.816  
2024 |  |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 181 | 2.500 | 155 | 25 | 32 | 339 | 529 | 3.761  
Operazioni straordinarie | (9) |  | (6) | (2) |  |  | (3) | (20)  
Investimenti | 1 | 1 | 28 | 6 | 11 | 265 | 419 | 731  
Capitalizzazioni ammortamenti |  |  |  |  |  | 32 |  | 32  
Ammortamenti(a) | (8) | (246) | (21) | (12) | (11) |  |  | (298)  
Riprese di valore (svalutazioni) nette | (1) | (85) | (44) |  |  | (133) | (219) | (482)  
Radiazioni |  |  |  |  |  | (2) |  | (2)  
Dismissioni | (5) | (4) |  |  |  |  |  | (9)  
Trasferimenti | 14 | 130 |  | 1 |  | (145) |  | -  
Altre variazioni | 2 | (113) | 36 | 1 |  | (4) | 51 | (27)  
Valore finale netto | 175 | 2.183 | 148 | 19 | 32 | 352 | 777 | 3.686  
Valore finale lordo | 1.040 | 15.601 | 8.481 | 364 | 636 | 604 | 2.459 | 29.185  
Fondo ammortamento e svalutazione | 865 | 13.418 | 8.333 | 345 | 604 | 252 | 1.682 | 25.499  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione

Le operazioni straordinarie di €24 milioni sono riconducibili essenzialmente alla fusione per incorporazione della Petroven Srl in Eni SpA (€25 

milioni).

Gli investimenti di €798 milioni riguardano: (a) la Refining (€471 milioni) in relazione  all’attività di raffinazione e logistica, essenzialmente 

per attività di asset integrity e stay in business, interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente e per l’attività di riconversione della 

raffineria di Livorno in bioraffineria; (b) la Exploration & Production (€264 milioni) in relazione a: (i) ottimizzazione di giacimenti in produzione 

attraverso interventi sui pozzi (Cervia 23 Workover, Fauzia 3 Side Track e inizio intervento su Daria Side Track); (ii) avanzamento del programma 

di revamping compressione  Centrali di Casalborsetti e Fano per rispetto normativa sui limiti emissivi; (ii) l’avanzamento del programma 

di perforazione, allacciamento e adeguamento degli impianti di produzione in Val d’Agri; (c) la Corporate (€43 milioni) principalmente per 

investimenti in infrastrutture Hardware; (d) la Global Gas & LNG Portfolio e power (€20 milioni) in relazione ad acconti relativi a  progetti di 

costruzione di turbine a gas e a vapore.

Le svalutazioni hanno riguardato principalmente: (i) la Exploration & Production (€196 milioni) per effetto scenario e revisioni dei profili di 

riserve e costi associati, il tasso di attualizzazione post-tax è del 5,3% (ii) la Refining per gli investimenti di periodo di compliance e stay in 

business relativi a CGU svalutate in precedenti esercizi e delle quali è stata confermata l’assenza di prospettive di redditività (€251 milioni), il 

tasso di attualizzazione post-tax è del 6%. 

Maggiori informazioni relative agli impairment sono indicate alla nota n. 15 \- Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e 

immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing del Bilancio consolidato.

  


BILANCIO

414

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

Le altre variazioni includono essenzialmente: (i) il decremento per la stima oneri di social project (€61 milioni)  e dell’asset retirement cost 

delle attività materiali della linea di business Exploration & Production (€187 Milioni) dovuto principalmente all’incremento dei tassi di sconto

nonostante l'incremento delle stime di costo a seguito di revisione studi; (ii) l’incremento per gli investimenti della Refining per l’acquisto 

di immobili, impianti e macchinari da fornitori per i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pagamento che hanno comportato la 

classificazione del debito come finanziario (€85 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 - 10  
Impianti specifici di distribuzione | 2-12,5  
Altri impianti e macchinari | 4-25  
Attrezzature industriali e commerciali | 5-35  
Altri beni | 12-25  
  
Il tasso d’interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è del 2,78% (3,02% al 31 dicembre 2024). Gli oneri finanziari capitalizzati 

ammontano a €17 milioni. I contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a €76 milioni.

12 Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing

Il diritto di utilizzo beni in leasing si analizza come segue:

(€ milioni) | Tolling | Immobili per uffici | Mezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas | Mezzi navali di perforazione (Drilling rig) | Altre tipologie | Totale  
---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 880 | 313 | 56 | 60 | 175 | 1.484  
Incrementi |  | 95 | 13 | 33 | 31 | 172  
Ammortamenti(a) | (117) | (47) | (38) | (46) | (54) | (302)  
Riprese di valore (svalutazioni) nette | 100 |  |  |  | 1 | 101  
Altre variazioni | (2) | (6) | 1 | (21) | (3) | (31)  
Valore finale netto | 861 | 355 | 32 | 26 | 150 | 1.424  
Valore finale lordo | 1.789 | 667 | 155 | 131 | 298 | 3.040  
Fondo ammortamento e svalutazione | 928 | 312 | 123 | 105 | 148 | 1.616  
2024 |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 883 | 372 | 85 | 89 | 23 | 1.452  
Incrementi |  | 10 | 29 | 34 | 179 | 252  
Ammortamenti(a) | (109) | (50) | (33) | (52) | (31) | (275)  
Riprese di valore (svalutazioni) nette | 121 |  |  |  | (12) | 109  
Altre variazioni | (15) | (19) | (25) | (11) | 16 | (54)  
Valore finale netto | 880 | 313 | 56 | 60 | 175 | 1.484  
Valore finale lordo | 1.791 | 586 | 148 | 146 | 279 | 2.950  
Fondo ammortamento e svalutazione | 911 | 273 | 92 | 86 | 104 | 1.466  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su altri asset.

Il diritto di utilizzo beni in leasing “RoU” di €1.424 milioni è riferito essenzialmente: (i) per €861 milioni ai contratti di tolling del Power in

relazione, in particolare, al contratto di tolling di EniPower SpA. Tale contratto prevede che EniPower SpA produca, tramite le proprie centrali, 

energia elettrica e vapore esclusivamente per Eni SpA a fronte della messa a disposizione da parte di quest’ultima dei combustibili necessari 

e delle indicazioni sulle produzioni da effettuare; (ii) per €355 milioni all’affitto di immobili ad uso ufficio in particolare della Corporate, con una 

durata residua media di circa 6 anni comprensiva delle valutazioni effettuate in merito all’esercizio delle opzioni di rinnovo e di risoluzione 

anticipata; (iii) per €32 milioni ai contratti di leasing delle navi e relative basi logistiche per il trasporto di olio e gas in particolare della Exploration 

& Production; (iv) per €26 milioni ai contratti di noleggio pluriennali di impianti di perforazione offshore (“rig”) in relazione alla sola lease 

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 415

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

component della Exploration & Production con una durata residua contrattuale media di circa 12 mesi; (v) le altre tipologie (€150 milioni) 

riguardano essenzialmente i contratti di leasing relativi ai sistemi di storage e apparati TLC.

Le riprese di valore nette di €101 milioni riguardano essenzialmente i contratti di tolling del Power.

Le passività per beni in leasing si analizzano come segue:

(€ milioni) | Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine | Passività per beni in leasing a lungo termine | Totale  
---|---|---|---  
2025 |  |  |   
Valore iniziale | 378 | 1.455 | 1.833  
Incrementi |  | 172 | 172  
Decrementi | (361) |  | (361)  
Altre variazioni | 275 | (301) | (26)  
Valore finale | 292 | 1.326 | 1.618  
|  |  |   
2024 |  |  |   
Valore iniziale | 290 | 1.606 | 1.896  
Incrementi |  | 247 | 247  
Decrementi | (291) |  | (291)  
Altre variazioni | 379 | (398) | (19)  
Valore finale | 378 | 1.455 | 1.833  
  
  


  


  


  


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 €361 milioni; (ii) i pagamenti per interessi passivi di €79 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 €331 milioni relativo alla locazione di uffici della durata di 20 anni; l’avvio del contratto di leasing è atteso nel corso del primo trimestre 2026\. 

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 (€166 milioni) e dei mezzi navali di perforazione (€64 milioni) e per 

il trasporto (€46 milioni). 

Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Altri ricavi e proventi |  |   
\- proventi da remeasurement | 5 |   
| 5 |   
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi |  |   
\- leasing di breve durata | 3 | 3  
\- leasing di modico valore | 25 | 23  
\- oneri da remeasurement |  | 2  
| 28 | 28  
Ammortamenti |  |   
\- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing | 302 | 275  
a dedurre: |  |   
\- capitalizzazione ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali | (17) | (22)  
\- capitalizzazione ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività immateriali | (5) |   
| 280 | 253  
|  |   
Riprese di valore (svalutazioni) nette dei diritti utilizzo beni in leasing | 101 | 109  
|  |   
Proventi (oneri) finanziari |  |   
\- differenze di cambio da allineamento su passività per leasing | (6) | 8  
\- interessi passivi su passività per beni in leasing | (82) | (87)  
a dedurre: |  |   
\- oneri finanziari su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali | 1 | 2  
| (87) | (77)  
  
  


  


BILANCIO

416

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

13 Attività immateriali

(€ milioni) | Concessioni, licenze, marchi e diritti simili | Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | Immobilizzazioni  in corso e acconti | Altre attività immateriali | Attività immateriali a vita utile definita | Attività immateriali a vita utile indefinita: Goodwill | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---  
|  |  |  |  |  |  |   
2025 |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 8 | 49 | 108 |  | 165 | 1 | 166  
Investimenti |  | 11 | 16 |  | 27 |  | 27  
Capitalizzazioni ammortamenti |  |  | 6 |  | 6 |  | 6  
Ammortamenti(a) |  | (32) |  |  | (32) |  | (32)  
Riprese di valore (svalutazioni) nette |  |  | (2) |  | (2) |  | (2)  
Altre variazioni |  | 3 |  |  | 3 |  | 3  
Valore finale netto | 8 | 31 | 128 |  | 167 | 1 | 168  
Valore finale lordo | 385 | 1.262 | 168 | 210 | 2.025 | 1 | 2.026  
Fondo ammortamento e svalutazione | 377 | 1.231 | 40 | 210 | 1.858 |  | 1.858  
2024 |  |  |  |  |  |  |   
Valore iniziale netto | 8 | 54 | 61 | 128 | 251 | 2 | 253  
Operazioni straordinarie |  |  |  | (1) | (1) |  | (1)  
Investimenti |  | 27 | 40 |  | 67 |  | 67  
Ammortamenti |  | (35) |  | (1) | (36) |  | (36)  
Riprese di valore (svalutazioni) nette |  |  | (2) | (115) | (117) |  | (117)  
Dismissioni |  |  |  | (10) | (10) |  | (10)  
Altre variazioni |  | 3 | 9 | (1) | 11 | (1) | 10  
Valore finale netto | 8 | 49 | 108 |  | 165 | 1 | 166  
Valore finale lordo | 385 | 1.248 | 141 | 210 | 1.984 | 1 | 1.985  
Fondo ammortamento e svalutazione | 377 | 1.199 | 33 | 210 | 1.819 |  | 1.819  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione

Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di €8 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 €31 milioni riguardano essenzialmente i costi di acquisizione 

e di sviluppo interno di software a supporto delle aree di business e di staff. 

Le immobilizzazioni in corso e acconti di €128 milioni riguardano principalmente attività relative a progetti CCUS.

14 Partecipazioni 

(€ milioni) | 2025 2024  
---|---  
Partecipazioni in imprese controllate | Partecipazioni in imprese collegate e joint venture | Partecipazioni minoritarie valutate al FV e altre Imprese | Totale | Partecipazioni in imprese controllate | Partecipazioni in imprese collegate e joint venture | Partecipazioni minoritarie valutate al FV e altre Imprese | Totale  
Valore iniziale | 59.253 | 1.481 | 101 | 60.835 | 58.911 | 1.331 | 102 | 60.344  
Fusioni per incorporazione | (8) |  |  | (8) |  |  |  |   
Acquisizioni e sottoscrizioni | 1.621 | 4 |  | 1.625 | 1.931 | 4 |  | 1.935  
Cessioni e rimborsi | (1.656) |  |  | (1.656) | (304) | (393) |  | (697)  
Conferimenti |  |  |  |  | 21 |  |  | 21  
Rettifiche di valore | (2.300) | (40) |  | (2.340) | (1.311) | 539 |  | (772)  
Valutazione al fair value con effetti a PN |  |  | 1 | 1 |  |  | (1) | (1)  
Altre variazioni e riclassifiche | 19 |  |  | 19 | 5 |  |  | 5  
Valore finale | 56.929 | 1.445 | 102 | 58.476 | 59.253 | 1.481 | 101 | 60.835  
Valore finale lordo | 76.302 | 1.844 | 102 | 78.248 | 76.326 | 1.840 | 101 | 78.267  
Fondo svalutazione | 19.373 | 399 |  | 19.772 | 17.073 | 359 |  | 17.432  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 417

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

Le partecipazioni si decrementano di €2.359 milioni per effetto delle variazioni indicate nella tabella seguente:

(€ milioni) |   
---|---  
Partecipazioni al 31 dicembre 2024 | 60.835  
|   
Fusioni per incorporazione | (8)  
Petroven srl | (8)  
|   
Acquisizioni e sottoscrizioni | 1.625  
\- Interventi sul capitale | 1.563  
Versalis SpA | 1.200  
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | 200  
Eni Natural Energies SpA | 148  
Eniquantic SpA | 8  
Eni Timor Leste SpA | 2  
Societa' Petrolifera Italiana SpA | 1  
Altre | 4  
|   
\- AcquisizIoni | 62  
EniBioCh4in SpA | 62  
|   
Cessioni e Rimborsi | (1.656)  
\- Rimborsi di capitale | (5)  
Eni Insurance SpA | (5)  
|   
\- Cessioni | (1.651)  
Eni Plenitude SpA Società Benefit | (1.088)  
Enilive SpA | (563)  
|   
Rettifiche di valore | (2.340)  
\- Riprese di valore | 59  
EniProgetti SpA | 52  
Floaters SpA | 5  
Agenzia Giornalistica Italia SpA | 2  
|   
\- Svalutazioni | (2.399)  
Versalis SpA | (1.205)  
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | (711)  
Eni Petroleum Co Inc | (287)  
Eni Natural Energies SpA | (100)  
Saipem SpA | (36)  
EniBioCh4in SpA | (23)  
Export LNG Ltd | (19)  
Eni España Comercializadora de Gas SAU | (10)  
Società Petrolifera Italiana SpA | (3)  
Eni Rewind SpA | (1)  
Altre minori | (4)  
|   
Valutazione al fair value con effetti a OCI | 1  
Altre minori | 1  
|   
Altre variazioni | 19  
Eni Insurance DAC | (500)  
Eni Insurance SpA | 500  
Versalis SpA | 5  
Eniverse Ventures Srl | 7  
Eni Plenitude SpA Società Benefit | 3  
Enilive SpA | 2  
Eni Rewind SpA | 1  
EniPower SpA | 1  
|   
Partecipazioni al 31 dicembre 2025 | 58.476  
  
Le acquisizioni riguardano la compravendita da Enilive SpA, del 50% del capitale sociale della partecipazione EniBioCh4in SpA sottoscritta in 

data 15 gennaio 2025.

  


BILANCIO

418

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

Le cessioni hanno riguardato le società Enilive SpA e Eni Plenitude SpA Società Benefit. Con riferimento alla partecipazione Enilive SpA, la 

quota di possesso (70%) si decrementa rispetto al 31 dicembre 2024 (100%) a seguito: (i) dell’operazione di investimento finalizzata il 6 

marzo 2025 tra Eni e il fondo di private equity KKR relativa a un’interessenza di minoranza del 25% nella controllata Enilive per complessivi 

€2.968 milioni con un incasso per Eni pari a €2.468 milioni e un aumento del capitale sociale di Enilive pari a €500 milioni; (ii) dell’operazione 

di investimento finalizzata l’11 aprile 2025 tra Eni e il fondo di private equity KKR, analoga alla precedente, per un investimento di un ulteriore 

5% ed un corrispettivo pari a €601 milioni. Ad esito dell’operazione, KKR è titolare di una partecipazione complessiva pari al 30% del capitale 

sociale di Enilive.

Con riferimento alla partecipazione Eni Plenitude SpA Società Benefit la quota di possesso (70%) si decrementa rispetto al 31 dicembre 2024 

(92,422%) per effetto: (i) del perfezionamento a marzo 2025 dell’incremento della quota di partecipazione nella società da parte del fondo 

Energy Infrastructure Partners (‘EIP’) attraverso un aumento di capitale di €209 milioni; (ii) della cessione perfezionata il 4 novembre 2025, 

di una quota della partecipazione pari al 20% del capitale sociale della società ai fondi Ares Alternative Credit, affiliati ad Ares Management 

Corporation (NYSE: ARES) per un corrispettivo pari a €2.003 milioni.

Le altre variazioni comprendono gli effetti dell’operazione di fusione per incorporazione della società Eni Insurance DAC nella società Eni 

Insurance SpA con efficacia giuridica dal 01.02.2025. A seguito dell’efficacia della fusione la società Eni Insurance SpA ha rimborsato al socio 

unico Eni SpA la quota di capitale eccedente la misura del capitale sociale richiesta ai sensi della normativa di riferimento e alle esigenze 

finanziarie della società (€5 milioni).

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:

(€ milioni) | Quota % posseduta al 31.12.2025 | Saldo netto al 31.12.2024 | Saldo netto al 31.12.2025 A | Valore di patrimonio  netto B | Differenza rispetto alla valutazione al patrimonio netto | C=B-A  
---|---|---|---|---|---|---  
Partecipazioni in: |  |  |  |  |  |   
Imprese controllate |  |  |  |  |  |   
Agenzia Giornalistica Italia SpA | 100,000 | 11 | 13 | 3 | (10) |   
EniBioCh4in SpA | 49,999 |  | 39 | 39 |  |   
Ecofuel SpA | 100,000 | 48 | 48 | 229 | 181 |   
Eni Corporate University SpA | 100,000 | 4 | 4 | 4 |  |   
Eni España Comercializadora de Gas SAU | 100,000 | 56 | 46 | 74 | 28 |   
Eni Gas Transport Services Srl | 100,000 | … | … | … |  |   
Eni Global Energy Markets SpA | 100,000 | 655 | 655 | 630 | (25) |   
Eni Industrial Evolution SpA | 100,000 | 1 | 1 | 1 |  |   
Eni Insurance DAC |  | 500 |  |  |  |   
Eni Insurance SpA | 100,000 | 6 | 501 | 755 | 254 |   
Eni International BV | 100,000 | 42.445 | 42.445 | 39.891 | (2.554) |   
Eni International Resources Ltd | 99,998 | 2 | 2 | 10 | 8 |   
Eni Investments Plc | 99,999 | 4.662 | 4.662 | 3.523 | (1.139) |   
Eni Marine Services SpA | 100,000 | 628 | 628 | 746 | 118 |   
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | 100,000 | 511 |  | (83) | (83) |   
Eni Mozambico SpA | 100,000 | 21 | 21 | 8 | (13) |   
Eni Natural Energies SpA | 100,000 | 194 | 242 | 242 |  |   
Eni Petroleum Co Inc | 60,060 | 1.232 | 945 | 1.591 | 646 |   
Eni Plenitude SpA Società Benefit | 70,000 | 4.894 | 3.809 | 5.904 | 2.095 |   
Eni Rewind SpA | 99,999 |  |  | 538 | 538 |   
Eni Timor Leste SpA | 100,000 | 1 | 3 | 3 |  |   
Eni Trade & Biofuels SpA | 100,000 | 207 | 207 | 337 | 130 |   
Eni Trading & Shipping SpA - in liquidazione (a) |  |  |  |  |  |   
Enilive SpA | 70,000 | 2.095 | 1.534 | 2.145 | 611 |   
EniPower SpA | 51,000 | 320 | 321 | 451 | 130 |   
EniProgetti SpA | 100,000 | 22 | 74 | 59 | (15) |   
Eniquantic SpA | 94,200 | 5 | 13 | 9 | (4) |   
EniServizi SpA | 100,000 | 17 | 17 | 17 |  |   
Eniverse Ventures Srl | 100,000 | 21 | 28 | 11 | (17) |   
Export LNG Ltd | 100,000 | 22 | 3 | 3 |  |   
Floaters SpA | 100,000 | 372 | 377 | 359 | (18) |   
Ieoc SpA | 100,000 | 2 | 2 | 2 |  |   
  
  


  


  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 419

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

(€ milioni) | Quota % posseduta al 31.12.2025 | Saldo netto al 31.12.2024 | Saldo netto al 31.12.2025 A | Valore di patrimonio  netto B | Differenza rispetto alla valutazione al patrimonio netto | C=B-A  
---|---|---|---|---|---|---  
LNG Shipping SpA | 100,000 | 241 | 241 | 260 | 19 |   
Petroven Srl |  | 8 |  |  |  |   
Open Star Platform Srl | 100,000 |  |  | … |  |   
Servizi Aerei SpA | 100,000 | 47 | 47 | 48 | 1 |   
Società Petrolifera Italiana SpA | 99,964 | 3 | 1 | 1 |  |   
Versalis SpA | 100,000 |  |  | (624) | (624) |   
Totale imprese controllate |  | 59.253 | 56.929 |  |  |   
Imprese collegate e joint venture |  |  |  |  |  |   
Consorzio per l'attuazione del Progetto Divertor Tokamak Test DTT Scarl | 25,000 |  |  | … |  |   
Eni Storage Systems SpA | 50,002 |  |  | … |  |   
Green Hydrogen Venezia Srl | 50,000 | 3 | 3 | 3 | 0 |   
Mozambique Rovuma Venture SpA | 35,714 | 355 | 355 | 366 | 11 |   
Norpipe Terminal Holdco Ltd | 14,201 | 1 | 1 | 11 | 10 |   
Saipem SpA | 21,192 | 1.061 | 1.025 | 581 | (444) |   
SeaCorridor Srl | 50,100 | 33 | 33 | 411 | 378 |   
Seram SpA | 25,000 | … | … | 2 |  |   
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA | 70,000 | 28 | 28 | 13 | (15) |   
South Italy Green Hydrogen Srl | 50,000 | … | … | … |  |   
Totale imprese collegate e joint venture |  | 1.481 | 1.445 |  |  |   
|  | 60.734 | 58.374 |  |  |   
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) La società è stata cancellata dal Registro delle Imprese in data 18 dicembre 2025.

Le svalutazioni delle partecipazioni del settore Exploration & Production sono state operate a seguito dell’effetto combinato dell’indebolimento 

dei prezzi degli idrocarburi attesi nel breve-medio termine, della revisione di stima delle riserve e dei maggiori costi d’esercizio. In particolare, 

ai fini della valutazione delle partecipazioni,  rileva il complesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate e i relativi headroom 

determinati considerando i flussi di cassa attesi dallo sfruttamento delle riserve di idrocarburi ad esse ascrivibili, prudenzialmente determinati 

e opportunamente integrati per tener conto dei costi di struttura; per gli altri valori dell’attivo e del passivo sono stati considerati consistenti i 

valori contabili che hanno tenuto conto dei relativi processi di valutazione  tenendo conto, ove significativo, dell’effetto finanziario del tempo. In 

particolare, il valore dei flussi di cassa è stato determinato con riferimento a: (i) i ricavi dalla produzione stimati applicando ai profili produttivi 

delle 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, post tasse, compreso tra il 5,5% e il 6,6%.

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 al netto dei costi di dismissione, 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, tra l’altro: 

• Eni International BV, holding di partecipazioni, avuto riguardo al complesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate e ai 

relativi headroom, prudenzialmente determinati e opportunamente integrati per tener conto dei costi di struttura; per gli altri valori dell’attivo 

e del passivo sono stati considerati consistenti i valori contabili che hanno tenuto conto dei relativi processi di valutazione;

• Eni Global Energy Markets SpA sulla base del valore dei flussi di cassa del piano quinquennale aziendale e, per gli anni successivi al quinto 

in base al metodo della perpetuity dell'ultimo anno di piano utilizzando un tasso di attualizzazione WACC adjusted del 5,8%.

Con riferimento a Saipem SpA, la verifica della recuperabilità del valore di iscrizione della partecipazione riflette la quotazione di Borsa al 30 

dicembre 2025. 

Il valore di iscrizione delle partecipazioni minoritarie valutate al fair value riguarda essenzialmente la partecipazione del 3,88% nel Porto 

Intermodale Ravenna SpA (€6 milioni), la partecipazione dell’1,30% nella Simest SpA (€4 milioni) e la partecipazione del 1,01% nella Interporto 

di Padova SpA (€2 milioni).

Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi.

Sulle partecipazioni non sono costituite garanzie reali né vi sono altre restrizioni alla loro disponibilità. 

  


BILANCIO

420

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

15 Altre attività finanziarie

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Correnti | Non Correnti | Correnti | Non Correnti  
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa | 1.995 | 38 |  | 42  
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | 9.985 | 8.130 | 6.041 | 15.825  
| 11.980 | 8.168 | 6.041 | 15.867  
  
  


I crediti finanziari strumentali all’attività operativa correnti (€1.995 milioni) sono relativi a crediti concessi ad alcune controllate che presentano 

la natura di strumenti funzionali al rafforzamento patrimoniale delle società partecipate. 

I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa riguardano essenzialmente i crediti a breve termine per rapporti di conto corrente con le 

società del Gruppo e i finanziamenti a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, verso le società del Gruppo. Le convenzioni in 

essere al 31 dicembre 2025 prevedono, per tali crediti finanziari, l’applicazione di un tasso di interesse determinato, per ciascuna divisa, sulla 

base di un benchmark interest rate maggiorato di uno spread che riflette il costo del funding per Eni, il margine operativo per la remunerazione 

dell’attività svolta e il rischio paese in cui sono svolte le operations della controparte. I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa 

comprendono per €710 milioni crediti verso i coventures derivanti dalla riallocazione del working interest nei progetti di sviluppo in corso 

nell’Area 4 nell’off-shore del Mozambico. 

I crediti finanziari in moneta diversa dall’euro ammontano a €12.197 milioni.

I crediti finanziari con scadenza oltre i 5 anni ammontano a €255 milioni (€328 milioni al 31 dicembre 2024).

Per la valutazione delle altre attività finanziarie a lungo termine è stata considerata la probabilità di default nei successivi 12 mesi non essendosi 

ravvisati significativi deterioramenti dei meriti di credito.

I crediti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi.

16 Attività per imposte anticipate e passività per imposte differite 

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Imposte sul reddito anticipate IRES | 3.527 | 3.319  
Imposte sul reddito differite IRES | (111) | (69)  
|  |   
Imposte sul reddito anticipate IRAP | 29 | 70  
Imposte sul reddito differite IRAP | (14) | (2)  
|  |   
Imposte sul reddito anticipate estere | 3 | 5  
Imposte sul reddito differite estere | (3) | (4)  
Totale Eni SpA | 3.431 | 3.319  
Imposte anticipate (differite) società in joint operation | 87 | 89  
Attività per imposte anticipate | 3.518 | 3.408  
  
Le imposte anticipate nette di €3.518 milioni risentono della valutazione svolta dal management circa la probabilità di recupero di tali attività

considerando le stime dei redditi imponibili futuri delle società facenti parti del consolidato fiscale nazionale, basate sulle previsioni del piano 

quinquennale e di long term coerenti con i processi di impairment.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 421

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

La natura delle differenze temporanee che hanno determinato le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite è la seguente: 

| Valore al |  |  |  | Valore al  
---|---|---|---|---|---  
(€ milioni) | 31.12.2024 | Incrementi | Decrementi | Altre variazioni | 31.12.2025  
Imposte differite lorde: |  |  |  |  |   
\- differenze su attività materiali ed immateriali | (13) | (5) | 1 |  | (17)  
\- differenze su derivati |  |  |  | (77) | (77)  
\- altre | (62) | (14) | 42 |  | (34)  
| (75) | (19) | 43 | (77) | (128)  
Imposte anticipate lorde: |  |  |  |  |   
\- differenze su derivati | 281 |  |  | (281) |   
\- fondi per rischi ed oneri | 1.509 | 269 | (289) | 4 | 1.493  
\- svalutazione su beni diversi da partecipazioni | 1.069 | 131 | (116) | 2 | 1.086  
\- differenze su attività materiali ed immateriali | 188 | 8 | (38) |  | 158  
\- svalutazione crediti | 21 |  | (3) |  | 18  
\- fondi per benefici ai dipendenti | 92 | 14 | (22) |  | 84  
\- perdita fiscale | 1.458 | 925 | (288) | 42 | 2.137  
\- altre | 87 | 9 | (7) |  | 89  
| 4.705 | 1.356 | (763) | (233) | 5.065  
\- valutazione anticipate | (1.311) | (207) | 12 |  | (1.506)  
| 3.394 | 1.149 | (751) | (233) | 3.559  
Totale Eni SpA | 3.319 | 1.130 | (708) | (310) | 3.431  
Imposte anticipate joint operation | 96 |  |  |  | 96  
Imposte differite joint operation | (7) | (2) |  |  | (9)  
Totale joint operation | 89 | (2) |  |  | 87  
Totale attività per imposte anticipate e passività per imposte differite | 3.408 | 1.128 | (708) | (310) | 3.518  
  
  


BILANCIO

422

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

17 Debiti commerciali e altri debiti

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Debiti commerciali | 5.864 | 7.011  
Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione | 42 | 48  
Debiti per attività di investimento | 218 | 249  
Debiti verso altri | 535 | 490  
| 6.659 | 7.798  
  
I debiti commerciali di €5.864 milioni riguardano essenzialmente i debiti della linea di business Global Gas & LNG Portfolio e Power di €3.222 

milioni (€4.127 milioni al 31 dicembre 2024) e della linea di business Refining di €1.744 milioni (€2.103 milioni al 31 dicembre 2024). 

I debiti per attività di investimento di €218 milioni riguardano essenzialmente i debiti per investimenti relativi ad asset della linea di business 

Exploration & Production (€165 milioni). 

I debiti verso altri di €535 milioni riguardano principalmente: (i) i debiti diversi verso il personale e verso istituti di previdenza sociale (€165 

milioni); (ii) i debiti verso imprese controllate incluse nel consolidato IVA (€48 milioni); (iii) i debiti verso imprese controllate partecipanti al 

consolidato fiscale per la remunerazione dei relativi imponibili negativi (€1 milione). 

La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente 

tra il sorgere del debito e la sua scadenza.

I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

18 Passività finanziarie

Le passività finanziarie si analizzano come segue:

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Passività finanziarie a breve termine | Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine | Passività finanziarie a lungo termine | Totale | Passività finanziarie a breve termine | Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine | Passività finanziarie a lungo termine | Totale  
Banche | 3.350 | 329 | 1.069 | 4.748 | 2.931 | 268 | 896 | 4.095  
Obbligazioni ordinarie |  | 2.316 | 17.516 | 19.832 |  | 2.691 | 19.258 | 21.949  
Obbligazioni convertibili |  | 9 | 939 | 948 |  | 9 | 928 | 937  
Altri finanziatori | 18.409 |  | 2 | 18.411 | 20.786 |  | 3 | 20.789  
| 21.759 | 2.654 | 19.526 | 43.939 | 23.717 | 2.968 | 21.085 | 47.770  
  
  


  


  


  


Al 31 dicembre 2025 le passività finanziarie con banche comprendono: (i) i contratti di finanziamento sustainability-linked, che prevedono 

un meccanismo di aggiustamento del costo del finanziamento collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità per €200 

milioni; (ii) commercial paper per €3.060 milioni (€2.769 milioni al 31 dicembre 2024).

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 2025 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontano 

a €981 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 423

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

L’analisi dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2025 è di seguito indicata:

(€ milioni) | Importo  nominale | Disaggio di emissione, rateo di interesse  e altre rettifiche* | Totale | Valuta | Scadenza | Tasso %  
---|---|---|---|---|---|---  
|  |  |  |  |  |   
Obbligazioni ordinarie: |  |  |  |  |  |   
\- Euro Medium Term Notes | 1.250 | 24 | 1.274 | EUR | 2033 | 4,250  
\- Euro Medium Term Notes | 1.000 | 49 | 1.049 | EUR | 2029 | 3,625  
\- Euro Medium Term Notes | 1.000 | 26 | 1.026 | EUR | 2034 | 3,875  
\- Euro Medium Term Notes | 1.000 | 14 | 1.014 | EUR | 2026 | 1,500  
\- Euro Medium Term Notes | 1.000 | 11 | 1.011 | EUR | 2031 | 2,000  
\- Euro Medium Term Notes | 1.000 | 7 | 1.007 | EUR | 2026 | 1,250  
\- Euro Medium Term Notes | 1.000 | 4 | 1.004 | EUR | 2030 | 0,625  
\- Euro Medium Term Notes | 800 | 5 | 805 | EUR | 2028 | 1,625  
\- Euro Medium Term Notes | 750 | 10 | 760 | EUR | 2027 | 1,500  
\- Euro Medium Term Notes | 750 | (2) | 748 | EUR | 2034 | 1,000  
\- Euro Medium Term Notes | 638 | 8 | 646 | USD | 2027 | variabile  
\- Euro Medium Term Notes | 600 |  | 600 | EUR | 2028 | 1,125  
\- Euro Medium Term Notes | 100 | 4 | 104 | EUR | 2028 | 5,441  
\- Euro Medium Term Notes | 75 |  | 75 | EUR | 2043 | 3,875  
\- Euro Medium Term Notes | 70 | 1 | 71 | EUR | 2032 | 4,000  
\- Euro Medium Term Notes | 50 |  | 50 | EUR | 2031 | 4,800  
\- Bond US | 1063 | (21) | 1.042 | USD | 2054 | 5,950  
\- Bond US | 851 | 8 | 859 | USD | 2028 | 4,750  
\- Bond US | 851 | 2 | 853 | USD | 2029 | 4,250  
\- Bond US | 851 | 7 | 858 | USD | 2034 | 5,500  
\- Bond US | 851 | (7) | 844 | USD | 2035 | 5,750  
\- Bond US | 298 | 1 | 299 | USD | 2040 | 5,700  
| 15.848 | 151 | 15.999 |  |  |   
|  |  |  |  |  |   
- Retail -sustainability‐linked | 2.000 | 67 | 2.067 | EUR | 2028 | 4,300  
- Euro Medium Term Notes -sustainability‐linked | 1.000 |  | 1.000 | EUR | 2028 | 0,375  
- Euro Medium Term Notes -sustainability‐linked | 750 | 16 | 766 | EUR | 2027 | 3,625  
| 3.750 | 83 | 3.833 |  |  |   
| 19.598 | 234 | 19.832 |  |  |   
  
  


  


  


  


* includono le variazioni di fair value in relazione al fair value hedge accounting dell’oggetto coperto.

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 2025 il programma risulta utilizzato per €12,8 miliardi. 

Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi hanno un valore nominale di €3.500 milioni. Nel corso del 2025 sono state 

emesse nuove obbligazioni ordinarie all’interno del programma Euro Medium Term Notes per €1.063 milioni.

Oltre ai contratti di finanziamento sustainability-linked con banche di cui sopra, Eni ha in essere sustainability-linked bond per un valore nominale 

complessivo di €3.750 milioni le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità relativi a emissioni 

nette di gas serra (Scope 1 e Scope 2) associate alle operazioni Upstream e alla capacità installata per la produzione di energia elettrica da 

fonti rinnovabili, secondo le modalità previste nei termini e condizioni delle obbligazioni. Nel caso di mancato raggiungimento degli obiettivi 

gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse. 

  


BILANCIO

424

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

(€ milioni) | Importo  nominale | Disaggio di emissione, rateo di interesse e altre rettifiche | Totale | Valuta | Scadenza | Tasso %  
---|---|---|---|---|---|---  
|  |  |  |  |  |   
Obbligazioni convertibili: |  |  |  |  |  |   
Bond convertibile senior unsecured sustainability‐linked | 1.000 | 27 | 1.027 | EUR | 2030 | 2,950  
di cui componente passività finanziarie | 920 | 28 | 948 |  |  |   
di cui componente equity | 80 | (1) | 79 |  |  |   
  
Il prestito obbligazionario convertibile senior unsecured sustainability-linked per un valore nominale complessivo di €1.000 milioni, convertibile 

in azioni ordinarie Eni, è collegato al conseguimento dei target di sostenibilità relativi a emissioni nette di gas serra (Scope 1 e Scope 2) 

associate alle operazioni Upstream e alla capacità installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Il prezzo di conversione 

è di €17,5513.

Le passività finanziarie verso altri finanziatori di €18.411 milioni si riferiscono essenzialmente ai rapporti di conto corrente e i depositi intrattenuti 

dalle società del Gruppo. Le convenzioni in essere al 31 dicembre 2025 prevedono, per i conti correnti e i depositi intercompany, l’applicazione 

di un tasso di interesse determinato, per ciascuna divisa, sulla base di un benchmark interest rate maggiorato di uno spread che riflette il costo 

del funding per Eni e il margine operativo per l’attività di tesoreria accentrata svolta.

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:

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Passività finanziarie a lungo e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | Tasso  medio (%) | Passività finanziarie a lungo e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | Tasso  medio (%)  
Euro | 16.780 | 2,48 | 18.907 | 2,43  
Dollaro USA | 5.400 | 5,34 | 5.146 | 5,74  
| 22.180 |  | 24.053 |   
  
  


Al 31 dicembre 2025, Eni dispone di linee di credito sustainability‐linked a lungo termine committed per €9.000 milioni (€9.000 milioni al 

31 dicembre 2024) non utilizzate. Questi contratti prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo del finanziamento collegato al 

conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità. 

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, 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 €22.198 milioni e si analizza come segue:

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Obbligazioni ordinarie | 15.903 | 16.993  
Obbligazioni sustainability‐linked | 3.875 | 3.647  
Obbligazioni convertibili | 1.072 | 973  
Banche | 1.346 | 1.118  
Altri finanziatori | 2 | 3  
| 22.198 | 22.734  
  
Per i prestiti obbligazionari, il fair value è determinato utilizzando le quotazioni di mercato ed è, pertanto, categorizzato nel livello 1 della 

relativa gerarchia.

Il fair value dei finanziamenti verso banca è stato determinato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di 

attualizzazione per l’euro compresi tra il 1,93% e il 3,16% (tra il 2,44% e il 2,70% al 31 dicembre 2024) e per il dollaro USA compresi tra il 3,56% 

e il 3,99% (tra il 4,32% e il 4,43% al 31 dicembre 2024). La gerarchia del fair value è di livello 2. 

I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 425

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

19 Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento

Di seguito è fornita una riconciliazione delle passività finanziarie derivanti dall’attività di finanziamento, che evidenzia le variazioni di tali passività: 

(€ milioni) | Passività finanziare a breve termine | Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | Passività per beni in leasing a lungo termine e quota a breve di passività per leasing a lungo termine | Totale Indebitamento finanziario lordo  
---|---|---|---|---  
Valore al 31.12.2024 | 23.717 | 24.053 | 1.833 | 49.603  
Variazioni monetarie | (1.346) | (1.232) | (361) | (2.939)  
Differenze cambio da conversione e da allineamento | (682) | (372) | (6) | (1.060)  
Altre variazioni non monetarie | 70 | (269) | 152 | (47)  
Valore al 31.12.2025 | 21.759 | 22.180 | 1.618 | 45.557  
  
Le altre variazioni non monetarie comprendono per €172 milioni gli incrementi delle passività per leasing connessi alle nuove attivazioni di 

contratti e la revisione dei precedenti e per €85 milioni debiti verso fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pagamento 

che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario. 

20 Analisi dell’indebitamento finanziario netto

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
A. Disponibilità liquide | 457 | 490  
B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide | 5.145 | 4.652  
C. Altre attività finanziarie correnti | 16.440 | 12.297  
D. Liquidità (A+B+C) | 22.042 | 17.439  
E. Debito finanziario corrente | 24.084 | 26.417  
- di cui debito finanziario corrente verso società del gruppo | 18.301 | 20.662  
F. Quota corrente del debito finanziario non corrente | 621 | 646  
G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) | 24.705 | 27.063  
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) | 2.663 | 9.624  
I. Debito finanziario non corrente | 2.397 | 2.354  
J. Strumenti di debito | 18.417 | 20.144  
K. Debiti commerciali e altri debiti |  |   
L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) | 20.814 | 22.498  
M. Totale Indebitamento finanziario Consob (H+L) | 23.477 | 32.122  
  
L’indebitamento finanziario netto non comprende €8.130 milioni di crediti finanziari non strumentali all’attività operativa non correnti.

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono circa €1 milione soggetti a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi 

al pagamento di debiti.

Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (i) le attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico  commentate alla 

nota n. 6 – Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico; (ii) i crediti finanziari non strumentali all’attività operativa 

correnti commentati alla nota n. 15 - Altre attività finanziarie. 

La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non correnti è indicata alla nota n. 18 –Passività finanziarie. 

Gli strumenti di debito comprendono il fair value attivo dei contratti derivati Fair Value Hedge (FVH) interest rate swap a copertura di prestiti 

obbligazionari a tasso fisso per €38 milioni.

La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito finanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente 

per €292 milioni e €1.326 milioni (rispettivamente €378 milioni e €1.455 milioni al 31 dicembre 2024).

  


BILANCIO

426

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

21 Fondi per rischi e oneri

(€ milioni) | Fondo smantellamento e ripristino siti e social project | Fondo rischi e oneri ambientali | Fondo rischi per contenziosi | Fondo oneri per cessione Agricoltura SpA | Fondo copertura perdite partecipazioni | Altri fondi per rischi ed oneri | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---  
Valore al 31.12.2024 | 3.226 | 1.015 | 153 | 157 |  | 750 | 5.301  
Operazioni straordinarie | 10 |  |  |  |  | 5 | 15  
Rilevazione iniziale e variazioni di stima | (248) |  |  |  |  |  | (248)  
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | 65 | (4) |  |  |  |  | 61  
Accantonamenti | 57 | 339 | 222 |  | 167 | 219 | 1.004  
Utilizzi a fronte oneri | (266) | (325) | (71) |  |  | (116) | (778)  
Rilasci per esuberanza | (143) | (26) | (49) | (2) |  | (197) | (417)  
Altre variazioni |  |  | 20 |  |  | (32) | (12)  
Valore al 31.12.2025 | 2.701 | 999 | 275 | 155 | 167 | 629 | 4.926  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


Il fondo smantellamento e ripristino siti e social project di €2.701 milioni accoglie: (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 (€2.178 milioni). Il tasso di 

attualizzazione utilizzato è compreso tra il 2,05 % e il 3,58 %; il periodo previsto degli esborsi è 2026-2080; (ii) la rilevazione di social project 

a fronte degli impegni assunti con le autorità regionali (€237 milioni); (iii) la stima dei costi di decommissioning prevalentemente riferite a 

linee produttive e strutture logistiche ausiliarie di raffinazione (€286 milioni). I rilasci per esuberanza riguardano principalmente un impianto 

downstream in Italia per il quale sono in corso negoziazioni di cessione a terzi.

Il fondo rischi e oneri ambientali di €999 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 (€496 milioni); (ii) i rischi a fronte degli interventi di bonifica 

del suolo e del sottosuolo da attuare negli impianti per l’estrazione di idrocarburi (€122 milioni), negli impianti di raffinazione (€148 milioni), nei 

depositi e oleodotti (€75 milioni), nelle ex stazioni di servizio non operative (€41 milioni); (iii) la stima degli oneri ambientali, compresi gli oneri 

per la bonifica delle acque di falda, connessi agli accordi con Erg SpA per il conferimento a Erg Raffinerie Mediterranee SpA della raffineria e 

della centrale elettrica di Priolo (€70 milioni); (iv) gli oneri ambientali riferibili ad altri siti non operativi (€47 milioni). 

Il fondo rischi per contenziosi di €275 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 oneri per cessione Agricoltura SpA di €155 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.

Il fondo copertura perdite partecipazioni di €167 milioni si riferisce alle partecipate Eni Mediterranea Idrocarburi SpA (€112 milioni) e Versalis 

SpA (€55 milioni) in relazione a perdite eccedenti il valore di iscrizione della partecipazione.

Gli altri fondi di €629 milioni comprendono: (i) il fondo per contratti onerosi (€125 milioni) relativamente agli oneri che si prevede di sostenere 

per contratti i cui costi di esecuzione sono divenuti superiori ai benefici derivanti dal contratto stesso; (ii) gli oneri relativi ai contenziosi con 

l’Amministrazione Finanziaria per imposte indirette (€91 milioni); (iii) gli oneri sociali e il trattamento di fine rapporto connesso ai piani di 

incentivazione monetaria differita, di lungo termine e azionaria (€37 milioni); (iv) gli oneri relativi alla maggiorazione dei premi assicurativi che 

saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi alla Mutua Assicurazione Everen Ltd (ex OIL Insurance Ltd) a cui Eni partecipa insieme ad altre 

compagnie petrolifere (€12 milioni). 

22 Fondi per benefici ai dipendenti

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Piani a benefici definiti: |  |   
\- TFR | 67 | 72  
\- Piani esteri a benefici definiti |  | 1  
\- Fisde e altri | 71 | 70  
| 138 | 143  
Altri fondi per benefici ai dipendenti | 151 | 176  
| 289 | 319  
  
  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 427

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

L’ammontare delle passività relative agli impegni Eni di copertura delle spese sanitarie del personale è determinato considerando, tra l’altro, 

i contributi versati dall’azienda.

Gli altri fondi per benefici ai dipendenti di €151 milioni riguardano essenzialmente gli incentivi monetari differiti per €104 milioni, il contratto 

di espansione per €37 milioni e i premi di anzianità per €10 milioni. 

I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato: 

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
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 | 72 | 26 | 70 | 168 | 176 | 344 | 75 | 24 | 73 | 172 | 186 | 358  
Costo corrente |  | 1 | 2 | 3 | 36 | 39 |  | 1 | 2 | 3 | 36 | 39  
Interessi passivi | 2 | 1 | 2 | 5 | 5 | 10 | 2 | 1 | 2 | 5 | 6 | 11  
Rivalutazioni: | (1) |  | (2) | (3) | (2) | (5) |  | 1 | (2) | (1) | 7 | 6  
- utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie |  |  | (1) | (1) | (2) | (3) |  |  |  |  | 3 | 3  
\- effetto dell'esperienza passata | (1) |  | (1) | (2) |  | (2) |  | 1 | (2) | (1) | 4 | 3  
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzioni |  |  | 3 | 3 | (3) |  |  |  |  |  |  |   
Benefici pagati | (6) | (3) | (4) | (13) | (61) | (74) | (5) | (1) | (5) | (11) | (59) | (70)  
Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) | 67 | 25 | 71 | 163 | 151 | 314 | 72 | 26 | 70 | 168 | 176 | 344  
Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio |  | 27 |  | 27 |  | 27 |  | 24 |  | 24 |  | 24  
Interessi attivi |  | 1 |  | 1 |  | 1 |  |  |  |  |  |   
Rendimento delle attività a servizio del piano |  | 1 |  | 1 |  | 1 |  | 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 |  | (3) |  | (3) |  | (3) |  |  |  |  |  |   
Attività a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) |  | 27 |  | 27 |  | 27 |  | 27 |  | 27 |  | 27  
Massimale di attività/passività onerosa all'inizio dell'esercizio |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2  
Modifiche nel massimale di attività/passività onerosa |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Massimale di attività/passività onerosa alla fine dell'esercizio (c) |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2 |  | 2  
Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c) | 67 |  | 71 | 138 | 151 | 289 | 72 | 1 | 70 | 143 | 176 | 319  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


BILANCIO

428

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

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  
---|---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |  |   
Costo corrente |  | 1 | 2 | 3 | 36 | 39  
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione |  |  | 3 | 3 | (3) |   
Interessi passivi (attivi) netti: |  |  |  |  |  |   
\- Interessi passivi sull'obbligazione | 2 | 1 | 2 | 5 | 5 | 10  
\- Interessi attivi sulle attività al servizio del piano |  | (1) |  | (1) |  | (1)  
Totale interessi passivi (attivi) netti | 2 |  | 2 | 4 | 5 | 9  
\- di cui rilevato nel "Costo lavoro" |  |  |  |  | 5 | 5  
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" | 2 |  | 2 | 4 |  | 4  
Rivalutazioni dei piani a lungo termine |  |  |  |  | (2) | (2)  
Totale | 2 | 1 | 7 | 10 | 36 | 46  
\- di cui rilevato nel "Costo lavoro" |  | 1 | 5 | 6 | 36 | 42  
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" | 2 |  | 2 | 4 |  | 4  
2024 |  |  |  |  |  |   
Costo corrente |  | 1 | 2 | 3 | 36 | 39  
Interessi passivi (attivi) netti: |  |  |  |  |  |   
\- Interessi passivi sull'obbligazione | 2 | 1 | 2 | 5 | 6 | 11  
Totale interessi passivi (attivi) netti | 2 | 1 | 2 | 5 | 6 | 11  
\- di cui rilevato nel "Costo lavoro" |  |  |  |  | 6 | 6  
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" | 2 | 1 | 2 | 5 |  | 5  
Rivalutazioni dei piani a lungo termine |  |  |  |  | 7 | 7  
Totale | 2 | 2 | 4 | 8 | 49 | 57  
\- di cui rilevato nel "Costo lavoro" |  | 1 | 2 | 3 | 49 | 52  
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" | 2 | 1 | 2 | 5 |  | 5  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


Le variazioni dei piani a benefici definiti rilevate tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come di seguito indicato:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
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 finanziarie |  |  | (1) | (1) |  |  |  |   
\- Effetto dell'esperienza passata | (1) |  | (1) | (2) |  | 1 | (2) | (1)  
\- Rendimento delle attività a servizio del piano |  | (1) |  | (1) |  | (2) |  | (2)  
\- Modifiche nel massimale di attività/passività onerosa |  |  |  |  |  |  |  |   
| (1) | (1) | (2) | (4) |  | (1) | (2) | (3)  
  
  


  


  


  


  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 429

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Attività a servizio del piano: |  |   
\- con prezzi quotati in mercati attivi | 27 | 27  
| 27 | 27  
  
Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate: 

|  | TFR | Piani esteri  a benefici  definiti | Fisde e altri | Altri fondi per benefici ai dipendenti  
---|---|---|---|---|---  
2025 |  |  |  |  |   
Tassi di sconto | (%) | 3,2 | 3,35 - 3,62 | 3,2 | 2,4 -3,2  
Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 3,0 | 2,0 - 3,4 |  |   
Tasso di inflazione | (%) | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0  
Aspettativa di vita all'età di 65 anni | anni |  | 21 | 24 |   
|  |  |  |  |   
2024 |  |  |  |  |   
Tassi di sconto | (%) | 3,1 | 3,2 | 3,1 | 2,8 -3,1  
Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 3,0 | 2,0 - 3,4 |  |   
Tasso di inflazione | (%) | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0  
Aspettativa di vita all'età di 65 anni | anni |  | 21 | 24 |   
  
  


  


Gli effetti derivanti da modifiche ragionevolmente possibili delle ipotesi attuariali alla fine dell’esercizio non sono significativi.

L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell’esercizio successivo ammonta a €71 milioni, di cui 

€15 milioni relativi ai piani a benefici definiti.

Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici ai dipendenti è di seguito indicato: 

|  |  | Piani esteri  |  | Altri fondi   
---|---|---|---|---|---  
|  |  | a benefici  |  | per benefici   
(€ milioni) |  | TFR | definiti | Fisde e altri | ai dipendenti  
31.12.2025 |  |  |  |  |   
2026 |  | 10 | … | 5 | 56  
2027 |  | 8 | … | 5 | 51  
2028 |  | 9 | … | 5 | 43  
2029 |  | 10 | … | 4 | 1  
2030 |  | 9 | … | 4 |   
Oltre |  | 21 | … | 48 |   
Durata media ponderata | anni | 5,0 | 6,9 | 11,6 | 2,5  
31.12.2024 |  |  |  |  |   
2025 |  | 10 | … | 5 | 62  
2026 |  | 8 | … | 4 | 57  
2027 |  | 8 | … | 4 | 51  
2028 |  | 9 | … | 4 | 5  
2029 |  | 9 | … | 4 | 1  
Oltre |  | 28 | … | 49 |   
Durata media ponderata | anni | 5,3 | 7,1 | 12,0 | 2,7  
  
  


BILANCIO

430

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

23 Strumenti finanziari derivati e hedge accounting

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Fair value attivo | Fair value  passivo | Fair value attivo | Fair value  passivo  
Contratti derivati non di copertura |  |  |  |   
Contratti su valute |  |  |  |   
\- Currency swap | 28 | 72 |  | 34  
\- Outright | 13 | 12 | 9 | 48  
\- Interest currency swap | 4 | 3 | 256 | 125  
| 45 | 87 | 265 | 207  
Contratti su interessi |  |  |  |   
\- Interest rate swap | 29 | 10 | 14 | 18  
| 29 | 10 | 14 | 18  
Contratti su merci |  |  |  |   
\- Over the counter | 711 | 788 | 1.299 | 1.639  
\- Future |  | 1 |  | 1  
\- Opzioni vendute |  | 28 |  | 117  
\- Opzioni acquistate | 2 | 3 |  |   
\- Altri | 26 |  |  | 8  
| 739 | 820 | 1.299 | 1.765  
| 813 | 917 | 1.578 | 1.990  
Contratti derivati cash flow hedge |  |  |  |   
Contratti su merci |  |  |  |   
\- Over the counter | 553 |  | 43 | 877  
| 553 |  | 43 | 877  
Contratti derivati fair value hedge |  |  |  |   
Contratti su interessi |  |  |  |   
\- Interest rate swap | 38 |  | 42 |   
| 38 |  | 42 |   
|  |  |  |   
Totale contratti derivati | 1.404 | 917 | 1.663 | 2.867  
|  |  |  |   
Di cui: |  |  |  |   
\- correnti | 1.223 | 829 | 1.520 | 2.625  
\- non correnti | 181 | 88 | 143 | 242  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


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.

Per ulteriori informazioni sulle valutazioni al fair value, si rinvia alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 431

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Gli strumenti finanziari di copertura si analizzano come segue:

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Valore nominale dello strumento di copertura | Variazione fair value efficace | Variazione fair valueinefficace | Valore nominale dello strumento di copertura | Variazione fair valueefficace | Variazione fair valueinefficace  
Contratti derivati cash flow hedge |  |  |  |  |  |   
Contratti su merci |  |  |  |  |  |   
-Over the counter | 5.332 | 1.035 | 13 | 5.531 | (1.113) | 7  
| 5.332 | 1.035 | 13 | 5.531 | (1.113) | 7  
Contratti derivati fair value hedge |  |  |  |  |  |   
Contratti su interessi |  |  |  |  |  |   
\- Interest rate swap | 1.962 | (4) |  | 1.981 | 42 | 1  
| 1.962 | (4) |  | 1.981 | 42 | 1  
  
  


  


Di seguito è fornita l’analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell’ambito di coperture cash flow hedge e fair value hedge:

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Variazione di valore cumulata dell'oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell'inefficacia delle coperture | Riserva cash flow hedge | Rigiro a  conto  economico | Variazione di valore cumulata dell'oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell'inefficacia delle coperture | Riserva cash flow hedge | Rigiro a  conto  economico  
Cash flow hedge |  |  |  |  |  |   
Rischio prezzo commodity |  |  |  |  |  |   
\- Vendite programmate | (1.035) | 267 | (197) | 1.113 | (970) | 1.072  
  
| 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
(€ milioni) | Valore  contabile dell'oggetto  coperto | Valore cumulato  variazione  FVH incluse nel  valore contabile  dell'oggetto  coperto | Variazione di valore oggetto  coperto utilizzate per calcolo  inefficacia  coperture | Valore  contabile dell'oggetto  coperto | Valore cumulato  variazione  FVH incluse nel valore contabile  dell'oggetto  coperto | Variazione di  valore oggetto coperto utilizzate  per calcolo  inefficacia  coperture  
Fair value hedge |  |  |  |  |  |   
Rischio tasso di interesse |  |  |  |  |  |   
\- passività finanziarie | 2.008 | 39 | (5) | 2.066 | 44 | 44  
  
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.

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, cd. 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 attuate non più coerenti con la strategia di copertura.

La variazione del fair value degli strumenti derivati di copertura rilevata nella riserva cash flow è indicata alla nota n. 25 – Patrimonio netto. 

Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi.

Gli strumenti derivati di copertura fair value hedge su interessi si riferiscono a contratti derivati interest rate swap con l’obiettivo di trasformare 

parte del valore nominale di passività finanziarie, esistenti o di nuova emissione, da tasso fisso a variabile fino alla loro scadenza. 

L’esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati in dollari USA (€2.326 milioni) compresi nel portafoglio di liquidità strategica, 

è gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una relazione fair value hedge, le differenze di cambio (positive di €262 milioni nel corso 

del 2025) che maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.010 milioni).

Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi – Gestione dei rischi finanziari.

  


BILANCIO

432

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

EFFETTI RILEVATI NEGLI ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati non di copertura | 459 | (199)  
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 13 | 7  
| 472 | (192)  
  
Gli altri proventi operativi netti di €472 milioni (oneri operativi netti di €192 milioni nel 2024) 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) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Strumenti finanziari derivati su valute | (13) | 314  
Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | 6 | (27)  
| (7) | 287  
  
I proventi (oneri) 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 su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio implicito nella formula di prezzo delle commodity.

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

24 Attività destinate alla vendita 

Le attività destinate alla vendita di €2 milioni si riferiscono principalmente a siti dismessi della linea Refining. 

25 Patrimonio netto

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Capitale sociale | 4.005 | 4.005  
Riserva legale | 959 | 959  
Azioni proprie acquistate | (2.782) | (2.883)  
Riserva azioni proprie in portafoglio | 2.782 | 2.883  
Altre riserve di capitale: | 4.895 | 5.668  
Riserve di rivalutazione: | 4.454 | 5.227  
\- 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 | 2.840 | 5.139  
\- Legge n. 342/2000 liberata ex art. 2445 cc | 1.526 |   
\- 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 | 190 | (689)  
Riserva fair value partecipazioni minoritarie | (6) | (7)  
Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale | (30) | (33)  
Riserva IFRS 10 e 11 | (104) | (104)  
  
  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 433

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Altre riserve: | 31.648 | 29.517  
Riserve di utili: | 31.507 | 29.397  
\- Riserva disponibile | 30.139 | 28.030  
\- Riserva da avanzo di fusione | 862 | 861  
\- 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 | 46 | 40  
Riserva piano azionariato diffuso | 16 | 1  
Componente equity prestito obbligazionario convertibile | 79 | 79  
Obbligazioni subordinate perpetue | 5.000 | 5.000  
Utile dell'esercizio | 4.429 | 6.419  
| 50.986 | 50.735  
  
Capitale sociale

Al 31 dicembre 2025, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicembre 2024) 

ed è rappresentato da n. 3.146.765.114 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (3.284.490.525 azioni ordinarie al 31 dicembre 

2024). La distribuzione per azionariato è articolata come segue: (i) n. 65.586.402 azioni, pari al 2,08%, di proprietà del Ministero dell’Economia e 

delle Finanze; (ii) n. 936.179.478 azioni, pari al 29,75%, di proprietà della Cassa Depositi e Prestiti SpA; (iii) n. 189.083.769 azioni, pari al 6,01%, 

di proprietà di Eni; (iv) n. 1.955.915.465 azioni, pari al 62,16% 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 per complessivi €474 milioni e dalle stesse imputate in aumento 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.

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 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.

Azioni proprie acquistate

Al 31 dicembre 2025, le azioni proprie acquistate ammontano a €2.782 milioni (€2.883 milioni al 31 dicembre 2024), e sono rappresentate 

da n.189.083.769 azioni ordinarie. Nell’esercizio 2025, sono state acquistate n 128.453.526 azioni proprie per un controvalore complessivo di 

€1.881 milioni, nell’ambito del completamento del piano di buy-back 2024 e dell’esecuzione del programma 2025 da €1,8 miliardi completato 

all’84% alla data di bilancio, nel rispetto delle autorizzazioni assembleari. Nel corso dell’esercizio: (i) sono state cancellate n 137.725.411 

azioni proprie per un controvalore complessivo di €1.908 milioni; (ii) sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti Eni n.1.492.968 azioni 

proprie, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting come previsto dal “Piano di incentivazione di lungo termine 2020-2022” approvato 

dall’Assemblea di Eni del 13 maggio 2020 e (iii) sono state assegnate a titolo gratuito ai dipendenti Eni n. 3.289.345 azioni proprie come previsto 

dal “Piano di Azionariato Diffuso 2024-2026 (“PAD”)” approvato dall’Assemblea di Eni del 15 maggio 2024.

Riserva azioni proprie in portafoglio

La riserva azioni proprie in portafoglio di €2.782 milioni (€2.883 milioni al 31 dicembre 2024) è a fronte del valore di iscrizione n. 189.083.769 

azioni ordinarie acquistate fino al 31 dicembre 2025 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.

  


BILANCIO

434

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Altre riserve di capitale

Le altre riserve di capitale di €4.895 milioni riguardano:

• riserve di rivalutazione: €4.454 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. Tali riserve derivano dalle ricostituzioni 

delle corrispondenti riserve risultanti dai bilanci delle società incorporate effettuate in conformità al disposto dell’art. 172, comma 5, del DPR 

n. 917/1986. Queste riserve sono in sospensione di imposta ai soli fini IRES. Il CdA di Eni, verificata la sussistenza delle condizioni di legge 

ai fini della distribuzione, nella seduta del Consiglio di Amministrazione del 23 ottobre 2025 ha approvato la distribuzione della seconda 

tranche del dividendo 2025 (€0,26 per azione pari a €773 milioni) utilizzando, allo scopo, la riserva ex Lege 342/2000, il cui utilizzo è stato 

oggetto di deliberazione da parte dell’Assemblea del 14 maggio 2025.

• riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993: €378 milioni. 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” e successivamente nella riserva da cui ha avuto origine a seguito della scadenza 

dell’autorizzazione dell’Assemblea degli azionisti per l’acquisto di azioni proprie (€378 milioni) avvenuta nel 2015.

• 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 per gli 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 di €190 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: 

(€ milioni) | Derivati di copertura Cash flow hedge  
---|---  
Riserva lorda | Effetto Fiscale | Riserva netta  
Riserva al 31 dicembre 2024 | (970) | 281 | (689)  
Variazione dell'esercizio | 1.035 | (299) | 736  
Rigiro a conto economico | 197 | (57) | 140  
Rigiro a rettifica rimanenze | 5 | (2) | 3  
Riserva al 31 dicembre 2025 | 267 | (77) | 190  
  
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 €30 milioni, riguarda la rilevazione delle variazioni dei fondi per benefici ai dipendenti 

che per effetto delle disposizioni dei principi contabili internazionali, 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 €104 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 della partecipazione in Raffineria di Milazzo 

ScpA e accoglie essenzialmente la differenza tra il valore della partecipazione classificata come joint operation, oggetto di eliminazione nel 

processo di consolidamento, e la frazione corrispondente dell’attivo e passivo della joint operation rilevata. 

Altre riserve 

Le altre riserve di €31.648 milioni riguardano:

Le riserve di utili per €31.507 milioni:

• riserva disponibile: €30.139 milioni, si incrementa di €2.109 milioni per effetto, tra l’altro, dell’attribuzione dell’utile 2024 (€6.419 milioni), 

in esecuzione della delibera dell’Assemblea ordinaria del 14 maggio 2025\. La riserva, inoltre, si decrementa principalmente per effetto: (i) 

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 (€1.881 milioni); (ii) della distribuzione agli azionisti della terza tranche del dividendo 2024 (€0,25 per 

azione pari a €764 milioni) e della quarta tranche del dividendo dell’esercizio 2024 (€0,25 per azione pari a €764 milioni) per azione deliberate 

rispettivamente nelle sedute del Consiglio di Amministrazione del 26 febbraio 2025 e del 3 aprile 2025; (iii) della distribuzione agli azionisti 

della prima tranche del dividendo 2025 (€0,26 per azione pari a €780 milioni) deliberata nella seduta del Consiglio di Amministrazione del 

24 luglio 2025;

  


BILANCIO

CONSOLIDATO 435ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

• riserva da avanzo di fusione: €862 milioni. La riserva si incrementa di €1 milione per effetto dell’operazione di fusione per incorporazione 

della società Petroven SpA. La riserva accoglie l’avanzo di fusione derivante dalle incorporazioni di Est Più Spa, con effetto dal 1° dicembre 

2015 (€4 milioni), di Eni Hellas SpA, con effetto dal 1° novembre 2012 (€8 milioni), di Eni Gas & Power GmbH, con effetto dal 1° ottobre 

2014 (€5 milioni), ACAM Clienti SpA, con effetto dal 1° dicembre 2016 (€12 milioni) e Eni Finance International SA (€225 milioni) con effetto 

dal 21 dicembre 2023\. Nel luglio 2012 la riserva era stata interamente utilizzata imputandola alla “Riserva per acquisto azioni proprie” e 

successivamente ricostruita a seguito della scadenza dell’autorizzazione dell’Assemblea degli azionisti per l’acquisto di azioni proprie (€607 

milioni) avvenuta nel 2015. Alla riserva è attribuita la natura di riserva di utili;

• riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986: €412 milioni. Accoglie: (i) ai sensi dell’art. 173, comma 9, del D.P.R. n. 917/1986, 

la ricostituzione per la parte relativa al 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 complessivamente a €0,785 

milioni la riserva rappresenta 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: €46 milioni. Accoglie gli effetti dei piani di incentivazione di lungo termine azionario 

rilevati in contropartita del conto economico in relazione ai dipendenti Eni (€22 milioni) e in contropartita alla voce partecipazioni (€24 milioni) 

in relazione ai dipendenti a ruolo delle società controllate.

La riserva piano di azionariato diffuso: €16 milioni. Accoglie gli effetti del piano di azionariato a favore dei dipendenti rilevati in contropartita 

del conto economico in relazione ai dipendenti Eni (€7 milioni) e in contropartita alla voce partecipazioni (€9 milioni) in relazione ai dipendenti 

a ruolo delle società controllate.

Componente equity prestito obbligazionario convertibile: €79 milioni. Accoglie gli effetti della componente equity del prestito obbligazionario 

convertibile senior unsecured sustainability-linked.

Per maggiori dettagli si rinvia alla nota n.18 - Passività finanziarie. 

Obbligazioni subordinate perpetue

Le obbligazioni ibride 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 9 anni, con un prezzo di re-offer all’emissione del 100% e una cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista 

il 13 ottobre 2029. 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; (ii) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo con periodo di “non-call”

di 6 anni, con un prezzo di re-offer all’emissione del 100% e una cedola annua del 2,000% fino alla prima data di reset prevista l’11 maggio 

2027\. 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; (iii) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo con periodo di “non-call”

di 9 anni, con un prezzo di re-offer all’emissione del 99,607% e una cedola annua del 2,750% fino alla prima data di reset prevista l’11 maggio 

2030\. Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimborso anticipato, tale 

  


BILANCIO

436

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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; (iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di 900 milioni di euro, con un prezzo di re-offer 

all’emissione del 99,354% e una cedola annua del 4,500% fino alla prima data di reset prevista a 6,25 anni dall’emissione (21 aprile 2031).

Qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato, la cedola annua verrà rideterminata a partire dal 21 aprile 2031 e successivamente ogni 5 

anni, e pari al tasso Euro Mid Swap a 5 anni di volta in volta in vigore sommato a un margine iniziale di 208,3 punti base. Tale margine sarà

ulteriormente incrementato di 25 punti base a partire dal 21 aprile 2036 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 

aprile 2051; (v) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di 600 milioni di euro, con un prezzo di re-offer all’emissione del 99,114% 

e una cedola annua del 4,875% fino alla prima data di reset prevista a 9,25 anni dall’emissione (21 aprile 2034). Qualora non sia avvenuto il 

rimborso anticipato, la cedola annua verrà rideterminata a partire dal 21 aprile 2034 e successivamente ogni 5 anni, e pari al tasso Euro Mid 

Swap a 5 anni di volta in volta in vigore sommato a un margine iniziale di 239,9 punti base. Tale margine sarà ulteriormente incrementato di 

25 punti base a partire dal 21 aprile 2039 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 21 aprile 2054.

Di seguito la classificazione del patrimonio netto in relazione alla possibilità di utilizzazione: 

| Importo | Possibilità di utilizzazione | Quota diponibile per la distribuzione ai soci  
---|---|---|---  
Capitale sociale | 4.005 |  |   
Riserva legale | 959 | B |   
Riserve di capitale | 4.895 |  | 4.895  
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* | 2.840 | A,B,C | 2.840  
Riserva di rivalutazione Legge n. 342/2000 liberata ex art. 2445 cc | 1.526 | A,B,C | 1.526  
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 | 31.648 |  |   
Riserve di utili : | 31.507 |  | 31.507  
\- Riserva disponibile | 30.139 | A,B,C | 30.139  
\- Riserva da avanzo di fusione | 862 | A,B,C | 862  
\- 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 | 46 | B |   
Riserva piano azionariato diffuso | 16 | B |   
Componente equity prestito obbligazionario convertibile | 79 | B |   
Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale | 190 | B |   
Riserva fair value partecipazioni minoritarie | (6) | - |   
Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale | (30) | - |   
Riserva IFRS 10 e 11 | (104) | - |   
Riserva azioni proprie in portafoglio | 2.782 | - |   
Azioni proprie acquistate | (2.782) | - |   
Obbligazioni subordinate perpetue | 5.000 | - |   
Utile dell'esercizio | 4.429 |  |   
| 50.986 |  |   
  
  


  


A) Disponibile per aumento capitale; B) disponibile per copertura perdite; C) disponibile per distribuzione ai soci

* la distribuzione ai soci presuppone l'osservanza delle disposizioni dei commi secondo e terzo dell'articolo 2445 del codice civile.

Il patrimonio netto comprende riserve soggette a tassazione in caso di distribuzione. In tal caso sarebbero dovute imposte per circa €0,5 

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 €0,49 miliardi. Le riserve che possono essere distribuite senza concorrere alla formazione del reddito imponibile ammontano 

a €34,9 miliardi. 

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 437

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

26 Garanzie, impegni e rischi

GARANZIE

Le garanzie di 96.112 milioni (€105.399 milioni al 31 dicembre 2024) si analizzano come segue:

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Imprese controllate | 90.725 | 100.226  
Imprese collegate e joint venture | 3.387 | 3.798  
Proprio | 1.828 | 1.179  
Altri | 172 | 196  
Totale | 96.112 | 105.399  
  
Nel normale svolgimento del business Eni SpA emette garanzie a favore delle società partecipate ed in particolare controllate, joint venture e 

collegate in relazione all’adempimento di obbligazioni contrattuali, partecipazioni a gare d’appalto e iniziative di business, impegni contrattuali 

di pagamento fee per servizi di rigassificazione, e altri impegni delle società partecipate, nonché garanzie a beneficio di banche e istituti 

finanziari che hanno erogato fondi a partecipate Eni o hanno posto in essere operazioni finanziarie. Alcune garanzie sono state rilasciate a 

amministrazioni fiscali e enti di Stato in relazione al pagamento di contributi e imposte ovvero in relazione al corretto adempimento di impegni 

assunti dalle partecipate. Le società partecipate rilasciano, generalmente, manleva ad Eni SpA a fronte delle garanzie rilasciate. L’impegno 

effettivo rispetto al valore nominale delle garanzie ammonta a €82.976 milioni e tiene conto dell’avanzamento delle attività e dei finanziamenti 

rimborsati (€91.568 milioni al 31 dicembre 2024).

Anche sulla base dell’esperienza storica, si ritiene ragionevolmente probabile che tali garanzie non avranno effetti significativi sui risultati 

economici e sui flussi di cassa del bilancio.

IMPEGNI E RISCHI

(€ milioni) | 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
Impegni | 41 | 38  
Rischi | 535 | 693  
| 576 | 731  
  
Gli impegni di €41 milioni riguardano essenzialmente i contributi previsti dagli accordi e protocolli di intenti stipulati con la regione Sicilia 

e Basilicata connessi ai programmi di sviluppo delle attività Eni nelle regioni. I rischi di €535 milioni riguardano essenzialmente i rischi di 

custodia di beni di terzi costituiti principalmente 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 includono gli accordi derivanti dai contratti di approvvigionamento e trasporto di gas naturale di lungo termine, gli impegni 

relativi alla buona esecuzione dei lavori, gli impegni connessi al trasferimento di partecipazioni e rami d’azienda nonché Parent Company 

Guarantees rilasciate principalmente nell’interesse di partecipate del settore Exploration & Production, il cui ammontare massimo garantito non 

è definibile a priori in quanto a copertura di tutti gli obblighi contrattuali derivanti dalla firma dei contratti petroliferi, di acquisizione e cessione 

di quote societarie e di acquisizione di servizi. Sono inoltre inclusi gli impegni 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. 

GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI

1

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.

1 Con riferimento agli altri rischi che caratterizzano la gestione si rinvia a quanto indicato nei “Fattori di rischio e incertezza” della relazione sulla gestione del bilancio consolidato.

  


BILANCIO

CONSOLIDATOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025438

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

RISCHIO DI MERCATO

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano 

influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle 

sopraindicate “Linee di indirizzo” e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato 

sulle Strutture di Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate 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 garantisce, per le società Eni la copertura dei fabbisogni e l’assorbimento dei surplus finanziari, 

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, 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, Eni Global 

Energy Markets SpA e 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 della 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 Eni Corporate. 

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.

  


BILANCIO

CONSOLIDATO 439ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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: 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 consolidato, con impatto a patrimonio netto, o in caso di 

valutazione delle partecipazioni secondo il metodo del 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 Eni Corporate 

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 un giorno.

Rischio mercato - tasso d’interesse

Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell’impresa valutate al fair value e 

sul livello degli oneri e proventi finanziari. 

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 Eni Corporate, 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 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 un giorno.

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 quinquennale 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 quinquennale 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 

  


BILANCIO

440

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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 

Eni Corporate 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 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 un 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. 

Al 31 dicembre 2025 il rating del portafoglio complessivo di Liquidità Strategica è pari a A/A- in linea rispetto a quello di fine 2024.

Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2025 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2024) 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 parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%)

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio  
Tasso di interesse(a) | 10,29 | 4,45 | 7,48 | 4,45 | 13,02 | 3,92 | 5,95 | 7,48  
Tasso di cambio(a) | 7,95 | 0,05 | 2,06 | 0,43 | 5,46 | 0,06 | 1,64 | 0,67  
  
(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%)

| 2025 | 2024  
---|---|---  
(€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio  
Portfolio Management Esposizioni  |  |  |  |  |  |  |  |   
Commerciali(b) | 28,13 | 0,06 | 12,29 | 0,06 | 64,60 | 1,05 | 19,98 | 3,09  
  
(b) Il perimetro consiste nelle unità di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing e Refining evolution & transformation. Il VaR è calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte 

temporale coincidente con l’anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell’anno e tutti gli strumenti finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l’andamento del VaR di GGP, Power 

G&M e Revt nel corso dell’anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all’interno dell’orizzonte annuo fissato.

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 441

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio  
Liquidità strategica - portafoglio euro(a) | 0,64 | 0,53 | 0,58 | 0,54 | 0,60 | 0,20 | 0,40 | 0,60  
  
($ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio  
Liquidità strategica - portafoglio USD(b) | 0,18 | 0,12 | 0,15 | 0,16 | 0,20 | 0,10 | 0,10 | 0,10  
  
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 di credito basato sulla valutazione dell’Expected Credit Loss. L’Expected Credit 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 di 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 per l’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 Probabilità di Default, essenzialmente la 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 

e dalle posizioni in contratti derivati, 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, basate sul rating fornito

dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA (EGEM), da Eni Trade &

Biofuels SpA (ETB), e da Eni Trading & Shipping Inc (ETS Inc.) per l’attività in derivati su commodity 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 Credit 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 

  


BILANCIO

442

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

mantenimento di un ammontare adeguato di risorse finanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di 

scenario, restrizioni nell’accesso al mercato dei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa ai programmi di sviluppo 

dell’azienda. A tal fine, Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine ed 

alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Società ritiene di disporre di fonti di finanziamento più

che adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito nonché l’accesso, 

tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, ad un’ampia gamma di tipologie di 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 2025 il programma 

risulta utilizzato per €12,8 miliardi. Standard & Poor’s assegna ad Eni il rating A- con outlook Negativo per il debito a lungo termine e A-2 per il 

debito a breve. Nel corso del 2025 Moody’s ha rivisto il rating di Eni da Baa1 a A3 con outlook Stabile e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna 

ad Eni il rating A- con outlook 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. 

Al 31 dicembre 2025 il valore complessivo delle linee di credito committed disponibili è pari a €9 miliardi.

PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI PASSIVITÀ FINANZIARIE, DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI

Nella tavola che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti 

per interessi.

(€ milioni) | Anni di scadenza  
---|---  
2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | Oltre | Totale  
31.12.2025 |  |  |  |  |  |  |   
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve | 2.285 | 2.384 | 5.405 | 1.907 | 2.102 | 7.866 | 21.949  
Passività finanziarie a breve termine | 21.759 |  |  |  |  |  | 21.759  
Passività per beni in leasing | 286 | 182 | 172 | 128 | 128 | 717 | 1.613  
Passività per strumenti finanziari derivati | 829 | 80 | 5 |  |  | 3 | 917  
| 25.159 | 2.646 | 5.582 | 2.035 | 2.230 | 8.586 | 46.238  
Interessi su debiti finanziari | 701 | 659 | 587 | 412 | 357 | 2.528 | 5.244  
Interessi su passività per beni in leasing | 73 | 64 | 55 | 47 | 41 | 148 | 428  
| 774 | 723 | 642 | 459 | 398 | 2.676 | 5.672  
  
  


  


| Anni di scadenza  
---|---  
(€ milioni) | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | Oltre | Totale  
31.12.2024 |  |  |  |  |  |  |   
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve | 2.581 | 2.366 | 2.429 | 5.517 | 2.019 | 8.908 | 23.820  
Passività finanziarie a breve termine | 23.717 |  |  |  |  |  | 23.717  
Passività per beni in leasing | 375 | 257 | 182 | 169 | 112 | 735 | 1.830  
Passività per strumenti finanziari derivati | 2.625 | 132 | 12 | 43 |  | 55 | 2.867  
| 29.298 | 2.755 | 2.623 | 5.729 | 2.131 | 9.698 | 52.234  
Interessi su debiti finanziari | 741 | 675 | 632 | 551 | 369 | 2.785 | 5.753  
Interessi su passività per beni in leasing | 78 | 66 | 58 | 49 | 42 | 175 | 468  
| 819 | 741 | 690 | 600 | 411 | 2.960 | 6.221  
  
  


  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 443

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Nella tavola che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti:

(€ milioni) | Anni di scadenza  
---|---  
2026 | 2027-2030 | Oltre | Totale  
31.12.2025 |  |  |  |   
Debiti commerciali | 5.864 |  |  | 5.864  
Altri debiti e anticipi | 795 | 4 | 6 | 805  
| 6.659 | 4 | 6 | 6.669  
  
  


  


(€ milioni) | Anni di scadenza  
---|---  
2025 | 2026-2029 | Oltre | Totale  
31.12.2024 |  |  |  |   
Debiti commerciali | 7.011 |  |  | 7.011  
Altri debiti e anticipi | 787 | 8 | 12 | 807  
| 7.798 | 8 | 12 | 7.818  
  
  


  


PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI

2

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 quinquennale 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.

(€ milioni) | Anni di scadenza  
---|---  
2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | Oltre | Totale  
Costi di abbandono e ripristino siti(a) | 164 | 143 | 125 | 151 | 167 | 3.619 | 4.369  
Costi relativi a fondi ambientali  | 362 | 173 | 125 | 102 | 97 | 143 | 1.002  
Impegni di acquisto(b) | 16.006 | 13.511 | 12.631 | 11.927 | 9.957 | 70.004 | 134.036  
\- Gas |  |  |  |  |  |  |   
Take-or-pay | 15.132 | 13.050 | 12.214 | 11.549 | 9.711 | 69.736 | 131.392  
Ship-or-pay | 874 | 461 | 417 | 378 | 246 | 268 | 2.644  
Altri impegni, di cui: | 6 | 15 |  |  |  | 20 | 41  
Memorandum di intenti Val d'Agri | 6 | 15 |  |  |  |  | 21  
Altri |  |  |  |  |  | 20 | 20  
Totale | 16.538 | 13.842 | 12.881 | 12.180 | 10.221 | 73.786 | 139.448  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle 

strutture e il ripristino dei siti.

(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto.

IMPEGNI PER INVESTIMENTI

Nel prossimo quinquennio Eni SpA (comprensiva della joint operation) prevede di effettuare un programma di investimenti tecnici di circa 

€4,5 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.

(€ milioni) | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | Oltre | Totale  
---|---|---|---|---|---|---|---  
Impegni per progetti committed | 398 | 290 | 189 | 152 | 79 | 69 | 1.177  
  
2 I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 – Fondi per benefici ai dipendenti.

  


BILANCIO

CONSOLIDATOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025444

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

ALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI 

Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue:

(€ milioni)

Valore 

di iscrizione

2025

Valore 

di iscrizione

2024

Proventi (oneri) rilevati a Proventi (oneri) rilevati a

Conto 

economico

Altre 

componenti 

dell'utile 

complessivo

Conto 

economico

Altre 

componenti 

dell'utile 

complessivo

Strumenti finanziari valutati al fair value con effetti a conto economico:

\- Strumenti finanziari derivati non di copertura

(a)

(104) 452 (412) 88

\- Strumenti finanziari derivati di copertura CFH

(b)

553 13 1.232 (834) 7 (2.185)

\- Strumenti finanziari derivati di copertura FVH

(c)

38 (4) 42 42

\- Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico

(c)

6.455 219 6.256 366

Partecipazioni valutate al fair value:

\- Partecipazioni minoritarie 12 1 11 (1)

Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato:

\- Crediti commerciali e altri crediti

(d)

6.834 (42) 9.738 39

\- Crediti finanziari

(c)

20.148 (463) 21.908 2.643

\- Debiti commerciali e altri debiti

(e)

(6.659) 196 (7.798) (117)

\- Debiti finanziari

(c)

(43.939) (126) (47.770) (3.132)

(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli "Altri proventi (oneri) operativi" per €459 milioni di proventi (oneri per €199 milioni nel 2024) e nei "Proventi (oneri) finanziari" per €7 milioni di oneri 

(proventi per 287 milioni nel 2024).

(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 €192 milioni (proventi per €1.072 milioni nel 2024).

(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi (oneri) finanziari”. 

(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nelle "Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti " per €3 milioni di proventi (proventi per €19 milioni nel 2024) e nei "Proventi 

(oneri) finanziari" per le differenze di cambio da allineamento al cambio di fine esercizio per €45 milioni di oneri (proventi per €20 milioni nel 2024).

(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 2025 di Eni SpA sono classificate: 

(€ milioni)

2025 2024

Livello 1 Livello 2 Livello 3 Livello 1 Livello 2 Livello 3

Attività correnti:

Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 5.761 694 5.628 628

Strumenti finanziari derivati non di copertura 19 702 1 1.475 2

Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 501 43

Attività non correnti:

Partecipazioni minoritarie 12 11

Strumenti finanziari derivati non di copertura 91 101

Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 52

Strumenti finanziari derivati di copertura fair value hedge 38 42

Passività correnti:

Strumenti finanziari derivati non di copertura 1 828 1 1.828

Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 796

Passività non correnti:

Strumenti finanziari derivati non di copertura 88 161

Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 81

Nel corso dell’esercizio 2025 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

  


BILANCIO

CONSOLIDATO 445ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

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 

agli Schemi Emissions Trading in UE e UK (EU ETS e UK ETS), nell’esercizio 2025, a fronte di 3,2 milioni di tonnellate di anidride carbonica 

emessa in atmosfera, sono stati assegnati 2,1 milioni di permessi di emissione. Il deficit risultante (1,1 milioni di permessi di emissione) è

stato interamente compensato mediante acquisto di permessi di emissione sul mercato, con consegna nel 2026.

  


BILANCIO

446

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

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RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

27 Ricavi

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Ricavi delle vendite e delle prestazioni |  |   
Prodotti Petroliferi | 12.791 | 14.728  
Gas naturale | 9.720 | 11.639  
Energia elettrica e utility | 3.937 | 3.569  
GNL | 2.562 | 1.858  
Greggi | 1.228 | 1.528  
Gestione sviluppo sistemi informatici | 169 | 171  
Vettoriamento gas su tratte estere | 62 | 48  
Altre vendite e prestazioni | 1.575 | 1.486  
| 32.044 | 35.027  
Variazioni dei lavori in corso su ordinazione | (1) | (1)  
| 32.043 | 35.026  
  
(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Ricavi rilevati a fronte di anticipi e altre passività con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio(a) | 227 | 76  
Ricavi rilevati a fronte di performance obligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti | (128) | 7  
| 99 | 83  
  
(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) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Accise su prodotti petroliferi | (7.454) | (7.793)  
Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise | (229) | (281)  
Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture | (218) | (240)  
Ricavi operativi relativi a permute greggi | (202) | (40)  
| (8.103) | (8.354)  
  
I ricavi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate. 

  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 447

BILANCIO

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RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

ALTRI RICAVI E PROVENTI

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Proventi per attività in joint venture | 49 | 51  
Locazioni, affitti e noleggi | 21 | 22  
Plusvalenze da cessioni | 7 | 7  
Altri proventi | 680 | 489  
| 757 | 569  
  
Gli altri ricavi e proventi includono: (i) i proventi relativi alla gestione dei diritti di emissione e certificati di immissione in consumo di biocarburanti 

(€308 milioni); (ii) il corrispettivo riconosciuto da Terna in relazione al meccanismo di Capacity Market (€166 milioni). 

Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

28 Costi 

ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 25.286 | 28.303  
Costi per servizi | 4.745 | 4.257  
Costi per godimento di beni di terzi | 317 | 330  
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 385 | 510  
Variazioni rimanenze | 798 | 193  
Altri oneri | 902 | 687  
| 32.433 | 34.280  
  
I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci riguardano:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Gas naturale | 12.353 | 13.106  
Materie prime, sussidiarie | 7.848 | 9.086  
Prodotti | 3.860 | 4.851  
Semilavorati | 866 | 944  
Materiali e materie di consumo | 520 | 470  
a dedurre: |  |   
\- costi per acquisti capitalizzati | (149) | (138)  
\- ricavi recuperi da partner quota costi acquisto per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | (12) | (16)  
| 25.286 | 28.303  
  
  


BILANCIO

448

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

I costi per servizi riguardano:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Trasporto e distribuzione di gas naturale | 1.121 | 957  
Tolling fee per la produzione di energia elettrica | 1.054 | 870  
Progettazione e direzione lavori | 610 | 456  
Manutenzioni | 378 | 396  
Consulenze e prestazioni professionali | 351 | 318  
Costruzioni, rilievi geologici e geofisici e perforazioni | 349 | 360  
Sviluppo, gestione infrastrutture e applicativi ICT | 313 | 291  
Trasporti e movimentazioni | 204 | 192  
Pubblicità, promozione e attività di comunicazione | 130 | 69  
Trasporto e distribuzione di energia elettrica | 116 | 109  
Viaggi, missioni e altri | 93 | 98  
Postali, telefoniche e ponti radio | 85 | 88  
Costi di vendita diversi | 59 | 51  
Altri | 701 | 747  
| 5.564 | 5.002  
a dedurre: |  |   
\- costi per servizi capitalizzati | (632) | (536)  
\- ricavi recuperi da partner quota costi per servizi | (187) | (209)  
| 4.745 | 4.257  
  
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 €148 milioni.

I costi per godimento beni di terzi di €317 milioni comprendono royalties su prodotti petroliferi estratti per €72 milioni (€102 milioni nel 2024).

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza ammontano a €385 milioni e riguardano per €313 milioni 

l’accantonamento netto al fondo rischi ambientali. Le informazioni relative ai fondi rischi e oneri sono indicate alla nota n.21 – Fondi per rischi 

e oneri, cui si rinvia. 

Gli altri oneri di €902 milioni includono essenzialmente: (i) gli oneri relativi alla gestione dei diritti di emissione e dei certificati di immissione 

in consumo di biocarburanti (€432 milioni); (ii) le imposte indirette e tasse (€88 milioni); (iii) oneri per penalità contrattuali (€76 milioni); (iv) 

Certificati forestry (€45 milioni); (v) 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 (€28 milioni).

Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 12 – Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

COSTO LAVORO 

Il costo lavoro si analizza come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Salari e stipendi | 873 | 845  
Oneri sociali | 242 | 233  
Oneri per benefici ai dipendenti | 93 | 104  
Costi personale in comando | 34 | 31  
Altri costi | 76 | 67  
| 1.318 | 1.280  
a dedurre: |  |   
\- proventi relativi al personale | (112) | (107)  
\- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni | (35) | (37)  
\- ricavi recuperi da partner quota costo lavoro | (6) | (6)  
| 1.165 | 1.130  
  
  


BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 449

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RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

Gli oneri per benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 22 – Fondi per benefici ai dipendenti.

NUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI

Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:

(numero) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Dirigenti | 493 | 502  
Quadri | 3.754 | 3.756  
Impiegati | 4.986 | 4.977  
Operai | 856 | 905  
| 10.089 | 10.140  
  
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come media mensile dei dipendenti per categoria.

PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI

Di seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla chiusura 

dell’esercizio 2025. 

L’Assemblea nelle sedute del 13 maggio 2020 e del 10 maggio 2023 ha approvato rispettivamente i Piani di Incentivazione di Lungo Termine 

2020-2022 e 2023-2025, che prevedono l’attribuzione fino a un massimo di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-2022 e di 

16 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2023-2025. I Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre attribuzioni di azioni 

ordinarie ciascuno (rispettivamente negli anni 2020, 2021 e 2022 e negli anni 2023, 2024, 2025) 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 ai beneficiari di azioni Eni a titolo gratuito al termine di un periodo di vesting 

triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. 

Le caratteristiche di vesting dei Piani di remunerazione basati su azioni sono simili e sono collegate al raggiungimento degli obiettivi prefissati 

dalla Società in termini di risultati finanziari e, per l’attribuzione 2025, anche patrimoniali, apprezzamento delle azioni come benchmark rispetto 

a un gruppo di competitors di Eni (“Peer Group”) e determinati KPI di sostenibilità ambientale e riduzione delle emissioni, in una percentuale 

rispettivamente del 40%, 25% e 35%, per il più recente piano di remunerazione azionaria. In passato, il vesting delle azioni includeva anche 

determinati obiettivi industriali.

In base all’andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni assegnabili 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 2 anni dalla data 

di assegnazione.

Alla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di Eni: (i) nel 2025, n. 1.983.223 azioni; il fair value medio ponderato di tali 

azioni alla medesima data è pari a 11,65 euro per azione; (ii) nel 2024, n. 1.889.808 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla 

medesima data è pari a 9,39 euro per azione; (iii) nel 2023, n. 1.909.849 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data 

è pari a 10,82 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 (metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione (€15,586 

e €15,930 a seconda della grant date per l’attribuzione 2025; €14,428 e €13,416 a seconda della grant date per l’attribuzione 2024; €15,482 

e €15,068 a seconda della grant date per l’attribuzione 2023), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (la cui incidenza media annuale 

rispetto al valore del titolo Eni alla data di attribuzione risulta pari a 7,2% e 7,1% per l’attribuzione 2025, 7,3% e 7,9% per l’attribuzione 2024, 6,6% 

e 6,8% per l’attribuzione 2023), considerando la volatilità del titolo (21,97% e 22,24% per l’attribuzione 2025; 23,7% e 21,8% per l’attribuzione 

2024; 28,2% e 28,4% per l’attribuzione 2023), le previsioni relative all’andamento dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile 

alle azioni sottoposte a clausola di lock-up.

I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine ammontano a €16,1 milioni (€17,8 milioni nel 2024) con contropartita alle riserve di 

patrimonio netto.

  


BILANCIO

450

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ALLEGATI

PIANO DI AZIONARIATO DIFFUSO

L’Assemblea degli Azionisti nella seduta del 15 maggio 2024 ha approvato il Piano di Azionariato Diffuso con la finalità di rafforzare il senso 

di appartenenza all’azienda del personale Eni e promuovere la partecipazione alla crescita del valore aziendale, in linea con gli interessi degli 

azionisti. Il Piano prevede tre assegnazioni annuali nel periodo 2024-2026 destinate ai dipendenti di Eni e delle sue società controllate. Per 

l’anno 2025, si è proceduto all’assegnazione di azioni gratuite da parte di Eni ai dipendenti a ruolo in Italia (come già accaduto nel 2024) e 

all’Estero che non potranno essere trasferite e/o cedute dai dipendenti per 3 anni dalla data di assegnazione (periodo di lock-up). Alla grant 

date (27 novembre 2025) sono state attribuite complessivamente da parte di Eni nel 2025 n. 3.289.345 azioni e nel 2024 (27 novembre 2024) 

n. 3.102.700 azioni. I costi relativi al Piano di Azionariato Diffuso, rilevati in contropartita alle riserve di patrimonio netto, ammontano a €7 

milioni nel 2025 e a €0,6 milioni nel 2024.

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 per il 2025 e il 2024 (inclusi i contributi e gli oneri accessori) rispettivamente a €40 milioni e a €56 milioni, e si analizzano 

come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Salari e stipendi | 23 | 33  
Benefici successivi al rapporto di lavoro | 2 | 3  
Altri benefici a lungo termine | 15 | 20  
| 40 | 56  
  
COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E SINDACI

I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €11,8 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.

  


ALLEGATI

BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 451

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

29 Proventi (oneri) finanziari

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Proventi (oneri) finanziari: |  |   
Proventi finanziari | 5.287 | 5.768  
Oneri finanziari | (5.901) | (6.533)  
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | 219 | 366  
| (395) | (399)  
Strumenti finanziari derivati | (7) | 287  
| (402) | (112)  
  
I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto: |  |   
Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | (728) | (768)  
Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | (727) | (1.389)  
Interessi passivi su passività per beni in leasing | (82) | (87)  
Interessi attivi su depositi e c/c | 101 | 179  
Proventi (oneri) su attività finanziarie destinate al trading | 196 | 345  
Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | 23 | 21  
Interessi e altri proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | 1.020 | 1.540  
Commissioni mancato utilizzo linee di credito | (11) | (12)  
| (208) | (171)  
Differenze attive (passive) di cambio: |  |   
Differenze attive di cambio | 4.120 | 3.977  
Differenze passive di cambio | (4.218) | (4.134)  
| (98) | (157)  
|  |   
Altri proventi (oneri) finanziari: |  |   
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo(a) | (61) | (49)  
Commissioni per servizi finanziari | 31 | 30  
Oneri correlati ad operazioni di factoring | (39) | (32)  
Interessi su crediti d'imposta | 3 |   
Altri proventi | 6 | 19  
Altri oneri | (47) | (77)  
| (107) | (109)  
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 18 | 38  
| (395) | (399)  
  
(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 €7 milioni, sono indicati alla nota n. 23 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.

I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

  


ALLEGATI

BILANCIO

452

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

30 Proventi (oneri) su partecipazioni 

I proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue: 

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Dividendi | 4.255 | 6.931  
Plusvalenze nette da vendite | 3.421 |   
Altri proventi | 73 | 587  
Totale proventi | 7.749 | 7.518  
Svalutazioni e altri oneri | (2.585) | (1.351)  
| 5.164 | 6.167  
  
I proventi su partecipazioni si analizzano come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Dividendi |  |   
Eni International BV | 3.616 | 5.669  
Eni Global Energy Markets SpA | 107 | 91  
Enilive SpA | 97 | 127  
SeaCorridor Srl | 95 | 95  
Saipem SpA | 72 |   
Eni Plenitude SpA Società Benefit | 69 | 50  
Eni Trade & Biofuels SpA | 69 | 25  
EniPower SpA | 50 | 40  
Ecofuel SpA | 42 | 60  
Export LNG Ltd | 17 | 275  
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA | 8 | 7  
Mozambique Rovuma Venture SpA | 5 |   
Eni International Resources Ltd | 4 | 1  
Norpipe Terminal Holdco Ltd | 3 | 3  
Servizi Aerei SpA | 1 |   
Eni Investments Plc |  | 385  
Eni Insurance DAC |  | 100  
Eni Industrial Evolution SpA |  | 2  
Altre |  | 1  
| 4.255 | 6.931  
Plusvalenze nette da vendite |  |   
Enilive SpA | 2.506 |   
Eni Plenitude SpA Società Benefit | 915 |   
| 3.421 |   
Altri proventi |  |   
Ripresa di valore EniProgetti SpA | 52 |   
Ripresa di valore Floaters SpA | 5 |   
Eni Trading&Shipping SpA - in liquidazione | 4 | 6  
Ripresa di valore Agenzia Giornalistica Italia SpA | 2 |   
Ripresa di valore Saipem SpA |  | 539  
Ripresa di valore Eni Plenitude SpA Società Benefit |  | 11  
Ripresa di valore LNG Shipping SpA |  | 9  
Ripresa di valore Eni España Comercializadora de Gas SAU |  | 8  
Altri proventi | 10 | 14  
| 73 | 587  
Totale proventi | 7.749 | 7.518  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


ALLEGATI

BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 453

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Le svalutazioni e gli altri oneri si analizzano come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Svalutazioni |  |   
Versalis SpA | 1.205 | 603  
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | 711 | 36  
Eni Petroleum Co Inc | 287 | 399  
Eni Natural Energies SpA | 100 |   
Saipem SpA | 36 |   
EniBioCh4in SpA | 23 |   
Export LNG Ltd | 19 | 240  
Eni España Comercializadora de Gas SAU | 10 |   
Società Petrolifera Italiana SpA | 3 |   
Eni Rewind SpA | 1 |   
Eni Mozambico SpA |  | 52  
Agenzia Giornalistica Italia SpA |  | 3  
EniProgetti SpA |  | 2  
Eni Industrial Evolution SpA |  | 2  
Eni Timor Leste SpA |  | 2  
Altre minori | 4 |   
| 2.399 | 1.339  
Altri oneri |  |   
Accantonamento per copertura perdite Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | 112 |   
Accantonamento per copertura perdite Versalis SpA | 55 |   
Oneri per cessione Seacorridor Srl | 18 | 12  
Altri oneri | 1 |   
| 186 | 12  
Totale oneri | 2.585 | 1.351  
  
  


  


  


  


  


31 Imposte sul reddito 

Le imposte sul reddito si analizzano come segue:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
IRES | 440 | 659  
IRAP |  | 1  
Altre Imposte correnti | 53 |   
Totale imposte correnti | 493 | 660  
Imposte differite | 23 | 77  
Imposte anticipate (a) | 400 | 743  
Totale imposte differite e anticipate | 423 | 820  
Totale imposte estere | (38) | (59)  
Totale imposte sul reddito di Eni SpA | 878 | 1.421  
Imposte anticipate (differite) relative alla joint operation | (2) |   
Imposte correnti relative alle joint operation | (1) |   
Totale imposte sul reddito joint operation | (3) |   
| 875 | 1.421  
  
  


(a) Per il commento alle imposte anticipate si rinvia alla nota n. 16 – Attività per imposte anticipate e passività per imposte differite.

  


ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025454

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Le imposte Ires, positive per €440 milioni, comprendono gli effetti dell’utilizzo di riserve di capitale in sospensione di imposta liberate in 

osservanza delle disposizioni dall’art. 2445 del Codice civile che comporta, tra l’altro, il riconoscimento del credito di imposta relativa alla 

restituzione dell’imposta sostitutiva assolta in sede di costituzione della riserva. 

L’ultimo esercizio definito con gli uffici fiscali è quello chiuso al 31 dicembre 2019. 

L’analisi della differenza tra le imposte teoriche e le imposte effettive di Eni SpA, inclusiva delle joint operation è di seguito analizzata:

(€ milioni)

2025 2024

Incidenza % Incidenza %

Utile prima delle imposte 3.554 4.998

Imposte teoriche 853 24,00% 1.200 24,00%

Variazioni in aumento (diminuzione):

\- dividendi esclusi da tassazione (970) -27,29% (1.518) -30,37%

\- valutazione anticipate Ires (1.256) -25,13%

\- cessioni pex (778) -21,90%

\- valutazione partecipazioni 561 15,79% 108 2,16%

\- perdite fiscali società consolidate (693) -19,50% 72 1,44%

\- Irap corrente (1) -0,02%

\- Imposte anticipate e differite Irap (6) -0,17% (17) -0,34%

\- imposte estere 38 1,07% 59 1,18%

\- altre variazioni 120 3,38% (68) -1,35%

Totale imposte sul reddito (875) -24,62% (1.421) -28,43%

32 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;

(b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato italiano; 

(c) i contributi a Eni Foundation e a Fondazione Eni Enrico Mattei, soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono iniziative 

di carattere umanitario, culturale e di ricerca. Le transazioni verso questi soggetti sono immateriali.

Non vi sono state transazioni rilevanti con amministratori, revisori dei conti o loro affiliati.

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. 

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:

  


ALLEGATI

BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 455

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

ESERCIZIO 2025

|  | 31.12.2025 | 2025  
---|---|---|---  
|  | Crediti  | Debiti  |  |  |  |  |  | Altriproventi   
|  | e altre  | e altre  | Derivati  | Derivati  |  |  |  | (oneri)   
Denominazione | (€ milioni) | attività | passività | attivi | Passivi | Garanzie | Ricavi (a) | Costi (b) | operativi  
Imprese controllate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Agip Caspian Sea BV |  | 2 |  |  |  | 13.394 | 8 |  |   
Agip Karachaganak BV |  | 3 |  |  |  | 2.939 | 10 |  |   
Bioraffineria di Gela SpA |  | 10 | 7 |  |  | 48 | 73 | 7 |   
Ecofuel SpA |  | 12 | 22 |  |  | 53 | 2 | 261 |   
Eni Abu Dhabi BV |  | 15 | 4 |  |  | 46.781 | 28 | 1 |   
Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV |  |  |  |  |  | 3.402 |  |  |   
Eni Congo SAU |  | 63 | 15 |  |  | 713 | 72 | 181 |   
Eni Côte d'Ivoire Ltd |  | 19 |  |  |  | 1.444 | 48 |  |   
Eni España Comercializadora de Gas SAU |  | 47 |  | 6 | 1 | 30 | 1.063 | 191 | 8  
Eni Global Energy Markets SpA |  | 1.136 | 964 | 943 | 673 | 2.976 | 3.888 | 1.805 | 1.132  
Eni Indonesia Ltd |  | 48 |  |  |  | 62 | 61 | 192 |   
Eni International BV |  | 3 |  |  |  | 304 | 2 |  |   
Eni Lasmo Plc |  |  |  |  |  | 549 |  |  |   
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA |  | 38 | 38 |  |  | 54 | 84 | 351 |   
Eni México S. de RL de CV |  | 19 |  |  |  | 130 | 39 |  |   
Eni Muara Bakau BV |  | 16 |  |  |  |  | 13 | 154 |   
Eni New Energy US Inc |  |  |  |  |  | 68 |  |  |   
Eni North Africa BV |  | 22 | 1 |  |  | 22 | 60 | 17 |   
Eni Petroleum US Llc |  |  |  |  |  | 294 |  |  |   
Eni Plenitude France SAS (ex Eni Gas & Power France SA) |  | 82 | 1 | 81 | 10 | 47 | 609 |  | 145  
Eni Plenitude Iberia SLU |  |  |  |  |  | 55 |  |  |   
Eni Plenitude SpA Società Benefit |  | 409 | 37 | 238 | 135 | 768 | 2.718 |  | 188  
Eni Rewind SpA |  | 25 | 214 |  |  | 995 | 58 | 503 |   
Eni Trade & Biofuels SpA |  | 180 | 725 | 20 | 1 | 3.726 | 1.495 | 8.266 | 15  
Eni Trading & Shipping Inc |  | (1) | 7 |  |  | 767 | 3 | 861 |   
Eni UK Ltd |  | 7 | 3 |  |  | 420 | 14 | 1 |   
Eni US Operating Co Inc |  |  |  |  |  | 129 | 1 | 1 |   
Eni USA Gas Marketing Llc |  |  |  |  |  | 1.192 |  |  |   
Enilive Deutschland GmbH |  | 30 |  |  |  | 9 | 1.106 |  |   
Enilive SpA |  | 1.188 | 241 |  |  | 1.008 | 8.113 | 1.945 |   
Enilive Suisse SA |  | 5 |  |  |  |  | 113 |  |   
Enimoov SpA |  | 606 | 2 |  |  | 38 | 2.122 |  |   
EniPower Mantova SpA |  | 1 | 159 |  |  | 6 |  | 176 |   
EniPower SpA |  | 33 | 504 |  |  | 6 | 18 | 606 |   
EniProgetti SpA |  | 26 | 66 |  |  | 12 | 26 | 160 |   
EniServizi SpA |  | 13 | 32 |  |  | 9 | 45 | 131 |   
Floaters SpA |  |  | 4 | 12 |  | 2.552 | 1 | 6 |   
Gruppo Neptune |  | 5 |  |  |  | 102 | 10 | 152 |   
Ieoc Production BV |  | 39 |  |  |  | 3 | 78 |  |   
LNG Shipping SpA |  | 5 | 13 |  |  | 163 | 2 | 123 |   
Versalis France SAS |  |  |  | 1 |  | 92 |  |  |   
Versalis SpA |  | 107 | 15 |  |  | 229 | 514 | 65 |   
VME Oilfield Chemicals Llc |  |  |  |  |  | 112 |  |  |   
Altre* |  | 177 | 101 |  | 1 | 474 | 322 | 218 |   
|  | 4.390 | 3.175 | 1.301 | 821 | 86.177 | 22.819 | 16.374 | 1.488  
  
  


ALLEGATI

BILANCIO

456

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

|  | 31.12.2025 | 2025  
---|---|---|---  
|  | Crediti  | Debiti  |  |  |  |  |  | Altriproventi   
|  | e altre  | e altre  | Derivati  | Derivati  |  |  |  | (oneri)   
Denominazione | (€ milioni) | attività | passività | attivi | Passivi | Garanzie | Ricavi (a) | Costi (b) | operativi  
Imprese collegate e joint venture |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Azule Energy Angola BV |  | 15 |  |  |  | 67 | 15 |  |   
Azule Energy Angola SpA |  | 43 |  |  |  | 2.872 | 56 |  |   
Damietta LNG (DLNG) SAE |  |  | 69 |  |  |  |  | 72 |   
In Salah Gas Ltd |  |  | 57 |  |  |  |  | 279 |   
North Sea Wind Ltd |  |  |  |  |  | 168 |  |  |   
Saipem SpA |  | 1 | 59 |  |  | 9 | 6 | 173 |   
Società EniPower Ferrara Srl |  |  | 122 |  |  | 21 | 1 | 187 |   
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA |  | 22 | 500 |  |  |  | 24 | 16 |   
Trans Tunisian Pipeline Company SpA |  | 57 | 19 |  |  |  |  | 270 |   
Vår Energi ASA |  | 6 | 50 |  |  | 247 | 10 | 724 |   
Altre* |  | 100 | 8 |  |  | 3 | 123 | 33 |   
|  | 244 | 884 |  |  | 3.387 | 235 | 1.754 |   
Imprese controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Gruppo Snam |  | 108 | 247 |  |  |  | 54 | 1.086 |   
Gruppo Terna |  | 59 | 34 |  |  |  | 293 | 172 | 4  
GSE - Gestore Servizi Energetici |  | 50 | 50 |  |  |  | 1.247 | 737 |   
Altre* |  | 1 | 7 |  |  |  | 6 | 54 |   
|  | 218 | 338 |  |  |  | 1.600 | 2.049 | 4  
Altri soggetti correlati |  |  | 3 |  |  |  | 1 | 35 |   
|  | 4.852 | 4.400 | 1.301 | 821 | 89.564 | 24.655 | 20.212 | 1.492  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché includono 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 2024

|  | 31.12.2024 | 2024  
---|---|---|---  
|  | Crediti  | Debiti  |  |  |  |  |  | Altri proventi   
|  | e altre  | e altre  | Derivati  | Derivati  |  |  |  | (oneri)   
Denominazione | (€ milioni) | attività | passività | attivi | Passivi | Garanzie | Ricavi (a) | Costi (b) | operativi  
Imprese controllate |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Agip Caspian Sea BV |  | 2 |  |  |  | 15.151 | 8 |  |   
Agip Karachaganak BV |  | 3 |  |  |  | 3.325 | 10 |  |   
Bioraffineria di Gela SpA |  | 9 | 9 |  |  | 132 | 59 | 14 |   
Ecofuel Spa |  | 12 | 34 |  |  | 57 | 2 | 284 |   
Eni Abu Dhabi BV |  | 3 | 3 |  |  | 52.918 | 21 | 2 |   
Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV |  |  |  |  |  | 3.849 |  |  |   
Eni Arguni I Ltd |  |  |  |  |  | 54 |  |  |   
Eni Congo SAU |  | 97 | 23 |  |  |  | 91 | 110 |   
Eni Côte d'Ivoire Ltd |  | 32 | 1 |  |  | 576 | 55 |  |   
Eni España Comercializadora de Gas SAU |  | 65 | 2 |  | 1 | 30 | 862 | 116 | (6)  
Eni Gas & Power France SA |  | 108 | 1 | 43 | 96 | 254 | 567 |  | (66)  
Eni Global Energy Markets SpA |  | 1.518 | 1.449 | 996 | 2.183 | 2.627 | 3.420 | 1.970 | (1.080)  
Eni Indonesia Ltd |  | 35 | 5 |  |  | 7 | 74 | 242 |   
Eni International BV |  | 5 |  |  |  | 193 | 17 |  |   
Eni Lasmo PLC |  |  |  |  |  | 622 |  |  |   
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA |  | 38 | 89 |  |  | 70 | 98 | 260 |   
Eni México S. de RL de CV |  | 29 |  |  |  | 165 | 50 |  |   
Eni Muara Bakau BV |  | 11 | 17 |  |  |  | 16 | 164 |   
Eni North Africa BV |  | 16 | 2 |  |  | 25 | 45 | 50 |   
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


ALLEGATI

BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 457

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

|  | 31.12.2024 | 2024  
---|---|---|---  
|  | Crediti  | Debiti  |  |  |  |  |  | Altri proventi   
|  | e altre  | e altre  | Derivati  | Derivati  |  |  |  | (oneri)   
Denominazione | (€ milioni) | attività | passività | attivi | Passivi | Garanzie | Ricavi (a) | Costi (b) | operativi  
Eni Petroleum US LLC |  |  |  |  |  | 460 |  |  |   
Eni Plenitude Iberia SLU |  |  |  |  |  | 85 |  |  |   
Eni Plenitude Renewables Spain SLU |  |  |  |  |  | 68 |  |  |   
Eni Plenitude SpA Società Benefit |  | 574 | 7 | 327 | 353 | 746 | 2.683 |  | (149)  
Eni Rewind SpA |  | 31 | 200 |  |  | 1.013 | 56 | 422 |   
Eni Timor 22-23 BV |  |  |  |  |  | 55 |  |  |   
Eni Trade & Biofuels SpA |  | 126 | 1.120 |  | 1 | 4.008 | 1.460 | 10.670 | 5  
Eni Trading & Shipping Inc |  | 1 | 50 |  |  | 976 | 1 | 766 |   
Eni UK Ltd |  | 13 | 3 |  |  | 811 | 38 | 4 |   
Eni ULX Ltd |  |  |  |  |  | 296 |  |  |   
Eni US Operating Co. Inc. |  |  |  |  |  | 134 | 1 |  |   
Eni USA Gas Marketing LLC |  |  |  |  |  | 1.351 |  |  |   
Enilive Deutschland GmbH |  | 140 |  |  |  | 10 | 1.476 |  |   
Enilive France Sàrl |  | 1 |  |  |  | 54 | 7 |  |   
Enilive SpA |  | 1.245 | 166 | 2 |  | 1.123 | 9.729 | 1.677 |   
Enilive Suisse SA |  | 8 |  |  |  |  | 155 |  |   
Enimoov SpA |  | 634 | 3 |  |  | 39 | 2.358 | 2 |   
EniPower Mantova SpA |  | 1 | 114 |  |  | 6 | 1 | 134 |   
EniPower SpA |  | 31 | 415 |  |  | 6 | 18 | 506 |   
EniProgetti SpA |  | 15 | 78 |  |  | 11 | 25 | 173 |   
EniServizi SpA |  | 12 | 43 |  |  | 9 | 43 | 156 |   
Gruppo Neptune |  | 4 | 12 |  |  | 19 | 4 | 174 |   
Ieoc Production BV |  | 20 |  |  |  | 6 | 60 |  |   
LNG Shipping SpA |  | 14 | 10 |  |  | 184 | 10 | 137 |   
Versalis France SAS |  |  |  | 1 | 2 | 96 |  |  |   
Versalis SpA |  | 121 | 23 |  |  | 130 | 608 | 77 |   
Altre* |  | 174 | 117 | 2 | 22 | 527 | 359 | 204 |   
|  | 5.148 | 3.996 | 1.371 | 2.658 | 92.278 | 24.487 | 18.314 | (1.296)  
Imprese collegate e joint venture |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Azule Energy Angola BV |  | 7 |  |  |  | 76 | 14 |  |   
Azule Energy Angola SpA |  | 16 |  |  |  | 3.267 | 64 |  |   
Damietta LNG (DLNG) SAE |  |  | 28 |  |  |  | 3 | 74 |   
North Sea Wind Ltd |  |  |  |  |  | 177 |  |  |   
Saipem SpA |  | 1 | 35 |  |  | 9 | 3 | 122 |   
Societa' EniPower Ferrara Srl |  |  | 84 |  |  | 15 | 1 | 135 |   
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA |  | 12 | 491 |  |  |  | 16 | 14 |   
Trans Tunisian Pipeline Company SpA |  | 61 | 27 |  |  |  |  | 248 |   
Vår Energi ASA |  | 11 | 70 |  |  | 248 | 14 | 697 |   
Altre* |  | 57 | 8 |  |  | 5 | 58 | 27 |   
|  | 165 | 743 |  |  | 3.797 | 173 | 1.317 |   
Imprese controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |  |  |  |   
Gruppo Snam |  | 193 | 436 |  |  |  | 196 | 1.340 |   
Gruppo Terna |  | 66 | 29 |  |  |  | 295 | 146 | 10  
GSE - Gestore Servizi Energetici |  | 96 | 43 |  |  |  | 1.183 | 681 |   
Altre* |  | 6 | 7 |  |  |  | 13 | 32 |   
|  | 361 | 515 |  |  |  | 1.687 | 2.199 | 10  
Altri soggetti correlati |  |  | 3 |  |  |  | 1 | 32 |   
|  | 5.674 | 5.257 | 1.371 | 2.658 | 96.075 | 26.348 | 21.862 | (1.286)  
  
  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


  


(a) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché includono 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.

  


ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025458

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

I rapporti più significativi con le imprese controllate, collegate e joint venture riguardano 

• l’acquisto di greggio da Eni Trade & Biofuels SpA, Eni Trading & Shipping Inc. e da Eni Mediterranea Idrocarburi SpA sulla base dei corrispettivi 

legati alle quotazioni dei greggi di riferimento sui mercati internazionali riconosciuti e l’acquisto di prodotti da Enilive SpA;

• la fornitura di prodotti petroliferi a società italiane controllate (tra le principali Enilive SpA, Enimoov SpA, Eni Mediterranea Idrocarburi SpA, 

Eni Trade & Biofuels SpA), nonché di greggi a Enilive Deutschland GmbH e prodotti petroliferi a controllate estere (tra le principali Enilive 

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, Eni Global Energy Markets SpA, Versalis SpA,) e 

all’estero (Eni Plenitude France SAS, Eni España Comercializadora de Gas SAU) sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali 

prodotti energetici;

• la cessione dei diritti di emissione della CO2 ad Eni Global Energy Markets SpA;

• la fornitura di energia elettrica e vapore a società controllate (Eni Plenitude SpA Società Benefit, EniPower SpA, Versalis SpA, Enilive SpA, 

EniServizi SpA, Eni Rewind 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, In Salah Gas Ltd, Gruppo Neptune, Eni Global Energy Markets SpA, Eni Indonesia Ltd, Eni España Comercializadora de Gas SAU 

e Vår Energi ASA) sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali prodotti energetici;

• l’acquisizione di servizi di ingegneria da EniProgetti SpA e da Saipem SpA;

• la fornitura di servizi specialistici nel campo dell’upstream petrolifero a società controllate e collegate (tra le principali Eni Congo SAU, 

Ieoc Production BV, Azule Energy Angola SpA, Eni Côte d'Ivoire Ltd, Eni México S. De R.L. 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 titoli ambientali da EniPower SpA e l’acquisto di energia elettrica da Enilive SpA e da Eni Mediterranea Idrocarburi SpA;

• 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 tolling con le società EniPower SpA ed EniPower 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;

• il contratto di tolling con Damietta LNG (DLNG) SAE che prevede la consegna in conto lavorazione del gas e la messa a disposizione di LNG;

• gli anticipi ricevuti da Società Oleodotti Meridionali - SOM 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 SpA). 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, Eni España Comercializadora de Gas SAU e Eni Plenitude France SAS.

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.

  


ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO 459ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

I rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:

• costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni per €23 milioni e debiti per contributi da versare per €2 milioni;

• costi per contributi versati al Fondo Integrativo Sanitario dei Dirigenti delle Aziende del Gruppo Eni – FISDE per €4 milioni e debiti per 

contributi da versare per €1 milione; 

• contributi erogati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni Enrico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per €4 milioni e €4 milioni.

L’analisi dei rapporti di natura finanziaria con le imprese controllate, collegate e joint venture e con altre società controllate dallo Stato è

la seguente: 

ESERCIZIO 2025

|  | 31.12.2025 | 2025  
---|---|---|---  
|  | Crediti e  |  |  |  |  |   
|  | disponibilità |  |  |  |  |   
|  | liquide  |  |  | Proventi  | Oneri  |   
Denominazione | (€ milioni) | e equivalenti | Debiti | Garanzie | finanziari | finanziari | Derivati  
Imprese controllate |  |  |  |  |  |  |   
Agip Caspian Sea BV |  |  | 155 |  | 1 | 11 |   
Agip Energy and Natural Resources (Nigeria) Ltd |  | 172 | 86 |  | 12 | 8 |   
Agip Karachaganak BV |  | 2 | 55 |  | 1 | 4 |   
Banque Eni SA |  | 221 |  |  | 8 | 1 |   
Bioraffineria di Gela SpA |  | 220 |  | 39 | 2 |  |   
Eni Abu Dhabi BV |  | 880 | 211 |  | 53 | 7 |   
Eni Algeria Exploration BV |  |  | 453 |  | 1 | 1 |   
Eni Algeria Production BV |  | 200 | 3 |  | 4 |  |   
Eni BTC Ltd |  |  | 860 |  |  | 9 |   
Eni Congo SAU |  | 3.857 |  |  | 206 |  | 3  
Eni Côte d'Ivoire Ltd |  | 1.792 | 5 |  | 151 | 1 |   
Eni G&P Trading BV |  |  | 82 |  |  | 6 | (9)  
Eni Ganal Deepwater Ltd |  |  | 59 |  |  | 3 |   
Eni Ghana Exploration and Production Ltd |  |  | 93 |  |  | 11 |   
Eni Global Energy Markets SpA |  | 173 | 1.090 |  | 14 | 5 |   
Eni In Amenas Ltd |  |  | 53 |  |  | 8 |   
Eni Insurance SpA |  |  | 509 |  |  | 10 |   
Eni International BV |  |  | 1.620 |  |  | 81 | (1)  
Eni International NA NV Sàrl |  |  | 60 |  |  | 5 |   
Eni International Resources Ltd |  | 51 | 27 |  | 1 | 1 |   
Eni Investments Plc |  |  | 403 |  |  | 32 |   
Eni Iraq BV |  |  | 209 |  |  | 3 |   
Eni JPDA 03-13 Ltd |  |  | 69 |  |  | 3 |   
Eni Kenya BV |  | 23 | 14 | 214 | 4 |  |   
Eni Lasmo Plc |  |  | 1.016 |  |  | 35 |   
Eni Marine Services SpA |  |  | 107 |  |  | 5 |   
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA |  | 495 |  | 175 | 15 |  |   
Eni México S. de RL de CV |  | 1.754 |  | 3 | 123 |  |   
Eni Muara Bakau BV |  | 55 |  |  | 2 |  |   
Eni Natural Energies Kenya EPZ Ltd |  | 1 | 61 |  | 1 | 1 |   
Eni New Energy US Holding Llc |  |  |  | 64 |  |  |   
Eni North Africa BV |  | 200 | 1 |  | 2 | 5 | 3  
Eni Petroleum Co Inc |  | 1 | 520 |  | 1 | 19 |   
Eni Plenitude France SAS (ex Eni Gas & Power France SA) |  |  | 111 |  |  | 2 |   
Eni Plenitude Renewables Italy SpA |  | 52 | 32 |  | 1 | 1 |   
Eni Plenitude SpA Società Benefit |  | 2.051 |  |  | 55 | 1 | (68)  
Eni Qatar BV |  | 153 |  |  | 4 |  |   
Eni Rapak Deepwater Ltd |  |  | 109 |  |  | 3 |   
Eni Rewind SpA |  |  | 1.750 |  | 3 | 42 |   
  
  


ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025460

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

|  | 31.12.2025 | 2025  
---|---|---|---  
|  | Crediti e  |  |  |  |  |   
|  | disponibilità |  |  |  |  |   
|  | liquide  |  |  | Proventi  | Oneri  |   
Denominazione | (€ milioni) | e equivalenti | Debiti | Garanzie | finanziari | finanziari | Derivati  
Eni Trade & Biofuels SpA |  |  | 2.061 | 1.662 | 38 | 24 | 1  
Eni Trading & Shipping Inc |  |  | 87 | 60 | 2 | 1 |   
Eni Transporte y Suministro México S. de RL de CV |  | 165 |  |  | 6 |  |   
Eni UK Ltd |  |  | 427 |  |  | 22 |   
Eni ULX Ltd |  |  | 259 |  |  | 9 |   
Eni Venezuela BV |  | 462 | 1 |  | 37 |  |   
Enilive Deutschland GmbH |  |  | 137 |  |  | 10 |   
Enilive SpA |  | 821 | 1.624 | 870 | 12 | 20 | 8  
Enilive US Inc |  | 140 | 1 |  | 6 |  |   
Enimoov SpA |  | 1 | 459 |  |  | 14 |   
EniPower Mantova SpA |  |  | 79 |  |  | 4 |   
EniPower SpA |  | 2 | 916 |  |  | 52 |   
EniProgetti SpA |  | 101 | 98 |  | 3 | 2 |   
Finproject SpA |  | 94 | 18 |  | 2 |  |   
Floaters SpA |  |  | 800 | 1.388 | 1 | 33 | 124  
Gruppo Neptune |  | 98 | 685 |  | 8 | 67 | 1  
Ieoc Production BV |  |  | 594 |  |  | 11 |   
LNG Shipping SpA |  |  | 284 |  |  | 7 |   
Nigerian Agip Exploration Ltd |  | 88 | 171 |  | 6 | 15 |   
Novamont SpA |  | 240 |  |  | 7 |  |   
Versalis France SAS |  | 354 |  |  | 7 |  | 10  
Versalis SpA |  | 1.643 | 18 | 55 | 44 | 1 | 1  
Altre* |  | 500 | 664 | 18 | 23 | 35 | 2  
|  | 17.062 | 19.206 | 4.548 | 867 | 651 | 75  
Imprese collegate e joint venture |  |  |  |  |  |  |   
Mozambique Rovuma Venture SpA |  | 2.318 |  |  | 147 |  |   
Altre* |  | 39 | 56 |  | 4 | 7 |   
|  | 2.357 | 56 |  | 151 | 7 |   
Imprese controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |  |   
Altre* |  |  | 5 |  |  | 1 |   
|  |  | 5 |  |  | 1 |   
|  | 19.419 | 19.267 | 4.548 | 1.018 | 659 | 75  
  
(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.

ESERCIZIO 2024

|  | 31.12.2024 | 2024  
---|---|---|---  
|  | Crediti e  |  |  |  |  |   
|  | disponibilità |  |  |  |  |   
|  | liquide  |  |  | Proventi  | Oneri  |   
Denominazione | (€ milioni) | e equivalenti | Debiti | Garanzie | finanziari | finanziari | Derivati  
Imprese controllate |  |  |  |  |  |  |   
Agip Caspian Sea BV |  | 2 | 80 |  | 1 | 20 |   
Agip Energy & Natural Resources (Nigeria) Ltd |  | 195 | 182 |  | 6 | 4 |   
Agip Karachaganak BV |  | 1 | 121 |  | 1 | 8 |   
Banque Eni SA |  | 257 | 4 |  | 11 | 1 |   
Bioraffineria di Gela SpA |  | 116 |  |  | 4 |  |   
Eni Abu Dhabi BV |  | 1.068 | 275 |  | 64 | 15 |   
Eni Algeria Production BV |  | 55 |  |  | 2 |  |   
Eni Canada Holding Ltd |  |  | 61 |  |  | 3 |   
Eni Congo SAU |  | 3.722 |  | 427 | 239 |  |   
  
  


ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO 461ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

|  | 31.12.2024 | 2024  
---|---|---|---  
|  | Crediti e  |  |  |  |  |   
|  | disponibilità |  |  |  |  |   
|  | liquide  |  |  | Proventi  | Oneri  |   
Denominazione | (€ milioni) | e equivalenti | Debiti | Garanzie | finanziari | finanziari | Derivati  
Eni Côte d'Ivoire Ltd |  | 2.824 | 2 | 981 | 144 | 4 |   
Eni G&P Trading BV |  |  | 304 |  |  | 2 | 3  
Eni Ganal Deepwater Ltd |  |  | 72 |  |  |  |   
Eni Ghana Exploration and Production Ltd |  |  | 235 |  | 7 | 5 |   
Eni Global Energy Markets SpA |  | 494 | 3 | 147 | 173 | 161 | 1  
Eni In Amenas Ltd |  |  | 183 |  |  | 7 |   
Eni In Salah Ltd |  |  | 224 |  |  | 9 |   
Eni Insurance DAC |  |  | 70 |  |  | 10 |   
Eni International BV |  |  | 3.638 | 115 | 3 | 250 |   
Eni International NA NV Sàrl |  |  | 68 |  |  | 7 |   
Eni Investments Plc |  |  | 855 |  |  | 86 |   
Eni Iraq BV |  |  | 235 |  |  | 3 |   
Eni JPDA 03-13 Ltd |  |  | 88 |  |  | 5 |   
Eni Kenya BV |  | 118 |  | 242 | 3 |  |   
Eni Lasmo PLC |  |  | 1.153 |  |  | 28 |   
Eni Marine Services SpA |  |  | 83 |  |  | 2 |   
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA |  | 628 |  | 175 | 21 | 3 |   
Eni México S. de RL de CV |  | 2.127 | 43 | 19 | 144 |  |   
Eni Mozambique LNG Holding BV |  | 58 |  |  | 3 |  |   
Eni North Africa BV |  |  | 135 |  | 1 | 6 | (4)  
Eni Oman BV |  |  | 53 |  |  | 2 |   
Eni Petroleum Co Inc |  |  | 631 |  | 27 | 13 |   
Eni Plenitude Renewables Italy SpA |  | 65 |  |  | 2 |  |   
Eni Plenitude SpA Società Benefit |  | 2.116 | 1 |  | 57 | 2 | 39  
Eni Rewind SpA |  |  | 1.878 |  | 3 | 69 |   
Eni Trade & Biofuels SpA |  | 1.267 | 2.101 | 1.196 | 181 | 126 |   
Eni Trading & Shipping Inc |  |  | 148 | 72 | 4 | 1 |   
Eni Transporte y Suministro Mexico S. de RL de CV |  | 95 |  |  | 3 | 1 |   
Eni Turkmenistan Ltd |  |  | 89 |  |  | 12 |   
Eni UK Ltd |  |  | 630 | 1 |  | 16 | 3  
Eni Venezuela BV |  | 533 | 39 |  | 52 | 4 |   
Enilive Deutschland GmbH |  |  | 435 |  |  | 28 |   
Enilive SpA |  | 402 | 594 |  | 61 | 50 | 6  
Enilive US Inc |  | 129 |  |  | 6 |  |   
Enimoov SpA |  |  | 458 |  | 3 | 28 |   
EniPower Mantova SpA |  |  | 149 |  |  | 7 |   
EniPower SpA |  |  | 982 |  |  | 56 |   
EniProgetti SpA |  | 100 | 38 | 2 | 3 | 2 |   
Finproject SpA |  | 70 | 8 |  |  |  |   
Floaters SpA |  |  | 1.611 | 4.457 | 40 | 22 | (33)  
Gruppo Neptune |  | 183 | 2.319 |  | 9 | 51 | (1)  
Ieoc Production BV |  | 60 | 3 |  |  | 14 |   
LNG Shipping SpA |  |  | 298 |  |  | 13 | 1  
Nigerian Agip Exploration Ltd |  | 105 | 360 |  | 7 | 14 |   
Novamont SpA |  | 240 | 2 |  | 5 |  |   
Versalis France SAS |  | 272 | 1 |  | 6 |  | (7)  
Versalis SpA |  | 1.982 | 1 | 55 | 57 | 2 | (2)  
Altre* |  | 602 | 783 | 59 | 87 | 99 |   
|  | 19.886 | 21.726 | 7.948 | 1.440 | 1.271 | 6  
  
  


ALLEGATI

BILANCIO

462

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

|  | 31.12.2024 | 2024  
---|---|---|---  
|  | Crediti e  |  |  |  |  |   
|  | disponibilità |  |  |  |  |   
|  | liquide  |  |  | Proventi  | Oneri  |   
Denominazione | (€ milioni) | e equivalenti | Debiti | Garanzie | finanziari | finanziari | Derivati  
Imprese collegate e joint venture |  |  |  |  |  |  |   
Mozambique Rovuma Venture SpA |  | 1.769 |  |  | 132 | 3 |   
Pengerang Biorefinery Sdn Bhd |  | 60 |  |  |  |  |   
Vår Energi ASA |  |  |  |  |  |  |   
Altre* |  | 1 | 71 | 1 | 3 | 10 |   
|  | 1.830 | 71 | 1 | 135 | 13 |   
Imprese controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |  |   
Altre* |  |  | 4 |  | 1 | 1 |   
|  |  | 4 |  | 1 | 1 |   
|  | 21.716 | 21.801 | 7.949 | 1.576 | 1.285 | 6  
  
(*) 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. Per maggiori informazioni, si rinvia alle note n. 15 – Altre attività finanziarie e n. 

18 – Passività finanziarie.

I rapporti finanziari comprendono le passività finanziarie per beni in leasing.

Per l’illustrazione delle principali garanzie con parti correlate si rinvia alla nota n. 26 – Garanzie, Impegni e rischi.

INCIDENZA DELLE OPERAZIONI O POSIZIONI CON PARTI CORRELATE SULLA SITUAZIONE 

PATRIMONIALE, SUL RISULTATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI

L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella riepilogativa:

| 31.12.2025 | 31.12.2024  
---|---|---  
|  | Entità |  |  | Entità | Incidenza   
(€ milioni) | Totale | correlate | Incidenza % | Totale | correlate | %  
Disponibilità liquide ed equivalenti | 5.602 | 22 | 0,39 | 5.142 | 57 | 1,11  
Altre attività finanziarie correnti | 11.980 | 11.268 | 94,06 | 6.041 | 6.037 | 99,93  
Crediti commerciali e altri crediti | 6.834 | 4.690 | 68,63 | 9.738 | 5.484 | 56,32  
Altre Attività correnti | 1.652 | 1.245 | 75,36 | 1.825 | 1.366 | 74,85  
Altre Attività finanziarie non correnti | 8.168 | 8.129 | 99,52 | 15.867 | 15.623 | 98,46  
Altre Attività non correnti | 434 | 218 | 50,23 | 435 | 194 | 44,60  
Passività finanziarie a breve termine | 21.759 | 18.301 | 84,11 | 23.717 | 20.662 | 87,12  
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | 2.654 | - | n.s | 2.968 | - | n.s.  
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine | 292 | 128 | 43,84 | 378 | 190 | 50,26  
Debiti commerciali e altri debiti | 6.659 | 3.887 | 58,37 | 7.798 | 4.732 | 60,68  
Altre passività correnti | 2.058 | 812 | 39,46 | 3.822 | 2.563 | 67,06  
Passività finanziarie a lungo termine | 19.526 | 2 | 0,01 | 21.085 | 3 | 0,01  
Passività per beni in leasing a lungo termine | 1.326 | 836 | 63,05 | 1.455 | 946 | 65,02  
Altre passività non correnti | 690 | 522 | 75,65 | 1.111 | 620 | 55,81  
  
  


ALLEGATI

BILANCIO

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO 463

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:

| 2025 | 2024  
---|---|---  
|  | Entità |  |  | Entità |   
(€ milioni) | Totale | correlate | Incidenza % | Totale | correlate | Incidenza %  
Ricavi della gestione caratteristica | 32.043 | 23.691 | 73,94 | 35.026 | 25.353 | 72,38  
Altri ricavi e proventi | 757 | 532 | 70,28 | 569 | 449 | 78,91  
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 32.433 | 19.695 | 60,73 | 34.280 | 21.267 | 62,04  
Altri proventi (oneri) operativi | 472 | 1.492 | 316,10 | (192) | (1.286) | n.s.  
Proventi finanziari | 5.287 | 1.018 | 19,25 | 5.768 | 1.576 | 27,32  
Oneri finanziari | 5.901 | 659 | 11,17 | 6.533 | 1.285 | 19,67  
Strumenti finanziari derivati | (7) | 75 | n.s. | 287 | 6 | 2,09  
  
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella:

(€ milioni) | 2025 | 2024  
---|---|---  
Ricavi e proventi | 24.412 | 25.915  
Costi e oneri | (19.756) | (21.323)  
Altri proventi (oneri) operativi | 1.492 | (1.286)  
Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | (1.594) | 2.603  
Interessi | 342 | 250  
Flusso di cassa netto da attività operativa | 4.896 | 6.159  
Investimenti in attività materiali e immateriali | (138) | (100)  
Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento | (16) | 3  
Variazione crediti finanziari | 1.027 | 372  
Flusso di cassa netto da attività di investimento | 873 | 275  
Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing | (1.818) | (855)  
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (1.818) | (855)  
Totale flussi finanziari verso entità correlate | 3.951 | 5.579  
  
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

| 2025 | 2024  
---|---|---  
|  | Entità |  |  | Entità |   
(€ milioni) | Totale | correlate | Incidenza % | Totale | correlate | Incidenza %  
Flusso di cassa da attività operativa | 5.584 | 4.896 | 87,68 | 5.407 | 6.159 | n.s  
Flusso di cassa da attività di investimento | 2.988 | 873 | 29,22 | (1.412) | 275 | n.s  
Flusso di cassa da attività di finanziamento | (8.093) | (1.818) | 22 | (5.992) | (855) | 14,27  
  
  


ALLEGATI

BILANCIO

464

ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CONSOLIDATO

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

33 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 cassa

1

.

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 2025, 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:

EROGAZIONI CONCESSE

| Importo del vantaggio   
---|---  
Soggetto beneficiario | economico corrisposto (€)  
Eni Foundation | 4.198.360  
Fondazione Enrico Mattei (FEEM) | 4.000.000  
Fondazione Teatro alla Scala | 3.256.520  
Fondazione Giorgio Cini | 500.000  
Associazione Be Human | 500.000  
Associazione della Croce Rossa Italiana | 300.000  
EITI - Extractive Industries Transparency Initiative | 57.389  
Associazione Pionieri e Veterani Eni | 51.500  
Associazione Civita | 44.000  
Federazione Nazionale dei Cavalieri del Lavoro | 40.000  
E4IMPACT Foundation | 35.000  
GCNI - Fondazione Global Compact Network Italia | 28.200  
Voluntary Principles Association (VPA) | 26.476  
Associazione Amici della Luiss Guido Carli | 25.000  
Fondazione Gasliniesieme ETS | 25.000  
Associazione Don Bosco 3A ODV | 20.000  
Comunità Frontiera Lillo Zarba e Vincenzo Fontana ETS | 20.000  
Parrocchia San Luca Evangelista di Stagno | 18.000  
Concattedrale “Gran Madre di Dio” | 17.000  
Fondazione Caritas Livorno | 14.000  
Avis | 14.000  
Associazione Cure Palliative Livorno | 14.000  
Associazione Insieme per Costruire APS | 11.000  
Associazione Sport Insieme Livorno APS | 11.000  
President and Fellows of Harvard College | 10.426  
Parks Liberi e Uguali | 10.000  
  
1 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.

  


ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO 465ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

34 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti

Nel 2025 e 2024 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti. 

35 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Nel 2025 e 2024 non si rilevano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

36 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio

In data 14 novembre 2025, con decorrenza 1° gennaio 2026, è stato conferito il ramo di azienda dell’unità di business Refining Evolution &

Transformation alla nuova società Eni Industrial Evolution SpA, con l’obiettivo di assicurare la gestione degli asset tradizionali (raffinerie e 

depositi) in Europa e Medio Oriente e di consolidare il percorso di trasformazione industriale, anche in ottica di economia circolare, attraverso 

lo sviluppo di nuove filiere industriali.

Non si segnalano altri fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio ad eccezione di quanto già illustrato nelle note del bilancio consolidato.

  


ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATOENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025466

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea 

degli Azionisti

Signori Azionisti,

Il Consiglio di Amministrazione Vi propone di:

• approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2025 di Eni SpA che chiude con l’utile di 4.429.299.314,78 euro;

• attribuire l’utile dell’esercizio di 4.429.299.314,78 euro alla riserva disponibile. 

18 marzo 2026

per il Consiglio di Amministrazione

Il Presidente del Consiglio di Amministrazione

Giuseppe Zafarana

  


ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO 467ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

BILANCIO

DI ESERCIZIO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE

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 2025.

2\.  Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d’esercizio al 31 dicembre 2025 sono state definite e la valuta- 

zione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il modello Internal 

Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un 

framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.

3\.  Si attesta, inoltre, che:

3.1  il bilancio d’esercizio al 31 dicembre 2025:

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.

18 marzo 2026

/firma/ Claudio Descalzi /firma/ Francesco Esposito

Claudio Descalzi Francesco Esposito

Amministratore Delegato Dirigente preposto alla redazione

dei documenti contabili societari

  


Allegati

Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2025  469

Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025  469

Variazioni dell’area di consolidamento verificatesi nell’esercizio  516

Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione  522

Relazione della società di revisione sul bilancio consolidato  XX

Relazione della società di revisione sul bilancio d’esercizio  XX

Relazione della società di revisione sull’esame limitato della rendicontazione di sostenibilità XX

Relazione del Collegio Sindacale all’Assemblea degli azionisti  XX

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025468

ALLEGATI

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 469ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALLEGATI ALLE NOTE DEL BILANCIO CONSOLIDATO DI ENI SPA 

AL 31 DICEMBRE 2025

Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2025

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 2025, 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 2025, 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 59 345 404

Imprese consolidate joint operation 4 7 11

Partecipazioni di imprese consolidate 

(b)

Valutate con il metodo del patrimonio netto 12 45 57 29 85 114

Valutate con il metodo del costo 4 1 5 5 24 29

Valutate con il metodo del fair value 3 20 23

16 46 62 34 109 143 3 20 23

Partecipazioni di imprese non consolidate

Possedute da imprese controllate 2 2 3 3

Possedute da imprese a controllo congiunto 1 12 13

0 2 2 1 15 16

Totale 75 393 468 39 131 170 3 20 23

(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 ASSOGGETTATE A REGIME FISCALE PRIVILEGIATO

Il Decreto Legislativo 17 dicembre 2023 n. 209, recante le norme di attuazione della riforma fiscale in materia di fiscalità internazionale ha 

modificato la disciplina di cui all’art. 167 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917\. Le disposizioni in materia di imprese estere controllate, CFC, 

si applicano qualora i soggetti controllati non residenti integrino congiuntamente le seguenti condizioni: a) sono assoggettati a tassazione 

effettiva inferiore al 15 per cento (pari al rapporto tra la somma delle imposte correnti dovute e delle imposte anticipate e differite iscritte 

nel proprio bilancio d’esercizio e l’utile ante imposte dell’esercizio risultante dal predetto bilancio), e 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 2025 Eni controlla 1 società che beneficia di un regime fiscale privilegiato ai sensi della suddetta normativa. Tale società è

soggetta ad imposizione in Italia perché inclusa nella dichiarazione dei redditi di Eni.

Nessuna società controllata che beneficia di un regime fiscale privilegiato ha emesso strumenti finanziari e tutti i bilanci 2025 sono oggetto 

di revisione contabile. 

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025470

ALLEGATI

IMPRESA CONSOLIDANTE

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

Eni SpA 

(#)

Roma Italia EUR 4.005.358.876 Cassa Depositi e Prestiti SpA

Ministero dell’Economia e delle Finanze

Eni SpA

Altri Soci

29,75

2,08

6,01

62,16

IMPRESE CONTROLLATE

EXPLORATION & PRODUCTION

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione 

(*)

Eni Marine Services SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 100.000 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 Italia Srl

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 50.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 Co.

Eni Natural Energies Mozambico Srl

San Donato

Milanese (MI)

Mozambico EUR 100.000 Eni Natural Energies 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.

EniProgetti SpA

Venezia

Marghera (VE)

Italia EUR 2.064.000 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 P.N.

Eni Trade & Biofuels SpA

Roma Italia EUR 22.568.759 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)

Italia EUR 1.518.000 Eni SpA 100,00 P.N.

Società Petrolifera Italiana SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 3.652.000 Eni SpA

Soci Terzi

99,96

0,04

99,96 C.I.

(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell’UE.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 471ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione 

(*)

Agip Caspian Sea BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Kazakhstan EUR 20.005 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Agip Energy and Natural

Resources (Nigeria) Ltd

Abuja

(Nigeria)

Nigeria NGN 100.000.000 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)

Road Town

(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.

Eni Abu Dhabi BV 

(3)

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Emirati Arabi

Uniti

EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Albania BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Albania EUR 20.000 Eni Netherlands Hold. 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 P.N.

Eni Algeria Production BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Algeria EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Ambalat Ltd

Londra

(Regno Unito)

Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni America Ltd

Dover

(USA)

USA USD 72.000 Eni UHL Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Argentina Exploración y

Explotación SA

Buenos Aires

(Argentina)

Argentina ARS 36.864.768.292 Eni International BV

Eni Oil Holdings BV

95,00

5,00

100,00 C.I.

Eni Arguni I Ltd

Londra

(Regno Unito)

Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Australia BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Australia EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Australia Ltd

Londra

(Regno Unito)

Australia GBP 20.000.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Bahrain BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Bahrein EUR 20.000 Eni Netherlands Hold. BV 100,00 P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(1) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917. La società risulta essere fiscalmente residente nel Regno Unito.

(2) 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 come 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 impo-

sizione non è inferiore al 50% di quello italiano.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025472

ALLEGATI

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione 

(*)

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 745.993.761 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

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 Cardon Holding BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 20.000 Eni Venezuela E&P H. 100,00 P.N.

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 SAU

Pointe-Noire

(Repubblica

del Congo)

Repubblica

del Congo

USD 500.000 Eni E&P Holding BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Côte d'Ivoire Ltd

Londra

(Regno Unito)

Costa d’Avorio GBP 164.230.001 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I.

Eni Cyprus Ltd

Nicosia

(Cipro)

Cipro EUR 2.016 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni do Brasil Investimentos em

Exploração e Produção de 

Petróleo Ltda

(in liquidazione)

Rio de Janeiro

(Brasile)

Brasile BRL 1.597.792.240 Eni International BV

Eni Oil Holdings BV

99,99

(..)

Co.

Eni East Ganal Ltd

Londra

(Regno Unito)

Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni East Med BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 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 Energy Alam El Shawish BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Egitto EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Arguni I BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Indonesia EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Ashrafi BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Egitto EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Australia Pty Ltd

Perth

(Australia)

Australia USD 540.000.001 Eni En. Holding NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Bonaparte Pty Ltd

Perth

(Australia)

Australia AUD 1 Eni En. Australia Pty Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Brasil Participações Ltda

Rio de Janeiro

(Brasile)

Brasile BRL 60.000.000 Eni En. Holding NL BV

Eni En. E&P Hold. NL BV

99,00

1,00

P.N.

Eni Energy E&P Holding 

Netherlands BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 18.200 Eni En. Holding NL 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 473ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione 

(*)

Eni Energy East Ganal BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Indonesia EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy East Sepinggan BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Indonesia EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Egypt BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Egitto EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Facilities Netherlands BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 18.000 Eni Energy NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy France SAS

Neuilly-Sur-Seine

(Francia)

Francia EUR 137.740 Eni En. International SAS 100,00

Eni Energy Germany BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Germania EUR 100 Eni Energy NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Group Holdings Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito USD 1 Eni En. Group Midco Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Group Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito USD 0,01 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Group Midco Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito USD 1 Eni Energy Group Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Holding Netherlands BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 764.342.437,50 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Hydrogen BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 100 Eni Energy NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy International SAS

Neuilly-Sur-Seine

(Francia)

Francia EUR 196.184,08 Eni International BV 100,00 P.N.

Eni Energy Jakarta BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Indonesia EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Muara Bakau BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Indonesia EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Netherlands Administration BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 1 Eni Energy NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy Netherlands BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 113.500 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy North Ganal BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Indonesia EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy North West El Amal BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Egitto EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025474

ALLEGATI

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Eni Energy Participation Netherlands BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 36.320 Eni Energy NL BV 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 Energy Touat Holding BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Energy West Ganal BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Indonesia EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL 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 Gambia Ltd

Londra

(Regno Unito)

Gambia USD 10.000 Eni International BV 100,00 P.N.

Eni Ganal Deepwater Ltd 

(4)

Hamilton

(Bermuda)

Indonesia USD 12.700 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I.

Eni Ganal Ltd

Londra

(Regno Unito)

Indonesia GBP 2 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Gas & Power LNG Australia BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Australia EUR 1.013.439 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Ghana Exploration and

Production Ltd

Accra

(Ghana)

Ghana GHS 21.412.500 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni GoM Llc

Dover

(USA)

USA USD 5.000 Eni Marketing Inc 100,00 100,00 C.I.

Eni Hewett Ltd

Aberdeen

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 3.036.000 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Hydrocarbons Venezuela Ltd

Londra

(Regno Unito)

Venezuela GBP 8.050.500 Eni Lasmo Plc 100,00 P.N.

Eni In Amenas Ltd

Aberdeen

(Regno Unito)

Algeria USD 1 Eni Algeria Expl.BV 100,00 100,00 C.I.

Eni In Salah Ltd 

(5)

Nassau

(Bahamas)

Algeria USD 1.002 Eni IS Exploration Ltd

Eni Algeria Expl.BV

60,48

39,52

100,00 C.I.

Eni India Ltd

Londra

(Regno Unito)

India GBP 1 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 

(6)

George Town

(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.

(*) 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 opera con stabile organizzazione in Indonesia assoggettata a livello di impo-

sizione non inferiore al 50% di quello italiano.

(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 in Algeria ed il livello di imposizione non è

inferiore al 50% di quello italiano.

(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 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 475ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Eni IS Exploration Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 1 Eni Algeria Expl.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 Kenya BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Kenya EUR 20.000 Eni Netherlands Hold. BV 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 Netherlands Hold. BV 100,00 P.N.

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 Makassar Ltd 

(7)

Hamilton

(Bermuda)

Indonesia USD 12.000 Eni Lasmo Plc 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 Netherlands Hold. BV 100,00 P.N.

Eni México S. de RL de CV

Città del Messico

(Messico)

Messico MXN 23.732.539.080,83 Eni International BV

Eni Oil Holdings BV

99,69

0,31

100,00 C.I.

Eni Middle East Ltd 

(8)

Londra

(Regno Unito)

Emirati Arabi

Uniti

GBP 1 Eni ULT Ltd 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 Natural Energies Congo SAU

Pointe-Noire

(Repubblica

del Congo)

Repubblica

del Congo

XOF 10.000.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 100,00 C.I.

Eni Natural Energies Côte d'Ivoire SA

Abidjan

(Costa d'Avorio)

Costa d'Avorio XOF 10.000.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 100,00 C.I.

Eni Natural Energies Kenya EPZ Ltd

Kinango

(Kenya)

Kenya KES 1.500.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 100,00 C.I.

Eni Natural Energies Vietnam Llc

Ho Chi Minh City

(Vietnam)

Vietnam VND 2.425.500.000 Eni Natural Energies SpA 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.

(*) 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 opera con stabile organizzazione in Indonesia assoggettata a livello di impo-

sizione non inferiore al 50% di quello italiano.

(8) Società per la quale non sono verificate le condizioni di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti e svolge un’attività

economica effettiva.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025476

ALLEGATI

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

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 Peri Mahakam Ltd

Londra

(Regno Unito)

Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Petroleum Co Inc

Dover

(USA)

USA USD 290.125.000 Eni SpA

Eni International BV

60,06

39,94

100,00 C.I.

Eni Petroleum US Llc

Dover

(USA)

USA USD 1.000 Eni BB Petroleum 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

100,00 C.I.

Eni Qatar BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Qatar EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni RAK BV 

(9)

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Emirati Arabi

Uniti

EUR 20.000 Eni Netherlands Hold. BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Rapak Deepwater Ltd 

(10)

Hamilton

(Bermuda)

Indonesia USD 12.000 Eni Lasmo Plc 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 Mozamb. LNG H. BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Sharjah BV 

(9)

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Emirati Arabi

Uniti

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 Timor 22-23 BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Timor Est EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni TNS Ltd

Aberdeen

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 1.000 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Trading & Shipping Inc

Dover

(USA)

USA USD 1.000.000 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I.

Eni Transporte y Suministro

México S. de RL de CV

Città del Messico

(Messico)

Messico MXN 3.000 Eni International BV

Eni Oil Holdings BV

99,90

0,10

100,00 C.I.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(9) Società per la quale non sono verificate le condizioni di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti e svolge un’attività

economica effettiva.

(10) 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 Indonesia assoggettata a livello di impo-

sizione non inferiore al 50% di quello italiano.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 477ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Eni Tunisia BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Tunisia EUR 20.000 Eni Netherlands Hold. BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Turkmenistan Ltd

(11)

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 500.000.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

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 438.240.000 Eni ULT Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Uruguay Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito USD 10.000 Eni Lasmo Plc 100,00 P.N.

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 254.925.100 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Vietnam BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Vietnam EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni West Ganal Ltd

Londra

(Regno Unito)

Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni West Timor Ltd

Londra

(Regno Unito)

Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.

Eni Yemen Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 1.000 Burren Energy Plc 100,00 P.N.

Export LNG Ltd

(12)

Hong Kong

(Hong Kong)

Hong Kong USD 1 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.

First Calgary Petroleums LP

Wilmington

(USA)

Algeria USD 1 Eni Canada Hold. Ltd

FCP Partner Co ULC

99,99

0,01

100,00 C.I.

First Calgary Petroleums

Partner Co ULC

Calgary

(Canada)

Canada CAD 10 Eni Canada Hold. Ltd 100,00 100,00 C.I.

Ieoc Exploration BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Egitto EUR 20.000 Eni Netherlands Hold. BV 100,00 P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(11) 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.

(12) Società per la quale non sono verificate le condizioni di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025478

ALLEGATI

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Ieoc Production BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Egitto EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Lasmo Sanga Sanga Ltd 

(13)

Hamilton

(Bermuda)

Indonesia USD 12.000 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I.

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

P.N.

Nigerian Agip Exploration Ltd

Abuja

(Nigeria)

Nigeria NGN 100.000.000 Eni International BV

Eni Oil Holdings BV

99,99

0,01

100,00 C.I.

Production North Sea Netherlands Ltd

Wilmington

(USA)

Paesi Bassi USD 1.000 Eni Energy NL BV 100,00 100,00 C.I.

PT Eni Natural Energies Indonesia

Jakarta

(Indonesia)

Indonesia IDR 10.000.000.000 Eni Natural Energies SpA

ENE Italia

99,99

0,01

100,00 C.I.

Shanghai Eni Engineering

Consulting Limited Company

Shanghai

(Cina)

Cina USD 30.000 Eni Middle E. Ltd 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.

(13) 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 479ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER

Global Gas & LNG Portfolio

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

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.

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Eni España Comercializadora

de Gas SAU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 2.340.240 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.

Eni G&P Trading BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Turchia EUR 70.000 Eni Netherlands Hold. BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Gas Liquefaction BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 20.000 Eni Netherlands Hold. 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025480

ALLEGATI

Power

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

EniPower SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 200.000.000 Eni SpA

Soci Terzi

51,00

49,00

51,00 C.I.

EniPower Mantova SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 44.000.000 EniPower SpA

Soci Terzi

86,50

13,50

44,12 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 481ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

REFINING E CHIMICA

Refining

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Ecofuel SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 52.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.

Eni Industrial Evolution SpA

Roma Italia EUR 1.000.000 Eni SpA 100,00 P.N.

SeaPad SpA

Genova Italia EUR 12.400.000 Ecofuel SpA

Soci Terzi

80,00

20,00

P.N.

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Abu Dhabi Refining & Trading

Services BV

(14)

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Emirati Arabi

Uniti

EUR 20.000 Eni Abu Dhabi R&T BV 100,00 P.N.

Oléoduc du Rhône SA

Bovernier

(Svizzera)

Svizzera CHF 7.000.000 Eni International BV 100,00 P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(14) Società per la quale non sono verificate le condizioni di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti e svolge un’attività

economica effettiva.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025482

ALLEGATI

Chimica

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Versalis SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 200.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.

Finproject SpA

Morrovalle

(MC)

Italia EUR 18.500.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.

Mater-Agro Srl

Novara Italia EUR 50.000 Novamont SpA

Soci Terzi

85,00

15,00

P.N.

Novamont SpA

Novara Italia EUR 20.000.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.

Versalis Oilfield Solutions Srl

(ex Rewave Srl)

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 5.000.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Asian Compounds Ltd

(15)

Hong Kong

(Hong Kong)

Hong Kong HKD 1.000 Finproject Asia Ltd 100,00

BBI Sverige AB

Torsby

(Svezia)

Svezia SEK 100.000 BioBag International 100,00 P.N.

BioBag Americas Inc

Dunedin

(USA)

USA USD 476 BioBag International 100,00 100,00 C.I.

BioBag Finland OY

Vantaa

(Finlandia)

Finlandia EUR 203.784 BioBag International 100,00 P.N.

BioBag International AS

Indre Østfold

(Norvegia)

Norvegia NOK 3.565.000 Novamont SpA 100,00 100,00 C.I.

BioBag Plastics Ltd

Dún Laoghaire

(Irlanda)

Irlanda EUR 1.000 BioBag International 100,00 P.N.

BioBag Polska Sp zoo

(in liquidazione)

Wroclaw

(Polonia)

Polonia PLN 106.100 BioBag International 100,00 P.N.

BioBag UK Ltd

Belfast

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 1.000 BioBag International 100,00 P.N.

BioBag Zenzo A/S

Hillerød

(Danimarca)

Danimarca DKK 400.000 BioBag International 100,00 P.N.

Dagöplast AS

Hiiumaa

(Estonia)

Estonia EUR 76.800 BioBag International 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.

(15) Società per le quali non sono verificate le condizioni di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 483ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Dunastyr Polisztirolgyártó Zártkörûen

Mûködõ Részvénytársaság

Budapest

(Ungheria)

Ungheria HUF 8.648.496.000 Versalis SpA

Versalis Deutsch. GmbH

Versalis International SA

96,34

1,83

1,83

100,00 C.I.

Finproject Asia Ltd

(16)

Hong Kong

(Hong Kong)

Hong Kong USD 1.000 Finproject SpA 100,00 P.N.

Finproject Brasil Industria

De Solados Eireli

Franca

(Brasile)

Brasile BRL 1.000.000 Finproject SpA 100,00 P.N.

Finproject Guangzhou Trading Co Ltd

Guangzhou

(Cina)

Cina USD 180.000 Finproject SpA 100,00 P.N.

Finproject India Pvt Ltd

Jaipur

(India)

India INR 121.767.880 Versalis Asia Pacific

Finproject SpA

99,99

(..)

100,00 C.I.

Finproject Romania Srl

Valea Lui Mihai

(Romania)

Romania RON 20.023.030 Finproject SpA 100,00 100,00 C.I.

Finproject Viet Nam Company Limited

Hai Phong

(Vietnam)

Vietnam VND 19.623.250.000 Versalis Asia Pacific 100,00 P.N.

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 35.956.433 Foam Creations (2008)

Finproject SpA

53,23

46,77

100,00 C.I.

Novamont France SAS

Parigi

(Francia)

Francia EUR 40.000 Novamont SpA 100,00 100,00 C.I.

Novamont GmbH

Eschborn

(Germania)

Germania EUR 25.564 Novamont SpA 100,00 P.N.

Novamont Iberia SLU

Cornellà

de Llobregat

(Spagna)

Spagna EUR 50.000 Novamont SpA 100,00 100,00 C.I.

Novamont North America Inc

Shelton

(USA)

USA USD 50.000 Novamont SpA 100,00 100,00 C.I.

Padanaplast America Llc

Wilmington

(USA)

USA USD 70.000 Finproject SpA 100,00 P.N.

Padanaplast Deutschland GmbH

Hannover

(Germania)

Germania EUR 25.000 Finproject SpA 100,00 P.N.

Versalis Americas Inc

Dover

(USA)

USA USD 100.000 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I.

Versalis Asia Pacific Pte Ltd

Singapore

(Singapore)

Singapore SGD 15.927.500 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.

Versalis Congo Sarlu

Pointe-Noire

(Repubblica

del Congo)

Repubblica

del Congo

XAF 1.000.000 Versalis Oilfield S. Srl 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 Côte d'Ivoire Sarlu

Abidjan

(Costa d'Avorio)

Costa d’Avorio XOF 270.000.000 Versalis Oilfield S. Srl 100,00 100,00 C.I.

Versalis International SA

Bruxelles

(Belgio)

Belgio EUR 15.449.173,88 Versalis SpA

Versalis Deutsch. GmbH

Dunastyr Zrt

Versalis France

59,00

23,71

14,43

2,86

100,00 C.I.

Versalis Kimya Ticaret Limited Sirketi

Istanbul

(Turchia)

Turchia TRY 20.000 Versalis International SA 100,00 100,00 C.I.

Versalis México S. de RL de CV

Città del Messico

(Messico)

Messico MXN 45.001.000 Versalis Oilfield S. Srl

Versalis SpA

99,99

(..)

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.

(16) 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025484

ALLEGATI

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Versalis Pacific (India) Private Ltd

Mumbai

(India)

India INR 238.700 Versalis Asia Pacific

Versalis International SA

99,99

(..)

P.N.

Versalis Pacific Trading

(Shanghai) Co Ltd

Shanghai

(Cina)

Cina CNY 15.237.236 Versalis Asia Pacific 100,00 100,00 C.I.

Versalis UK Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 1 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.

Versalis Zeal Ltd

Takoradi

(Ghana)

Ghana GHS 5.650.000 Versalis International SA

Soci Terzi

80,00

20,00

P.N.

VME Oilfield Chemicals Llc

Doha

(Qatar)

Qatar QAR 1.000.000 Versalis SpA 100,00 P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 485ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ENILIVE E PLENITUDE

Enilive

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione 

(*)

Enilive SpA

Roma Italia EUR 437.094.420 Eni SpA

Soci Terzi

70,00

30,00

70,00 C.I.

Bioraffineria di Gela SpA

Gela (CL) Italia EUR 15.000.000 Enilive SpA 100,00 70,00 C.I.

Enimoov SpA

Roma Italia EUR 59.944.310 Enilive SpA 100,00 70,00 C.I.

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Aten Oil SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Enilive Iberia SLU 100,00 70,00 C.I.

Eni Energy (Shanghai) Co Ltd

Shanghai

(Cina)

Cina EUR 5.000.000 Enilive SpA 100,00 70,00 C.I.

Enilive Austria GmbH

Vienna

(Austria)

Austria EUR 78.500.000 Enilive SpA

Enilive Deutsch. GmbH

75,00

25,00

70,83 C.I.

Enilive Benelux BV

Rotterdam

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 1.934.040 Enilive SpA 100,00 70,00 C.I.

Enilive Deutschland GmbH

Monaco

(Germania)

di Baviera

Germania EUR 90.000.000 Enilive SpA

Eni International BV

89,00

11,00

73,30 C.I.

Enilive France Sàrl

Lione

(Francia)

Francia EUR 56.800.000 Enilive SpA 100,00 70,00 C.I.

Enilive Iberia SLU

Alcobendas

(Spagna)

Spagna EUR 17.299.100 Enilive SpA 100,00 70,00 C.I.

Enilive Marketing Austria GmbH

Vienna

(Austria)

Austria EUR 19.621.665,23 Enimoov Austria GmbH

Enilive SpA

99,99

(..)

70,83 C.I.

Enilive Schmiertechnik GmbH

Wurzburg

(Germania)

Germania EUR 2.000.000 Enilive Deutsch. GmbH 100,00 73,30 C.I.

Enilive Suisse SA

Losanna

(Svizzera)

Svizzera CHF 102.500.000 Enilive SpA 100,00 70,00 C.I.

Enilive US Inc

Dover

(USA)

USA USD 1.000 Enilive SpA 100,00 70,00 C.I.

Enimoov Austria GmbH

Vienna

(Austria)

Austria EUR 34.156.232,06 Enilive Austria GmbH 100,00 70,83 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025486

ALLEGATI

Plenitude

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Eni Plenitude SpA Società Benefit

Milano Italia EUR 855.555.556 Eni SpA

Soci Terzi

70,00

30,00

70,00 C.I.

Agrikroton Srl - Società Agricola

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Alirsila Srl

Milano Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 P.N.

Atis Floating Wind Srl

Milano Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 P.N.

Enerkall Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Miniwind Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 50.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Renewables Italy SpA

Milano Italia EUR 9.296.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Società Agricola Bio Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Solar II Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Storage Italy Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Evogy Srl Società Benefit

Seriate (BG) Italia EUR 11.785,71 Evolvere Venture SpA 100,00 P.N.

Evolvere Venture SpA

Milano Italia EUR 50.000 Plen. En. Serv. SpA 100,00 70,00 C.I.

Fotovoltaica Pietramontecorvino Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

FV4P Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Gemsa Solar Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

GPC Due Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 12.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Green Parity Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Krimisa Floating Wind Srl

Milano Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 P.N.

Lugo Società Agricola Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Messapia Floating Wind Srl

Milano Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 P.N.

Plenitude Energy Services SpA

Milano Italia EUR 1.130.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Plenitude On The Road Srl

(ex Be Charge Srl)

Milano Italia EUR 500.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 487ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Società Agricola Casemurate Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Società Agricola Forestale

Pianura Verde Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Società Agricola L'Albero Azzurro Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Tate Srl

Milano Italia EUR 408.509,29 Eni Plenitude SpA SB 100,00 P.N.

Timpe Muzzunetti 2 Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 2.500 Eni Plen. Ren. Italy SpA

Soci Terzi

70,00

30,00

49,00 C.I.

Wind Salandra Srl

Cesena

(FC)

Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025488

ALLEGATI

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Adriaplin Podjetje za distribucijo

zemeljskega plina doo Ljubljana

Lubiana

(Slovenia)

Slovenia EUR 12.956.935 Eni Plenitude SpA SB

Soci Terzi

51,00

49,00

35,70 C.I.

Aleria Solar SAS

Bastia

(Francia)

Francia EUR 100 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 70,00 C.I.

Almazara Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Alpinia Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 70,00 C.I.

Argenta Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Argon SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 180.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 70,00 C.I.

Armadura Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Athies-Samoussy Solar PV1 SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 68.000 Krypton SAS 100,00 70,00 C.I.

Athies-Samoussy Solar PV2 SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 40.000 Krypton SAS 100,00 70,00 C.I.

Athies-Samoussy Solar PV3 SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 36.000 Krypton SAS 100,00 70,00 C.I.

Athies-Samoussy Solar PV4 SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 14.000 Xenon SAS 100,00 70,00 C.I.

Athies-Samoussy Solar PV5 SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 14.000 Xenon SAS 100,00 70,00 C.I.

Atlante Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Azursol Est SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Azursol Sud SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Belle Magiocche Solaire SAS

Bastia

(Francia)

Francia EUR 10.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 70,00 C.I.

Boceto Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Brazoria Class B Member Llc

Dover

(USA)

USA USD 1.000 Eni New Energy US Inc 100,00 70,00 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 489ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Brazoria County Solar Project Llc

Dover

(USA)

USA USD 1.000 Brazoria HoldCo Llc 100,00 66,05 C.I.

Brazoria HoldCo Llc

Dover

(USA)

USA USD 183.915.813 Brazoria Class B

Soci Terzi

94,36

5,64

66,05 C.I.

Brown Chapel Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

BT Kellam Solar Llc

Austin

(USA)

USA USD 1.000 Kellam Tax Eq. Partn. 100,00 65,73 C.I.

Burlington Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Cattlemen Class A Llc

Dover

(USA)

USA USD 1 Eni New Energy US Inc 100,00 70,00 C.I.

Centrale Eolienne de la Verte Epine SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 1.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Eolienne de l'Orvin SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Eolienne des Ailes de Foulzy SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Eolienne de Viersat SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 200.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Eolienne du Pays

entre Madon et Moselle SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 100.000 Plen. Zephyr France SAS

Soci Terzi

91,00

9,00

63,70 C.I.

Centrale Eolienne la Garenne SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Eolienne Largeasse SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Eolienne le Mont de Malan SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Eolienne les Hauts Chemins SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Eolienne Neo Avel SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Eolienne Terrajeaux SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 1.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Photovoltaique de Mer SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 100 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Antugnac 2 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Prod. France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Arue 1 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 9.616 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Arue 2 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 1.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Arue 3 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 9.616 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Cessieu Nord Isere SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025490

ALLEGATI

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Centrale Solaire Corbas 1 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 5.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Corbas 3 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 5.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Helys SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 10.000 Plen. Zephyr France SAS

Soci Terzi

60,00

40,00

42,00 C.I.

Centrale Solaire le Bernardan 2 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Prod. France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire les Huchanes SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Prod. France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Morcenx 1 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 1.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Morcenx 2 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 1.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Morhange 2 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 5.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 6 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 10.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 8 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 5.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 9 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 5.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 10 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 5.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 11 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 8.340 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 12 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 1.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 18 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 19 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 4.250 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 20 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 21 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 24 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 26 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 4.311 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Orion 28 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia

EUR

4.762

Plen. Zephyr France SAS

100,00

70,00

C.I.

Centrale Solaire Orion 31 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia

EUR

2,500

Plen. Zephyr France SAS

100.00

70.00

C.I.

Centrale Solaire Orion 34 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia

EUR

2,500

Plen. Zephyr France SAS

100.00

70.00

C.I.

Centrale Solaire Orion 38 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia

EUR

2,500

Plen. Zephyr France SAS

100.00

70.00

C.I.

Centrale Solaire Orion 43 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia

EUR

2,500

Plen. Zephyr France SAS

100.00

70.00

C.I.

Centrale Solaire Orion 50 SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia

EUR

2,500

Plen. Prod. France SAS

100.00

70.00

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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 491ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Centrale Solaire Poullignac SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.890 Plen. Zephyr France SAS

Soci Terzi

86,51

13,49

60,55 C.I.

Centrale Solaire Saint Avit SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 5.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrale Solaire Valenciennes

Aerodrome SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Centrales Solaires Delta SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Chapitel Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Chimney Creek Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Corazon Energy Class B Llc

Dover

(USA)

USA USD 100 Eni New Energy US Inc 100,00 70,00 C.I.

Corazon Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 100 Corazon Tax Eq. Part. Llc 100,00 66,81 C.I.

Corazon Energy Services Llc

Dover

(USA)

USA USD 100 Eni New Energy US Inc 100,00 P.N.

Corazon Tax Equity Partnership Llc

Dover

(USA)

USA USD 170.949.366 Corazon En. Class B Llc

Soci Terzi

95,45

4,55

66,81 C.I.

Cornisa Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Daviess County Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Delta Stockage SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Prod. France SAS

Soci Terzi

70,00

30,00

49,00 C.I.

Eagle Springs Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Ekain Renovables SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 70,00 C.I.

Emery Bull Creek Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Enera Conseil SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 9.690 Eni Plenitude France SAS 100,00 70,00 C.I.

Energías Ambientales de Outes SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 643.451,49 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 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

70,00 C.I.

Eni New Energy US Inc

Dover

(USA)

USA USD 100 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Eni New Energy US Investing Inc

Dover

(USA)

USA USD 1.000 Eni New Energy US Inc 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude France SAS

(ex Eni Gas & Power France SA)

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 51.393.573 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Iberia SLU

Santander

(Spagna)

Spagna EUR 3.192.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Investment Colombia SAS

Bogotà

(Colombia)

Colombia COP 1.010.840.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Investment Spain SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Operations France SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 1.116.489,72 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 70,00 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025492

ALLEGATI

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Eni Plenitude Renewables 

Australia Pty Ltd

(ex Eni New Energy Australia Pty Ltd)

Perth

(Australia)

Australia AUD 4 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Renewables 

Batchelor Pty Ltd

(ex Eni New Energy Batchelor Pty Ltd)

Perth

(Australia)

Australia AUD 1 Eni Plen Ren Aus. Pty Ltd 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Renewables France SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 51.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Renewables Hellas

Single Member SA

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 61.227.464 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Renewables Holding BV

(ex Eni Energy Solutions BV)

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 20.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Renewables 

Katherine Pty Ltd

(ex Eni New Energy Katherine Pty Ltd)

Perth

(Australia)

Australia AUD 1 Eni Plen Ren Aus. Pty Ltd 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Renewables

Luxembourg Sàrl

Lussemburgo

(Lussemburgo)

Lussemburgo EUR 10.253.560 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Renewables

Manton Dam Pty Ltd

(ex Eni New Energy

Manton Dam Pty Ltd)

Perth

(Australia)

Australia AUD 1 Eni Plen Ren Aus. Pty Ltd 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Renewables Spain SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 22.232 Eni Plenitude SpA SB

Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl

Energías Amb. de Outes

63,67

30,05

6,28

70,00 C.I.

Eni Plenitude Rooftop France SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 40.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Technical Services

Colombia SAS

Bogotà

(Colombia)

Colombia COP 1.000.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA

Soci Terzi

60,00

40,00

42,00 C.I.

Eni Plenitude Technical Services

Romania Srl

Cluj-Napoca

(Romania)

Romania RON 4.400 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Eni Plenitude Technical Services

Spain SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 70,00 C.I.

Eolica Cuellar de la Sierra SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 110.999,77 Eni Plen. Inv. Spain SLU 100,00 70,00 C.I.

Eoliennes Chemin Vert SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 5.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Eoliennes Courcome SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 5.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Estanque Redondo Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 70,00 C.I.

Five Mile Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Flat Bayou Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Fortaleza Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Fotovoltaica Fotozar 5 SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 7.616 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 70,00 C.I.

Fotovoltaica Fotozar 6 SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 7.545 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 70,00 C.I.

Garita Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Gas Supply Company

Thessaloniki - Thessalia SA

Thessaloniki

(Grecia)

Grecia EUR 13.761.788 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 493ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Golden Acres Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Granville Invest SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Guajillo Energy Storage Llc

Dover

(USA)

USA USD 100 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Hanks Crossing Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Holding Lanas Solar Sàrl

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 100 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 70,00 C.I.

Huisache BESS Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N.

Huisache Solar Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Inveese SAS

Bogotà

(Colombia)

Colombia COP 100.000.000 Eni Plen. Inv. Colombia

Soci Terzi

75,00

25,00

52,50 C.I.

Kellam Solar Class B Llc

Dover

(USA)

USA USD 1 Eni New Energy US Inc 100,00 70,00 C.I.

Kellam Tax Equity Partnership Llc

Dover

(USA)

USA USD 37.931.763 Kellam Solar Class B

Soci Terzi

93,90

6,10

65,73 C.I.

Killington SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Krypton SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 180.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 70,00 C.I.

Ladronera Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Lanas Solar SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 100 Holding Lanas Solar Sàrl 100,00 70,00 C.I.

Lone Pine Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Maristella Directorship SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 70,00 C.I.

Membrio Solar SLU

Lodosa

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 70,00 C.I.

Miburia Trade SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 70,00 C.I.

Muddy Creek Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Olea Solar SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 70,00 C.I.

Parc Eolien des Avaloirs SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 6.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

Plenitude Kazakhstan Llp

(ex Arm Wind Llp)

Astana

(Kazakhstan)

Kazakhstan KZT 48.175.700.000 Eni Plen. Ren. Hold. BV 100,00 70,00 C.I.

Plenitude Production France SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Plenitude Zephyr France SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 2.500 Plen. Prod. France SAS 100,00 70,00 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025494

ALLEGATI

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Plumlee SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

POP Solar SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 1.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 70,00 C.I.

Quiver River Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Renopool 1 SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.015 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 70,00 C.I.

Richwood Invest SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 70,00 C.I.

Sandrini 100 Class B Member Llc

Dover

(USA)

USA USD 1 Eni New Energy US Inc 100,00 70,00 C.I.

Sandrini 200 Class B Member Llc

Dover

(USA)

USA USD 1 Eni New Energy US Inc 100,00 70,00 C.I.

Sandrini BESS Class B Member Llc

Dover

(USA)

USA USD 1 Eni New Energy US Inc 100,00 70,00 C.I.

SASU PV Les Poulettes SAS

Levallois-Perret

(Francia)

Francia EUR 5.000 Plen. Zephyr France SAS 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV1 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 87.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV2 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 79.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV3 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 77.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV4 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 76.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV5 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 177.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV6 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 188.300 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV7 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 349.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV8 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 157.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV9 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 167.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV12 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 131.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV13 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 175.100 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV14 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 53.601.900 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV15 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 99.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV16 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 132.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 495ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

SKGRPV17 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 210.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV19 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 791.400 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

SKGRPV20 Single Member Private

Company

Atene

(Grecia)

Grecia EUR 89.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 70,00 C.I.

South Triangle Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Tallahatchie Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Tantalio Renovables SLU

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 70,00 C.I.

Timber Road Blue Harvest Class A Llc

Dover

(USA)

USA USD 1 Eni New Energy US Inc 100,00 70,00 C.I.

Turner Creek Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Watertown Energy Llc

Dover

(USA)

USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 70,00 C.I.

Wind Grower SLU

Ourense

(Spagna)

Spagna EUR 593.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 70,00 C.I.

Wind Hero SLU

Ourense

(Spagna)

Spagna EUR 563.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 70,00 C.I.

Xenon SAS

Argenteuil

(Francia)

Francia EUR 1.500.100 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 70,00 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025496

ALLEGATI

CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ

Corporate e Società finanziarie

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Agenzia Giornalistica Italia SpA

Roma Italia EUR 2.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.

D-Share SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 121.719,25 AGI SpA 100,00 100,00 C.I.

EniBioCh4in Aprilia Srl

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 10.000 EniBioCh4in SpA 100,00 85,00 C.I.

EniBioCh4in Grupellum Società

Agricola Srl

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 100.000 EniBioCh4in SpA

Soci Terzi

98,00

2,00

83,30 C.I.

EniBioCh4in Jonica Srl

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 20.000 EniBioCh4in SpA 100,00 85,00 C.I.

EniBioCh4in Pannellia

BioGas Srl Società Agricola

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 50.000 EniBioCh4in SpA 100,00 85,00 C.I.

EniBioCh4in Po Energia Srl

Società Agricola

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 10.000 EniBioCh4in SpA 100,00 85,00 C.I.

EniBioCh4in Quadruvium Srl

Società Agricola

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 100.000 EniBioCh4in SpA 100,00 85,00 C.I.

EniBioCh4in SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 2.500.000 Enilive SpA

Eni SpA

50,00

50,00

85,00 C.I.

Eni Corporate University SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 3.360.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.

Eni Insurance SpA

Roma Italia EUR 500.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.

Eniquantic SpA

Roma Italia EUR 50.000 Eni SpA

Soci Terzi

94,20

5,80

Co.

EniServizi SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 13.427.419,08 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.

Eniverse Ventures Srl

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 2.400.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.

Enivibes Srl

Vimodrone (MI) Italia EUR 3.552.632,00 Eniverse

Soci Terzi

76,00

24,00

76,00 C.I.

Open Star Platform Srl

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 50.000,00 Eni SpA 100,00 Co.

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

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Banque Eni SA

Bruxelles

(Belgio)

Belgio EUR 50.000.000 Eni International BV

Eni Oil Holdings BV

99,90

0,10

100,00 C.I.

Eni 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 Netherlands Holding BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.

Eni Next Llc

Dover

(USA)

USA USD 100 Eni Petroleum Co Inc 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 497ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Altre attività

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Eni Rewind SpA

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 101.755.495,30 Eni SpA

Soci Terzi

99,99

(..)

100,00 C.I.

Industria Siciliana Acido

Fosforico - ISAF - SpA

(in liquidazione)

Gela (CL) Italia EUR 1.300.000 Eni Rewind SpA

Soci Terzi

52,00

48,00

P.N.

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Eni Rewind International BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 20.000 Eni Netherlands Hold. BV 100,00 P.N.

Oleodotto del Reno SA

Coira

(Svizzera)

Svizzera CHF 1.550.000 Eni Rewind SpA 100,00 P.N.

(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025498

ALLEGATI

IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO E COLLEGATE

EXPLORATION & PRODUCTION

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Agri-Energy Srl

(†)

Jolanda di Savoia

(FE)

Italia EUR 50.000 Eni Natural Energies SpA

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Azule Energy Angola SpA

Milano Angola EUR 20.200.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00

Mozambique Rovuma Venture SpA

(†)

San Donato

Milanese (MI)

Mozambico EUR 20.000.000 Eni SpA

Soci Terzi

35,71

64,29

P.N.

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Agiba Petroleum Co

(†)

Il Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV

Soci Terzi

50,00

50,00

Co.

Ashrafi Island Petroleum Co (†)

(in liquidazione)

Il Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 20.000 Eni Energy Ashrafi BV

Ieoc Production BV

Soci Terzi

25,00

25,00

50,00

Co.

Azule Energy Angola (Block 18) BV

Rotterdam

(Paesi Bassi)

Angola EUR 2.275.625,42 Azule Energy Holdings Ltd 100,00

Azule Energy Angola BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Angola EUR 20.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00

Azule Energy Angola Production BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Angola EUR 20.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00

Azule Energy Exploration Angola (KB) Ltd

Londra

(Regno Unito)

Angola USD 1 Azule Energy Holdings Ltd 100,00

Azule Energy Exploration (Angola) Ltd

Londra

(Regno Unito)

Angola USD 1.000.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00

Azule Energy Gas Supply Services Inc

Dover

(USA)

USA USD 1.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00

Azule Energy Holdings Ltd

(†)

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito USD 1.000.000 Eni International BV

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Azule Energy Ltd

Londra

(Regno Unito)

Angola USD 1 Azule Energy Holdings Ltd 100,00

Azule Energy US Gas Llc

Wilmington

(USA)

USA USD 12.800.000 Azule En. Gas Sup. S. Inc 100,00

Bacton CCS Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 1 Eni CCUS H. Ltd 100,00

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 Mozamb. 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 Mozamb. LNG H. BV

Soci Terzi

25,00

75,00

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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 499ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Coral South FLNG DMCC

Dubai

(Emirati Arabi

Uniti)

Emirati Arabi

Uniti

AED 500.000 Eni Mozamb. LNG H. BV

Soci Terzi

25,00

75,00

P.N.

E&E Algeria Touat BV

(†)

L'Aja

(Paesi Bassi)

Algeria EUR 195.103.440 Eni En. Touat Hold. BV

Soci Terzi

66,00

34,00

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 Obaiyed Petroleum Co

Il Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV

Soci Terzi

37,50

62,50

Co.

El Temsah Petroleum Co

Il Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV

Soci Terzi

25,00

75,00

Co.

Eni CCUS Holding Ltd

(†)

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 221.710.001 Eni UK Ltd

Soci Terzi

50,01

49,99

P.N.

Eni Netherlands CCUS BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 100 Eni CCUS H. Ltd 100,00

Eni Tellus CCS Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 9.500.001 Eni CCUS H. Ltd 100,00

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.

Ghasha Midstream Assets LLC SPC

Abu Dhabi

(Emirati Arabi

Uniti)

Emirati Arabi

Uniti

AED 10.000 Eni Abu Dhabi BV

Soci Terzi

10,00

90,00

P.N.

In Salah Gas Ltd

St. Helier

(Jersey)

Paesi Bassi GBP 180 Eni In Salah Ltd

Soci Terzi

25,56

74,44

Co.

In Salah Gas Services Ltd

St. Helier

(Jersey)

Paesi Bassi GBP 180 Eni In Salah Ltd

Soci Terzi

25,56

74,44

Co.

Isatay Operating Company Llp

(†)

Astana

(Kazakhstan)

Kazakhstan KZT 400.000 Eni Isatay

Soci Terzi

50,00

50,00

Co.

Ithaca Energy Plc

(#)

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 16.537.324,55 Eni UK Ltd

Soci Terzi

35,92

64,08

P.N.

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.

Liverpool Bay CCS Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 184.810.000 Eni CCUS H. Ltd 100,00

Mangistau Power BV

(†)

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Kazakhstan USD 174.381.000 Eni International BV

Soci Terzi

51,00

49,00

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

37,50

62,50

Co.

Mellitah Oil & Gas BV

(†)

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Libia EUR 20.000 Eni North Africa 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.

(#)

Società con azioni quotate nei mercati regolamentati extra-UE.

(†)

L’impresa è a controllo congiunto.

(a)

Azioni senza valore nominale.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025500

ALLEGATI

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Nile Delta Oil Co Nidoco

Il Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV

Soci Terzi

37,50

62,50

Co.

NOGAT BV

(†)

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 30.657.500 Eni En. Holding NL BV

Soci Terzi

15,00

85,00

15,00 J.O.

Noordgastransport BV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 18.151.208,64 Eni En. Holding NL BV

Soci Terzi

18,57

81,43

P.N.

Norpipe Terminal Holdco Ltd

Londra

(Regno Unito)

Norvegia GBP 55,69 Eni SpA

Soci Terzi

14,20

85,80

P.N.

North El Burg Petroleum Co

Il Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV

Soci Terzi

25,00

75,00

Co.

North El Hammad Petroleum Co

Il Cairo

(Egitto)

Egitto USD 20.000 Ieoc Production BV

Soci Terzi

18,75

81,25

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.

Port Said Petroleum Co

(†)

Il Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV

Soci Terzi

50,00

50,00

Co.

QatarEnergy LNG NFE

(5)

Doha

(Qatar)

Qatar USD 3.083.593.709 Eni Qatar BV

Soci Terzi

25,00

75,00

P.N.

Rovuma LNG Investment (DIFC) Ltd

Dubai

(Emirati Arabi

Uniti)

Mozambico USD 50.000 Eni Mozamb. LNG H. BV

Soci Terzi

25,00

75,00

P.N.

Rovuma LNG SA

Maputo

(Mozambico)

Mozambico MZN 100.000.000 Eni Mozamb. 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 SAU

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.

Tecninco Engineering Contractors Llp

(†)

Aksai

(Kazakhstan)

Kazakhstan KZT 29.478.455 EniProgetti SpA

Soci Terzi

49,00

51,00

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 ASA

(#)

Sandnes

(Norvegia)

Norvegia NOK 399.425.000 Eni International BV

Soci Terzi

63,04

36,96

P.N.

VIC CBM Ltd

(†)

Londra

(Regno Unito)

Indonesia USD 52.315.912 Eni Lasmo Plc

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Virginia Indonesia Co CBM Ltd

(†)

Londra

(Regno Unito)

Indonesia USD 25.631.640 Eni Lasmo Plc

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

West Ashrafi Petroleum Co

(†)

(in liquidazione)

Il Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 20.000 Ieoc Exploration BV

Soci Terzi

50,00

50,00

(*)

C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(#)

Società con azioni quotate nei mercati regolamentati extra-UE.

(†)

L’impresa è a controllo congiunto.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 501ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER

Global Gas & LNG Portfolio

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

SeaCorridor Srl

(†)

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 100.000.000 Eni SpA

Soci Terzi

50,10

49,90

P.N.

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Blue Stream Pipeline Co BV

(†)

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Russia USD 22.000 Eni International BV

Soci Terzi

50,00

50,00

74,62

(a)

J.O.

Damietta LNG (DLNG) SAE

(†)

Damietta

(Egitto)

Egitto USD 375.000.000 Eni Gas Liquef. BV

Soci Terzi

50,00

50,00

50,00 J.O.

DLNG Service SAE

(†)

Damietta

(Egitto)

Egitto USD 1.000.000 Damietta LNG

Eni Gas Liquef. BV

Soci Terzi

98,00

1,00

1,00

50,00 J.O.

GreenStream BV

(†)

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Libia EUR 200.000.000 Eni North Africa BV

Soci Terzi

50,00

50,00

50,00 J.O.

Société Energies Renouvelables

Eni-ETAP SA

(†)

Tunisi

(Tunisia)

Tunisia TND 39.900.000 Eni International BV

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

(*)

C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†)

L’impresa è a controllo congiunto.

(a)

Percentuale pari al working interest di Eni.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025502

ALLEGATI

Power

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Società EniPower Ferrara Srl

(†)

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 140.000.000 EniPower SpA

Soci Terzi

51,00

49,00

26,01 J.O.

(*)

C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(†)

L’impresa è a controllo congiunto.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 503ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

REFINING E CHIMICA 

Refining

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

CePIM Centro Padano Interscambio

Merci SpA

Fontevivo (PR) Italia EUR 6.642.928,32 Ecofuel SpA

Soci Terzi

44,78

55,22

P.N.

Consorzio Operatori GPL di Napoli

Napoli Italia EUR 102.000 Ecofuel SpA

Soci Terzi

25,00

75,00

Co.

Costiero Gas Livorno SpA

(†)

Livorno Italia EUR 26.000.000 Ecofuel SpA

Soci Terzi

65,00

35,00

65,00 J.O.

Disma SpA

Segrate (MI) Italia EUR 2.600.000 Ecofuel SpA

Soci Terzi

25,00

75,00

P.N.

Eni Storage Systems SpA

(†)

Brindisi Italia EUR 50.000 Eni SpA

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Green Hydrogen Venezia Srl

(†)

Verona Italia EUR 10.000 Eni SpA

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Porto Petroli di Genova SpA

Genova Italia EUR 2.068.000 Ecofuel SpA

Soci Terzi

40,50

59,50

P.N.

Raffineria di Milazzo ScpA

(†)

Milazzo (ME) Italia EUR 171.143.000 Eni SpA

Soci Terzi

50,00

50,00

50,00 J.O.

Seram SpA

Fiumicino (RM) Italia EUR 852.000 Eni SpA

Soci Terzi

25,00

75,00

P.N.

Sigea Sistema Integrato Genova

Arquata SpA

Genova Italia EUR 3.326.900 Ecofuel SpA

Soci Terzi

35,00

65,00

P.N.

Società Oleodotti Meridionali -

SOM SpA

(†)

Roma Italia EUR 3.085.000 Eni SpA

Soci Terzi

70,00

30,00

P.N.

South Italy Green Hydrogen Srl

(†)

Roma Italia EUR 10.000 Eni SpA

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

(*)

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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025504

ALLEGATI

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Abu Dhabi Oil Refining Company

(TAKREER)

Abu Dhabi

(Emirati Arabi

Uniti)

Emirati Arabi

Uniti

AED 500.000.000 Eni Abu Dhabi R&T BV

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 BV

Soci Terzi

20,00

80,00

P.N.

Egyptian International Gas

Technology Co

New Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 100.000.000 Eni International BV

Soci Terzi

40,00

60,00

P.N.

Mediterranée Bitumes SA

Tunisi

(Tunisia)

Tunisia TND 1.000.000 Eni International BV

Soci Terzi

34,00

66,00

P.N.

Supermetanol CA 

(†)

Jose Puerto

La Cruz

(Venezuela)

Venezuela VED 0 Ecofuel SpA

Supermetanol CA

Soci Terzi

34,51

30,07

35,42

50,00

(a)

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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 505ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Chimica

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Brindisi Servizi Generali Scarl

Brindisi Italia EUR 1.549.060 Versalis SpA

Eni Rewind SpA

EniPower SpA

Soci Terzi

49,00

20,20

8,90

21,90

P.N.

IFM Ferrara ScpA

Ferrara Italia EUR 5.304.464 Versalis SpA

Eni Rewind SpA

S.E.F. Srl

Soci Terzi

19,61

11,51

10,63

58,25

P.N.

Polymer Servizi Ecologici Scarl

Terni Italia EUR 10.000 Novamont SpA

Soci Terzi

32,44

67,56

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

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

BioBag Baltic OÜ

Tallinn

(Estonia)

Estonia EUR 3.846 BioBag International

Soci Terzi

35,00

65,00

P.N.

Lotte Versalis Elastomers Co Ltd

(†)

Yeosu

(Corea del Sud)

Corea del Sud KRW 791.800.000.000 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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025506

ALLEGATI

ENILIVE E PLENITUDE

Enilive

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

AET - Raffineriebeteiligungsgesellschaft

mbH

(†)

Schwedt

(Germania)

Germania EUR 27.000 Enilive Deutsch. GmbH

Soci Terzi

33,33

66,67

P.N.

Agass Energy Solution Europe SL

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Aten Oil SLU

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH

(†)

Vohburg

(Germania)

Germania EUR 10.226.000 Enilive Deutsch. GmbH

Soci Terzi

20,00

80,00

14,66 J.O.

City Carburoil SA

(†)

Monteceneri

(Svizzera)

Svizzera CHF 6.000.000 Enilive Suisse SA

Soci Terzi

49,91

50,09

P.N.

ENEOS Italsing Pte Ltd

Singapore

(Singapore)

Singapore SGD 12.000.000 Enilive SpA

Soci Terzi

22,50

77,50

P.N.

Fuelling Aviation Services GIE

Tremblay-

en-France

(Francia)

Francia EUR 0 Enilive France Sàrl

Soci Terzi

25,00

75,00

Co.

LG-Eni BioRefining Co Ltd

Seosan-Si

(Corea del Sud)

Corea del Sud KRW 12.152.000.000 Enilive SpA

Soci Terzi

49,00

51,00

P.N.

Pengerang Biorefinery Sdn Bhd

(†)

Kuala Lumpur

(Malesia)

Malesia MYR 168.096.000 Enilive SpA

Soci Terzi

42,50

57,50

P.N.

Routex BV

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi EUR 67.500 Enilive SpA

Routex BV

Soci Terzi

20,00

20,00

60,00

(a)

P.N.

Saraco SA

Meyrin

(Svizzera)

Svizzera CHF 420.000 Enilive Suisse SA

Soci Terzi

20,00

80,00

Co.

St. Bernard Renewables Llc

(†)

Wilmington

(USA)

USA USD 1.000 Enilive US Inc

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

TBG Tanklager Betriebsgesellschaft

GmbH

(†)

Salisburgo

(Austria)

Austria EUR 43.603,70 Enilive Mark. A. GmbH

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Weat Electronic Datenservice GmbH

Düsseldorf

(Germania)

Germania EUR 409.034 Enilive 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: Enilive SpA 25.00

Soci Terzi 75.00

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 507ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Plenitude

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Bettercity SpA

Bergamo Italia EUR 4.050.000 Eni Plenitude SpA SB

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

GreenIT SpA

(†)

San Donato

Milanese (MI)

Italia EUR 50.000 Eni Plenitude SpA SB

Soci Terzi

51,00

49,00

P.N.

Hergo Renewables SpA

(†)

Milano Italia EUR 50.000 Eni Plenitude SpA SB

Soci Terzi

65,00

35,00

P.N.

Siel Agrisolare Srl

(†)

Cesena

(FC)

Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA

Soci Terzi

51,00

49,00

P.N.

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

2022 Sol VII Llc

(†)

Wilmington

(USA)

USA USD 84.683.532 Timber Road Blue Harvest

Soci Terzi

75,25

24,75

P.N.

2023 Sol IX Llc

(†)

Wilmington

(USA)

USA USD 210.182.466 Cattlemen Class A Llc

Soci Terzi

73,50

26,50

P.N.

2024 Sol XV Llc

(†)

Wilmington

(USA)

USA USD 207.554.932 Sandrini 200 Class B Llc

Soci Terzi

37,98

62,02

P.N.

2024 Sol XVI Llc

(†)

Wilmington

(USA)

USA USD 114.884.420 Sandrini 100 Class B Llc

Soci Terzi

32,07

67,93

P.N.

2025 Bateria II Llc

(†)

Wilmington

(USA)

USA USD 182.800.002 Sandrini BESS Class B Llc

Soci Terzi

33,92

66,08

P.N.

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

Fuveau

(Francia)

Francia EUR 25.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS

Soci Terzi

40,00

60,00

P.N.

EnerOcean SL

(†)

Malaga

(Spagna)

Spagna EUR 493.320 Eni Plenitude SpA SB

Soci Terzi

37,70

62,30

P.N.

Evacuación San Serván 400 SL

(†)

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Renopool 1 SLU

Soci Terzi

68,77

31,23

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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025508

ALLEGATI

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Grijota Renovables SL

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Fotovoltaica Fotozar 6

Fotovoltaica Fotozar 5

Soci Terzi

8,67

8,66

82,67

P.N.

Guillena 400 Promotores SL

(†)

Siviglia

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Almazara Solar SLU

Atlante Solar SLU

Chapitel Solar SLU

Fortaleza Solar SLU

Garita Solar SLU

Soci Terzi

6,99

6,99

6,99

6,99

6,99

65,05

P.N.

Guillena Nivel II SL

(†)

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 6.010 Atlante Solar SLU

Chapitel Solar SLU

Almazara Solar SLU

Fortaleza Solar SLU

Garita Solar SLU

Soci Terzi

9,99

9,99

9,98

9,98

9,98

50,08

P.N.

Infraestructuras Renovables de

Entrenúcleos SL

(†)

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Killington SLU

Granville Invest SLU

Plumlee SLU

Richwood Invest SLU

Soci Terzi

12,24

12,23

12,23

12,23

51,07

P.N.

Infraestructuras San Serván SET 400 SL

(†)

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 90.000 Renopool 1 SLU

Soci Terzi

42,31

57,69

P.N.

Instalaciones San Serván II 400 SL

(†)

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 11.026 Renopool 1 SLU

Soci Terzi

52,38

47,62

P.N.

Mangistau Renewables BV

(†)

Amsterdam

(Paesi Bassi)

Paesi Bassi USD 80.822.000 Eni Plen. Ren. Hold. BV

Soci Terzi

51,00

49,00

P.N.

Novis Renewables Holdings Llc

Wilmington

(USA)

USA USD 100 Eni New Energy US Inc

Soci Terzi

49,00

51,00

P.N.

Novis Renewables Llc

(†)

Wilmington

(USA)

USA USD 100 Eni New Energy US Inc

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Parc Tramuntana SL

(†)

Cerdanyola

del Valles

(Spagna)

Spagna EUR 3.500 Eni Plenitude SpA SB

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Parque Eolico Marino La Janda SL

(†)

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Parque Eolico Marino Nordes SL

(†)

La Coruña

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Parque Eolico Marino Tarahal SL

(†)

Las Palmas

de Gran Canaria

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

POW - Polish Offshore

Wind-Co Sp zoo

(†)

Varsavia

(Polonia)

Polonia PLN 5.000 Eni Plen. Ren. Hold. BV

Soci Terzi

95,00

5,00

P.N.

Promotores Caparacena 400 SL

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Ladronera Solar SLU

Boceto Solar SLU

Cornisa Solar SLU

Soci Terzi

8,21

7,30

7,30

77,19

P.N.

ST Becerril Renovables SL

(†)

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Fotovoltaica Fotozar 6

Fotovoltaica Fotozar 5

Soci Terzi

17,37

17,36

65,27

P.N.

Tramuntana Energy LAB SL

(†)

Cerdanyola

del Valles

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB

Soci Terzi

50,00

50,00

P.N.

Vårgrønn AS

(†)

Stavanger

(Norvegia)

Norvegia NOK 1.100.000 Eni Plen. Ren. Hold. BV

Soci Terzi

65,00

35,00

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.

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 509ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ

Corporate e Società finanziarie

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Consorzio per l'attuazione del Progetto

Divertor Tokamak Test DTT Scarl

(†)

Frascati (RM) Italia EUR 1.000.000 Eni SpA

Soci Terzi

25,00

75,00

Co.

Dronus SpA

Trieste Italia EUR 472.093 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Energy Dome SpA

Milano Italia EUR 190.425,41 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Generative Bionics Srl

Genova Italia EUR 1.348.317 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Saipem SpA

(#)(†)

Milano Italia EUR 501.669.790,83 Eni SpA

Saipem SpA

Soci Terzi

21,19

2,77

76,04

(a)

P.N.

Sentris Srl

Milano Italia EUR 842.105 Eniverse

Soci Terzi

47,50

52,50

P.N.

SunXT Srl

Roma Italia EUR 101.861,76 Eniverse

Soci Terzi

32,89

67,11

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 21,80

Soci Terzi 78,20

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025510

ALLEGATI

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Avanti Battery Company

Natick

(USA)

USA USD 813,58 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Commonwealth Fusion Systems Llc

Wilmington

(USA)

USA USD 962,89 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Cool Planet Technologies Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 1.000 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Cosmos Innovation Pte Ltd

Singapore

(Singapore)

Singapore USD 5 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Form Energy Inc

Somerville

(USA)

USA USD 1.140,34 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

M2X Energy Inc

Wilmington

(USA)

USA USD 66,23 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Mantel Capture Inc

Wilmington

(USA)

USA USD 878,48 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Swift Solar Inc

Wilmington

(USA)

USA USD 94,41 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Synhelion SA

Lugano

(Svizzera)

Svizzera CHF 36.473.974 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Thiozen Inc

Wilmington

(USA)

USA USD 351,12 Eni Next Llc

Soci Terzi

P.N.

Tidal Vision Products Inc

Dover

(USA)

USA USD 1.397,87 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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 511ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Altre attività

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

% Consolidata di 

pertinenza Eni

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Fondiarie Scarl

Segrate (MI) Italia EUR 50.000 Eni Rewind SpA

Soci Terzi

19,51

80,49

Co.

HEA SpA

(†)

Bologna Italia EUR 50.000 Eni Rewind SpA

Soci Terzi

50,00

50,00

50,00 J.O.

LabAnalysis Environmental Science Srl

San Giovanni

Teatino (CH)

Italia EUR 100.000 Eni Rewind SpA

Soci Terzi

30,00

70,00

P.N.

Parco Urbano Scarl

Segrate (MI) Italia EUR 100.000 Eni Rewind SpA

Soci Terzi

17,29

82,71

Co.

Yard Belleli Scarl

Napoli Italia EUR 10.000 Eni Rewind SpA

Soci Terzi

20,00

80,00

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.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025512

ALLEGATI

ALTRE PARTECIPAZIONI RILEVANTI

EXPLORATION & PRODUCTION

IN ITALIA

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

BF SpA

(#)

Jolanda di Savoia

(FE)

Italia EUR 261.883.391

Eni Natural Energies SpA

Soci Terzi

5,32

94,68

F.V.

Consorzio Universitario in Ingegneria

per la Qualità e l’Innovazione

Pisa Italia EUR 142.000

Eni SpA

Soci Terzi

12,50

87,50

F.V.

Società Italiana Sementi SpA

San Lazzaro

di Savena (BO)

Italia EUR 40.790.314,24

Eni Natural Energies SpA

Soci Terzi

17,24

82,76

F.V.

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Administradora del Golfo

de Paria Este SA

Caracas

(Venezuela)

Venezuela VED 0 Eni Venezuela BV

Soci Terzi

19,50

80,50

F.V.

Alam El Shawish Petroleum Co

Il Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 20.000 Eni En. Alam El Shaw. BV

Soci Terzi

12,50

87,50

F.V.

BF International Best Fields Best Food Ltd

Londra

(Regno Unito)

Regno Unito EUR 60.713.013,50 Eni Natural Energies SpA

Soci Terzi

10,58

89,42

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 Urban

Renewal Company 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 Company NV

L'Aja

(Paesi Bassi)

Kazakhstan EUR 128.520 Agip Caspian Sea BV

Soci Terzi

16,81

83,19

F.V.

Petrolera Güiria SA

Caracas

(Venezuela)

Venezuela VED 0 Eni Venezuela BV

Soci Terzi

19,50

80,50

F.V.

Torsina Oil Co

Il Cairo

(Egitto)

Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV

Soci Terzi

12,50

87,50

F.V.

(*) 

C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(#)

Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell’UE.

(a)

Azioni senza valore nominale.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 513ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER

Global Gas & LNG Portfolio

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Norsea Gas GmbH

Friedeburg-Etzel

(Germania)

Germania EUR 1.533.875,64 Eni International BV

Soci Terzi

13,04

86,96

F.V.

(*)

C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025514

ALLEGATI

REFINING E CHIMICA

Refining

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Saudi European Petrochemical Co

"IBN ZAHR"

Al Jubail

(Arabia Saudita)

Arabia Saudita

SAR

1.025.665.000

Ecofuel SpA

Soci Terzi

10,00

90,00

F.V.

Tema Lube Oil Co Ltd

Accra

(Ghana)

Ghana

GHS

258.309

Eni International BV

Soci Terzi

12,00

88,00

F.V.

(*)

C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. 

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 515ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

ENILIVE E PLENITUDE

Enilive

ALL'ESTERO

Denominazione

Sede legale

Sede operativa

Valuta

Capitale

Soci

% Possesso

Metodo di 

consolidamento o di 

valutazione (*)

Dépôt Pétrolier de la Côte d’Azur SAS

Nanterre

(Francia)

Francia EUR 207.500 Enilive France Sàrl

Soci Terzi

18,00

82,00

F.V.

Dépôts Pétroliers de Fos SA

Fos-Sur-Mer

(Francia)

Francia EUR 3.954.196,40 Enilive France Sàrl

Soci Terzi

16,81

83,19

F.V.

Gestión de Envases Comerciales e

Industriales SL

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 3.000 Enilive Iberia SLU

Soci Terzi

16,40

83,60

F.V.

Joint Inspection Group Ltd

Cambourne

(Regno Unito)

Regno Unito GBP 0

(a)

Enilive SpA

Soci Terzi

12,50

87,50

F.V.

S.I.P.G. Société Immobilière Pétrolière

de Gestion Snc

Tremblay-en-

France

(Francia)

Francia EUR 40.000 Enilive France Sàrl

Soci Terzi

12,50

87,50

F.V.

Sistema Integrado de Gestion

de Aceites Usados

Madrid

(Spagna)

Spagna EUR 175.713 Enilive Iberia SLU

Soci Terzi

15,45

84,55

F.V.

TAR - Tankanlage Ruemlang AG

Ruemlang

(Svizzera)

Svizzera CHF 3.259.500 Enilive Suisse SA

Soci Terzi

16,27

83,73

F.V.

(*)

C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.

(a)

Azioni senza valore nominale.

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025516

ALLEGATI

Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nell’esercizio

Imprese consolidate con il metodo integrale

IMPRESE INCLUSE (N. 86)

Argenta Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta Rilevanza

Azursol Est SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Azursol Sud SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Brown Chapel Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta Rilevanza

Burlington Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta Rilevanza

Centrale Eolienne de la Verte Epine SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Eolienne de l'Orvin SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Eolienne de Viersat SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Eolienne des Ailes de Foulzy SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Eolienne du Pays entre Madon et Moselle SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Eolienne la Garenne SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Eolienne Largeasse SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Eolienne le Mont de Malan SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Eolienne les Hauts Chemins SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Eolienne Neo Avel SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Eolienne Terrajeaux SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Photovoltaique de Mer SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Antugnac 2 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Arue 1 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Arue 2 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Arue 3 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Cessieu Nord Isere SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Corbas 1 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Corbas 3 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Helys SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire le Bernardan 2 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire les Huchanes SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Morcenx 1 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Morcenx 2 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Morhange 2 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 6 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 517ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

Centrale Solaire Orion 8 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 9 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 10 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 11 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 12 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 18 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 19 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 20 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 21 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 24 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 26 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 28 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 31 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 34 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 38 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 43 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Orion 50 SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Poullignac SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Saint Avit SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrale Solaire Valenciennes Aerodrome SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Centrales Solaires Delta SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Chimney Creek Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta Rilevanza

Daviess County Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta Rilevanza

Delta Stockage SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Eagle Springs Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta Rilevanza

Emery Bull Creek Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta Rilevanza

Eni BTC Ltd

Londra Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza

Eni Natural Energies Congo SAU

Pointe-Noire Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza

Eni Natural Energies Kenya EPZ Ltd

Kinango Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza

Eni Natural Energies Vietnam Llc

Ho Chi Minh City Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza

Eni Netherlands Holding BV

Amsterdam Corporate e società finanziarie Costituzione

Eoliennes Chemin Vert SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Eoliennes Courcome SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Five Mile Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

Flat Bayou Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

Golden Acres Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025518

ALLEGATI

Hanks Crossing Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

Huisache Solar Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

Lone Pine Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

Muddy Creek Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

Parc Eolien des Avaloirs SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Plenitude Production France SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

Plenitude Zephyr France SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

PT Eni Natural Energies Indonesia

Jakarta Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza

Quiver River Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

Sandrini 100 Class B Member Llc

Dover Plenitude Costituzione

Sandrini 200 Class B Member Llc

Dover Plenitude Costituzione

Sandrini BESS Class B Member Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

SASU PV Les Poulettes SAS

Levallois-Perret Plenitude Acquisizione

South Triangle Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

Tallahatchie Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

Tecnofilm SpA

Sant'Elpidio a Mare (FM) Chimica Sopravvenuta rilevanza

Turner Creek Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

Versalis Oilfield Solutions Srl

San Donato Milanese (MI) Chimica Sopravvenuta rilevanza

Watertown Energy Llc

Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza

BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 519ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

IMPRESE ESCLUSE (N. 84)

Asian Compounds Ltd

Hong Kong Chimica Sopravvenuta irrilevanza

Aten Oil Activos SLU

Madrid Enilive Fusione

Aten Oil Operaciones SLU

Madrid Enilive Fusione

Aten Oil Setor Activos SLU

Madrid Enilive Fusione

Aten Oil Setor Operaciones SLU

Madrid Enilive Fusione

Aten Oil Setor SLU

Madrid Enilive Fusione

Bacton CCS Ltd

Londra Exploration & Production Cessione del controllo

Be Charge Valle d'Aosta Srl

Milano Plenitude Fusione

Be Power SpA

Milano Plenitude Fusione

Bonete Solar SLU

Madrid Plenitude Cancellazione

Borgia Wind Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Camelia Solar SLU

Madrid Plenitude Cancellazione

Celtis Solar SLU

Madrid Plenitude Cancellazione

Corridonia Energia Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Desarrollos Empresariales Illas SLU

Madrid Plenitude Fusione

Dynamica Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Ecoener Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Ecovent Parc Eolic SAU

Madrid Plenitude Fusione

Elettro Sannio Wind 2 Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Energía Eólica Boreas SLU

Madrid Plenitude Fusione

Energías Alternativas Eólicas Riojanas SL

Madrid Plenitude Fusione

Eni CCUS Holding Ltd

Londra Exploration & Production Cessione del controllo

Eni Energy Bondco Ltd (in liquidazione)

Londra Exploration & Production Cancellazione

Eni Energy Brasil Participações Ltda

Rio de Janeiro Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza

Eni Energy Capital Ltd (in liquidazione)

Londra Exploration & Production Cancellazione

Eni Energy Exploration BV

L'Aja Exploration & Production Cancellazione

Eni Energy Finance Ltd

Londra Exploration & Production Cancellazione

Eni Energy France SAS

Neuilly-Sur-Seine Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza

Eni Energy Group Resourcing Ltd

Londra Exploration & Production Cancellazione

Eni Energy Hydrogen Ltd (in liquidazione)

Londra Exploration & Production Cancellazione

Eni Energy International SAS

Neuilly-Sur-Seine Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza

Eni Finance USA Inc

Dover Corporate e società finanziarie Cancellazione

Eni Insurance DAC

Dublino Corporate e società finanziarie Fusione

Eni Krueng Mane Ltd

Londra Exploration & Production Cancellazione

Eni Lebanon BV

Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025520

ALLEGATI

Eni Maroc BV

Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza

Eni Netherlands CCUS BV

L'Aja Exploration & Production Cessione del controllo

Eni Plenitude Solar Abruzzo Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Eni Tellus CCS Ltd

Londra Exploration & Production Cessione del controllo

Eolica Pietramontecorvino Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Eolica Wind Power Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Eolo Energie - Corleone - Campofiorito Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Faren Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

FAS Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Finproject Asia Ltd

Hong Kong Chimica Sopravvenuta irrilevanza

Finproject Guangzhou Trading Co Ltd

Guangzhou Chimica Sopravvenuta irrilevanza

Fotovoltaica Escudero SLU

Madrid Plenitude Cancellazione

GPC Uno Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

HLS Bonete PV SLU

Madrid Plenitude Fusione

HLS Bonete Topco SLU

Madrid Plenitude Fusione

Liverpool Bay CCS Ltd

Londra Exploration & Production Cessione del controllo

Lugo Solar Tech Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Marano Solar Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Marano Solare Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Marcellinara Wind Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Matrìca SpA

Porto Torres (SS) Chimica Fusione

Micropower Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Molinetto Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Monte San Giusto Solar Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Montefano Energia Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Olivadi Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Parco Eolico di Tursi e Colobraro Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Pescina Wind Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Petroven Srl

Genova Refining Fusione

Pieve5 Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Pollenza Sole Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Ravenna 1 FTV Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

RF-AVIO Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

RF-Cavallerizza Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

SAV - Santa Maria Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

ALLEGATI

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONE 521ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025

SKGRPV10 Single Member Private Company

Atene Plenitude Fusione

SKGRPV11 Single Member Private Company

Atene Plenitude Fusione

SKGRPV18 Single Member Private Company

Atene Plenitude Fusione

Società Agricola Isola d'Agri Srl

Cesena (FC) Plenitude Cessione

Tasonis DirectorShip SLU

Madrid Enilive Fusione

Tecnofilm SpA

Sant'Elpidio a Mare (FM) Chimica Fusione

Versalis Pacific (India) Private Ltd

Mumbai Chimica Sopravvenuta irrilevanza

Versalis Zeal Ltd

Takoradi Chimica Sopravvenuta irrilevanza

Vivaro FTV Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

VRG Wind 127 Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

VRG Wind 149 Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

W-Energy Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Wind Turbines Engineering 2 Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

Windsol Srl

Cesena (FC) Plenitude Fusione

  


BILANCIO

DI ESERCIZIO

BILANCIO

CONSOLIDATO

RELAZIONE

SULLA GESTIONEENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2025522

ALLEGATI

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 10.749 5.469 16.217 15 12.874 12.889 10.764 18.343 29.107

Servizi di attestazione 1.499 238 1.737 - 227 227 1.499 465 1.964

Servizi di consulenza fiscale - - - - - - - - -

Altri servizi 879 399 1.278 653 731 1.384 1.532

(2)

1.131

(3)

2.663

Totale corrispettivi 13.127 6.106 19.233 668 13.833 14.501 13.795 19.939 33.734

(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 e dalle società appartenenti al network PwC alla capogruppo sono relativi principalmente a: i) Financial and Tax Vendor Due Diligence in relazione all’iniziativa 

di cessione da parte di Eni SpA di una ulteriore quota di minoranza del capitale sociale di Eni Plenitude Spa Società Benefit e delle sue controllate; ii) l'emissione di comfort letter in occasione di emissioni 

obbligazionarie, iii) servizi di assurance della relazione predisposta da Eni SpA sui pagamenti ai governi e iv) verifiche sui riaddebiti dei costi/tariffe.

(3) Gli altri servizi di revisione forniti da PwC SpA e dalle società appartenenti al network PwC alle società controllate sono relativi principalmente a: (i) emissione di comfort letter, (ii) procedure di verifica 

concordate e (iii) certificazione tariffe.

  


Eni SpA

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Capitale Sociale al 31 dicembre 2025: € 4.005.358.876,00 interamente versato

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Altre Sedi 

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Eni Relazione Finanziaria Annuale 2025

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Finanziaria

Annuale