Eni S p A : for 2023 - Performance di sostbilità (versione online)

La nostra Mission

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.

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 (SDG) 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.

2023

PERFORMANCE DI SOSTENIBILITÀ

Disclaimer

Eni for 2023 è un documento pubblicato su base annuale che contiene dichiarazioni previsionali (forward- looking statement) relative alle diverse tematiche ivi trattate. I forward-looking statement sono fondati sulle previsioni e i convincimenti del management di Eni sviluppati su base ragionevole alla luce delle informazioni disponibili al momento della formulazione degli stessi. Cionondimeno, i forward-looking statement hanno per loro natura una componente di incertezza, poiché dipendono dal verifcarsi di eventi e sviluppi futuri che sono, in tutto o in parte, fuori dal controllo e dalla ragionevole prevedibilità di Eni. I risultati effettivi potranno differire rispetto a quelli annunciati in virtù di una molteplicità di fattori, tra cui, a titolo esemplifcativo e non esaustivo: l'impatto della pandemia Covid-19, l'evoluzione futura della domanda, dell'offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici 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 scientifca, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business. I lettori del documento sono quindi invitati a tenere conto di una possibile discrepanza tra talune dichiarazioni previsionali indicate nel testo, da intendersi quali stime, e i risultati che saranno conseguiti, qualora intervenissero gli eventi o i fattori sopra indicati. Eni for 2023 contiene altresì termini quali, ad esempio, "partnership" o "partnership pubblico-private" utilizzati per mero riferimento e senza una connotazione tecnico giuridica. Infne, per "Eni" si intende Eni SpA e le imprese incluse nell'area di consolidamento. La rendicontazione delle emissioni GHG Scope 3 e i relativi target non devono intendersi quale assunzione di qualsivoglia responsabilità giuridica in relazione agli impatti effettivi e/o potenziali di dette emissioni GHG.

Immagini

Tutte le foto delle copertine e dei Report Eni for 2023 provengono dall'archivio fotografco di Eni.

Traduzioni

Il testo originale di Eni for - ove non diversamente indicato - è in lingua italiana. Le traduzioni in altre lingue sono tratte dal testo originale. In caso di difformità, i contenuti della versione in italiano prevalgono su quelli della traduzione in qualunque altra lingua.

Perché leggere

Eni for 2023

Eni for 2023 racconta il percorso di Eni verso la Just Transition, la transizione energetica giusta con l'obiettivo al 2050 della neutralità carbonica, in un'ottica di mitigazione dei costi e condivisione dei benefci sociali ed economici con i lavoratori, i fornitori, le comunità e i clienti, in maniera inclusiva e trasparente. La narrazione è articolata secondo le tre leve del modello di business - Neutralità Carbonica al 2050, Eccellenza Operativa e Alleanze per lo Sviluppo - che defniscono il raggio d'azione di Eni nella creazione di valore per tutti gli stakeholder nel lungo periodo. A differenza della Dichiarazione Non Finanziaria, Eni for approfondisce storie, casi concreti e testimonianze per garantire l'accesso ad un'energia effciente e sostenibile.

PRINCIPI E CRITERI DI REPORTING

Eni for 2023 è predisposto in conformità ai "Sustainability Reporting Standard" del Global Reporting Initiative, secondo il GRI Universal (2021) e il Sector Standard Oil & Gas (2021) e in linea con i 10 Principi del Global Compact. All'interno di Eni for 2023 - Performance di sostenibilità è pubblicato il GRI Content Index nonché le tabelle di raccordo relative a: Task Force on Climate related Financial

Disclosure (TCFD); Climate Action 100+; Sustainability Accounting Standards Board (SASB); World Economic Forum (WEF);EU Sustainable Finance Disclosures Regulation (SFDR) e Women's Empowerment Principles (WEPs).

ASSURANCE ESTERNA

Eni for 2023 è stato sottoposto, in linea con le edizioni precedenti, a limited assurance dalla società indipendente (PwC), revisore an- che dellaRelazione Finanziaria Annuale, in cui è inclusa la Dichia- razione Non Finanziaria. Le emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 operate (no equity) sono soggette adassurance reasonable e tale relazione è inclusa all'interno di Eni for Performance.

LEGENDA

Link esterni   Link interni

	Introduzione	4
Governance ed etica di impresa	5
Remunerazione	6
Valore economico	7
Ricerca e Sviluppo	8

	Neutralità carbonica al 2050	10
Indicatori relativi ai principali target	10
Emissioni di GHG	12
Effcienza energetica	14

	Eccellenza operativa	15
Persone	15
Salute	26
Sicurezza	27
Ambiente	28
Diritti umani	36
Trasparenza e lotta alla corruzione	38
Clienti e fornitori	40

	Alleanze per lo sviluppo	42
Investimenti per lo sviluppo locale	42
Grievance	43
	Allegati	44
Criteri di reporting	44
Tabelle di raccordo rispetto agli standard e linee guida di riferimento
- Global Reporting Initiative (GRI) Content Index	51
- Task Force on Climate-Related Financial Disclosures (TCFD)	60
- Indicatori previsti dal Net Zero company benchmark 2.0 di Climate Action 100+	61
- World Economic Forum (WEF) Metriche Core	62
- Sustainability Accounting Standards Board (SASB) Exploration & Production	64
- Indicatori previsti dalla EU Sustainable Finance Disclosure Regulation (PAI)	66
- Women's Empowerment Principles (WEP)	67
Dichiarazione sulla contabilizzazione e reporting delle emissioni di gas serra (anno 2023)	68
Il reporting di sostenibilità di Eni	78

Eni for 2023 - A Just Transition

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2023 PERFORMANCE DI SOSTENIBILITÀ

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Introduzione

		NEUTRALITÀ		ECCELLENZA		ALLEANZE			5
INTRODUZIONE		CARBONICA		OPERATIVA		PER LO SVILUPPO		ALLEGATI

Governance ed etica di impresa

Il presente documento, insieme con Eni for 2023 - A Just Transition, fa parte della repor- tistica volontaria di sostenibilità di Eni e mira ad illustrare le performance di sostenibilità del Gruppo. Sono rappresentati i Key Performance Indicator (KPI) relativi al quinquennio 2019-2023, secondo le tre leve del modello di business integrato di Eni - Neutralità Carbonica al 2050, Eccellenza operativa e Alleanze per lo sviluppo - che costituiscono per Eni le fondamenta per il raggiungimento dell'obiettivo di creazione di valore a lungo termine per tutti gli stakeholder. Infatti, Eni si impegna a contribuire, sia direttamente che indirettamente, al conseguimento dei 17 Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) in- travedendo nuove opportunità di business e supportando la Just Transition - una transi- zione energetica socialmente equa e giusta

• per garantire l'accesso ad un'energia effi- ciente e sostenibile con l'obiettivo di raggiun- gere le zero emissioni nette entro il 2050.
  Questo impegno prevede la condivisione dei benefci sociali ed economici con i lavoratori, la catena del valore, le comunità e i clienti in maniera inclusiva, trasparente e socialmente equa, ossia che tenga in considerazione il di- verso livello di sviluppo dei Paesi in cui opera e minimizzando le disuguaglianze esistenti.
  In questo contesto, la gestione del business viene misurata attraverso indicatori di so- stenibilità che orientano l'elaborazione della strategia e gli obiettivi futuri in un percorso di costante miglioramento. L'elaborazione di un

documento specifco, anch'esso soggetto ad attività di revisione insieme ad Eni for 2023

• A Just Transition, nelle attività di revisione, che presenti le performance di natura non f- nanziaria e l'evoluzione del proprio percorso di trasformazione, riflette la volontà di assi- curare la trasparenza circa le proprie attività, al fne di mantenere un dialogo costruttivo e proattivo con i propri stakeholder.

GLI STANDARD

DI RIFERIMENTO

Eni for 2023 - Performance di sostenibilità, così come la Dichiarazione consolida- ta di carattere Non Finanziario, è redatto in conformità ai Sustainability Reporting Standards del Global Reporting Initiative 2021 (GRI) - Universal e Sector Standards (GRI 11 - Oil & Gas) pubblicati nel 2021. In continuità con le edizioni precedenti, il do- cumento si allinea alle metriche "Core" definite dal World Economic Forum (WEF) nel White Paper "Measuring Stakeholder Capitalism - Towards Common Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation", il quale definisce metriche comuni per la creazione di valore di lungo termine e per promuovere ulteriormente la convergenza degli standard e dei princi- pi ESG. Sono riportate anche le metriche previste dalla Task Force on Climate-relatedFinancial Disclosures (TCFD), dal Sustainability Accounting Standards Board Exploration & Production (SASB), dalla

EU Sustainable Finance Disclosure Regulation (SFDR), dai Women's Empower- ment Principles (WEP) e dall'iniziativa Climate Action 100+. Le tabelle di rac- cordo di tali standard e linee guida sono riportati in calce al presente documento.

LE PERFORMANCE NON FINANZIARIE DI ENI E I SUSTAINABLE DEVELOPMENT GOALS (SDG)

Eni, consapevole del ruolo chiave che assume il settore energetico e dello sviluppo del proprio business nell'affrontare le attuali sfde di riferimento, defnisce, tra gli altri, gli obiettivi del Piano Strategico Quadriennale e di Lungo Termine anche per contribuire attivamente ai 17 SDG dell'Agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite. Questi rappresentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile per le complesse sfde sociali attuali e costituiscono un riferimento importante per la comunità internazionale. Eni identifca specifci indicatori qualitativi e quantitativi, riportati nel presente documen- to1 al fne di monitorare e misurare il proprio contributo e indirizza secondo questi KPI il proprio business, dando evidenza in modo trasparente sia del valore generato che delle azioni di mitigazione delle esternalità negative eventualmente causate, con l'obiettivo costante di cogliere nuove opportunità di miglioramento.

Per saperne di più	Eni for 2023 - A Just Transition
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE E ORGANI DI CONTROLLO DEL GRUPPO ENI(a)
			2019	2020(b)	2021	2022	2023(c)	SDG target
Componenti del CdA di Eni SpA		(numero)	9	9	9	9	9	16.7
Per ruolo
esecutivi			1	1	1	1	1
non esecutivi			8	8	8	8	8
indipendenti(d)			7	7	7	7(e)	7(e)
non indipendenti			2	2	2	2	2
Per fasce d'età
under 30						0	0
30-50						2	1
over 50						7	8
Rappresentanti degli azionisti di minoranza		3	3	3	3	3
Componenti del CdA donne			3	4	4	4	4	8.5
Riunioni annue del CdA di Eni SpA			13	15	13	16	15
Partecipazione media alle riunioni del CdA di Eni SpA	(%)	100	100	100	97,9	96,3
Sessioni annue di board induction/ongoing training del CdA di Eni SpA	(numero)	1	3(f)	3(g)	2(g)	7(h)
Presenza donne negli organi di amministrazione delle società del Gruppo Eni	(%)	29	26	24	24	28	5.5
Presenza donne negli organi di controllo delle società del Gruppo Eni(i)		37	37	43	38	43	5.5

1. Per coerenza con la rappresentazione del bilancio 2023, per Gruppo Eni si intendono Eni SpA e le società consolidate con il metodo integrale controllate.
2. Per la composizione, ci si riferisce al Consiglio di Eni SpA in carica dal 13 Maggio 2020.
3. Per la composizione, ci si riferisce al Consiglio di Eni SpA in carica dal 10 Maggio 2023.
4. Ci si riferisce all'indipendenza ai sensi di legge, cui lo Statuto di Eni rinvia.
5. 7 Amministratori sono indipendenti anche ai sensi del Codice di Corporate Governance.
6. Ulteriori sessioni di induction aperte a tutti gli Amministratori e Sindaci si sono tenute nell'ambito dei Comitati consiliari e in Collegio Sindacale.
7. Ulteriori sessioni di induction aperte a tutti gli Amministratori e Sindaci si sono tenute nell'ambito dei Comitati consiliari.
8. Con riferimento al numero di sessioni complessive svolte, delle quali n.4 sessioni, aperte a tutti gli Amministratori e Sindaci, si sono tenute nell'ambito dei Comitati consiliari.
9. Per l'estero sono state considerate solo le società in cui opera un organo di controllo assimilabile al Collegio Sindacale di diritto italiano.

1 L'identifcazione dei KPI è stata effettuata prendendo in considerazione sia il documento "An Analysis of the Goals and Targets" (pubblicato da GRI e da UN Global Compact) sia il documento "Mapping the oil and gas industry to the Sustainable Development Goals: An Atlas" (pubblicato da IPIECA).

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2023 PERFORMANCE DI SOSTENIBILITÀ

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		NEUTRALITÀ		ECCELLENZA		ALLEANZE			7
INTRODUZIONE		CARBONICA		OPERATIVA		PER LO SVILUPPO		ALLEGATI

Il Consiglio di Amministrazione (CdA) e il Colle- gio Sindacale (CS) sono nominati dall'Assemblea degli Azionisti attraverso il meccanismo del voto di lista, per consentire la presenza di Consiglieri e Sindaci designati dagli azionisti di minoranza; i rispettivi Presidenti sono nominati dall'Assemblea con le maggioranze ordinarie. Tre consiglieri e due sindaci, fra cui il Presidente del CS, sono nominati da azionisti di minoranza2. Il CdA in carica è sta- to nominato dall'Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023, fno all'approvazione del bilancio chiuso al 31 dicembre 2025. Per la nomina degli Amministratori, l'Assemblea ha potuto tener con- to degli orientamenti espressi tempestivamente al mercato dal CdA uscente sulla propria composi- zione quantitativa e qualitativa ritenuta ottimale. Per maggiori approfondimenti sui suddetti orien- tamenti e sulle attività di autovalutazione svolte dal Consiglio di Amministrazione si rinvia alla Relazione Finanziaria Annuale 2023. Per quan- to riguarda la diversità di genere, oltre il 44% dei componenti del CdA e il 40% dei componenti del CS (inclusa la relativa Presidente), appartiene al genere femminile. Il numero di Amministratori in- dipendenti presenti nel CdA è superiore alle previ- sioni statutarie, di legge e del Codice di Corporate Governance. In coerenza con la prassi avviata da diversi anni, all'inizio del nuovo mandato, Eni ha predisposto un programma di formazione ("Board Induction") a supporto del CdA e del CS, con ses- sioni di formazione su temi istituzionali, di business e di sostenibilità, sia in ambito consiliare sia

nei comitati e in CS basato sulle presentazioni delle attività e dell'organizzazione di Eni da parte del top management. Per maggiori approfondimenti sulla Board Induction si rinvia alla Relazione Finanziaria Annuale 2023 e alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2023. La normativa interna in materia di "Corporate Governance delle società di Eni", fermi gli obblighi di legge, prevede che nella scelta dei componenti degli organi di amministrazione e controllo delle so- cietà controllate anche estere di Eni sia promossa, ove possibile, la diversità. In particolare, tale nor- mativa indica la quota (diversa fra Italia ed estero) da riservare al genere meno rappresentato nella composizione degli organi sociali delle società controllate da Eni, in assenza di specifci obblighi di legge3. Nel 2023, la percentuale complessiva di donne negli organi di amministrazione e negli orga- ni di controllo delle società controllate è aumentata rispetto al 2022, ed è pari rispettivamente al 28% e al 43%. Per maggiori approfondimenti sui ruoli e le responsabilità nella governance della sostenibilità in Eni nonché sul sistema di controllo interno e di gestione dei rischi si rinvia alla Relazione Finan- ziaria Annuale 2023 e alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2023.

REMUNERAZIONE

L'impegno strategico per la decarbonizzazione e per la sicurezza delle persone è parte dei traguardi essenziali dell'azienda e si riflette, quindi, anche nei Piani di Incentivazione Variabile, destinati all'AD e al

management aziendale. In particolare: (i) il Piano di Incentivazione di Breve Termine include, in continu- ità con gli anni scorsi, un obiettivo relativo alla ca- pacità installata incrementale delle fonti rinnovabili (peso 12,5%), nonché obiettivi di sostenibilità am- bientale e capitale umano relativi alla riduzione delle emissioni nette GHG Upstream Scope 1 e 2 equity (peso 12,5%) e alla sicurezza del personale (peso 12,5%) attraverso l'indice Severity Incident Rate (SIR), che focalizza l'impegno del management sulla riduzione degli incidenti più gravi. Pertanto, il peso complessivo degli obiettivi di sostenibilità risulta pari al 37,5% per l'AD, mentre per il management aziendale varia in relazione alle responsabilità assegnate; (ii) il Piano di Incentivazione di Lungo Termine azionario, in linea con quello precedente, supporta l'attuazione della strategia anche attraver- so uno specifco obiettivo su temi di sostenibilità ambientale e di transizione energetica, articolato in traguardi connessi ai processi di decarbonizzazio- ne, sviluppo rinnovabili ed economia circolare, con un peso complessivo pari al 35%, sia per l'AD sia per tutto il management Eni destinatario del Piano. Nella tabella seguente sono riportate, per l'attuale e il precedente mandato: (i) la percentuale della remunerazione variabile collegata ad obiettivi di lungo termine rispetto alla remunerazione totale;

1. la quota di remunerazione variabile di breve e lungo termine collegata ad obiettivi di sostenibili- tà, calcolata in caso di performance di sostenibi- lità di livello target e massimo nell'ambito di una performance complessiva di livello target.

PAY RATIO DELL'AD

Di seguito vengono riportati i pay ratio tra la	rimento sia alla remunerazione fissa sia alla	te la variazione dell'Incentivo di Lungo Termi-
remunerazione dell'Amministratore Delegato e	remunerazione totale4. La remunerazione tota-	ne azionario assegnato nel 2023, in relazione
Direttore Generale e la remunerazione media-	le mediana di tutti i dipendenti è variata del	all'incremento del prezzo del titolo Eni all'as-
na dei dipendenti Italia (principale sede ope-	2,5% rispetto al 2022, mentre quella dell'AD/	segnazione rispetto a quello di attribuzione
rativa) e di tutti i dipendenti, calcolati in rife-	DG è variata del 32% riflettendo principalmen-	(15,27 euro vs. 8,21 euro).
		2020	2021	2022	2023
Dipendenti Italia
Rapporto tra la remunerazione fssa dell'AD/DG e la retribuzione fssa mediana dei dipendenti	37	36	35	35
Rapporto tra la remunerazione totale dell'AD/DG e la retribuzione totale mediana dei dipendenti	97	138	137	172
Rapporto tra la variazione percentuale annua della remunerazione totale dell'AD/DG e la variazione percentuale annua			0,83	7,00
della retribuzione totale mediana dei dipendenti
Tutti i dipendenti
Rapporto tra la remunerazione fssa dell'AD/DG e la retribuzione fssa mediana dei dipendenti	36	36	35	36
Rapporto tra la remunerazione totale dell'AD/DG e la retribuzione totale mediana dei dipendenti	97	141	140	180
Rapporto tra la variazione percentuale annua della remunerazione totale dell'AD/DG e la variazione percentuale annua			0,91	12,86
della retribuzione totale mediana dei dipendenti

VALORE ECONOMICO

		2019	2020	2021	2022	2023	SDG target
Valore economico generato	(milioni di euro)	71.565	45.638	78.092	134.232	95.594	8.2 9.1 9.4 9.5
Valore economico distribuito(a)		63.103	41.437	66.138	120.451	89.878
di cui: costi operativi		50.874	33.551	55.549	102.529	73.836
di cui: salari e stipendi per i dipendenti		2.996	2.863	2.888	3.015	3.136
di cui: pagamenti ai fornitori di capitale		4.165	2.974	3.975	6.419	6.623
di cui: pagamenti alla Pubblica Amministrazione		5.068	2.049	3.726	8.488	6.283
Valore economico trattenuto		8.462	4.201	11.954	13.781	5.716

(a) Per la voce Valore economico distribuito relativo al Community Investment si rimanda alla sezione Investimenti per lo Sviluppo Locale.

		Politica Mandato 2020-2023	Politica Mandato 2023-2026
		Target		Massimo	Target		Massimo
Remunerazione dell'AD collegata a obiettivi di lungo termine	(%)	55	65	55	65
Remunerazione variabile dell'AD collegata a obiettivi di sostenibilità		36	55	36	55

Nel 2023, Eni ha generato un valore economico pari a circa €96 miliardi di cui sono stati distribuiti circa €90 miliardi, in particolare: 82% sono costi operativi, 7% pagamenti alla Pubblica Ammini- strazione, 7,5% pagamenti ai fornitori di capitale e 3,5% salari e stipendi per i dipendenti. Nel 2023, il Gruppo Eni ha ricevuto circa €286 milioni di

assistenza fnanziaria dalla Pubblica Amministra- zione. Tale ammontare include circa €140 milioni di crediti di imposta riconosciuti in Italia alle im- prese energivore e gasivore, istituiti per far fronte ai maggiori oneri sostenuti per l'acquisto del gas naturale ed energia elettrica e circa €30 milioni relativi al contributo pubblico europeo erogato al

settore Plenitude per lo sviluppo della rete di ri- carica elettrica. Nel corso dell'anno, si sono regi- strati investimenti al netto delle svalutazioni pari a €7.413 milioni, l'ammontare relativo allo share buy-back e al pagamento dei dividendi è pari a €4.885 milioni e sono state pagate imposte per €6.283 milioni.

2 Le previsioni dello Statuto di Eni assicurano alle minoranze (ossia agli azionisti diversi da quello di controllo) un numero di rappresentanti superiore rispetto a quello previsto dalla legge.

3 In particolare: a) nelle società controllate costituite in Italia, almeno due quinti dei componenti di ciascun organo sociale deve appartenere al genere meno rappresentato; b) nelle società controllate costituite all'estero, ove possibile, almeno un quinto dei componenti di ciascun organo sociale deve appartenere al genere meno rappresentato. In caso di società controllate con presenza di soci terzi di minoranza, salvo diversi accordi, il rispetto della quota del genere meno rappresentato è assicurato da Eni, quale controllante.

4 La remunerazione totale comprende le componenti retributive monetarie variabili e i benefts valorizzati.

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2023 PERFORMANCE DI SOSTENIBILITÀ

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Ricerca e Sviluppo

		NEUTRALITÀ		ECCELLENZA		ALLEANZE			9
INTRODUZIONE		CARBONICA		OPERATIVA		PER LO SVILUPPO		ALLEGATI

Per saperne di più	Eni for 2023 - A Just Transition
			2019	2020	2021	2022	2023	SDG target
Spesa in R&S		(milioni di euro)	194	157	177	164	166	9.5
di cui: relativa alla decarbonizzazione		102	74	114	114	135
energie rinnovabili			23	10	18	17	17
stoccaggio energetico(a) e fusione		5	9	13	16	15
cattura, stoccaggio e conversione della CO2		13	9	17	21	23
chimica da fonti rinnovabili			20	15	20	23	39
idrogeno e nuovi vettori energetici		12	12	23	14	14
ambiente(b)			5	5	9	5	7(c)
bioraffinazione			8	10	9	13	12
efficienza e recupero energetico		16	4	5	5	8
di cui: sicurezza e riduzione rischi			20	11	8	4	5
di cui: altro tra cui efficienza operativa		72	72	55	46	26
Valore tangibile generato da Ricerca e Innovazione Tecnologica		1.126	951	1.253	1.432	1.517
Domande di primo deposito brevettuale(d)	(numero)	34	25	30	23	28	9.5
di cui: depositi sulle fonti rinnovabili		15	7	11	13	14
Brevetti in vita			7.686	7.471	7.290	8.029	9.893
Età media dei brevetti(e)		(anni)	9,8	9,2	8,9	9,2	9,6
Numero di partnership in R&S(f)		(numero)	1.221	733	766	930	839	9.5
di cui: con università e centri di Ricerca		362	204	193	156	137

1. Comprende le tecnologie per l'accumulo di energia termica o elettrica per suo successivo utilizzo.
2. Comprende le tecnologie volte al monitoraggio, la protezione e al mantenimento ambientale oltre a quelle di bonifca.
3. Nella voce ambiente sono ricomprese le tecnologie volte alla riduzione del consumo d'acqua o al suo riutilizzo, anche attraverso rimozione di eventuali materiali inquinanti (circa €3 milioni nel 2023) e le tecnologie volte al monitoraggio, la protezione e al mantenimento ambientale, oltre a eventuale bonifca (circa €4,2 milioni nel 2023).
4. I dati 2023 relativi ai nuovi primi depositi brevettuali, totali e da fonti rinnovabili, includono il contributo della società Novamont per un totale di 9, tutti relativi a fonti rinnovabili.
5. L'età media del portafoglio brevettuale non conteggia i contributi derivanti da Novamont e Finproject, non essendo ancora stato completato il consolidamento del relativo dato.
6. Le partnership considerano gli ordini di acquisto relativi a beni e servizi funzionali all'attività di R&S.

riflettono la distribuzione storica delle spese de- gli ultimi cinque anni. Oltre al sostegno per l'otti- mizzazione dell'efficienza e dei costi del business tradizionale, Eni dedica considerevole impegno al miglioramento delle tecnologie legate ai biocarbu- ranti, ai nuovi vettori energetici, alla cattura e uti- lizzo della CO2, all'implementazione delle energie rinnovabili e alla ricerca nel campo della fusione a confnamento magnetico.

Nel corso del 2023, l'analisi del valore tangibile ge- nerato dall'applicazione di tecnologie innovative ha comportato benefci pari a €1.517 milioni, at- testandosi sopra la media rispetto al quinquennio precedente. Nel settore upstream, le tecnologie hanno supportato diverse fasi operative, portando a un aumento dell'efficienza e a una riduzione dei costi. Ad esempio attraverso una suite di analisi avanzate, che ha trasformato radicalmente il pro- cesso di analisi petrofsiche, si è avuta una drasti- ca accelerazione dei tempi di test e a una maggio- re precisione nelle valutazioni dei parametri chiave del sottosuolo, così come sono state adottate tec- nologie proprietarie per la simulazione dinamica, consentendo una migliore ottimizzazione delle

operazioni e una conseguente riduzione dei costi operativi complessivi. Parallelamente, nel settore downstream, si è assistito a un'ottimizzazione del- la catena di approvvigionamento, pretrattamento e trattamento presso le bioraffinerie. Comples- sivamente, queste tecnologie e iniziative hanno generato risparmi signifcativi sui costi operativi e miglioramenti sostanziali in termini di efficienza e sostenibilità, contribuendo alla missione di Eni di trasformare il settore energetico attraverso l'inno- vazione tecnologica.

Nell'ambito della gestione dell'Intellectual Property a sostegno dell'innovazione tecnologica, i risultati del 2023 e la consistenza del portafoglio dei titoli di Intellectual Property consolidano i dati relativi alle società Finproject SpA e Novamont SpA, recentemente acquisite da Versalis SpA. Nel 2023 è stato depositato un totale di 28 nuove domande di primo deposito brevettuale, derivanti dalla protezione dei risultati generati da attività di R&S interna anche con il concorso del network di collaborazioni esterne. Tra queste, le nuove domande di brevetto mirate direttamente allo svi- luppo di tecnologie nel settore delle fonti rinnova-

bili (biocarburanti, solare e green chemistry) sono state 14. Oltre alle domande di brevetto, sono sta- ti generati ulteriori 9 titoli di proprietà intellettuale relativi prevalentemente alla protezione mediante copyright di software relativi ad algoritmi di sup- porto alle operazioni in ambito Natural Resour- ces. L'incremento del numero complessivo del portafoglio titoli di proprietà intellettuale (9.893 rispetto agli 8.029 del 2022) deriva solo parzial- mente dalla generazione di nuovi titoli brevettuali a tutela del perimetro territoriale di interesse per i business Eni. Un contributo sostanziale all'ac- crescimento del portafoglio (più di 1.500 titoli IP)

• derivato dalle operazioni di acquisizione volte al rafforzamento del posizionamento di Versa- lis nella chimica da fonti rinnovabili: Finproject, gruppo industriale leader italiano nel settore del compounding e nella produzione di manufatti ultraleggeri, e Novamont, leader mondiale nella produzione di bioplastiche e nello sviluppo di bio- chemical e bioprodotti. La marginale variazione dell'età media (9,6 anni rispetto a 9,2 del 2022) è ascrivibile alle fluttuazioni fsiologiche del porta- foglio brevettuale.

La ricerca e l'innovazione tecnologica rappresen- tano pilastri imprescindibili per Eni nel suo impe- gno a rendere l'accesso alle risorse energetiche più efficiente ed efficace, con l'obiettivo di ridurre l'impronta carbonica netta. Questa visione si basa sull'utilizzo sinergico delle competenze presenti in tutte le aree aziendali, orientate verso le sfde di un panorama energetico in continua evoluzione. Le direttive strategiche, che fungono da linee gui- da per l'impegno tecnologico di Eni, si articolano nei seguenti punti:

• Decarbonizzazione dei processi: questo obiet- tivo si focalizza su diverse strategie per ridur- re l'impatto ambientale derivante dai processi industriali. Eni si impegna non solo a ridurre
  direttamente le emissioni di CO2, ma anche a sviluppare tecnologie per catturare e immagaz-
  zinare la CO2. Attraverso l'adozione di processi più efficienti e l'introduzione di vettori energeti- ci a ridotta impronta carbonica, l'azienda mira a migliorare complessivamente l'efficienza ener-

getica e a promuovere l'adozione di soluzioni più sostenibili nell'intera catena di produzione energetica;

• economia circolare e prodotti bio: per ab- bracciare un approccio circolare, favorendo la trasformazione dei rifuti e dei sottoprodotti in risorse utili. Attraverso la promozione della bio- raffinazione e l'utilizzo di prodotti bio, l'azienda mira a ridurre la dipendenza dalle fonti non rinnovabili e a contribuire ad una mobilità più sostenibile. Inoltre, Eni si impegna a investire nella produzione di prodotti chimici a partire da materie prime provenienti da fonti rinnovabili e più sostenibili, con l'obiettivo di ridurre l'impatto ambientale delle proprie attività;
• energia rinnovabile e nuove tecnologie: per svi- luppare soluzioni energetiche sostenibili, con un focus particolare sulle energie rinnovabili e sulle tecnologie di stoccaggio energetico. L'a- zienda investe in progetti innovativi che sfrut- tano al meglio il potenziale di tali fonti, come

solare, marino ed eolico. Inoltre, Eni è pionie- ra nello sviluppo di tecnologie all'avanguardia come la fusione a confnamento magnetico, che potrebbe rivoluzionare il panorama energe- tico globale;

• eccellenza operativa: per raggiungere livelli an- cora superiori di efficienza e sicurezza attraverso l'adozione di tecnologie all'avanguardia. L'azien- da investe in sistemi automatizzati e digitali per ottimizzare i processi operativi, riducendo al contempo l'impatto ambientale e i costi opera- tivi. Attraverso un costante miglioramento delle pratiche e dei protocolli di sicurezza, Eni mira a garantire un ambiente di lavoro sicuro e a pro- muovere una cultura aziendale orientata all'ec- cellenza e alla maggiore sostenibilità.

Le spese destinate alla ricerca e sviluppo sono allineate con quanto previsto nel piano strategico precedente, ammontando a circa €868 milioni nel periodo 2024-2027. Le priorità di investimento

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2023 PERFORMANCE DI SOSTENIBILITÀ

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Neutralità carbonica al 2050

		NEUTRALITÀ		ECCELLENZA		ALLEANZE			11
INTRODUZIONE		CARBONICA		OPERATIVA		PER LO SVILUPPO		ALLEGATI

Per saperne di più	Eni for 2023 - A Just Transition

INDICATORI RELATIVI AI PRINCIPALI TARGET(a)

					2019	2020	2021	2022	2023	Obiettivo	SDG target
Net Carbon Footprint Upstream (Scope 1+2)	(milioni tonnellate di CO2eq.)	14,8	11,4	11,0	9,9	8,9	UPS Net Zero 2030
Net Carbon Footprint Eni (Scope 1+2)					37,6	33,0	33,6	29,9	26,1	Eni Net Zero 2035
Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)(b)					501	439	456	419	398	Net Zero 2050
Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3)	(gCO	eq./MJ)	68	68	67	66	65,6(b)	Net Zero 2050
	2
Crediti di carbonio, incluse le Natural	(Mt CO2/anno)	0	1,5	2	3	5,9	<25 2050
Climate Solutions
Volume di idrocarburi inviati a flaring			3							zero 2025 (soggetto
(miliardi Sm	)	1,2	1,0	1,2	1,1	1,0	all'esecuzione dei
di routine (upstream)(c)
										progetti in Libia)
Emissioni di metano da fuggitive upstream	(kton CH4)	21,9	11,2	9,2	7,2	6,0	-80% 2025 vs 2014
(Scope 1)(c)	(raggiunto nel 2019)
Intensità emissiva di metano (upstream)(c)		(%)	0,10	0,09	0,09	0,08	0,06	ben al di sotto di 0,2%
										2025
Capacità installata da fonti rinnovabili(d)		(MW)	190	351	1.188	2.256	3.056	>15 GW 2030
Capacità di bioraffinazione	(milioni di tonnellate/anno)	1,1	1,1	1,1	1,1	1,65	>5 milioni di	12.2 13.1
tonnellate/anno 2030

1. Ove non diversamente specifcato, indicatori contabilizzati su base equity.
2. Emissioni GHG associate al ciclo di vita (lifecycle) dei prodotti energetici venduti da Eni. Per maggiori informazioni si veda il GHG Statement.
3. Contabilizzato sul 100% degli asset operati/cooperati.
4. Il KPI rappresenta la quota Eni e si riferisce principalmente a Plenitude.

zi. Nel 2023, l'indicatore è in riduzione di circa il 5% rispetto al 2022, guidato principalmente dal calo delle vendite di gas del settore GGP. I credi- ti di carbonio hanno compensato 5,9 MtCO2eq. (vs. 3 MtCO2eq. nel 2022).

NET CARBON INTENSITY: l'indicatore è calcola- to come il rapporto tra le Net GHG Lifecycle Emissions e il contenuto di energia dei prodotti energe- tici venduti da Eni. Nel 2023 si registra una leggera riduzione dell'indicatore (-1%) grazie soprattutto al minor impatto emissivo del mix di portafoglio del gas di terzi e alla progressiva crescita della gene- razione di energia rinnovabile.

CREDITI DI CARBONIO: i crediti di carbonio utilizzati da Eni, ottenuti principalmente da Natural Climate Solutions (NCS), sono di elevata qualità, ovvero prodotti e certificati secondo standard internazionali da soggetti specializza- ti nei programmi di conservazione delle foreste. I crediti di carbonio utilizzati nel 2023 sono sta- ti pari a 5,9 MtCO2eq., in aumento rispetto ai 3 MtCO2eq. del 2022. Nel 2023, sono state compensate da Plenitude emissioni pari a 2,4 mi- lioni di tonnellate di CO2eq.10, utilizzando crediti

VOLUMI DI ROUTINE FLARING UPSTREAM: i volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine in asset operati/cooperati upstream risultano in riduzione dell'8% rispetto al 2022, principalmen- te per gli interventi di efficientamento e flaring down in Egitto, Nigeria e Ghana.

FUGGITIVE DI METANO UPSTREAM: le emis- sioni fuggitive upstream risultano in migliora- mento (riduzione di circa -30ktCO2eq. rispetto al 2022) grazie all'implementazione delle cam- pagne LDAR (Leak Detection And Repair) svolte con cadenza periodica che oggi coprono il 99,7% degli asset gestiti da Eni, e si prevede una coper- tura completa entro il 2024.

INTENSITÀ EMISSIVA DI METANO UPSTREAM: le emissioni di metano upstream sono in signifca- tiva riduzione (-21%)rispetto al 2022 principalmen- te grazie alle campagne di monitoraggio effettuate, in linea con i requisiti della Oil & Gas Methane Partnership 2.0. Nel 2023 Eni ha ottenuto da United Nations Environment Programme (UNEP) il rico- noscimento del livello di reporting "Gold Standard" OGMP 2.0. L'intensità emissiva di metano11 risulta quindi in miglioramento, pari a 0,06% rispetto allo

CAPACITÀ INSTALLATA DA FONTI RINNO- VABILI: il business delle rinnovabili nel 2023 ha raggiunto una capacità installata da fonti rinnovabili di 3,1 GW (+35% rispetto al 2022), in aumento di circa 0,8 GW rispetto al 31 di- cembre 2022, principalmente grazie alle acqui- sizioni effettuate in Spagna (Bonete) e negli Stati Uniti (Kellam), allo sviluppo organico dei progetti in Italia, Spagna e Kazakistan, nonché all'acquisizione di 3 impianti fotovoltaici negli Stati Uniti con una capacità totale pari a circa 0,38 GW (accordo firmato a dicembre 2023 e closing dell'operazione a febbraio 2024). La produzione di energia rinnovabile ha raggiunto i 4,2 TWh (+50% rispetto al 2022), principal- mente grazie al contributo degli asset acquisiti e all'entrata in esercizio dei progetti sviluppati organicamente.

CAPACITÀ DI BIORAFFINAZIONE: la capacità di bioraffinazione è in aumento grazie all'ac- quisizione della partecipazione del 50% nella bioraffineria di Chalmette negli Stati Uniti. La produzione di biocarburanti è in aumento (+48% rispetto al 2022) beneficiando del contributo

Eni rendiconta le proprie emissioni GHG coeren- temente con i principali standard internazionali e best practice di settore5. In particolare, le emissioni Scope 1 e 2 sono contabilizzate sia in vista ope- rata (100% delle emissioni da asset su cui Eni ha il controllo operativo), che in vista equity (per gli asset operati da Eni e quelli da terzi). Le emissioni Scope 3 vengono rendicontate secondo le categorie defnite dallo standard GHG Protocol/linee gui- da di settore IPIECA. La componente più rilevante per il settore Oil & Gas è costituita dalle emissioni legate al consumo fnale dei prodotti venduti (c.d. categoria 11), che viene contabilizzata, in quota equity, sulla base del segmento di business preva- lente (produzione venduta di idrocarburi upstream). A partire dal 2020, Eni ha affiancato al consueto approccio di rendicontazione, una metodologia di fliera6 che consente una contabilizzazione integrata delle emissioni GHG (Scope 1+2+3) legate al ciclo di vita dei prodotti energetici7 ven- duti da Eni (in ottica well to wheel) al netto dei carbon offset. I volumi dei prodotti energetici e le emissioni generate lungo l'intera catena del

valore sono quantifcati in vista equity e sulla base di un perimetro esteso, che comprende sia le produzioni proprie sia i volumi acquistati da terzi. Eni ha adottato tale approccio per la def- nizione dei propri target di decarbonizzazione di medio-lungo termine, sia in termini di emissioni assolute, Net GHG Lifecycle Emissions, che di intensità emissiva, Net Carbon Intensity. Di se- guito sono riportate le performance dei principali indicatori relativi ai target di Eni. Gli indicatori su base netta sono in vista equity, compensati trami- te crediti di carbonio di elevata qualità, ovvero pro- dotti e certifcati secondo standard internazionali da soggetti specializzati nei programmi di conser- vazione delle foreste8, ottenuti principalmente da Natural Climate Solutions - NCS. Gli indicatori in vista 100% operata includono il 100% delle emis- sioni di GHG sia su asset su cui Eni ha il control- lo operativo, ovvero dove la Società ha il potere di implementare le proprie politiche e procedure operative (anche quando detiene meno del 100% del valore dell'asset), sia le società cooperate a controllo congiunto.

NET CARBON FOOTPRINT UPSTREAM: l'in- dicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e 2 degli asset upstream operati da Eni e da terzi, al netto degli offset (generati princi- palmente tramite Natural Climate Solutions Iniziative di Carbon Offset di Eni). Nel 2023, l'indicatore è migliorato di circa il 10% rispetto al 2022. Il risultato ha beneficiato delle azioni di ottimizzazione ed efficientamento nella ge- stione operativa.

NET CARBON FOOTPRINT ENI: l'indicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e 2 delle attività operate da Eni e da terzi, al netto degli offset (generati principalmente tramite Natural Climate Solutions). Nel 2023, l'indicatore è mi- gliorato di circa il 13% in virtù principalmente di un calo delle emissioni correlato ai business Power9, GGP, Upstream e Chimica.

NET GHG LIFECYCLE EMISSIONS: l'indicatore fa riferimento alle emissioni GHG assolute Scope 1, 2 e 3 associate a tutti i prodotti energetici venduti da Eni, includendo sia quelli derivanti da produzioni proprie, che quelli acquistati da ter-

di carbonio, ottenuti principalmente da Natural Climate Solutions.

0,08% del 2022, in linea con l'impegno di manteni- mento ben al di sotto dello 0,2%.

della bioraffineria di Chalmette e dei maggiori volumi lavorati presso la bioraffineria di Gela.

5 Es. WBCSD/WRI GHG Protocol Initiative, a Corporate Accounting and Reporting Standard e IPIECA/API/IOGP Petroleum industry guideline for reporting greenhouse gas emissions 2011.

6 La metodologia è stata sviluppata con la collaborazione di esperti indipendenti ed è oggetto di progressivo miglioramento per riflettere le più recenti evoluzioni in materia di standard di rendicontazione delle emissioni. 7 Il perimetro non include il contributo del settore Chimico.

8 Per maggiori approfondimenti Eni for 2023 - A Just Transition - Iniziative di Carbon Offset di Eni.

9 Per effetto delle minori produzioni e della variazione della quota di partecipazione di Eni.

10 Di queste, 1,6 MtCO2eq., legate al consumo di gas fatturato ai clienti di Plenitude al 30 settembre 2023, sono state compensate a febbraio 2024. Entro settembre 2024 verrà invece compensata la restante parte relativa al consumo di gas fatturato nel quarto trimestre del 2023.

11 L'indicatore è calcolato come rapporto tra i volumi di emissioni dirette di metano upstream (da produzione di gas naturale e olio) e la produzione venduta di gas naturale degli asset operati/cooperati upstream.

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2023 PERFORMANCE DI SOSTENIBILITÀ

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		NEUTRALITÀ		ECCELLENZA		ALLEANZE			13
INTRODUZIONE		CARBONICA		OPERATIVA		PER LO SVILUPPO		ALLEGATI

EMISSIONI DI GHG(a)

			2019	2020	2021	2022	2023	SDG target
Net GHG Emissions (Scope 1+2+3)(b)	(milioni di tonnellate di CO	eq.)	241	218	210	194	200
	2
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)			41,20	37,76	40,08	39,39	38,69	13.1
di cui: CO2 equivalente da combustione e da processo			32,27	29,70	30,58	29,77	28,67
di cui: CO2 equivalente da flaring			6,49	6,13	7,14	6,71	6,81
di cui: CO2 equivalente da venting			1,88	1,64	2,12	2,72	3,04
di cui: CO2 equivalente da emissioni fuggitive di metano			0,56	0,29	0,24	0,20	0,17
Emissioni dirette di GHG (Scope 1) per settore
Exploration & Production			22,75	21,10	22,29	21,53	22,92
Global Gas & LNG Portfolio			0,25	0,36	1,01	2,09	0,69
Refning & Marketing e Chimica			7,97	6,65	6,72	6,00	5,69
Plenitude & Power			10,22	9,63	10,04	9,76	9,36
Corporate ed altre attività			0,01	0,01	0,02	0,02	0,02
Emissioni dirette di GHG (Scope 1) per area geografca
Italia			18,69	16,80	17,17	16,39	15,67
Resto d'Europa			1,22	1,13	1,10	0,71	0,68
Africa			18,45	17,24	19,24	19,57	19,44
Americhe			0,67	0,41	0,37	0,40	0,59
Asia e Oceania			2,17	2,18	2,20	2,32	2,31
Emissioni dirette di GHG (Scope 1) per gas
CO2			39,37	36,12	38,44	37,89	37,50
CH4			1,63	1,40	1,37	1,24	0,98
N2O			0,20	0,25	0,27	0,27	0,21
Indice di efficienza operativa (Scope 1+2)	(tonnellate di CO2eq./migliaia di boe)	31,41	31,64	31,95	32,67	31,90	13.1
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda			19,58	19,98	20,19	20,64	20,69	13.1
di idrocarburi 100% operata (upstream)
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica	(gCO eq./kWheq.)	394	391,4	379,6	392,9	389,0	13.1

Di seguito una sintesi delle performance relative ai principali indicatori emissivi a livello di gruppo e linea di business. Da questo ciclo di reporting, Eni ha introdotto l'indicatore Net GHG Emissions Scope 1+2+3, contabilizzato in vista equity, e non associa- to ad alcun target aziendale. L'indicatore è calcolato come la somma delle emissioni GHG nette Scope 1, 2 e delle emissioni Scope 3 da utilizzo dei prodotti venduti (cat. 11 - calcolata sulla base della produ- zione in quota equity di idrocarburi upstream). Nel 2023 le Net GHG Emissions (Scope 1+2+3) sono risultate sostanzialmente in linea (+3%) rispetto al 2022 (Eni For 2023 - A Just Transition - Neutra- lità Carbonica). Le emissioni dirette di GHG Scope 1 Eni derivanti dalle attività operate/cooperate nel 2023 sono state pari a 38,7 milioni di tonnellate di CO2eq. in lieve riduzione rispetto al 2022, principal- mente per effetto del calo delle emissioni nei business Chimica, Power e GGP, in parte compensato dall'incremento nel settore Upstream. Le emissioni indirette GHG Scope 2 Eni nel 2023 sono diminuite dell'8% circa rispetto al 2022, per i minori consumi del settore Chimica e Upstream. Tali emissioni sono legate agli acquisti di energia da terzi e destinata al consumo degli asset operati e per Eni sono margi- nali in quanto la generazione elettrica avviene preva- lentemente tramite proprie installazioni. Le emissio- ni indirette GHG Scope 3 Eni vengono contabilizzate in accordo alle linee guida IPIECA, che prevedono un'analisi per attività. Tra queste, le emissioni GHG

legate al consumo fnale dei prodotti venduti (cd. Scope 3, categoria 11 end-use) costituiscono il con- tributo più rilevante, e vengono calcolate sulla base della produzione upstream in quota equity. Nel 2023 le emissioni Scope 3, categoria 11 end-use, sono aumentate del 6% rispetto al 2022 principalmente per l'aumento della produzione upstream. Per le altre categorie di emissioni Scope 3, l'andamento è sostanzialmente costante nel periodo 2016-2023 e il dettaglio è fornito nel GHG Statement.

EXPLORATION & PRODUCTION

Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) degli asset operati/cooperati upstream sono circa 23 MtCO- 2eq., in aumento del 6,5% rispetto al 2022, principal- mente per l'aumento della produzione e variazioni nel perimetro. Le emissioni dirette di GHG (Scope

1. cooperate relative al settore Upstream ammon-
   tano per il 2023 a ca. 15,4 MtCO2eq. L'indice ope- rato/cooperato di intensità emissiva GHG Scope 1 è sostanzialmente stabile rispetto al 2022 (in ri- duzione del 23% rispetto al 2014). Si specifca che, nonostante gli sforzi profusi dal Gruppo negli ultimi anni volti al raggiungimento dell'obiettivo di riduzio- ne del presente indicatore al 2025 del 43% rispetto al 2014, il Covid e la realizzazione dei Progetti di flaring Down e CCS in Libia, attualmente in esecu- zione dalla società Mellitah Oil and Gas, cooperata Eni e NOC, ne hanno rallentato il conseguimento,

causando un ritardo rispetto alle tempistiche ini- zialmente previste.

GLOBAL GAS & LNG

PORTFOLIO

Le emissioni dirette di GHG (Scope 1), pari a 0,69 milioni di tonnellate di CO2eq., sono in riduzione ri- spetto al 2022 per l'uscita dal perimetro di rendicon- tazione operato dei gasdotti TTPC (Trans Tunisian Pipeline Company) e TMPC (Trans Mediterranean Pipeline Company).

REFINING & MARKETING E CHIMICA

Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) hanno regi- strato una riduzione (-5%) rispetto al 2022, grazie principalmente al settore della Chimica, a seguito del nuovo assetto di Porto Marghera. Le emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingres- so (materie prime e semilavorate) delle raffinerie risultano sostanzialmente stabili rispetto al 2022.

PLENITUDE E POWER

Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) registrano una riduzione del 4% rispetto al 2022 in linea con i minori livelli produttivi delle centrali power. L'indi- ce relativo alle emissioni dirette di GHG (Scope 1)/ energia elettrica equivalente prodotta (Enipower) è in miglioramento rispetto al 2022 per effetto degli assetti produttivi.

equivalente prodotta (Enipower)	2
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in	(tonnellate di CO2eq./migliaia di tonnellate)	248	248	228	233	232	13.1
ingresso (materie prime e semilavorate) dalle raffinerie
Emissioni dirette di metano (Scope 1)	(migliaia di tonnellate CH4)	65,3	55,9	54,5	49,6	39,1	13.1
Volumi di idrocarburi inviati a flaring	(miliardi di Sm3)	1,9	1,8	2,2	2,1	2,1	13.1
Produzione di idrocarburi in equity	(kboe/giorno)	1.871	1.733	1.682	1.610	1.692
Produzione lorda di idrocarburi 100% operata	(milioni boe)	1.114	1.009	1.041	980	1.034
Emissioni di CO	2	da impianti Eni soggetti all'EU ETS(c)	(milioni di tonnellate di CO	2	eq.)	19,57	17,32	17,74	16,72	16,03
Quote allocate agli impianti Eni soggetti all'EU ETS(c)				7,73	6,84	5,32	4,95	4,48
Emissioni indirette di GHG (Scope 2)	(milioni di tonnellate di CO2eq.)	0,69	0,73	0,81	0,79	0,73	13.1
Emissioni indirette di GHG (Scope 3)									13.1
da utilizzo di prodotti venduti(d)				204	185	176	164	174
da lavorazione di prodotti venduti				11,8	11,6	11,1	9,9	10,5
da energia elettrica (commercializzata)(e)				6,3	6,0	6,1	1,7	1,4
da beni e servizi acquistati (catena di fornitura)				2,0	1,3	1,4	1,5	1,7

BIOFEEDSTOCK ANNO 2023 UTILIZZATE NELLE BIORAFFINERIE ENI IN ITALIA

Paese	Tipologia	FEEDSTOCK VENEZIA+GELA (KTON)(a)
Italia	Olio di soia o girasole	10
India	Olio di canola, ricino o cotone	2
Altro	Olio di canola, ricino o cotone	3
Indonesia	Rifuti e residui (Oli vegetali esausti, residui oleosi derivanti da lavorazioni di oli vegetali e altri processi industriali)	422
Malesia	Rifuti e residui (Oli vegetali esausti, residui oleosi derivanti da lavorazioni di oli vegetali e altri processi industriali)	121
Italia	Rifuti e residui (Oli vegetali esausti, residui oleosi derivanti da lavorazioni di oli vegetali e altri processi industriali)	21
Cina	Rifuti e residui (Oli vegetali esausti, residui oleosi derivanti da lavorazioni di oli vegetali e altri processi industriali)	18
Altro	Rifuti e residui (Oli vegetali esausti, residui oleosi derivanti da lavorazioni di oli vegetali e altri processi industriali)	5
TOTALE		602,6

(a) Feedstock relativi alle produzioni vendute nel 2023 certifcate sostenibili con Proof Of Sustainability (POS, come previsto dagli schemi di certifcazione) emesse durante l'anno 2023.

da trasporto e distribuzione prodotti		1,6	1,3	1,4	1,3	1,3
da trasferte e spostamenti casa-lavoro dipendenti		0,2	0,2	0,1	0,1	0,1
da altri contributi		0,5	0,4	0,4	0,4	0,4
Produzione vendute di biocarburanti	(migliaia di tonnellate)	256	622	585	428	635	12.2 13.1
Emissioni di GHG evitate grazie alla produzione	(migliaia di tonnellate CO2eq.)	22,7	187	512	1.211	1.541,5
di energia elettrica da rinnovabili di Plenitude

(a) Ove non diversamente indicato, i KPI emissivi e relativi ai consumi fanno riferimento a dati 100% degli asset operati/cooperati. Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) cooperate relative al settore Upstream

ammontano nel 2023 a ca. 15,4 milioni di tonnellate.

(b) Net Carbon Footprint Eni (Scope 1+2) più emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti; contabilizzato su base equity.

(c) In continuità con gli anni precedenti, il 2023 include anche il contributo UK.

(d) 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 (associazione senza fni di lucro

dell'O&G per le questioni ambientali e sociali).

(e) Dal 2022 il calcolo tiene conto della ripartizione geografca delle vendite di energia elettrica e del contributo delle vendite di energia certifcata tramite Garanzie di Origine, come immessa in rete e prodotta da

Nell'ambito dell'approccio responsabile sul tema della biomassa12 Eni si impegna alla trasparenza e divulgazione delle informazioni relative alle biomasse utilizzate e al Paese di provenienza comuni- cando annualmente queste informazioni. Nel cor- so del 2023 Eni ha completato l'acquisizione del 50% della bioraffineria St. Bernard Renewables ne- gli USA attraverso la creazione di una JV dedicata

con PBF. La bioraffineria ha iniziato la produzione a giugno 2023 e nel corso dell'anno i feedstock uti- lizzati, provenienti per oltre l'85% dagli USA, sono stati oli vegetali (soia e mais), oli vegetali esausti e grassi animali. Si segnala inoltre che Versalis nel 2023 presso il sito di Crescentino ha utilizzato per alimentare la caldaia a biomassa circa 121 kton di cippato di legno e per la produzione di bioetanolo

sono state impiegate circa 12 kton di cippato di legno oltre che 1,5 kton di paglia di grano, 1,1 kton di permeato caseario, tutte di origine Italia. Inoltre, nel sito Versalis di Mantova sono state impiegate per uso formulativo circa 64 ton di olio di girasole da semi di origine Italia e/o UE lavorati in Italia op- pure ottenuto da olio grezzo di origine UE o extra UE raffinato in Italia.

impianti alimentati al 100% da fonti rinnovabili. Per maggiori dettagli si veda il GHG Statement.

12 Per la posizione Eni sulle biomasse si veda: https://www.eni.com/it-IT/sostenibilita/decarbonizzazione/biomasse.html.

14

2023 PERFORMANCE DI SOSTENIBILITÀ

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EFFICIENZA ENERGETICA

		2019	2020	2021	2022	2023	SDG target
Energia elettrica prodotta per tipologia di fonte	(TWh)	27,251	26,352	28,736	29,024	29,602	7.1
di cui: da gas naturale		25,305	24,555	27,219	24,352	24,209
di cui: prodotti petroliferi		1,879	1,473	0,920	1,969	1,191
di cui: da rinnovabili(a)		0,067	0,324	0,597	2,702	4,202
Energy Intensity Index (raffinerie)	(%)	112,7	124,8	116,4	115,5	123,0	7.3
Consumi energetici da attività produttive/produzione lorda di idrocarburi 100%	(GJ/tep)	1,39	1,52	1,45	1,41	1,45	7.3 12.2
operata (upstream)
Consumo netto di fonti primarie/energia elettrica equivalente prodotta (Enipower)	(tep/MWheq.)	0,17	0,17	0,16	0,18	0,16	7.3
Consumo di fonti primarie	(milioni di GJ)	538,8	515,3	529,1	484,4	497,5	12.2
di cui: gas naturale/fuel gas		426,1	421,8	429,0	395,1	413,9
di cui: altre fonti primarie		112,8	93,4	100,1	89,3	83,6
Energia primaria acquistata da altre società		15,7	20,2	21,7	17,6	17,1	12.2
di cui: energia elettrica		13,0	16,9	18,3	15,1	15,0
di cui: altre fonti(b)		2,7	3,3	3,4	2,5	2,0
Consumo di idrogeno		0,0	1,8	1,7	1,3	1,6
Consumo totale di energia		554,6	537,3	552,5	503,2	516,2
Consumo di energia da fonti rinnovabili		0,4	0,9	1,5	1,2	1,3
di cui: energia elettrica da fotovoltaico		0,4	0,7	0,6	0,0	0,1
di cui: biomasse		0,0	0,2	0,9	1,1	1,2
Export di energia elettrica ad altre società		147,7	167,7	183,0	177,8	192,7
Export di calore e vapore ad altre società		5,3	5,7	5,4	5,7	5,2
Risparmi di combustibile a regime derivante da progetti di energy saving	(migliaia di tep/anno)	303	287	391	423	394	7.3

1. Il perimetro del dato è in operatorship coerentemente con gli altri dati HSE e differisce da quello pubblicato nella Dichiarazione Non Finanziaria rappresentato in equity, in linea con l'obiettivo di Eni su capacità installata da fonti rinnovabili.
2. Sono compresi il vapore, il calore e l'idrogeno.

		NEUTRALITÀ		ECCELLENZA		ALLEANZE			15
INTRODUZIONE		CARBONICA		OPERATIVA		PER LO SVILUPPO		ALLEGATI

Eccellenza operativa

PERSONE

Per saperne di più	Eni for 2023 - A Just Transition

OCCUPAZIONE

	2019	2020	2021	2022	2023	SDG target
Dipendenti al 31 dicembre(a)	(numero) 31.321	30.775	31.888	31.376	32.321	8.5
Uomini	23.731	23.216	23.528	22.949	23.472
Donne	7.590	7.559	8.360	8.427	8.849	5.1
Italia	21.078	21.170	20.632	20.471	21.336
A tempo indeterminato	21.055	21.162	20.512	20.340	21.168
A tempo determinato	23	8	120	131	168
Part-time	415	359	324	287	261
Full-time	20.663	20.811	20.308	20.184	21.075
Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, ecc.)	92	65	100	259	329
Estero	10.243	9.605	11.256	10.905	10.985
Africa	3.371	3.143	3.189	2.867	2.711
A tempo indeterminato	3.084	2.908	2.946	2.635	2.425
A tempo determinato	287	235	243	232	286
Part-time	0	0	0	0	0
Full-time	3.371	3.143	3.189	2.867	2.711
Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, ecc.)	1.791	1.747	1.816	1.748	1.676
Americhe	1.005	925	1.731	1.872	1.930

Nel 2023 i consumi di fonti primarie di Eni sono complessivamente aumentati per l'ingresso di nuo-

1. asset upstream in Algeria (in Amenas e in Salah), con incremento dei consumi di fuel gas. L'energia to- tale consumata è stata pari a 516,2 milioni di GJ, di cui Exploration & Production (E&P) 234 milioni di GJ, Plenitude & Power 159 milioni di GJ, R&M e Chimica 110 milioni di GJ, Global Gas & LNG Portfolio 12 GJ e Corporate e Altre attività 1,4 milioni di GJ. Gli in- terventi di efficienza energetica effettuati nell'anno consentono un risparmio effettivo di energia prima- ria rispetto ai consumi di baseline di oltre 394 ktep/

anno derivanti principalmente da progetti in ambito upstream (oltre l'86%), con un benefcio in termini di riduzione di emissioni pari a circa 1 milione di ton- nellate di CO2eq. Se si considerano anche le emis- sioni Scope 2, ovvero derivanti da energia elettrica e termica acquistate, il risparmio netto di CO2 deri- vante da progetti di energy saving ammonta a circa 1,03 milioni di tonnellate di CO2eq. A tale risultato ha contribuito in maniera preponderante il settore E&P, con 68 iniziative di efficienza energetica (applicate in 14 società di 12 Paesi), che consentono un rispar- mio di combustibili pari a circa 340 ktep/anno. Gli

interventi più rilevanti hanno riguardato il revamping di unità di compressione gas per export o re-iniezio- ne, adeguamenti di equipment a nuove condizioni operative, integrazione termica tra impianti limitrof, ottimizzazione dei network di produzione, ottimizza- zione nella gestione del sistema di generazione di energia elettrica ed elettrifcazione con import dalla rete elettrica nazionale. All'interno del Piano sono monitorati anche altri interventi di riduzione delle emissioni GHG di scopo 1 da combustione stazio- naria quali: sostituzione combustibile (es. diesel vs fuel gas) ed energie rinnovabili.

A tempo indeterminato	964	891	1.577	1.623	1.780
A tempo determinato	41	34	154	249	150
Part-time	0	0	125	156	1
Full-time	1.005	925	1.606	1.716	1.929
Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, ecc.)	18	18	23	8	82
Asia	2.662	2.432	2.786	2.520	2.506
A tempo indeterminato	2.386	2.201	2.521	2.267	2.270
A tempo determinato	276	231	265	253	236
Part-time	0	0	11	14	1
Full-time	2.662	2.432	2.775	2.506	2.505
Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, ecc.)	322	300	566	321	336
Australia e Oceania	88	87	88	89	101
A tempo indeterminato	88	87	88	89	101
A tempo determinato	0	0	0	0	0
Part-time	5	4	4	4	4
Full-time	83	83	84	85	97
Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, ecc.)	3	2	3	2	4
Resto d'Europa	3.117	3.018	3.462	3.557	3.737
A tempo indeterminato	2.994	2.916	3.369	3.470	3.639
A tempo determinato	123	102	93	87	98
Part-time	116	122	125	114	109
Full-time	3.001	2.896	3.337	3.443	3.628
Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, ecc.)	329	262	320	354	366

(segue)

16

2023 PERFORMANCE DI SOSTENIBILITÀ

HOME

OCCUPAZIONE (segue)

		2019	2020	2021	2022	2023	SDG target
Dipendenti all'estero per tipologia:	(numero)
Locali		8.320	8.327	9.951	9.521	9.486	8.5 10.1
Espatriati italiani		1.360	968	992	1.001	1.001
Espatriati internazionali (inclusi Third Country National)		563	310	313	383	498
Dipendenti per settore(b):
Exploration & Production		10.248	9.794	9.392	8.689	8.785
Global Gas & LNG Portfolio		646	634	698	712	512
Refning & Marketing and Chemicals		11.019	10.872	12.472	12.513	13.463
Plenitude & Power		2.020	2.058	2.429	2.759	2.983
Corporate e Altre attività		7.388	7.417	6.897	6.703	6.578
Anzianità lavorativa	(anni)	17,41	17,79	16,96	16,42	15,24
Dipendenti all'estero locali	(%)	81	87	88	87	86
Dipendenti all'estero locali per categoria professionale:	(numero)						8.5
Dirigenti		46	46	63	64	62
Quadri		1.659	1.791	1.967	1.870	1.801
Impiegati		4.606	4.518	4.617	4.697	4.771
Operai		2.009	1.972	3.304	2.890	2.852
Dirigenti e quadri locali all'estero	(%)	16,65	19,13	18,03	17,73	18,27	8.5 10.1
Dipendenti non italiani in posizioni di responsabilità		17,3	18,6	20,6	19,8	19,1
Dipendenti locali nel settore Upstream							8.5 10.1
di cui: presenza storica		86	92	90	91	90
di cui: nuovo ingresso		30	37	48	48	48
Dipendenti nelle consociate non consolidate e consolidate proporzionali(c)	(numero)	29.542	29.770	29.585	28.736	29.142
di cui: locali		28.810	29.199	29.001	28.009	28.510
Dipendenti a tempo indeterminato		30.571	30.165	31.111	30.424	31.383	8.5
di cui: uomini		23.228	22.826	23.001	22.299	22.788
di cui: donne		7.343	7.339	8.110	8.125	8.595
Dipendenti a tempo determinato		750	610	777	952	938	8.5
di cui: uomini		503	390	527	650	684
di cui: donne		247	220	250	302	254
Dipendenti full-time		30.785	30.290	31.423	30.801	31.945	8.5
di cui: uomini		23.693	23.175	23.472	22.875	23.429
di cui: donne		7.092	7.115	7.951	7.926	8.516
Dipendenti part-time		536	485	465	575	376	8.5
di cui: uomini		38	41	56	74	43
di cui: donne		498	444	409	501	333
Lavoratori non dipendenti (lavoratori atipici interinali)		2.555	2.394	2.828	2.692	2.793
di cui: uomini		2.039	1.928	2.218	2.075	2.109
di cui: donne		516	466	610	617	684
Età media	(anni)	45,4	45,8	45,1	45,1	44,7
Assunzioni a tempo indeterminato(d)	(numero)	1.855	607	967	1.796	1.949	8.5
Italia		1.254	346	458	1.096	1.329
Estero		601	261	509	700	620
Africa		72	31	40	62	20
Americhe		129	23	84	91	96
Asia		24	9	103	127	85
Australia e Oceania		4	0	4	8	15
Resto d'Europa		372	198	278	412	404

		NEUTRALITÀ		ECCELLENZA		ALLEANZE			17
INTRODUZIONE		CARBONICA		OPERATIVA		PER LO SVILUPPO		ALLEGATI

OCCUPAZIONE (segue)

		2019	2020	2021	2022	2023	SDG target
Tasso di Turnover(e)	(%)	9,8	6,1	10,5	12,6	12,5
Italia		8,7	5,4	9,3	11,5	11,3
Estero		12,5	8,1	13,5	14,9	15,1
Africa		4,8	3,2	5,0	4,3	3,1
Americhe		20,9	11,2	25,5	16,9	19,9
Asia		4,5	2,6	11,9	15,4	14,7
Australia e Oceania		6,9	1,1	10,2	18,4	29,9
Resto d'Europa		20,6	14,5	18,8	21,4	20,9
Risoluzioni da contratto a tempo indeterminato(d)	(numero)	1.198	1.323	2.275	2.215	1.942
di cui: dimissioni		441	364	602	836	622
di cui: pensionamenti		664	764	1.542	1.247	1.059
di cui: numero di licenziamenti		72	140	86	87	231
di cui: altro		21	55	45	45	30

1. I dati differiscono rispetto a quelli pubblicati nella Relazione Finanziaria perché comprendono le sole società consolidate integralmente.
2. La rappresentazione dei dipendenti per settore è stata aggiornata a seguito della ridefnizione della "Segment Information", ai fni della reportistica fnanziaria.
3. Il calcolo dei dipendenti nelle consociate non consolidate tiene conto dei dipendenti totali e non solo dei dipendenti in quota Eni.
4. Dal momento che le assunzioni e risoluzioni a Tempo Determinato fanno riferimento ad uno strumento che permette di gestire con flessibilità le esigenze di business e spesso avvengono entro l'arco dell'anno, nella reportistica di sostenibilità storicamente sono stati forniti i dati delle assunzioni e risoluzioni a Tempo Indeterminato che rappresentano le dimensioni reali di efficienza gestionale dell'azienda.
5. Rapporto tra il numero delle Assunzioni + Risoluzioni dei contratti a Tempo Indeterminato e l'occupazione a Ruolo a Tempo Indeterminato dell'anno precedente.

DIPENDENTI PER CATEGORIE PROFESSIONALI, FASCE D'ETÀ E GENERE

		2019				2020					2021(a)				2022				2023
	Uomini		Donne		Totale	Uomini		Donne		Totale	Uomini		Donne		Totale	Uomini		Donne		Totale	Uomini		Donne		Totale
	(%)		(%)		(numero)	(%)		(%)		(numero)	(%)		(%)		(numero)	(%)		(%)		(numero)	(%)		(%)		(numero)
Totale	75,8	24,2	31.321	75,4	24,6	30.775	75,18	24,82	29.942	73,14	26,86	31.376	72,62	27,38	32.321
Dirigenti	83,7	16,3	1.021	83,7	16,3	965	83,39	16,61	939	82,49	17,51	948	81,83	18,17	941
Under 30				0				0				0				0				0
30-50	79,1	20,9	354	79,1	20,9	354	79,29	20,71	309	78,85	21,15	364	77,58	22,42	330
Over 50	86,4	13,6	667	86,4	13,6	611	85,40	14,60	630	84,76	15,24	584	84,12	15,88	611
Quadri	72,3	27,7	9.387	72,3	27,7	9.172	71,49	28,51	9.053	70,33	29,67	9.056	69,66	30,34	9.258
Under 30	57,8	42,2	45	58,3	41,7	48	62,26	37,74	53	53,06	46,94	49	50	50	56
30-50	67,9	32,1	4.638	67,9	32,1	4.734	67,30	32,70	4.716	66,45	33,55	5.219	65,66	34,34	5.451
Over 50	77,8	22,2	4.704	77,1	22,9	4.390	76,21	23,79	4.284	75,90	24,10	3.788	75,77	24,23	3.751
Impiegati	70,2	29,8	16.050	70,1	29,9	15.941	70,13	29,87	15.355	69,27	30,73	15.479	69,23	30,77	16.140
Under 30	65,1	34,9	1.465	63,8	36,2	1.252	64,29	35,71	1.193	62,24	37,76	1.393	61,73	38,27	1.782
30-50	71,4	28,6	8.827	71,3	28,7	9.327	70,40	29,60	8.694	69,75	30,25	9.031	69,19	30,81	9.407
Over 50	69,7	30,3	5.758	69,7	30,3	5.362	70,98	29,02	5.468	70,35	29,65	5.055	72,01	27,99	4.951
Operai	98,0	2,0	4.863	97,9	2,1	4.697	97,65	2,35	4.595	86,14	13,86	5.893	84,90	15,10	5.982
Under 30	96,6	3,4	805	96,2	3,8	737	94,36	5,64	815	78,25	21,75	1.329	79,74	20,26	1.402
30-50	98,1	1,9	2.827	98,1	1,9	2.810	98,33	1,67	2.510	87,08	12,92	3.189	85,06	14,94	3.239
Over 50	98,6	1,4	1.231	98,5	1,5	1.150	98,43	1,57	1.270	91,56	8,44	1.375	89,93	10,07	1.341

(a) I dati 2021 riportati nelle tabelle seguenti non sono inclusivi del gruppo Finproject acquisito nel corso del IV trimestre 2021.

(segue)