Annual / Quarterly Financial Statement • Jun 7, 2018
Annual / Quarterly Financial Statement
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Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, si analizzano come segue:
| 31.12.2017 | 31.12.2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€milioni) | Quote a lungo termine |
Quote a breve termine |
Totale | Quote a lungo l Quote a breve termine |
l termine l l |
! ' l Totale l l |
| Banche | 3.200 | 801 | 4.001 - |
-- 4.014 ··------ |
272 | 4.286 - |
| ~ ,. . -- _. |
16.520 | 1.445 | --- 17.965 | -·· __ , --· - 16.044 |
--- ·- . ·-· . 2.959 . . ··- |
~- -- ·- ·· · 19.003 ············- |
| ~~bi~g~~!o~ ?r~!~~ ~~!tìbi~i - . |
387 | 387 | 383 -- . --· ~- ·- -- |
. --- -. | ·· 383 |
|
| ~~ ~~ ~~~ ~~~ Altri finanziatori |
72 | 40 | - 112 |
123 | 48 | 171 |
| 20.179 | 2.286 | 22.465 | 20.564 | 3.279 | 23.843 |
!:analisi per scadenza dei debiti finanziari al31 dicembre 2017 è la seguente:
| (€milioni) | Valore al | Scadenza | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Tlp,o | Scadenza | 31.12.2017 | 2019 | 2020 i | 202 1 i | 2022 | Oltre | l l Totale l quote a lungo termine |
l ! i l l 2018. i |
| Banche | 2018·2032 | 4.001 |
1.290 | 729 | 341 | 143 | 697 | 3.200 | 801 |
| ··-----·--·· · -· - ·-·· ···--······ ·--·-· ···-- -- ~~b ~~~ ~~~~ l!~~.!l~~~:. . -- ~18:~~~-~ -- |
17.965 | 2.486 | 2.371 | 934 | 697 | 10.032 | 16.520 | 1.445 | |
| 2022 | 387 | 387 | ··-·-- ·- | 387 -- |
|||||
| Altri finanziatori | 2018·2032 | 112 | 45 | 3 | ·· ·-· --·····-··· ·· 3 |
-····-·-·--·· 3 |
18 | 72 | ·---- ····· ··- ···-· 40 |
| 22.465 | 3.821 | 3.103 | 1.278 | 1.230 | 10.747 | 20.179 | 2.286 |
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, di €22.465 milioni (€23.843 milioni al 31 dicembre 2016) diminuiscono di €1.378 milioni essenzialmente per effetto del saldo tra le nuove accensioni per €1.842 milioni e i rimborsi per €2.973 milioni nonché, in diminuzione, differenze di cambio da con· versione e da allineamento al cambio di fine periodo dei debiti in moneta diversa da quella funzionale per complessivi €236 milioni.
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 preve· dono la facoltà per la Banca Europea per gli Investimenti di richiedere garanzie alternative accettabili per la stessa Banca. Inoltre, Eni ha ot· tenuto un finanziamento a lungo termine da Citibank Europe Pie che prevede il mantenimento di determinati indici finanziari calcolati su dati del bilancio consolidato di Eni, la cui inosservanza consente alla banca di chiedere il rimborso anticipato. Al 31 dicembre 2017 e al 31 dicembre 2016 i debiti fina nziari soggetti a queste clausole restrittive ammontavano rispettivamente a €1.664 milioni e a €1.953 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate.
Le obbligazioni ordinarie di €17.965 milioni (€19.003 milioni al31 dicembre 2016) riguardano il programma di Euro Medium-Term Notes per complessivi €16.963 milioni e altri prestiti obbligazionari per com· plessivi €1.002 milioni.
-
$8319278$
$\frac{m}{2}$
| Importo | Disaggio di emissione interesse e rateo di |
Totale | Valuta | Scadenza | [%] asse] | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | da | a | da | |||||
| Società emittente | ||||||||
| Euro Medium Term Notes | ||||||||
| Eni SpA | 1.500 | 16 | 1.516 | EUR | 2019 | 4,125 | ||
| Eni SpA | 1.200 | 17 | 1,217 | EUR | 2025 | 3,750 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 37 | 1.037 | EUR | 2020 | 4,250 | ||
| Eni SpA | 1.000 | $\frac{1}{32}$ | 1.032 | EUR | 2018 | 3,500 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 27 | 1.027 | EUR | 2029 | 3,625 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 19 | 1.019 | EUR | 2020 | 4,000 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 8 | 1.008 | EUR | 2023 | 3,250 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 7 | 1.007 | EUR | 2026 | 1,500 | ||
| Eni SpA | 900 | (6) | 894 | EUR | 2024 | 0,625 | ||
| Eni SpA | 800 | 1 | 801 | EUR | 2021 | 2,625 | ||
| Eni SpA | 800 | (2) | 798 | EUR | 2028 | 1,625 | ||
| Eni SpA | 750 | 13 | 763 | EUR | 2019 | 3,750 | ||
| Eni SpA | 750 | $\ddot{ }$ | 757 | EUR | 2024 | 1,750 | ||
| Eni SpA | 750 | 4 | 754 | EUR | 2027 | 1,500 | ||
| Eni SpA | 700 | 700 | EUR | 2022 | 0,750 | |||
| Eni SpA | 650 | $\left[ 1\right]$ | 649 | EUR | 2025 | 1,000 | ||
| Eni SpA | 600 | [6] | 594 | EUR | 2028 | 1,125 | ||
| Eni Finance International SA | 507 | 15 | 522 | GBP | 2018 | 2021 | 4,750 | 6,125 |
| Eni Finance International SA | 295 | 3 | 298 | EUR | 2028 | 2043 | 3,875 | 5,441 |
| Eni Finance International SA | 155 | $\mathbf{1}$ | 156 | YEN | 2019 | 2037 | 1,955 | 2,810 |
| Eni Finance International SA | 417 | $\left(3\right)$ | 414 | USD | 2026 | variabile | ||
| 16,774 | 189 | 16.963 | ||||||
| Altri prestiti obbligazionari | ||||||||
| Eni SpA | 375 | 3 | 378 | USD | 2020 | 4,150 | ||
| Eni SpA | 292 | 292 | USD | 2040 | 5,700 | |||
| Eni USA Inc | 333 | $\left( 1\right)$ | 332 | USD | 2027 | 7,300 | ||
| 1.000 | 2 | 1.002 | ||||||
| 17.774 | 191 | 17.965 |
Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €2.199 milioni e riguardano Eni SpA per €1.795 milioni ed Eni Finance International SA per €404 milioni. Nel corso del 2017 sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie per €1.817 milioni di euro
e riguardano Eni SpA per €1.403 milioni ed Eni Finance International SA per €414 milioni.
Le informazioni relative al prestito obbligazionario convertibile emesso da Eni SpA sono le seguenti:
| CONTRACTOR | $\mathbf{E}[\mathbf{x}]\in\mathcal{B}(\mathbf{x})$ | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| [ Emilioni ] the company of the company of the 19-21 - 21 u.C. |
Carlos C | $-2$ | Gill and allen | $\sim$ | the state and a | |
| Società emittente and the first the appropriation can be as a sense. control charges for these this at the cap control communication of detail & moments at the capital I mean & |
PERMIT REPORTS |
distance in a | the film and the postal field and size on the state. | |||
| Eni SpA | 40( | 387 | 2022 In cover |
detenants at | ||
| 400 | (13) | 387 | GRANDLE WARRIORS |
Tale prestito obbligazionario prevede una formula equity-linked cash-settled non diluitivo con un valore di rimborso legato al prezzo di mercato delle azioni Eni. Gli obbligazionisti hanno la facoltà di esercitare il diritto di conversione in determinati periodi e/o in presenza di determinati eventi, fermo restando che le obbligazioni saranno regolate mediante cassa, senza effetto diluitivo per gli azionisti. Al fine di gestire l'esposizione al rischio
di prezzo, sono state acquistate opzioni call sulle azigni Eni ché saranno: regolate su base netta per cassa (cd. cash-settled call options). $\mathcal{A}$ Il prestito obbligazionario convertibile è valutato al costo ammortizzato; l'opzione di conversione, implicita negli syrumenti finanziari emessi, ele opzioni call sulle azioni Eni acquistate sono valutate a fair value con imputazione degli effetti a conto economico.
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono deno· minate e con l'indicazione del tasso medio ponderato di riferimento.
| 31.12.2017 (€milioni) |
T uso medio " |
31.12.2016 (€milioni) |
Tasso medio " |
|
|---|---|---|---|---|
| Euro | 20.094 | 2,4 | 21.545 | 2,7 |
| Dollaro USA | 1.694 | 4,8 | ·- · ~- · 1.587 --·-···· - ·-···. ·-·· |
5,2 |
| 521 | 5,3 | -- ---- 540 |
5,3 ·--- |
|
| 156 | 2,6 | 171 | ·-·· 2,6 |
|
| 22.465 | 23.843 |
Al 31 dicembre 2017 Eni dispone di linee di credito a lungo termine committed non utilizzate per €5.802 milioni, di cui €750 milioni sca· denti ne12018 [€6.236 milioni al31 dicembre 2016]. Ouesti contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato.
al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 mi· liardi; al 31 dicembre 2017 il programma risulta utilizzato per €16,8 miliardi.
Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammonta a €23.764 milioni [€25.358 milioni al 31 dicembre 2016] e si ana lizza come segue:
Eni ha in essere un programma di Euro Medium-Term Notes, grazie
| (€ mUionl) | 31.12.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| . ~~~! i!t~~lo_n o_!~i ~~!1 |
19.219 | 20.501 |
| ~~~l~az.i?.ni~? n~e~~ib~~ . | 410 | 439 |
| Banche | 4.021 | 4.244 ·-·-· |
| Altri finanziatori | 114 | 178 |
| 23.764 | 25.358 |
Il fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei nussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra -0,2% e 2,5% (-0,2% e 2,6% al31 dicembre 2016).
L:analisi dell'indebita mento finanziario netto Indicata nei "Commento ai risultati economico-finanziari" della "Relazione sulla gestione• è la seguente:
| 31.12.2017 | 31.12.2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Non | 1 | Non | ||||
| {€milioni) | Correnti | correnti | Totale | Correnti , | correnti ' | Totale |
| sp_o nLbilit~ li9~i~e_~d ~9ui~a!e~ti · |
7.363 | 7.363 | 5.674 | 5.674 | ||
| : ~~ ~! à.!i~a!l ~i~!.~7 ~~_st!_naie ~~ t~adi!'~ | 6.012 | 6.012 | 6.166 | 6.166 | ||
| ~:. ~~~~i~~~-~a.!!z!~r!~ i~~~niE~Ii ~r ~~ ~e_nd!t~ _ . -·. |
207 | 207 | 238 | 238 | ||
| ~· ~~~l_t!l~~j~~+CJ ___ |
13.582 | 13.502 | 12.078 -·· -··· ··-··-. --·-···-- | 12.078 | ||
| -- E. Crediti finanziari ·- . -~ . -·· ·-· ·-· - . |
209 | 209 | 385 | 38S | ||
| F. Passività finanziarie a breve termine verso banche - ·-· . ··-· --· ··-· ·-··. - . - . - . -· -· |
201 | 201 | 155 | 155 | ||
| i_:a ~~~~~o te~!" ne verso ban~he '?: ~~_s~iv!t!J.!i.!!.~n~i |
801 | 3.200 | 4.001 | 272 | 4.014 | 4.286 |
| _ : !~S ~i ~~1!\$_azh~~a_rì |
1.445 | 16.907 | 18.352 | 2.959 | 16.427 | 19.386 |
| l. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate | 164 | 164 | 191 | 191 | ||
| :c ~~~i~èii~Ì~~~~~~~~~~~ ~rev~ ie r~~ ~ · · - . · · |
1.877 | 1.877 | 3.050 | 3.050 | ||
| M. Altre passività finanziarle a lungo termine | 40 | 72 | 112 | 48 | 123 | 171 |
| N:iii'd j;j'(;;n;ni~ ~~~;n ~i~rl-;i~rd~ i'F~G+·H ;I+L+M)' - · · . · · · · | 4.528 | 20.179 | 24.707 - |
··-··· 6.675 |
20.564 . ·---- |
27.239 -· -· |
| ;i~~:~~~~~~g!f~:~~j~~~ii :~~!~JN·~·Ef .• ~:: ~~- · ~ :~~.:~~ :.:: | 1~.-~ ~L ·- ~~Y | .--- . --~~ ~~~ _ . Js:!.e~ | l ___ 20.~~4 _.1.~:~~ | ·· · |
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Le attività finanziarie destinate al trading di €6.012 milioni ( €6.166 mi· l crediti finanziari di €209 milioni ( €385 milioni al 31 dicembre 2016) lioni al 31 dicembre 2016) sono illustrate alla nota n. 9-Attività fina n· sono a breve termine e non strumentali all'attività operativa. ziarie destinate al trading.
e si riferiscono alla società assicurativa di gruppo Eni lnsurance OAC.
Le attività finanziarie disponibiH per la vendita di €207 milioni (€238 Le variazioni dell'indebitamente finanziario lordo si analizzano milioni al 31 dicembre 2016) sono non strumentali all'attività operativa come segue:
| (€milioni) | l <• i , " l ~3 |
|
|---|---|---|
| l | ||
| i . c ~ t o D ~!2* ~ ,. c aOQ. o +:;:.!! ., u C -;:::: D o a. 111 llii:., |
-.; l _2 ~ ~t: ~ !' o o ., u g ~ l '7. |
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!: :;; c . ~l |
., l |
||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ~ '!' m~nl) Valore a131.12.2016 -· - ···- - · ·-· - . ···-· -··- ···-··- ---- --· . ·---··-·----···-· _____ . __ •· -- |
8.419 | 2.691 | a f 954 |
732 | 207 | 176 | 165 | 153 ·-·-··- ~-- - ·-·. -·· o -· . - ·-·~- ---· ·-· |
88 | 58 | 253 | 13.896 |
| ·-·-·•4.- ·-· -- . - Accantonamenti |
217 | 567 | 162 | 181 | 9 | 46 | 16 | 193 | · · ··--· ·- . ·-- ---~· •••• 1.391 |
|||
| Rilevazione Iniziale e variazione stima | 370 | 370 | ||||||||||
| Valore al31.12.2017 | 8.126 | 2.653 | 1.107 | 527 | 205 | 140 | 60 | 182 | 76 | 65 | 306 | 13.447 |
(') DI Imporlo un il orlo lnleriore o (50 milioni.
Il fondo abbandono e ripristino si ti e social project di €8.126 milioni accoglie la stima dei costi che saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore EKploration & Pro· duction ( €7.649 milioni). Le revisioni Iniziali e variazione stima di €370 milioni comprendono gli effetti del decremento della curva dei tassi di attualizzazione, in particolare del dollaro USA, dell'iscrizione delle nuove obbligazioni sorte nell'esercizio e la revisione In aumento delle stime dei costi abbandono. Gli oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo rilevati a conto economico di €271 milioni sono stati determinati con tassi di attualìzzazione compresi tra -0,1% e 5,9% [ -0,01% e 5,8% al 31 dicembre 2016). Glì esborsi più significativi connessi agli interventi dì smantellamento e di ripristino saranno sostenuti in un arco temporale che copre i prossimi 4S anni.
Il fondo rischi ambientali di €2.653 milioni 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 preva· lentemente dismessi, chiusi e smantellati o in rase di ristrutturazione per i quali sussiste alla data di bilancio un'obbligazione legale o "constructive" di Eni all'esecuzione degli interventi, compresi gli oneri da "strict liability" cioè connessi agli obblighi di ripristino di siti contaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui si ~U RO..gli episodi di inquinamento o a causa della res nsa~llit 'éfi t.er.· ·qe ratori· ai quali Eni è subentrato nella gestione del sito. Il è~u('' Slb p~ · ·: levazione di tali costi ambientali è l'approvazione/ ).,,.P"'. se.ni~zio ne dei relativi progetti alle competenti ammlnlstrazlo i,J~ ~J.'.~ss~nzion edi .' l un impegno verso le competenti amministra o n ~ ~nìl9.~~4PPO~tato da adeguate stime. Alla data di bilancio, la co ist él•.ifl(f~iopdo fe ita a Syndial SpA per €2.119 milioni e alla li ne d' usinè&.,s.,Refìnìng & Mar· ,/ ketlng per €326 milioni. ·· ,··~ ..• ;; .' ~--· /
Il fondo rischi per contenziosi di €1.107 milioni accoglie gli oneri previ· sti 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 nel settore Exploratlon 8c Production per €494 milioni e nel settore Gas 8c Power per €457 milioni.
Il fondo per imposte di €527 milioni 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 di consociate italiane ed estere del settore Exploration 8c Production (€499 milioni).
Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione di €205 mi· lioni accoglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla compagnia di assicurazione di Gruppo Eni lnsurance DAC. A fronte
di tale passività sono Iscritti all'attivo di bilancio €157 milioni di crediti verso compagnie di assicurazione presso le quali sono stati riassicurati parte dei suddetti rischi.
Il fondo esodi agevolati di € 140 milioni è riferito principalmente allo stanziamento degli oneri a carico Eni nell'ambito di procedure di collocamento in mobilità del personale italiano attivate in esercizi precedenti.
Il fondo per contratti onerosi di €60 milioni riguarda gli oneri che si prevede di sostenere per contratti i cui costi di esecuzione sono divenuti superiori ai benefici derivanti dal contratto stesso ed accoglie in parti· colare le perdite attese dal mancato utilizzo di Infrastrutture per il tra· sporto del gas. Gli utilizzi di €99 milioni si riferiscono essenzialmente agli oneri sostenuti per il mancato utilizzo di infrastrutture per la rigas· sificazione e trasporto del gas.
| 31.12.2017 (€milioni) |
31.12.2016 |
|---|---|
| TFR | 284 298 |
| Piani esteri a benefici definiti . -- . ·- ··-. ~ . ~- ··· --- |
409 276 |
| ·--·-·· .~- . -· _ ____ _ . a.!~r~i~n~!:"ed!c_i ~st:~i . _ ~!~~ |
122 124 |
| ~~~ !_f~ll_di per. ~~~ef!ci ~i dipe~de ti. _ ____ . _ __ | 207 170 |
| 868 1.022 |
Il fondo trattamento di fine rapporto, disciplinato dall'art. 2120 del Co· dice Civile, accoglie la stima dell'obbligazione, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa all'ammontare da corrispondere ai dipendenti delle imprese italiane all'atto della cessazione del rapporto di lavoro.
l piani esteri a benefici definiti sono relativi In particolare a fondi per piani pensione che riguardano schemi pensionistici a prestazioni defi· nite adottati da imprese di diritto non italiano presenti principalmente in Nigeria, in Germania e nel Regno Unito; la prestazione è una rendita determinata in base all'anzianità di servizio in azienda e alla retribuzione erogata durante l'ultimo anno di servizio oppure in base alla retribuzione annua media corrisposta in un periodo determinato e antecedente la cessazione del rapporto di lavoro.
L:ammontare della passività e dei costo assistenziale relativi al Fondo Integrativo Sanitario Dirigenti aziende Gruppo Eni (FiSDE) e altri piani medici esteri vengono determinati con riferimento ai contributo che l'a· zienda versa a favore dei dirigenti pensionati.
Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano principalmente i piani di incentivazione monetaria differita e il piano dì incentivazione di lungo termine. l piani di incentivazione monetaria differita accol· gono la stima dei compensi variabili in relazione alle performance aziendali che saranno erogati al dirigenti che hanno conseguito gli obiettivi individuali prefissati. Il beneficio ha un periodo di vesting triennale ed è stanziato al momento in cui sorge l'impegno di Eni nei confronti del management sulla base del conseguimento degli o bi et· tivi aziendali; la stima è oggetto di aggiustamento negli esercizi successivi in base alle consuntivazioni realizzate e all'aggiornamento delle previsioni di risultato (superiori o inferiori al target). Il piano di incentivazione di lungo termine (ILT) prevede, dopo tre anni dall'assegnazione, l'erogazione di un beneficio monetario variabile legato all'andamento di parametri di performance rispetto a un benchmark group di compagnie petrolifere internazionali. Tale beneficio è stanziato pro-rata temporis lungo il triennio in funzione delle consuntivazionl dei parametri di performance.
BILA~CIO CONSOLIOATO 2017J NOTE AL BILANCIO 187
, "' !tl ., ..
·>
l fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato: . '·
| 31.12.2017 | 31.12.2016 | " |
|||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€mlll~nl) | ~u ti=- -cc ~~~ J!.a., ""'= .,_,, |
·c ·n ~:a ., E ' ~·c: :i l !!! .!! t: ! LL O li ! |
l | ,, ,. , , ., o • |
|||||||
| Valore attuale dell'obbligazione all'Inizio dell'esercizio |
298 | 895 | 124 | 170 | 1.487 | 281 | 1.240 | 156 | 153 | 1.830 | |
| Costo corrente | 24 | 2 | 54 | 28 | 2 | 56 | 86 | ||||
| 1 | BO | ||||||||||
| si::i _ ~~~~~~~~~ Rivalutazioni: |
3 | ||||||||||
| ·{Utili) perdite attuario/i risultanti _ ~~ ~!.i~z!~~ ~ 0.~1/~ ipoC:si ~e"!.og~ojich e. __ . |
{14) | ||||||||||
| ·{Utili} perdite attuariali risultanti do variazioni nette ipotesi finanziarie . ··-- ~·· -~ ··- |
{5) | ?1 | 3 | ||||||||
| --· . (~} . -_Ef[e__rtl!._d.e!t:esee~!~?ZO p~sso~o |
r~J ·ri! ·: . | ||||||||||
| Costo per prestazioni passate ·- e (utili) perdite per estinzione |
(1) | 30 | |||||||||
| _ h•--•· -- . ·· ·- ~· -· ·····-- ·- • -·- ~~~.!.':~~~ ~ ~l_p~~_r:o: ____ -·----·------ |
• | 1 | 1 | ·-••w••••••• - ••• -~•ou •••• ••-• ••-• ~ •• • •••• ••-•- •••• - •• | 1 | ||||||
| .Contributi dei dipendenti | 1 | 1 | 1 | 1 . | |||||||
| B!~ ,i~i'P.~~ ~ :· :·. ~ .: :. :.· . :.· =··· :·:. -~=- ~~ :·~ -~ |
.: .! 1~ l | (3'7(' | t~t | . (37') |
tas) -~--x~ :~~ --~~~Ti | :-.~J~T. ~::JJ!J.~: J~~r ~ | |||||
| Riclassifica ad attività destinate alla vendita | ii2j | '(;ij ' | ù4i (2oj· ·· | -· ···· ··· ·-·-··· ···-··-·--·-··-·-·- --·-··--···- -· | |||||||
| Variazione dell'area di consolidamento | _(1J | Ji.~'i . | (il . | " "ù'i |
|||||||
| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni --·- ·-· -·--·-·- - ····-- ···- ··-·-· - ···-··----- -····· -··· ·- |
59 | 1 | .,9.J | ||||||||
| Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) |
284 | 997 | 122 | 207 | 1.610 | 298 | 895 | 124 | 170 | 1.487 | |
| Attività a servizio del plano all'Inizio dell'esercizio |
619 | 619 | 707 | 707 | |||||||
| Interessi attivi | 20 | 20 | . ---··· | 20 | ·-··- · ·-···--·······--···- -· ···-·-·· - | 20 | |||||
| 12 | 12 | 42 | 42 | ||||||||
| (3) | (3) | ||||||||||
| 24 | 24 | 25 | 25 | ||||||||
| 1 | 1 | -. ·- | 1 ·---·-·-·-·· -·-. |
·---- - | .-- -·--· ··-· -·. ··-·---. | ||||||
| 23 | n (2sf' ·- |
~ - "ìi9i' - |
_ · · - | ~ -Ti9r |
|||||||
_ ·- ·- ~e.'~'=-iea.~~~~ |
(25)' | (isj · ·· · · ·-· ·- -- · | |||||||||
| Variazione dell'area di consolidamento | ùsT | ||||||||||
| ··-· - Differenze di cambio da conversione e altre variazioni ··-····· ··· __ ---·· ·~ ·-·· ·· |
i4~f. .· | (~?i . | l!~~" | :.· ·. |
·:_Ji~~T. | ||||||
| Attlvltla a servizio del plano alla fine dell'esercizio (b] | 588 | 598 | 619 | 619 | |||||||
| ~~ ~!l~ ~~~~!it~:r~!~~~~-~ -~~j!~ ~~~}~~ L :~~ -- ·~: :=-: | ~i_ _. ~~-- . __ | ·--~~ ._ ~:~~ ~ . ~ ~-!.!.( : : _ | ~~~-- ~- :~ l?~ ~:: | : ~~8 ·_ |
l fondi per benefici ai dipendenti comprendono la passività di compe· tenza dei partner in joint venture per attività di esplorazione e produzione per un ammontare di €177 milioni e di €60 milioni rispettivamente al 31 dicembre 2017 e al 31 dicembre 2016; a fronte di tale passività è stato iscritto un credito di pari ammontare.
l piani esteri a benefici definiti di €409 milioni (€276 milioni al 31 dicembre 2016 J riguardano principalmente fondi per piani pensione per €334 milioni (€184 milioni al31 dicembre 2016).
Gli altri fondi per benefici ai dipendenti €207 milioni (€170 milioni al
31 dicembre 2016) riguardano: (i) plani a benefici definiti per€13 milioni riferiti al fondo gas (€12 milioni al 31 dicembre 2016); (ii) piani a benefici a lungo termine per €194 milioni ( €158 milioni al 31 dicem· bre 2016) riferiti agii incentivi monetari differiti per € 120 milioni ( €99 milioni al 31 dicembre 2016), ai premi di anzian t~ pe'r €2 ilioni [€28 milioni al31 dicembre 2016), al piano di ing{ntivazi e di ungo termine per €13 milioni (€14 milioni al 31 dic,/rt\~ré · 16). al iéln · \ isopensione per €28 milioni e agli altri piani ~~~rig :.- _érmine per €11 . milioni (€17 milioni a131 dicembre 2016). .· .. \ :;{;,·.>·· ., _. _,.·_. )/:)
~: ;: -~~~}~·~> :1 ~~:: /
l costi relativi alle passività per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come segue:
| (€milioni) | TFR | l l Plani esteri a benefici i definiti l |
l FISDE l e altri plani i l |
(ondt~~: medici 1 beneficiai ! l esteri ! dipendenti i |
l Totale |
|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | . - ~ | ||||
| Costo corrente | 24 | 2 | 54 | BO | |
| o~t~ p~r jir_e~t?~i~~~ pa~s~~e e i ~~ l ~~iite pe; tinz ?~~ . ! J.~tti i) net_ti: |
·- -· J 1) |
30 |
. 29 |
||
| lnt~r~s~! pa : _ln_teres.si a~s!vj u_ll'~b~llg_aziane |
3 29 |
2 | 35 | ||
| -Interessi attivi sulle attività a servizio del piano | ·tz_o( | ||||
| ~~i i (a i~li net.tì. -- - . T~t~ie i~i~;e-~ ;i |
3 9 |
2 | i~ai · 15 |
||
| · di cui rilevato nel "Costo lavoro• | |||||
| • ~icuir v~to ~! ·~'!! enti_ { on riJ n~nziari" |
9 3 |
2 | 1 -- 14 |
||
| utaz on i dei_ piani a lungo termine | 3 | 3 | |||
| ~i Totale |
3 32 |
4 | 88 | 127 | |
| · di cui rilevato nei "Casta lavoro" | 23 | 2 | 88 | 113 | |
| : ~ ~~! ~iiev ~ ~j P!o ~nri neriU! anzi~ri" |
3 9 |
2 | 14 | ||
| . | - . - | o-0 o ' OO R o o •- o ••--• ''o | |||
| 2016 | -- | ||||
l costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell'utile complessivo si analizzano come segue:
| 2017 | 2016 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| li on ) | TFR | Plani esteri al benefici definiti |
FISDE e altri plani medici esteri |
Totale | l | l i Plani! a • ' TFR ! definiti' |
FISDE ; esteri i e altri ! planl 1 |
Altr1 1 fondi per ! l benefici l medici l benefici al ! esteri l dipendenti ; Totale i |
|
| Rlvalutazlonl: | |||||||||
,'" , ~-. : . .. ; ,, '• ,. ,, " ., ..• ,_,
:n :> " ,, r.. ~ ., ,,
.
Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:
| (€milioni) | Disponibilità liquide ed equivalenti |
i Strumenti l Ì ! rappresentativi 1 rappresentativi dl capitale |
i Strumenti di debito |
Immobili | Fondi comuni di |
AUivlllt ! detenute da ! compegnle di j Altre l Derivati : lnvestlment~ j assicurazione ; aulvltà ; Totale |
l | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2017 | |||||||||
| ttivit? a. e~iz!~ ~elpi~no: | |||||||||
| ·con prezzi quotati in mercati attivi |
16 | 48 | 329 | 10 | 9 | 60 | l3 | 100 | 585 |
| · con prezzi non quotati in mercati attivi |
3 | 3 | |||||||
| 16 | 48 | 329 | 10 | 9 | 60 | 16 | 100 | 588 | |
| 31.12.2016 | |||||||||
| ~t~it~ ~ e!!!z~-~!!_pi~!'~:- | |||||||||
| • con prezzi quotati in mercati attivi |
105 | 49 | 270 | 11 | 1 | 65 | 14 | 101 | 616 |
| · con prezzi non quotati in mercati attivi |
3 | 3 | |||||||
| 105 | 49 | 270 | 11 | 1 | 65 | 17 | 101 | 619 |
Le attività al servizio del piano sono, generalmente, gestite da asset manager esterni che operano all'interno di strategie di investimen· to, definite dalle società di Eni, aventi la finalità di assicurare che le attività siano sufficienti al pagamento del benefici. A tale scopo, gli Investimenti sono volti alla masslmizzazione del rendimento atteso e al contenimento del livello di rischio attraverso un'opportuna diver· i sificazione.
fòoo ''"''""'''' • P" dowml"'" Il'"" d•ll'"'"'''' '"~"}' Le principali ipotesi attuariali adottate per valutare le passività a la sono di seguito indicate: r
| TFR | Plani esteri | FISOE i a beneflcl i e altri plani |
Altri fondi ~ per beneflcl 1 deflnlll j medici uteri 1 ~l dipendenti l |
||
|---|---|---|---|---|---|
| 2017 Tasso di sconto |
1,5 | ||||
| . -. . ~ ·- Tasso tendenziale di crescita del salari |
(") tif'' | 2,5 | s.·~~.5. _ ~:~~5 |
~ |
. 0,0~1,5 |
| Tasso d'inflazione | . J~i | 1,5 | 0,6-14,8 | 1,5 | 1,5 |
| anni | 13·24 | 24 | |||
| 2016 | |||||
Le principali ipotesi attuariali adottate per l piani esteri a benefici definiti più rilevanti si analizzano per area geografica come segue:
| 2017 | i Eurozona l Resto Europa |
Africa | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Tasso di sconto | !i!" | . ~.5-1,~ | ~. 6-~,5 | ||
| Tasso ie~de~zÌ~Ìe d.i ~r~scita dei salari | . ìxJ | . 1,5:3,0 . | 2_.~H | ||
Tasso d'inflazione |
}ij_ . | 1,5·1,9 . - | 0,6·3,4 | ||
| ~spettati~a di vita_ all'età di 6S_anni __ | anni | 21·24 | 22·24 | ||
| - | |||||
83192~_0
Il tasso di sconto adottato è stato determinato considerando i rendi· menti di titoli obbligazionari di aziende primarie (rating AA], nei Pa· esi dove il mercato corrispondente è sufficientemente significativo, o i rendimenti di titoli di stato in caso contrario. Le tavole demogra· fiche adottate sono quelle utilizzate nel singoli Paesi per l'elaborazione delle valutazioni IAS19. Il tasso di inflazione è coerente con il tasso di sconto adottato e determinato sulla base dell'inflazione implicita riscontrabile su titoli dei mercati finanziari.
Gli effetti derivanti da una modifica ragionevolmente possibile delle prin· cipali ipotesi attuariali alla fine dell'esercizio sono di seguito indicati:
| Tasso di sconto | Tasso di Inflazione |
Tasso tendenzlale dlcresclu del salari |
tendenzlale 1 | Tasso ! di crescita l sanitario ! |
del costo ' crescita delle | Tasso di pensioni |
|||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Incremento | Riduzione | Incremento | Incremento | Incremento | Incremento | ||||||||||||||
| (h1llionl) | dello O, S" | dello o,s" | dello O, S" | dello 0,5" | dello 0,5" | dello 0,5" | |||||||||||||
| 31.12.2017 - |
|||||||||||||||||||
| Effetto ~ull'o~bllga:do~e (080~ | |||||||||||||||||||
| TFR | .(13) | 14 | 9 - | ||||||||||||||||
| Piani esteri a benefici definiti . -· ~ |
(72) | 79 | 24 | 20 | 13 | ||||||||||||||
| FISO~ e altri plani medici. e~teri | . i?i | 7 | 7 | ||||||||||||||||
| Altri fondi per b.enefici .ai. dipendenti | i3i | 1 | |||||||||||||||||
| 31.12.2016 | |||||||||||||||||||
!.:analisi di sensitività è stata eseguita sulla base dei risultati delle analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazioni con i pa· rametri modificati.
!.:ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per be·
nefici ai dipendenti nell'esercizio successivo ammonta a €123 milioni, di cui €59 milioni relativi ai piani a benefici definiti.
Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici ai dipen· denti è di seguito indicato:
| (€milioni) | TFR ' | Plani esteri • benefici doflnltl |
FISDE e altri plani medlclnnltarl |
Altri fondi per benefici al dipendenti |
|---|---|---|---|---|
| 31.12.2017 | ||||
| 2018 | 16 | 47 | 5 | 66 |
| 2019 | 17 | 65 | 5 | 60 |
| 2020 | 18 | 70 | 5 | 46 |
| 2021 | 17 | 79 | 5 | 8 |
| 2022 | 14 | 84 | 5 | 6 |
| Oltre | 202 | 64 | 97 | 31 |
| 31.12.2016 | ·-· . --····· | |||
| 2017 | 13 | 31 ••••" ' • - - •·•- • • •-·- -•• •••·• ••n•• |
- 5 |
. ·•• - ·-···· 37 |
| ---- - . -· ·--- - · 2018 |
14 | 44 | • 5 |
59 |
| 2019 | 15 | 33 | 5 | ····--·-····--··- 52 |
| . 2020 . . |
17 | 33 | 5 | 3 |
| 2021 | 19 | 38 | 5 | 3 |
| -· _.- ·- __ _ . -·" ··- - ··-·· --· ·-· ~. ·- ~~ |
2~ | 97 | 99 | 42 ·-·-- -·-· ·-". ·-· -~ - _ ·-·-. - - ·--··-· |
·•
... " :• •', '·· " Q " ~ .. ·' " , .. ~- :: <: " r. ... ,., .,,
\
La durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici ai dipendenti è di seguito indicata:
| (€milioni) | TFR | Plani esteri a benefici definiti |
FISDE e altri plani | medlclunlt•rl | Altri fondi per beneficiai dipendenti |
|||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 Ouratio~ m~~la_pond~~~ta |
anni | 10,1 | ~_?.5 . | 13,7 | 3,0 | |||||||||||
| - 2016 ····--. --· . |
||||||||||||||||
| -~ ~r,~~!.?.n. ~eji~ P.~!l~!!'.~!~ ~~~! ___ -·----·- | ~9.!~ __ ··-· 1_?, | . 1_3.! ~ -··· ------ ----~~ - |
Le passività per imposte differite sono indicate al netto delle attività per imposte anticipate compensabili di €4.269 milioni (€4.286 milioni al31 ~ dicembre 2016 ). ~
| (€.rnUiof!l) _ | Passlvlt~ per Imposte differite |
|---|---|
| Valore al31.12.2016 | 6.667 |
Le passività per imposte differite e le attività per imposte anticipate si analizzano come segue:
| 31.12.2017 | 31.12.2016 | |
|---|---|---|
| .l~!ll_ili~!'ll . ~~~~~~~àJ.~~!~P.?.S.t~ ~~~~~~~ = ---- - " • -·-- "" |
10.169 . | 10.953 |
| ~~!~~Jl!!J'!l.P.~~~~ ~~~lc!P.a!~ ~o~P.:.~~a~i~i -· _, __ ·- |
. . | X ?69)' ~~ :~~.'.: E?~~s~L |
~passività nette per imposte differite di €1.822 milioni (€2.877 milioni al 31 dicembre 2016) comprendono la rllevazione in contropartita alle riserve di patrimonio netto dell'effetto d'imposta correla· to: (i) alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati
di copertura cash flow hedge (€57 milioni di imposte differite): (ii) alla rivalutazione di piani a benefici definiti ai dipendenti ( € 19 milioni di imposte anticipate).
la natura delle differenze temporanee più significative che hanno determinato le passività nette per Imposte differite è la seguente:
| (€milioni) | 31.12.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| ~~!5!~ ~~ P. !~ ~~ P.~!~!~~~!r~!! | ||
| . -·-- ~ --. - . -··· -·- --··. · ammortamenti eccedenti |
8.323 | |
| dTfier;n~~ ~;a iàTi ~~i~; ~~ioi~-c~ntabil~ d~gii ~;~~~ ~~q~1 1ii . | 1.106 | 8.899 ······ ··-·-···"-· . 1.269 |
| ·-·· - --· . : ~b~~-~ ;j~~~~~~? ~it (~~~!~!i _.mat~~'ailj ·. · · · · d~~~ |
305 | 348 |
| . -"· ··-· · a_peli~azi n~. ~eJ ~~~~ m~di~ p?,nderato per !e_rimanenze . |
· 70 |
81 |
| - ······- ···-·· . . -·. · altre |
365 | 356 |
| 10.169 | 10.953 | |
| . ·- ·-· -- ·perdite fiscali portate a nuovo |
(5)40) | i4~2 2f' |
| . • -- . ) rl chi ~ ~~ ~tib~ ~~~~ E~~~~f~~ ~i.ii j~~d! |
(2.747) (2.88if | |
| · ammortamenti non deducibili . --. ·---- |
'i2,164Ì | '"(2.26òj"' |
| --·- ·······--~· , ·-· s~~~-~a.z:ion~ ~d iti, ri ~~ hl ~ o!'er . n?n ~~~uc!~i~ ~ :_c~~~~~ ~~~~t!.P. |
. (i.404) | . '(ù-t3f . |
| ·svalutazioni delle Immobilizzazioni non deducibili | · ·(aoi.J | ì9osT |
| ~v.~r~~~d_e.r.'~~~-L -- . | i39sJ | · · · i27oT |
| ~e~~fi:i ~i dip n~7.~t! | (194j' - ii63) | |
| _ | !i3oJ | iiisì · |
| :.~~il~infr~~~UPP. : ·altre --~·~ ::.=:·_:: :.·. |
[534) | J.9.6sC |
| (~:so9j ·:· !~~~~~~L | ||
| 5.262 | 5.622 ····- | |
| . . . . ___ ~~! ~!t~P.~ I!:"P_D~~! ~~t!cl ~~~ --~~~~~ |
. . (9 47) | ·--····-· . . J.~:~? ~l. |
| ~~~s_l v!~ e.t~ !Y. !!:.!'!!P ~~ ~e.~~'!!f.l .~ --·-·· _ _ _ - ·---- _ ·- -- | ~~ ~·-~!è |
la movimentazione delle passività per imposte differite e delle attività per imposte anticipate si analizza come segue:
| (fmil~on ) | Passività per Imposte differite |
Attlvlti\ per Imposte anticipate lorde |
Fondo svalutazione attivi t• per Imposte anticipate |
Attlvlt• per Imposte anticipate nette |
Panlvlt~ notte per Imposte differite |
|---|---|---|---|---|---|
| 2017 Valore Iniziale |
|||||
| Incrementi | 10.953 1.171 |
{13.698) . (2.~-~if |
5.622 212 |
8.~7~1 . (~.1~9) |
2.877 {9~~~ |
| Decrementi | (à3si | 1.589 | {j4~t | 1.239 | 404 |
| Differenze di cambio da conversione | (Ù~3) _ | 862 | (202) | 660 | ~4~3) |
| Altre variazioni -- . -· . ·- |
3 | (20!_ | ~.~i | (41) | . .!3~1 |
| Valore finale | 10.169 | .(1~ ~0~) . | 5.262 | ~~~' . |
1.822 |
| 2016 | |||||
l decrementi delle passività nette per imposte differite di €404 milioni comprendono €115 milioni di svalutazioni nette di attività per Imposte anticipate per effetto della riforma fiscale negli USA.
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. li re· cupero fiscale corrisponde ad un'aliquota del 24% per le imprese italiane e ad un'aliquota media del 36,7% per le imprese estere.
Le perdite fiscali ammontano a €17.773 milioni e sono utilizzabili illimitatamente per €13.545 milioni. Le perdite fiscali sono riferite a società italiane per €10.097 milioni e a società estere per €7.676 milioni; le relative imposte differite attive ammontano rispettivamente a €2.421 milioni e €2.819 milioni.
li
Il fondo svalutazione attività per imposte anticipate di €5.262 milioni è riferito a società Italiane per €3.947 milioni e a società estere per €1.315 milioni.
... , ' .. "
| (€ milioni) | 31.12.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Ìr value strumenti finanziari derivati |
91 | 161 |
| -- : |
· · · · ::~ : :~:-~ -~~--~ :··· |
3~ ·_· ·. ~-- -~ .-.~:- ( |
| P.~s~ -- ~!. ~~di~ -- ~---~~~ ~~ -~-~--:~ :·· -~~-~~=:=. ·~ :~: -~~~--~~::·.:::·~.:~=-~=::~~ .:~~~-.-::··. ~ .:: .~ s.~~~i~f •••••• - Altri debiti verso l'Amministrazione finanziaria 4~~ ·~ -· ••••••• - · · · ··- • • ·-··--···-· ·-·· ••• ·-·· · · -· ··-· ·· · ·-· -·-· ·-·-·· ·· ··· |
9 | 9 |
| D~e~~~ti ~~~!~ ~ li. • ··- - |
·-· 255 . ___ 2.~ |
|
| Altri debiti | 45 | 51 |
| _ ·_ | ||
| :~ :~.~~~:::·~~::--~:::~ ·~·~-~ ~~~:.-~_::-~-·~.:.·~~~ --~.~ ::·:::~~:~:~~=-~~-~:.~~~-~~-~~ .·.~:.·~- ~-·-· ___ ~t~-~!.= |
:~.- :~ ·~:· ~ ~;; ___ -- ~-. | ~ |
riguardano per €215 milioni ( €2 24 milioni al 31 dicembre 2016 l depo- breve termine è indicata alla nota n. 28 -Altre passività correnti. Le 'altre passività di €1.043 milioni (€1.247 milioni al 31 dicembre con parti correlate.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota 2016) comprendono la quota a lungo termine di €584 milioni (€664~~ n. 34 • Strumenti finanziari derivati. milioni al 31 dicembre 2016 l degli anticipi incassati dal partner Suez a l depositi cauzionali di €255 milioni ( €265 milioni al31 dicembre 2016) fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica. La quota a siti ricevuti da clienti retail per la (ornitura di gas ed energia elettrica. l rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 47 - Rapportic--
| 31.12.2017 | 31.12.2016 l' . | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Gerarchia del | l | l : l l Gerarchia del 1 |
||||
| Falrvalue attivo |
Falrvalue passivo |
falrvalue Livello |
Falrvalue attivo |
Falr value l passivo |
falr value- 1 Livello ( |
|
| !~ ~"! ~11 | ||||||
| ~ . _ .- -· . c~n~~~~!!~':!! Y. t~l_l "-~! ~~ e•r Conrrorll su volute |
||||||
| -··-·· ----···· -- -~ -- -·---·-·-·- -- ·-····· ·-- |
-----··-- | |||||
| ·- -=~~~:!!?. - - " ~~ |
170 | 86 | 2 | 189 -- |
-·-··-··--- -·-· 268 |
2 -·-· ·- ·- ·-· |
| :.'.~ ~':!' ~! ~rr !l~~ s"al: _ ·- _ | 41 | 45 | 2 | 38 | 83 | 2 |
| :Qu_tr!g !. _ _ _ , _. | 3 | 5 | 2 | 17 | 15 | 2 |
| 214 | 136 | 243 | 366 | |||
| ---· ,, ____ ··-··· - -·· - Contrarti su interessi - ·-·· - ·- . ---. ·-·-- |
||||||
| . _ -· :.!!! _!!_r~S! ~~~ ~I_l ~~ ~~_1>. |
9 | 5 | ||||
| 9 | 5 | 10 | 12 | |||
| Contrarti su merci | ||||||
| -Future | 796 | - 771 |
1 | 624 | 611 | 1 |
| - --~ . -·· . • Dver the counter |
81 | 97 | 2 | 133 | 120 | 2 |
| · DP.z.io_ni __ . | ~ | 1 | 2 . |
|||
| ·Altro | 1 | 2 | 2 | 4 | ·-"· - 5 |
2 |
| 878 | 870 | 761 | 737 | |||
| 1.101 | 1.011 | 1.014 | 1.115 | |||
| Contrarti su merci | ||||||
| ___ __ _ , - --···. , . --··-·· --· ·- -·····-- -- ···-····. -- |
||||||
| . Dverthe counter | 683 | 829 | 2 | ·-· ·- ,. ,_, ____ L~S |
LGD | - 2 . |
| -Future -- ··-· ·-. |
395 | 390 | 1 | 561 | · 574 |
1 |
| ~~zi nl | 133 | 114 ··- ·-· |
2 | ·-d~~~ ·:: | ·:·:: 2~~~ -: :~·: . -. | 2 |
| 1.211 | 1.333 | |||||
| Contratti derivati cash now hedge 'a~!~'ii 5~ ,;;;;~, -· · · |
||||||
| __ , ,, __ , ,- -·· ··- . |
||||||
| · Over the counter -- -···- -·· . |
227 | 21 | 2 | |||
| ·Future | 35 | 1 | ||||
| 262 | 21 | |||||
| ~pxl~nl !m.P.II~te u pres~ltl o~bllgaxl~~arl co.nvertl~!~l . | 16 | 16 | 2 | ~~~ 0/ |
||
| Totale contratti derivati lordi | 2.590 | 2.381 | ·~ ~ -~ |
jt- | ||
| ·:~- -- :: · . : · |
:·.· f~ | . 1 ?.B1!._ · |
||||
| i~~;;:: ~!l!!>~: Totale contratti derivati netti |
rt ~§l ·. 1.311 |
) 1.102 | _( 2.356 |
J. 2.~1l._ 2.269 |
||
| - - ·-"'" -" •••-•• o • ••-'' , , ,, o" OknO oo•oo••"" ' "h ,., •· ~, "' , ,., • |
||||||
| -··· -· Di cui: - - ,., |
- - | -·· -···- | . |
|||
| ·-·-· ·correnti . . -· |
1.231 | 1.011 | . . 2.248 |
2.108 | _, _ _ . ·-- . | |
| . !'. ~ C.~'!! ~.!! -· " . , ~.Q ------·-· ~! -- 9.~ _.! | S.~ | -- " . |
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 adotta· te in ambito finanziario.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguarda strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e sul prezzi delle commodity pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni commerciali o finanziarie originarie.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati di negoziazione riguarda operazioni sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario. Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash now hedge riguarda essenzialmente operazioni in derivati su commodity poste in essere nel settore Gas Be Power con l'obiettivo di minimizzare il rischio di variabilità del cash now futuri associati a vendite attese con elevata probabilità o a vendite già contrattate derivanti dalla differente Nel corso dell'esercizio 2017 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi indicizzazione dei contratti di somministrazione rispetto ai contratti di livelli della gerarchia del fair value.
approwigionamento. La medesima logica è utilizzata nell'ambito delle strategie di riduzione del rischio di cambio. Gli effetti della valutazione al fa ir value degli strumenti finanziari derivati cash now hedge sono indi· cati alle note n. 36 - Patrimonio netto e n. 40 - Costi operativi. Le informazioni relative al rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 38- Garanzie, impegni e rischi-Gestione dei rischi finanziari.
Le opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili di €16 milioni riguardano il prestito obbligazionario equity-linked cash-settled. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 29- Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine. La compensazione degli strumenti finanziari derivati di €1.279 milioni ( €1.281 milioni al 31 dicembre 2016) è riferita ad Eni Trading Be Ship· ping SpA per €1.144 milioni (€1.145 milioni al31 dicembre 2016) e ad Eni Trading Be Shipping lnc per €135 milioni [€136 milioni al 31 dicembre 2016).
Le attività destinate alla vendita e passività direttamente associa· bili, rispettivamente di €323 milioni e €87 milioni riguardano: (i] la cessione del 98,99" (intera quota posseduta) delle società consoli· date Tigaz Zrt e Tigaz OSO (100% Tlgaz Zrt) che operano nell'attività di distribuzione gas in Ungheria per le quali alla data di bilancio è in essere un accordo vincolante di cessione con il gruppo MET Holding AG. Il perfezionamento della transazione è soggetto all'approvazione delle Autorità competenti. l valori d'iscrizione delle attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili ammontano rispetti· va mente a €241 mllloni [di cui attività correnti €31 mìlioni) e €65 mi·
lioni (di cui passività correnti €27 milioni); (ii) la cessione da parte di Lasmo Sanga Sanga del ramo d'azienda relativo alla quota del 26,25% (intera quota posseduta) nel PSA del giacimento a gas e condensati di Sanga Sanga. l valori d'Iscrizione delle attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili del ramo d'azienda ammontano rispettivamente a €53 milioni (di cui attività correnti €37 milioni) e €22 milioni (di cui passività correnti €10 milioni]; (iii) la cessione del SO% (intera quota posseduta) della partecipazione nella joint venture Unimar Llc e di attività materiali e partecipazioni minoritarie per un valore di iscrizione complessivo di €29 milioni.
o'
| Risultato neuo | Patrimonio netto | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€milioni) | 2017 | 2016 | 31.12.2017 | 31.12.2016 | ||||
| ~~_!!'o:H.e! ~~n,~ov~ ~P~ _ __ ., __ . | 4 | 5 | 23 | 21. . - . --··· |
||||
| _ - - . ~ _r:iaP.I! n !J o~</td | 2 | 2 ·-·· ~ | 14 | 13 | 2 | 2 ·-·· ~ |
14 | 13 |
| ~-~~~~~rin~ SpA_ _ _ ____ _ | [3) | 12 | 15 - . . |
|||||
| 3 | 7 | 49 | 49 | |||||
BILANCIO CONS OLIDATO 2017 l NOTE Al BILANC IO 195
8 3 ·1 9 2 /~o
| ( € milioni) | 31.12.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| . -·· ···· _ • ·······- ··-···-······· _ ·-··· __ _ ·- |
. __ 4.0~s . ··- -- ~P~ | |
| ~~~~~l ?._ Riserva legale |
959 | 959 |
| :: . ~: ·~ ·:=:: =.~:~-~~~-~-.:~~~ -~-: iÈ ~~i?. ~l |
.-~: = .': sa1 _· | ::~:~:~.:: 1~( |
| !~ -- ~~~~:q .:~~:.:~~ --~~- :.=-~~--:~~-=-=:-~~ ~i pj ::.~: .:~ :~ -~ ~-~-. :: : ~~~~~ -· ··- _ ····- |
183 ~~~ _ | |
| ~~~~~~~J! n~D~ ~~e~iv,~~~ ~~sh o~-~~~~~ ~J ~~ ~~~~V.~.!~r ~~~ ~~relf~t ~~'.:11 ~~~!!~ ~~~~~~ d_i ~p-~~i bi~~ p~~ l~ v.!:~ d~t~ ~!".~ o ~~~~~ ff_!! t~o ~l _c: a!e ·-· |
4 | |
| ~~ ~~~!air a_l~~ . ···'-- fi ~ ~! ip!n enti a! r:'~tto ~ell ff.et ~ fi s~a~~ __ _ - ·· ~~~~~ape~ ni . b~_n. el ci |
. ( 1_14) : . --: ··.·:·(i1}"j' | |
| Altre riserve | 280 | 211 |
| ~!~ ~~.P.e. ~i~e~e nz e :a_mbio ~a. ~~~v~r i~!le __ . ·-. __ __ _ __. . |
4.818 | 10.319 |
| ~~ ~-i ~oprJ~---· ···-- ·-· -· --···- ----··-·····- ···---·- ····-······ _ -···-····-·· _ . ·- (58~ i. :~.::: ~: I~~~r |
||
| Utili relativi a esercizi precedenti | 35.966 | 40.367 |
| nd~ ···-· ·-·-·---·-· ··- -- --- ·-··--··--··· -·· -· ------- -----~· ·--·---·--· ·-··· -- ~~t~S~ dl -- -- |
·--·~·- ~·· ·· -·--· · · · | (1.441) - ---·TiA4i"r |
| · · !~io ~ · .- ~ ~- ~~:~ :~~-.:~·.:-~ :~:~~ :. ··=··= :=-=-~- ·: ·.-~:~ ·. ;~iaid~:~!.· ~iif . ~- :·.~---~ . -- .·~ : ~: ·- ~::~·: : |
-: : ~-~-- ~ -- -~ .: |
7~ · · · J I464j ·.· |
| 48.030 | 53.037 |
Al 31 dicembre 201?, il capitale sociale di Eni SpA, interamen· te versato, ammonta a €4.005.358.8?6 ed è rappresentato da n. 3.634.185.330 azioni ordinarie prive di Indicazione del valore no· minale (stessi ammontari al 31 dicembre 2016).
Il 13 aprile 201?, l'Assemblea ordinaria degli azionisti di Eni SpA ha deli· berato la distribuzione dei dividendo di €0,40 per azione, con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla data di stacco cedola, a saldo dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2016 di €0,40 per azione. Il dividendo complessivo per azione dell'esercizio 2016 ammonta perciò a €0,80.
La riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secon· do 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.
La riserva per acquisto di azioni proprie di €581 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2016) riguarda la riserva costituita per l'acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni deii'As· semblea degli azionisti.
Le riserve per valutazione al fair value degli strumenti finan 1ar derivati di copertura cash flow hedge, per valutazione al fair value degli strumenti finanziari disponibili per la vendita e per piani a benefici definiti per i dipendenti, al netto del relativo effetto fiscale, si analizzano come segue:
| Strumenti finanziari derivati di copertura ca ah fio w hedge l |
Strumenti finanzia ri dl1ponlblll per la vendita |
Rlurva per plani e benefici definiti per l dlpedertl |
Totale | |||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€milioni) | , , i": ; ~~ l |
l ~7J I |
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l ~~ l , ' ~.2 |
l o , ~fi re~ : 1 |
! - u l ~:: l ~ 0:: c l |
||
| Riserva al31.12.2016 | 246 |
~57) | 189 | 5 | (1) | 4 | (99) | J.13) | (Ù2) | l 152 |
(71)_ | 81 | ||
| Variazione dell'esercizio 2017 |
(5~1 | 14 | (4~}. . | ·(sj | i~) | "(33) | 29 | "14!. | (97) | 44 | . (~3i | |||
| - Differenze cambio |
~~ j | 3 | 2 | Ì1i" . | 3 | 2 |
||||||||
| Rigir_o d~U:e~e~cizio_ 2~17 | 53 | (14) | 39 | 53 | (14) | 39 | ||||||||
| Riserva al31.12.2017 . |
240 | J.~~f | 183 |
. . . |
1m i | 19 | 14~ | 107 | i3"8j | 69 | ||||
Le altre riserve di €280 milioni (€211 milioni al 31 dicembre 2016] si analizzano come segue:
.:':; .· 't:~:.-· .
per €90 milioni riguardano la quo di Il rtinenza dell~ t~~ po· nenti dell'utile complessivo• delle ar cipazioni valutate con il meto· do del patrimonio netto ( €21 m ili · al 31 dicembre 2016 );
per €4 milioni riguardano l'effetto rilevato a riserva a seguito dell'ac· quisto del48,55% di interessenze di terzi relative a Tigaz Zrt (stesso ammontare al31 dicembre 2016);
... ~ .•. . , ,, ,.
.. '
: .. ,:..•
negative per €124 milioni riguardano l'effetto rilevato a riserva a seguito dell'acquisto del 45,99% di interessenze di terzi relative ad Altergaz SA, ora Eni Gas Se Power France SA (stesso ammontare al 31 dicembre 2016).
La riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro.
Le azioni proprie ammontano a €581 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2016 J e sono rappresentate da n. 33.045.197 azioni ordinarie Eni (stesso ammontare al 31 dicembre 2016) possedute da Eni SpA.
~acconto sul dividendo 2017 di €1.441 milioni pari a €0,40 per azione è stato deliberato il 14 settembre 2017 dal Consiglio di Amministrazione ai sensi dell'art. 2433-bis, comma 5, del Codice Civile. !.:acconto è stato messo in pagamento il20 settembre 2017.
Il patrimonio netto di Eni al31 dicembre 2017 comprende riserve distribuibili per circa €43,2 miliardi.
| Rlaultato dell'esorclrlo | Patrimonio netto | |||
|---|---|---|---|---|
| (€m!lloni) | 2017 | 2016 | 31.12.2017 | 31.12.2016 |
| ~!!J !da ~~~~~ ~-~~ ~~~~z_l_o. !~~ ~~ _ . _ __ ·- · ··--- _ . | 3.586 - | 4.521 R• - - - -- -·-··--· o |
42.529 | 41.935 ·····-·---········ |
| Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio; rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate |
(466) | (5.480) | 6.110 | 12.384 |
| ····-·· ··-····--· | ||||
| 145 | 240 | |||
| 719 | 461 | |||
| (807) | (801) | |||
| - 6~7) | _. __ !U3 · |
|||
| 48.079 | 53.086 | |||
| lntcressenze di terzi --------·-··-----·--·--·-·· --··---·-- |
. (49) ~ -~-~ | J~9I.' | ||
| -- --~ -·- · ·---- Come da bilancio consolidato |
48.030 | 53.037 |
| (€milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| ~l r!_ml d'axle~ ~a c~dull ~n l!s-' e! ~~~~ ~~esU'!'~~t! ! l~pre ~e sol!~a~· |
|||
| Attività correnti | 166 . - . " |
6.526 . --····· |
44 |
| Attività non correnti | 814 | 8.615 | 125 |
| o~~P.~ b®Fi~~n~~~ n~!ie ùn~~~~ ~~~;~ ~~~ ~~~~ ;~~ ~:tt~.! · · -- · - |
(2~2! · ·-· · --~s 4isì --· | (~ i | |
| Passività correnti e non correnti ··- ··-· - ·· --. ·- ·--- ---- |
(2~5.1_ | .~:. ·~ (~ ~~I ··:· | _(4~1. |
| -- ·-·. - Effetto netto del dlslnvestlmentl ---·· ·--··········· -·-·-·-···- _,, ··- ·--···· ···· ··- ·· . - ···- |
523 | 3.392 ___ _. ;. -.J3~)' . |
47 |
| ~~!~S.~ ~~!~~ d~!!~ ~i!!':!'~~~e. ~~~~o !~~~~~ 1_!~ e ~ltr~ ~o~~o~enti ell'~til7, C~f!!PJ~~!!vo _____ , _ | |||
| Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute dopo la cessione del controllo | --~.lLlf~~T. ·: · _ | ||
| Pi.u~~~~~; · ( ~(~~~v~i~~~f~é di~ ~~;è~i ~e~il -- ·- - - |
2.148 | 66 | |
| lnteressenze di terzi -- --···-· ·····--···· --- ··-·. - |
|||
T~tal~ P':! z~~ ~rve.n~l~~: ___ |
2.671 | 532 | 79 |
| - a dedurre: , . -· ·-- . __ _ :. ---·· ·- ··-· |
|||
| Olsponibilirb liquide ed equivo/enci | . ·tS.! . | ||
| ; ~~ i.ot!~~i Ù ~~~~:~~!!~d•~ir ~~~ i.~. ~~~ e d.l_s pon ~l ll tà _1_19u l~ e !9~!~a~•.!l ~~ ~~.' '. . __ !~~i |
73 |
1 disln'Vestimenti 2017 riguardano: (i) la cessione a ExxonMobil del25% del permesso esplorativo Area 4 nell'offshore del Mozambico dove sono state rinvenute significative risorse a gas per le quali sono in corso l progetti di sviluppo, in particolare nel 2017 è stata fina lizzata la FIO del progetto Coral FLNG. !.:incasso della cessione è stato di €2.362 milioni al quali si aggiunge l'accollo della corrispondente frazione dei debiti finanziari del ramo d'azien· da ceduto di €264 milioni; [ii) la cessione del100% della società consolidata di Eni Gas & Power NV e della sua controllata Eni Wind Belgium NV che operano nelle attività Gas & Power Retail in Belgio con un incasso di €302 milioni e disponibilità liquide ed equivalenti cedute di €8 milioni.
... , ~ . ,, '· " ,. '· " ,. ,,
l
| 31.12.2017 | 31.12.2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ml!ioni) | Fldejueelonl | ~~ garanzie personali |
Totale | AdeJusslonl | A~ garanzie perso~ " |
!r ,. Totale |
| -- ---·-. - . -- |
5.594 | 5.594 _ |
-· ·- | 5,868 ··- - --· ···. ····· -···· ··-·· --· |
5.868 | |
| 1! . -· ·-·· _ _ | 181 | 181 - ~~ ?~ | ||||
| l!'le_re~~C?_!!tr~lla! l! ~?!'~?"~!11 ~ ·-· |
1 | 1 . ·-- _ , _, __ _ ~ ·-- _ | ||||
| !~er.t;.s ~ ~J~i~_! op_f!r~~o!:! .C.~~~~!~ ~!~ - _ . ~pr~~~ !~ J~~nt ~ellt~!-~. ~ ~~! |
~2:4 | 3.922 | 1~.~~6 . __ . _ 2~ __ , ,_ ?~~~ ·-· ~-~~- Z | |||
. _. |
. | . _ ~s ~ _ -- ~~2 | - ~0~ | 3.9.2 | ||
| ~ltr! ·- - ---·- - -·. __ __ _ |
~~ . ______ 1o.~~~ | ~&.:~?.~ _____ 3:.!~~ - | __ ~z!. ___ _ | ss~ç:: |
Le garanzie di €16.174 milioni (€14.553 milioni al 31 dicembre 2016] Sponsor e dei Concessionari. Nella fase di esercizio, le garanzie a favore rilasciate a beneficio delle parti terze che hanno gli obblighi contrattuali garanzia le riserve gas, con rimborso del finanziamento e dei costi acceslo sviluppo delle riserve gas della scoperta Coral nel permesso Area 4 awerrà in base agli incassi derivanti dalle vendite deii'LNG generato dal getto attraverso la partecipazione azionaria del35,71% nella joint operatlon e Concessionari di ripianare eventuali deficit. Inoltre, gli Sponsor han,no Mozambico Rovuma Venture SpA (ex Eni East Africa SpA] a valle della ces- sottoscritto, direttamente o mediante proprie affiliate, una linea di crer1 iil 1' giugno 2017 a seguito della firma rispettivamente: (i] del contratto €417 milioni ( \$139 milioni pari a €116 milioni in quota Eni); (ii) la quota di Engineering Procurement Construction lnstallatlon and Commissioning di OSU di spettanza ENH fino ad un Importo massimo di \$640 milioni, pari (EPCic) per la realizzazione dell'impianto galleggiante di liquerazione del a €533 milioni (\$178 milioni pari a €148 milioni In quota Eni 25%].1nfine, gas (Floating LNG · FLNG] con il consorzio TJS (Technip- JGC • Samsung in base a quanto previsto dal contratto petrolifero che regola le attività di Heavy lndustries) del valore di \$5.248 milioni, pari a €4.3?5 milioni; (ii] ricerca e produzione di idrocarburi dell'Area 4, Eni SpA in qualità di Parent degli accordi di project financing con Export Credit Agencies (Sace, BPI, Company dell'operatore ha emesso contestualmente all'approvazione K-Exim, K-Sure e Sinosure] e banche commerciali dell'ammontare com- del primo piano di sviluppo delle riserve del permesso, una garanzia ir· plessivo di \$4.6?6 milioni, pari a €3.898 milioni. t:impianto FLNG della revocabile a beneficio del Governo del Mozambico e di terze parti a cocapacità di produzione di circa 3,3? milioni di tonnellate/anno di LNG pertura di eventuali danni o violazioni contrattuali derivanti dalle attività sarà di proprietà della società di scopo Coral FLNG SA partecipata da Eni petrolifere eseguite nell'area contrattuale, comprese le attività svolte da inizialmente al 50% e attualmente al 25% successivamente all'ingresso società di scopo quali la Coral FLNG. La garanzia a favore del Governo del di ExxonMobil nella compagine societaria. Tale società di scopo eseguirà Mozambico è di ammontare illimitato (impegno non quantificabile], menu n servizio di liquefazione del gas, stoccaggio e caricamento su navi me- tre per la parte a copertura di claims di parti terze prevede un massimale taniere a beneficio dei Concessionari deii'EPCIC di Area 4, gli upstreamer. di \$1.500 milioni, pari a €1.250 milioni. La garanzia avrà eAicacia fino al Il gas liqueratto sarà venduto alla società petrolifera BP sulla base di un completamento delle attività di decommissioning relative sia al piano di contratto di lungo termine con clausola di take-or-pay della durata di 20 sviluppo C ora l sia ad altri progetti dell'Area 4 (quali in particolare M amba]. anni con l'opzione di estenderne la durata fino ad altri dieci anni conse- In concomitanza all'emissione di tale garanzia al100% sono state emesse cutivi (LNG Sale and Purchase Agreement). A copertura degli obblighi a favore di Enl SpA delle controgaranzie da parte degli altri Concessionari contrattuali derivanti dal contratto di EPCIC Eni, tramite una propria con· di Area 4 (Kogas, Galp ed ENH) e degli altri due soci della joint operation trollata, ha emesso a beneficio del Consorzio TJS una Parent Company Mozambico Rovuma Venture SpA, ciascuno proporzlon • -al-p{Qerio Guarantee pro-quota a copertura di eventuali pagamenti non onorati da participating interest, diretto o indiretto, neii'EPCIC Ar~4;-!0J>~ rti cola,_ milioni) in proporzione alla quota del 25% di partecipazione di Eni all'in!- per €2.312 milioni (€1.965 milioni al 3 cembre 2016]; (ii) rimborso ziativa industriale. Nella fase di esercizio dell'impianto, una volta superati di crediti IVA da parte dell'Amministrazione finanziarla per €1.201 milioni tutti i performance test richiesti dai lender, tale garanzia sarà rilasciata e [€1.380 milioni al31 dicembre 2016]; (iii) la garanzia bancaria di €1.010
aumentano di €1.621 milioni per effetto, essenzialmente, delle garanzie dei lender saranno limitate al solo perimetro del progetto, senza dare in di costruire e finanziare l'unità di Floating Productlon di LNG ai fini del- sori in base al meccanismo del "pay-when-paid", secondo cui il rimborso nell'offshore del Mozambico. Eni è operatore con una quota del25% del pro- progetto allong-term buyer, senza obbligo per Eni e per gli altri Sponsor i sione, perfezionata lo scorso dicembre, a EXl
al fine di ottenere la rinuncia da parte di quest'ultima al prowedimento cautelare prowisorio di sequestro operato sulla partecipazione Eni in Eni lnternational BV richiesto e ottenuto dal giudice olandese nel mese di luglio 2016; (iv) rischi assicurativi per €137 milioni che Eni ha riassicurato ( €141 milioni al31 dicembre 2016]. t:impegnoeffettivo a fronte delle suddette garanzie è di €5.563 milioni (€5.784 milioni al31 dicembre 2016]. Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese controlla· te non consolidate di €181 milioni (€246 milioni al 31 dicembre 2016] riguardano contratti autonomi e lettere di patronage rilasciati a com· mittenti per partecipazioni a gare d'appalto e per buona esecuzione dei lavori per €176 milioni (€240 milioni al 31 dicembre 2016). t:lmpegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di €12 milioni [ €53 milioni al31 dicembre 2016 ].
Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese in joint venture e collegate di €10.046 milioni [ €8.236 milioni al 31 dicembre 2016] riguardano principalmente: (i) la fidejussione di €6.122 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2016) rilasciata da Eni SpA a Treno Alta Velocità · TAV • SpA (ora RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA) per il puntuale e corretto adempimento del progetto e dell'esecuzione favori della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte del CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno (collegata Saipem); a fronte della garanzia i partecipanti del Consorzio hanno rilasciato a Eni lettere di manleva nonché, escluso Il gruppo Saipem, garanzie bancarie a prima richiesta in misura pari allO% delle quote favori rispettivamente
Le fidejussionl e le altre garanzie personali prestate nell'interesse di altri di €352 milioni (€202 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano essenzialmente: (i) la garanzia rilasciata pro-quota nell'interesse di ENH per lo sviluppo della scoperta Coral nell'offshore del Mozambico per €14B milioni ( \$178 milioni in quota Eni 25%); (ii) fa garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell'interesse di Angola LNG Supply Service llc (Enl 13,6%) a copertura degli impegni relativi al pagamento delle fee di rigassificazione per€169 milioni (€193 milioni al31 dicembre 2016). !:impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di €224 milioni (€202 milioni al31 dicembre 2016).
| (€mllion!) | 31.12.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| '!lP~i~i ···- -·--·---·· ·· --· -·········-··-····· |
14.498 | 20.682 |
| ~····- ··· ·· ···· -· ·-· · ~- ·· ··· ···· · Rischi |
691 | ·- -· ··-··· 605 |
| 15.189 | 21.287 |
Gli Impegni di €14.49B milioni (€20.6B2 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano principalmente: (i) le parent company guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore Exploration 8c Productlon per l'attività di esplorazione e produzione di idrocarburi quantilicabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire, in €11.289 milioni (€12.415 milioni al 31 dicembre 2016); (ii) gli impegni assunti dal settore Expforation 8c Production a fronte di contratti di leasing ( chartering, operation and maintenance) di navi FPSO per €4.344 milioni al 31 dicembre 2016 sono stati azzerati a seguito dell'awio dei progetti di sviluppo in Angola e in Ghana operati attraverso le suddette navi FPSO la cui acquisizione in ieasing operativo hanno comportato l'iscrizione dei canoni futuri non cancellabili nella tabella "Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali" della presente sezione; (iii) l'impegno assunto da Enl USA Gas Marketing Lfc nei confronti rispettivamente della società Angola LNG Supply S~rvice Lfc per l'acquisto del gas rigassificato al terminale di Pascagoula (U~A] per 20 anni (fino al2031] e della società Gulf LNG Energy per l'<)cquisizione della relativa capacità di rigassificazione del terminale per 5,8 miliardi di metri cubVanno per un termine analogo. Tali impegni conJrattuali stimati rispettivamente In €2.113 milioni e €948 milioni (€2.541-milioni e €1.156 milioni al 31 dicembre 2016) sono valorizzati nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità"; (iv) gli impegni, anche per conto del partner Shellltalia EBcP SpA, derivanti dalla firma del protocollo di intenti stipulato con la Regione Basilicata, connesso al programma di
sviluppo petrolifero proposto da Eni SpA nell'area della Val d'Agri per €128 milioni ( €129 milioni al31 dicembre 2016); questo impegno contrattuale è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità".
l rischi di €691 milioni (€605 milioni al31 dicembre 2016) riguardano: (i) indennizzi relativi a impegni assunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per€235 milioni (€334 milioni al31 dicembre 2016); (ii) rischi di custodia di beni di terzi per €456 milioni ( €271 milioni al 31 dicembre 2016).
La Parent Company Guarantee rilasciata nell'interesse della società a controllo congiunto Cardo n IV SA (50% Eni], titolare della concessione del giacimento Perla in Venezuela, per fa fornitura a POVSA GAS del gas estratto fino all'anno 2036, termine della concessione mineraria. Tale garanzia non è quantilicablle in modo oggettivo essendo venuta meno, a seguito della revisione degli accordi contrattuali, fa clausola di risoluzione unilaterale anticipata prevista inizialmente per Eni con la quantificazione della relativa penale. In caso di inadempimento dell'obbligo di consegna il valore della garanzia sarà determinato secondo la legislazione locale. li valore complessivo della fornitura in quota Eni [SO%] pari a circa \$16 miliardi ( €13,3 miliardi), pur non costituendo un riferimento valido per valorizza·
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re la garanzia prestata, rappresenta il valore teorico massimo del rischio. Analoga garanzia è stata prestata ad Eni da PDVSA per l'adempimento de· gli obblighi di ritiro da parte di PDVSA GAS.
Con la firma dell'Atto Integrativo del19 aprile 2011 Eni ha confermato a RFI·Rete Ferroviaria Italiana SpA l'impegno, precedentemente assunto in data 15 ottobre 1991 con la firma della Convenzione con la Treno Alta Velo· cità · TAV SpA (ora RFI· Rete Ferroviaria Italiana SpA). a garantire il compie· tamento e la buona esecuzione dei lavori relativi al primo lotto costruttivo della linea ferroviaria AV Milano-Verona, Milano-Brescia. Il suddetto Atto Integrativo vede impegnato, quale Generai Contractor, il CEPAV (Consorzio E n l per l'Alta Velocità) Due. A tutela della garanzia prestata, il Regolamento del Consorzio CEPAV Due obbliga i consorziati a rilasciare in favore di Enl adeguate manleve e garanzie.
A seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali Eni ha assun· to rischi non quantificablli per eventuali indennizzi dovuti agli acquirenti a fronte di soprawenienze passive di carattere generale, fiscale, contri· butivo e ambientale. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.
La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal CdA di Eni SpA nell'esercizio del suo ruolo di indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l'obiettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari ("Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari"). Le "Linee di indirizzo• defi· niscono per ciascuno del rischi finanziari le componenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l'obiettivo di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura dei limiti, il modello delle relazio· ni e gli strumenti di copertura e mitigazione.
Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopra indica· te "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 Erii Corporale, Eni Finance lnternational SA, Eni Finance USA lnc e Banque Eni SA, quest'ultima nei limiti imposti dal· la normativa bancaria in tema di "Concentration Risk") nonché su Eni Trading Be Shlpping per quanto attiene alle attività in derivati su comma· dity. In particolare Finanza Eni Corporate ed Eni Finance lnternational SA garantiscono, rispettivamente per le società italiane ed estere Eni, la coper· tura dei fabbisogni e l'assorbimento del surplus finanziari; su Finanza Eni Corporale sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati finan· ziari non commodity di Eni. Il rischio di prezzo delle commodity associato alle esposizioni commerciali è trasferito dalle singole unità di business (Line.e di Business di Enl SpA/Consociate) alla linea di business Gas Be lNG Marketing and Power che gestisce la componente di rischio mercato in un'ottica di portafoglio, mentre Eni Trading 8c Shipping SpA assicura la nego· ziazione sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attra· verso l'attività di execution. Eni SpA ed E n l Trading Be Shipping SpA (anche per tramite della propria consociata Eni Trading Be Shipplng lnc) svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentatl europei e non europei, Multilateral Trading
Facillty (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di intermedia· zione 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 deri· " vati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trading 8c Shipping , ed Eni SpA sulla base delle asse t class di competenza. ~.
l 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 economi· ~ co in un'ottica di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in derivati r·· classificata come risk reducing (ossia riconducibile a operazioni di Back to Back, Flow Hedging, Asset Backed Hedging o Portfolio Management) 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 ris~ reducing, questi vengono riclassificati nel tradlng proprietario. l:attività ~ trading proprietario è segregata ex ante dalle altre attività in appositi por· tafogli di Eni Trading Be Shlpping e la relativa esposizione è soggetta aspe· cilici controlli, sia in termini di VaR e Stop loss, sia in termini di nazionale lordo. Il nazionale lordo delle attività di trading proprietario, a livello di Eni, è confrontato con i limiti imposti dalle normativa internazionali rilevanti. lo schema di riferimento definito attraverso le "Linee di indirizzo" pre~· de che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino s la J determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile espre si 6 in termini di Stop Loss, ossia della massima perdita realizzabile per un d · terminato portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e di Soglie di revisione strategia, ossia del livello di ProfitBcloss che, se superato, atti· va 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 awerse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio. ... Con riferimento al 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 consoli· dato, massimizzando ove possibile i benefici del nettlng. le metodologie di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle rac· comandazionl del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell'ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Operativa.
Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le "linee di indi· rizzo" definiscono le regole per una gestione finalizzata all'ottimizzazione dell'attività "core• e al persegui mento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massi~ mi di rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di re:visipti'e-stratl!gia, di Stop loss e di volumi con riferimento all'esp~sl itn~ di·na.tur'! com"rtler· eia le e di trading proprietario, consentita in vi .escl~sj ' ~ · ,.; Tr in · Shipplng. La delega a gestire il rischio di prez tréfle . :om · o~iy reve~e \ un meccanismo di allocazione e sub-alloca lp+ ~·èi i' lti di: rischio allé • singole unità di business esposte. Eni Tradin~ ~S~: ::P. ~~ ; o1Jr ~~ ~~r~ il rischio rive niente dalla propria attività (di ~ ll ~ còt(ir;J ~ci~lfe C!0r · ding), accentra le richieste di copertura in tr ~~~~io/itt.d{l 9 o· sizioni commerciali Eni, garantendo i serv. z' i execÙ\1oA-AèWai11'6Ito dei mercati di riferimento.
Nell'ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziario approvato dal CdA, Eni ha definito la costituzione e il man·
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tenimento di una riserva di liquidità all'interno della quale si individua l'ammontare di liquidità strategica, per consentire di far fronte a even· tualì 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. !:attività di gestione della liquidità strategica comporta per Eni l'assunzione di rischio mercato riconducibile all'attività di asset ma· nagement realizzata tramite operazioni in conto proprio in ottica di otti· mizzazione 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.
L:esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall'ope· ratività 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 rispet· to 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 consoli· dato (risultato economico e patrimonio netto) per effetto della conversio· ne 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 vice· versa. t.:obiettivo di risk management Eni è la minlmizzazione del rischio di tasso di cambio transattivo e i'ottimizzazione del rischio di cambio eco· nomico 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 strumen· ti derivati (in particolare swap e forward, nonché opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info·provider pubblici. Il VaR derivante dall'accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio parametrico ( varianza/covarianza ), adottando un livello di confidenza pari al99% e un holding period di 20 giorni.
Le oscillazioni del tassi di Interesse lnnuiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell'impresa e sul livello degli oneri finanziari netti.
t.:oblettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria defi· niti e approvati nel "Piano Finanziario". Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i fabbisogni fi. nanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di
carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi dei"Piano Finanziario" e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare lnterest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra indebitamente a tasso fisso e inde· bitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair vaiue 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 al99% e un holding period di 20 giorni.
Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possibilità che nuttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base produ· cane significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile alle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione strategica: esposizioni identificate direttamente dal Consi· glio di Amministrazione in quanto frutto di scelte strategiche di investi· mento o al di fuori dell'orizzonte di pianificazione del rischio. Includono ad esempio le esposizioni associate al programma di produzione delle riserve certe e probabili, i contratti a lungo termine di approvvigiona· mento gas per la parte non· bilanciata da contratti di vendita (già stipu· lati o previsti], la porzione del margine di raffinazione che il Consiglio di Amministrazione identifica come esposizione di natura strategica (i volumi rimanenti possono essere allocati alla gestione attiva del margi· ne stesso o alle attività di asset backed hedglng) e le scorte obbligato· rie minime; (ii) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni Include le componenti contrattualizzate collegate alle attività commer· ciali/industriali e, qualora connesse a impegni di take·Or·pay, le com· ponenti non contrattualizzate afferenti l'orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget 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 strate· gla e Stop Loss). All'interno delle esposizioni commerciali si Individuano in particolare le esposizioni oggetto di asset backed hedglng, derivanti dalla nessibilità/opzionalità degli asset; (iii) esposizione di trading pro· prietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery, sia nell'am· bito dei mercati fisici, sia dei mercati finanziari, con l'obiettivo di ottene· re un profitto al verificarsi di un'aspettativa favorevole di mercato, nel ri· spetto di specifici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Rientrano nelle esposizioni di trading proprietario le attività di origination qualora queste non siano collegabili ad asse t fisici o contrattuali.
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 mana· gement. Tale fattispecie è oggetto di misurazione e monitoraggio ma non è soggetta a specifici limiti di rischio. 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
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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" nel persegulmen· to degli obiettivi di stabilità dei risultati economici. Le singole Linee di Business trasf~riscono all'unità di Portfolio Management il rischio prezzo delle commodity e il connesso rischio cambio economico associato alla propria esposizione; l'unità di Por t folio Management assicura la gestione delle posizioni rivenienti ottimizzando le opportunità di netting e gesten· do lo sbilancio sul,mercato, per mezzo dell'unità di Trading (Eni Trading Be Shipping), per la gestione del rischio commodity, e delle competenti fun· zioni di finanza operativa, per la gestione del collegato rischio cambio. Per la gestione del rischio prezzo delle commodlty derivante dall'esposizione commerciale, Eni utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati organiz· zati, 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 quotazio· nVcontribuzioni di mercato fornite da primarllnfo-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, adot· tando un livello di confidenza pari al95% e un holding peri od di un giorno.
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 ( ob· bllgazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento) influiscano sul valore degli stessi quando sono valutati in bilancio al fa ir value. Al (ine di regolare l'attività di investimento della liquidità strate· gica, Eni ha definito una specifica politica di investimento con obiettivi e vincoli, definiti in termini di attività finanziarie investibili e limiti ope· rativi, e principi di governance che regolano la gestione e l sistemi di controllo. La costituzione e il mantenimento della riserva di liquidità si propone principalmente di rispondere ai seguenti obiettivi: (i) garantire la tlessibilità finanziaria. La liquidità deve consentire a Eni di poter far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es. difficoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordi· narie); (ii) assicurare l'integrale copertura del debito a breve termine e la copertura del debito a medio lungo termine scadente in un orizzonte temporale di 24 mesi, anche nel caso di restrizioni all'accesso al ere· dito. Cattività di gestione della liquidità strategica è sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR (calcolato con metodologia para metrica con holding period 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile). Stop Loss e altri limiti operativi in termini di concentrazio· ne, duration, classe di rating, liquidità e strumenti investi bili. In nessun caso è permesso il ricorso alla leva finanziaria o la vendita allo scoperto. i t:operatività della gestione obbligazionaria ha avuto Inizio nel secoj1 do semestre 2013 e per tutto il corso degli esercizi 2014·2015 il portafo lio investito ha mantenuto un rating medio pari a AIA·, sostanzialment in linea con quello di Eni.
Le seguenti tabelle riportano i valori registrati ne12017 in termini di aR (raffrontati con quelli dell'esercizio 2016) per quanto attiene al rischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione).
(Value at Rlsk. approccio pa~amelrlco varlanu/covarianle; holding perlod: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99~ )
| 2017 | 2016 . l | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | Aneeserclzlo | Massimo | Mln lm~ 1 | ~la | Ane esercizio |
| Ta~s~di interessel•l | ~.7~ | 1.72 | 2,38 | 2,58 g7.·· ·--· -l ~~ ~!6~- | ·· ·· --· ·· ······-~-'~.?. | |||
| !~~~E~~~.~:~~ :c ~: :=:::=: ~:~=::~:: ~~: ~::.:~~ | ~~?.__, __ ~o8 ·--- ~-~ - ··----- ~!~ | ---· P!~~ P·o~_. _ __E.!.~~-·-··- | · ,_ _o.~? . |
USAinc.
| 2017 | 2016 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (E milioni) | Massimo | Minimo | Madia · | Fine e88rclzlo | Mas~lmo | .l Minimo : | ~~di~ | Ane esercizio |
| ~;~o!i~ .~~~a~~.~~~~ f.s.po~!zio~i c~~rn~rc~li''' | ?~·~4 | 5,15 | 12,24 | 5,15 | 19,03 | 4,23 | 10,24 | 9,41 |
| -- Tradingl•l ~··· . -~···· · ··- -- · • - ' -·-· -· ·-··- _____ ~-· -. , ···- ···· _ -·-·· - --- |
· 2,29 |
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(•) 11 perimecro conslsce neiTaru di business Gas 8c LNG Marketlng ond Power ( uposilionl ~r glnantl dalle areo Rellnlng 8< Marktting e Gas 8c Powor), EniTrading 8< Shlpplng por •fOill~ 9>mrri~rd , c_on.: soclate e•tere delle Divisioni operative e, a panire da ouobre 2016, doiTarea di business Eni gas eiuco. Per quanto riguardai• areo di business Gas 8< Powor, • seguito deiTappr ,itlp6e d~l C dA' • Il ·da
Il rischio credito rappresenta l'esposizione dell'impresa a potenziali per· dite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Eni approccia con policy differenziate i rischi riferiti a contro· parti per transazioni commerciali, rispetto a quelli riferiti a controparti per transazioni finanziarie, in funzione anche, per quanto attiene a questi ul·
timi, del modello di finanza accentrato adotta t . lativa 1 fi~t,~hi' · di controparte in contratti di natura commer 1 e, la gestione e credito è affidata alla responsabilità delle unità di business e alle funzioni spe· cialistiche corporale di finanza e amministrazione dedicate, sulla base di procedure formalizzate di valutazione e di affidamento dei partner commerciali, iv i comprese le attività di recupero crediti e dell'eventuale
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gestione del contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli indirizzi e le metodologie per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente. Per quanto attiene al rischio di controparte finanziaria derivante dall'impiego della liquidità corrente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie, le sopra indicate "Linee di indirizzo" individuano come obiettivo di risk management l'ottimizzazione del profilo di rischio nel perseguimento degli obiettivi operativi. I limiti massimi di rischio sono espressi in termini di massimo affidamento per classi di controparti, definite a livello di Consiglio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalla funzione di finanza operativa e da Eni Trading & Shipping per l'attività in derivati su commodity nonché dalle società e aree di business limitatamente alle operazioni su fisico con controparti finanziarie, in coerenza con il modello di finanza accentrata. Nell'ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuati per clascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a clascuna un limite massimo di affidamento, che viene monitorato e controllato giornalmente.
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.
L'obiettivo di risk management Eni è quello di porre in essere, nell'ambito del "Piano Finanziario", una struttura finanziaria che, in coerenza con gli obiettivi di business e con i limiti definiti dal Consiglio di Amministrazione (in termini di: (i) rapporto massimo tra indebitamento finanziario netto e mezzi propri (leverage); (ii) incidenza minima dell'indebitamento a medio-lungo termine sull'indebitamento totale; (iii) quota minima dell'indebitamento a tasso fisso sull'indebitamento a medio-lungo termine; e [iv] livello minimo della Riserva di liquidità), garantisca a Eni un ammontare adeguato di risorse prontamente disponibili. A tal fine Eni mantiene un significativo ammontare di Riserva di liquidità (attivi finanziari e linee di credito committed), finalizzata a: (i) assicurare l'integrale copertura del debito a breve termine e la copertura del debito a medio-lungo termine
scadente in un orizzonte temporale di 24 mesi, anche nel caso di restrizioni all'accesso al credito; [ii] fronteggiare fattori di rischio che potrebbero alterare significativamente i cash flow previsti nel "Piano Finanziario" (es. modifiche di scenario e/o dei volumi di produzione, rinvii nell'esecuzione di dismissioni]; (iii) assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa per i programmi di sviluppo Eni; (iv) favorire il mantenimento/miglioramento del merito creditizio (rating). Lo stock di attivi finanziari è impiegato in strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto.
Allo stato attuale, la Società ritiene, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito nonché l'accesso, tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, a un'ampia gamma di tipologie di finanziamento a costi competitivi, di disporre di fonti di finanziamento adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie.
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 2017 il programma risulta utilizzato per €16,8 miliardi.
Standard & Poor's assegna ad Eni il rating BBB+ con outlook Positive per il debito a lungo termine e A-2 per il breve; Moody's assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stable per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate da Standard & Poor's e Moody's, un downgrade del rating sovrano italiano potrebbe potenzialmente ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni.
Nel 2017 sono stati emessi bond per €1,8 miliardi nell'ambito del programma di Euro Medium Term Notes.
Al 31 dicembre 2017, Eni dispone di linee di credito non utilizzate a breve termine di €11.625 milioni di cui €41 milioni committed. Le linee di credito non utilizzate a lungo termine committed sono pari a €5.802 milioni, di cui €750 milioni scadenti entro 12 mesi; i relativi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo, negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.
Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi e alle passività per strumenti finanziari derivati.
| Anni di scadenza | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| $(\epsilon$ milioni) | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | Oltre | Totale | |
| $17 - 6$ 31.12.2017 |
||||||||
| Passività finanziarie a lungo termine | 2.000 | 4.084 | 2.857 | l.246 | 10.810 | 22.276 | ||
| Passività finanziarie a breve termine | 2.242 | 4.4.4 | 16.9 | 2.242 | ||||
| Passività per strumenti finanziari derivati | $9 - 9$ | 1.011 | 64 | 10 | 16 | 1.102 | ||
| 5.253 | $\cdots$ 4.148 |
2.867 | $\cdots$ 1.280 |
$\rightarrow$ 1.262 |
10.810 | $1 - 1 + 1$ 25.620 |
||
| Interessi su debiti finanziari | 582 |
$+ -$ $-100$ 511 |
304 | $-111$ 250 |
1,455 | 3.513 | ||
| $-1$ $-1$ $-1$ $-1$ $-1$ Garanzie finanziarie |
$-1$ 473 |
12.712 473 |
||||||
| Anni di scadenza | ||||||||
| 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | Oltre | Totale | ||
| 31.12.2016 | ||||||||
| Passività finanziarie a lungo termine | 2,988 | 2.090 | 4 N 44 | 2.914 | 1.285 | 10.332 | 23.653 | |
| Passività finanziarie a breve termine | 3.396 | 3.396 | ||||||
| Passività per strumenti finanziari derivati | 2.108 | 36 | 76 | 46 | the art stress 2.269 |
|||
| 8.492 | 2.126 | 4.120 | 2.914 | 1.331 | 10,335 | 29.318 | ||
| Interessi su debiti finanziari | 696 | 557 | 486 | 386 | 277 | 1.605 | 4.007 | |
| Garanzie finanziarie | 84 | 84 |
,, " " ~ ,o.
Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi.
| Anni dl•cadenza | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€milioni) | 2018 | 2019·2022 | Oltre | Totale | ||
| 31.12.2017 | ||||||
| Debiti commerciali | 10.890 | 10.890 . . -· |
||||
| · - O 0 · - L O - O - Al!ri e~lt _ e ~n l~ipl |
5.858 | 19 | 26 | 5.903 | ||
| 16.748 | 19 | 26 | 16.793 | |||
| Anni di scadenza | ||||||
| 2017 | 2018-2021 | Oltre | Totale ! | |||
| 31.12.2016 | ||||||
In aggiunta ai debiti finanziari .e commerciali 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: (i) ai contratti takeor·pay in base ai quali E n l ha l'obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di riti-
rare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale quadriennale approl(ato dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base ne ( assunzioni di lungo termine del management; (ii) ai contratti di lea ing '5 operativo di unità FPSO nel settore Exploration & Production, tra le q ali 'D) in particolare le navi FPSO che operano i progetti Offshore Cape Th ee Points in Ghana e il Blocco 15/06 in Angola della durata compresa t a i 12 e i 21 anni.
Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attua lizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni contrattuali in essere.
| Anni dltcadenza | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€milioni] | 20Ì8 | 2019 | 2020 · | 2021 :· | 2022 | Oltre ·. | Totale |
| · · Co ~~ ti dlle~~l~g ~pe~tlvo ~~ an~u li bllit•i |
803 | 525 | 485 | 371. | 329 | 1.939 | 4.532 |
| - ~~i~ ~~~~~~ ~: iP.~!~ ~~~ !~·~~: ~=.: ~. :~ ~: .:·~- ·-~- |
·= ·:~~-~-- . ~~= j~~~-~ -~ ~-~~~~--:·~~~:- -~~?~ | ·:·~~~:.- : ~~-:~-· -- -~ -~ ~~r~:: | -:~~ | · . 14.?86 |
|||
| Costi relativi a fondi ambientali | 317 | 311 | 282 | 228 | 178 | 1.357 | 2.673 |
| ·=:· ~- =:· ~.: :.~---~~~- -.-~: -~ :~· --=.: ~~~==~~~-~~{.o:9~=:~=~?.~&I: :~. ~à: ~3=.· ~~: ~ir:~. !~!li~i~i ~~q~~!~' : -~: |
~~?!;:~~-::.-~ | ~~·::. | · · 10 ~3ii |
||||
| -Gas - ·--- ·--- . - --···-····- ·-- ·- -------- -· --- |
·-·-·- --- --------·--· | - | . ··-- -· · ··----·---·-·· --- ·----- | ||||
| I~~ ~r:p_a\1 -· -- ~~ - !.98 |
7.452 | 7.542 | 7.553 | 60.345 | 100.244 | ||
| _ . --· ·?~ ~~lp:~ :P. ~~-- |
-- ·- .?.~9. | 516 ~~ _ _3~~ __1.2 ~~ | 4.687 | ||||
| ~~i ~P.~jn_! ~i ~c'1~~st~ ~~!~ ~~P: o~.:Pa~ |
. !.!9. -· - ~~ | 87 | . n | ~~-- | l.~ _ |
. 589 |
|
. .' l~il~p':_~"! dia qulst?~ |
-- ----- | ?~ s _ l~B ~~~ | --- 7~ | ~~~ -- |
2.310 | ||
| ~''!.'~~.P.!~~ ___ ·--- __ _. _ _ _ ~~ --. - |
3-- -- ~ --- ~ __ ·- | o~ | 128 | ||||
| .:!:!~.".l ~~d~!'"~~"cte.~.!!Y~~ ~·Ag':!__ ··---- - ___ |
·-- }_1 ___ ____ --- -- ------- --~ _____ _i ·- J ____ | _ }~~ | |||||
| 12.548 | 11.112 | 9.390 | 9.209 | 8.787 | 78.903 |
1•1 l contratti dileasing operativo riguardano principalmente asse t per allivhl di perforazione e produ1iono,Ume charter e noli di navi a lungo termine, terreni, Slatlonl di servitlo e )Dlmo~ ll1 · ftlcli!; Questi conuatti,generalmeniO, non prevedono opzioni di rinnovo. Non cl sono slgnill
(b) Il fondo abbondano o ripristino slti acco&lie principalmente i costi c ho si presume di sostenere al termine dell'anivit• di produzione di Idrocarburi per la chlus a ~(. _ti ._Ji},'là:r!'!\ .; . · \ delle suutture e Il ripristino del slll. ' f \' , ;.· _,, .. · : " ": • · \
(c) Rl&uordono Impegni di acquisto di ben_' ~ servi~i chellm~ esa ~ obbll&otaod adempiere in quanto vincolanti in base aeontratto. :l- j., ;':'; · ;. , . • . , . ·. l ,• 1 Id) Rlguordono l'acquisto della u paclt& d1 ngasslflcazione d1alcunllmplantl ne&ll StatiUnlll per €948 milioni. ,• ·. :.';·: · ' ·' •. . 1
Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma d'investimenti tecnici e in partecipazioni di €31,6 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 ottenu~-~~ ~~arie' approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement.
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83192499
Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investimenti ambientali.
| Anni di scadenza | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| $E$ milioni | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | Oltre | Totale |
| Impegni per investimenti committed Accres Foundation |
6.309 | 5.688 | 4.717 | 3.375 The state business answer uncomen a data front country beachings a want and see Wilson trains |
3,770 | 23,859 |
Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue:
| 2017 | 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Proventi (oneri) rilevati a | Proventi (oneri) rilevati a | |||||
| [Émilioni] | Valore di Iscrizione |
Conto economico |
Altre componenti dell'utile complessivo |
Valore di Iscrizione |
Conto economico |
Altre componenti dell'utile complessivo |
| Strumenti finanziari di negoziazione: | ||||||
| - Titoli [a] | 6.012 | 111 | 6.166 | [21 | ||
| - Strumenti derivati non di copertura e di trading (b) | 209 | [465] | ||||
| Strumenti finanziari da detenersi sino alla scadenza: - Titoli [a] |
ر - | |||||
| Strumenti finanzlari disponibili per la vendita: | ||||||
| - Titoli (a) | 207 | 14 | 238 | (4) | ||
| Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato: |
||||||
| · Crediti commerciali e altri crediti le) | 15.583 | [958] | 17.324 | (1.116) | ||
| - Crediti finanziari (a) | 1.918 | 116 | 2.328 | 128 | ||
| - Debiti commerciali e altri debiti (d) | 16.793 | (51 | 16.754 | 287 | ||
| - Debiti finanziari [a] | 24,707 | (1.137) | 27,239 | [291] | ||
| Attività (passività) nette per contratti derivati di copertura (+) | (42) | (6) | [524] | 883 |
(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 €44 milioni di oneri (proventi per €17 milioni nel 2016) e nei "Proventi (oneri) finanziari" per €837 milioni di proventi (oneri per €482 milioni nel 2016).
(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli "Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi" per E933 milioni di oneri (oneri per E840 milioni nel 2016) (svaluazioni al netto degli utilizzi)
e nei "Proven
(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nel "Ricavi della gestione caratteristica" e negli "Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi" per ES4 milioni di oneri (oneri per ES23 milioni nel 2016) e negli "Altri proventi (oneri) operativi" per €12 milioni di proventi (oneri per €1 milione nel 2016) (componente time value).
| $(\epsilon$ milioni) | Ammontare lordo delle attività e passività finanziarle |
e passività finanziarie | Ammontare lordo delle attività compensate |
Ammontare netto delle attività e passività finanziarle rilevate nello schema di stato patrimoniale |
||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2017 | ||||||
| Attività finanziarie | ||||||
| Crediti commerciali e altri crediti | 16.952 | .215 | 15.737 | |||
| Altre attività correnti | 2.852 | $\label{eq:12} \begin{array}{cccccccccc} 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & $ | .279 | $2.141$ T. C. | 1.573 | |
| Passività finanziarie | ||||||
| Debiti commerciali e altri debiti | 17.963 | 1.215 | 16.748 | |||
| Altre passività correnti | 2.794 | 1.279 | 1.515 | |||
| 31.12.2016 | ||||||
| Attività finanziarie | ||||||
| Crediti commerciali e altri crediti | $-1.14$ $-100$ $-1$ | 18,489 | 896 | 17.593 | ||
| Altre attività correnti | 3.872 | 1.281 | 2.591 | |||
| Passività finanziarle | ||||||
| Debiti commerciali e altri debiti | 17.599 | 896 | 16.703 | |||
| Altre passività correnti | 3.880 | 1.281 | 2.599 | |||
La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda: (i) per €1.279 milioni (€1.281 milioni al 31 dicembre 2016) la compensazione di attività e passività correnti per strumenti finanziari derivati di Eni Trading & Shipping SpA per €1.144 milioni (€1.145 milioni al 31 dicembre 2016) e di Eni Trading & Shipping Inc per €135 milioni (€136 milioni al 31 dicembre 2016]; [ii] per €1.215 milioni (€896 milioni al 31 dicembre 2016) la compensazione di crediti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production per €1.041 milioni (€845 milioni al 31 dicembre 2016] e crediti e debiti commerciali di Eni Trading & Shipping Inc per €174 milioni [€51 milioni al 31 dicembre 2016].
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Contenziosi
Eni 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. 30- Fondi per rischi e oneri- di seguito sono sintetizzati i procedimenti più significativi per i quali, 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.
1.1. Contenziosi In materia di salute, sicurezza e ambiente di natura penale
ne per il reato di disastro e ha accolto l'istanza, trasmettendo gli atti alla Corte Costituzionale. La Corte Costituzionale ha dichiarato non fondata la questione, ritenendo che la parificazione del termine prescrizionale per l'ipotesi dolosa e la corrispondente Ipotesi colposa sia espressione di una non irragionevole discrezionalità legislativa sull'assunto che, in rapporto a determinati delitti colposi che suscitano particolare allarme sociale - come Il disastro - la complessità degli accertamenti necessari giustifichi un allunga- '' mento dei termini di prescrizione. Si è in attesa della remissione .: degli atti alla Corte di Cassazione e successivamente alla Procura di Sassari.
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vedimento di autorizzazione rilasciato dal Prefetto e dal Tribunale di Sassari. Ai medesimi indagati è stato altresl notificato avviso di garanzia per i reati di omessa bonifica e gestione non autorizzata di rifiuti radioattivi. La Procura ha disposto l'interruzione delle ape· razioni di raccolta, regimazione e copertura dell'area palte già pe· raltro autorizzate. Syndial ha presentato istanza di prosecuzione attività al Tribunale di Sassari. Le indagini sono in corso.
(vii) Syndlal SpA- Clorosoda. Procedimento avviato nei confronti di 17 ex dipendenti di società riconducibili al Gruppo Eni, che ha ad oggetto i reati di omicidio colposo e lesioni personali gravi e/o gra· vissime in relazione al decesso di 12 ex dipendenti e a presunte malattie professionali dei dipendenti che avevano prestato servi· zio presso l'impianto Clorosoda, gestito dalle società anzidette. l fatti contestati riguardano il periodo che va dal 1969, anno di messa in esercizio dell'impianto, al1998, anno in cui sono terminate le ope· razioni di bonifica dell'impianto. La Procura ha chiesto e ottenuto dal Giudice lo svolgimento di una perizia medico-legale su oltre cento la· voratori che hanno prestato la propria attività lavorativa presso l'im· pianto. La relazione predisposta dai periti nominati dal Giudice esclu· de la presenza di elementi scientificamente apprezzabili per ritenere che le patologie lamentate per tutti i casi sottoposti all'accertamento siano conseguenza dell'esposizione alle sostanze proprie del ciclo produttivo dell'impianto clorosoda-dicloroetano. l periti hanno, inoltre, affermato che non si riscontrano violazioni della normativa in materia di controllo e igiene industriale. A seguito della perizia la Procura ha emesso l'avviso di conclusione delle indagini preliminari in relazione a 4 casi, contestando il reato di lesioni personali e formulato la richiesta di rinvio a giudizio solo in relazione alla specifica vicenda che riguarda un ex lavoratore nel frattempo deceduto. Rispetto all'iniziale contesta· zio ne, che aveva ad oggetto numerosi (oltre cento) casi di lesioni per· sona li e omicidio colposo, il procedimento dunque si è ridimensionato. A seguito dell'udienza preliminare del giugno 2017 il Giudice ha accolto le argomentazioni difensive e ha pronunciato sentenza di non luogo a procedere perché il fatto non sussiste per tutti gli imputati; la Procura ha proposto appello.
Anche in relazione al procedimento stralcio avente ad oggetto i 4 casi anzidetti il Giudice ha pronunciato la sentenza di non luogo a procedere.
(viii)Syndlal SpA - Procedimento amianto Ravenna. Procedimento penale avente ad oggetto presunte responsabilità di ex dipende n· ti di società riconducibili oggi, dopo varie operazioni societarie, a Syndial, per decessi e lesioni da amianto che si sono verificate a partire dal 1991. Le persone offese indicate nel capo di imputa· zione sono 75. l reati contestati sono omicidio colposo plurimo e disastro ambientale. Sono costituite parti civili, oltre a numerosi familiari delle persone decedute, anche l'ASL di Ravenna, I'INAIL di Ravenna, la CGIL, CISL e UIL Provinciali, Legambiente ed altre as· sociazioni ambientaliste. Syndial è costituita in giudizio quale re· sponsabile civile. Le difese degli imputati hanno chiesto la pronun· cia di interve.nuta prescrizione del reato di disastro ambientale per alcuni dei casi di.malattie e decessi. Nel febbraio 2014 il Tribunale di Ravenna ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli indagati, rico· nascendo invece la prescrizione solo per alcune Ipotesi di lesioni co!pose. Syndial ha concluso alcuni accordi transattivi. Nel novem· bre 2016 il Giudice ha assolto gli imputati per tutti i casi contestati ad eccezione di uno, per il quale ha emesso sentenza di condanna per 6 dei 15 imputati. Le difese degli imputati, la Procura e le parti civili hanno proposto appello. In attesa di fissazione udienza.
(ix) Raffineria di Gela SpA- Enl Mediterranea Idrocarburi (EniMed) SpA- Disastro lnnomlnato. Procedimento penale pendente a ca· rico di dirigenti della Raffineria di Gela e della EniMed per i reati di disastro innominato, gestione illecita di rifiuti e scarico di acque re flue industriali senza autorizzazione. Alla Raffineria di Gela è con· testata l'illecito amministrativo da reato ai sensi del O.Lgs. 231/01. Questo procedimento penale aveva inizialmente ad oggetto l'ac· certamente 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 realiz· zato nell'ambito del procedimento di bonifica del sito. In occasione della chiusura delle indagini preliminari, il Giudice ha riunito in questo procedimento altre Indagini aventi ad oggetto puntuali episodi inquinanti collegati all'esercizio di altri impianti della Raffineria di Gela e ad alcuni fenomeni di perdita di idrocarburi dalle condotte di pertinenza della società EniMed. Il procedimento pende in fase di prima udienza dibattimentale.
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Lavoro storici del COVA per omessa e incompleta valutazione dei rischi chimici del COVA. Nell'ottobre 2017 seguiva, su richiesta del Consulente della Procura, provvedimento di UNMIG di rimansiona· mento di 25 dipendenti presso il COVA per errato giudizio di idonei· tà alla mansione lavorativa espresso dal medico competente E n i. Avverso tale provvedimento veniva proposta formale opposizione che ha portato I'UNMIG a revocare il provvedimento emesso. Sem· pre nell'ottobre 2017 si apprendeva del mutamento delle ipotesi di reato per le quali indaga la Procura in fattispecie delittuose di di sa· stra, morte e lesioni personali colpose, con violazione della norma· tiva in materia di salute e sicurezza. Considerato il livello di rischio, nel dicembre 2017 Eni ha proposto richiesta di incidente probatorio sul tema salute che è stata respinta.
[xii] Enl SpA - P{ocedlmento penale Val d'Agri - Splll Serbatoio. Nel febbraio 201? i NOE del reparto di Potenza rinvenivano un flusso di acqua contaminata da tracce di idrocarburi con pro· venienza non nota, che scorreva all'interno di un pozzetto gri· gliato ubicato in area esterna rispetto al confine del Centro Olio Val d'Agri [COVA), sottoposto a sequestro giudiziario. Le attività eseguite da Eni all'interno del COVA finalizzate a ricostruire l'origine della contaminazione hanno individuato le cause nella mancata tenuta di un serbatoio, mentre all'esterno del COVA; a seguito dei monitoraggi ambientali implementati, emergeva il rischio- allo stato scongiurato- dell'estensione dellà contami· nazione dell'area a valle dello stesso stabilimento. Nell'esecuzione di tali attività Eni ha eseguito le comunicazioni previste dal O.Lgs. 152/06 e avviato le operazioni di messa in sicurezza d'emergenza in corrispondenza dei punti esterni al COVA ogget· todi contaminazione. Inoltre, è in corso il piano di caratterizza· zione delle aree interne ed esterne al COVA, che è stato approvato da tutti gli Enti competenti. A seguito di tale evento è stata aperta un'indagine penale per i reati di inquinamento ambien· tale nei confronti del precedente e dell'attuale Responsabile del COVA, del Responsabile HSE e deii'Operation Manager in carica al momento del fatto. Le indagini sono In corso. In data 18 aprile 201? Eni ha di propria Iniziativa sospeso l'attività industriale presso il COVA, anticipando quanto disposto dalla Delibera della Giunta Regionale del 19 aprile. Nel luglio 2017 Eni ha riavviato l'attività petrolifera avendo ricevuto le necessarie autorizzazio· ni da parte della Regione una volta completati gli accertamenti e le verifiche, che hanno confermato l'in_tegrità dell'impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza. Nel periodo dell'interruzione Eni ha eseguito tutte le prescrizioni degli Enti compe· tenti, compresa la dotazione di un doppio fondo al serbatoio che aveva dato origine allo sversamento. Sono in corso le trattative per il risarcimento del danni lamentati dal privati proprietari delle aree limitrofe al COVA e impattate dall'evento.
Si segnala, altresl, che nel febbraio 20181a società ha presentato Ri· corso Straordinario al Presidente della Repubblica avverso le note del Dipartimento dei Vigili del Fuoco del 30 ottobre 201? e del15 dicem· bre 201? con le quali si chiede ad Eni di integrare il Rapporto di Sicurezza ed. 2016 con la valutazione del top event "perdite dai fondi dei serbatoi di stoccaggio del greggio". Con il ricorso Eni ha replicato a tale nota precisando di non ritenersi obbligata ad effettuare l'integra· zlone richiesta, considerato che i dati acquisiti nell'area interessata dall'evento dimostrano che la perdita dai serbatoi è stata tempesti· vamente ed efficientemente controllata e non si è mai verificata una situazione di pericolo grave per la salute umana e per l'ambiente.
1.2. Contenziosi In materia di salute, sicurezza e ambiente di natura civile o amministrativa
le modalità con le quali sono stati progettati gli interventi di risanamento e acquisite le caratterizzazioni della Rada. Ne sono sorti vari procedimenti amministrativi riuniti presso il TAR che, nell'ottobre 2012, ha accolto i ricorsi presentati dalle società presenti nel sito, in relazione alla rimozione di sedimenti della Rada e alla realizzazione del barrieramento fisico. Nel settembre 2017 il Ministero ha notificato a tutte le società coinsediate atto di diffida e messa in mora ad avviare gli interventi di bonifica e ripristino ambientale della Rada entro 90 giorni. J.:atto, che le società coinsediate hanno impugnato nel dicembre 2017, costituisce formale messa in mora ai fini dell'azione di danno ambientale.
rifiuti con alte concentrazioni di mercurio e traversine ferroviarie dismesse J dai siti industriali di Priolo e Gela. Tali rifiuti sarebbero stati smaltiti illegittimamente presso una discarica non autorizza· ta di proprietà di un terzo (a circa 2 km dall'abitato di Melilli). La pretesa ammonta a €500 milioni, richiesta in via solidale alle due società del Gruppo e alla società gestore della discarica. Con sentenza pubblicata nel giugno 2017, il giudice ha accolto tutte le istanze difensive di Syndial e Versalis ritenendo le richieste del Comune inammissibili per carenza di legittimazione attiva e comunque infondate o non provate e condannandolo al rimborso delle spese di giudizio. Nel settembre 2017 il Comune ha proposto appello chiedendo di rimettere In istruttoria la causa con l'ammissione di una CTU, nonché la sospensione della prowisoria esecutività della sentenza di primo grado.
(vi) Enl- Raffineria di Gela SpA- EniMed SpA- Syndlal SpA. Nel dicembre 2015, 273 cittadini di Gela hanno presentato un ricorso ex art. 700 c.p.c. per chiedere che il Tribunale disponesse la fermata di tutte le attività produttive delle società del Gruppo Eni presenti nella piana di Gela al fine di porre fine all'impatto ambientale delle stesse sull'ambiente circostante e sulla salute della popolazione locale. l ricorrenti hanno chiesto altresl di nominare dei commissari ai quali affidare la gestione della fermata degli impianti e la prosecuzione degli interventi di bonifica dell'area. Inoltre è stato chiesto di ordinare al Comune di Gela, quale Autorità competente in materia di tutela sanitaria, di adottare ogni prowedimento ritenuto utile a preservare la salute della popolazione locale. J.:lnlziativa giudiziaria trae origine dalla presunta situazione di generale compromissione ambientale del sito e dalla conseguente necessità di tutelare la popolazione da seri rischi per la salute. !.:iniziativa è stata promossa anche a seguito di talune relazioni tecniche depositate dai periti del Tribunale in un procedimento pre-contenzioso volto ad accertare la sussistenza di un nesso causale tra l'inquinamento di origine industriale e le malformazioni registrate nella città di Gela. A segÙito di articolata istruttoria, nel dicembre 2017 il Tribunale di Gela ha rigettato tutte le richieste dei ricorrenti, condannandoli al pagamento delle spese processuali. Awerso tale prowedimento è stato proposto reclamo.
(i) Enl SpA - Alltalla Linee Aeree Italiane SpA In amministrazione straordinaria ("AIItalla In A.S."). Nel gennaio 2013 Alitalia in A.S. ha instaurato un giudizio civile presso il Tribunale di Roma nei confronti di Eni, Esso Italiana Srl e Kuwait Petroleum Italia SpA, al fine di ottenere ii risarcimento per i danni asseritamente subiti nel periodo compreso tra il 1998 e il 2009 a seguito della presunta intesa intercorsa tra le principali compagnie petrolifere nel mercato nazionale delja fornitura di jet fuel. La richiesta di danni si fonda sul prowedimento del giugno 2006 dell'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato ("AGCM"), secondo cui Eni e altre cinque compagnie petrolifere (Esso Italiana Srl, Kuwait Petroleum Italia SpA, Shell Italia SpA, Tamoilltalia SpA e Totalltalia SpA) avrebbe;o posto in essere, negli anni dal1998 al2006, un'intesa unica e complessa avente per oggetto e per effetto la ripartizione del mercato del jet fu el e l'impedimento all'ingresso di nuovi operatori sul mercato nazionale. In via principale, la richiesta complessiva nei confronti di tutte le compagnie petrolifere in solido ammonta a circa €908 milioni, di cui €777 milioni per maggiori costi di fornitura del jet
fu el e € 131 milioni per perdita di profitto dovuta alla minore capacità competitiva. Alitalia in A. S. ipotizza che l'intesa le avrebbe impedito di ricorrere all'autofornitura per approwigionarsi di carburante avio nei periodo in cui il presunto cartello è stato accèrtato daii'AGCM ( 1998·2006) e nei tre anni successivi (ossia sino al 2009, anno in cui Alltalia ha interrouo i propri servizi di volo]. in via subordinata, ii danno richiesto a titolo di responsabilità solidale è pari ad almeno €395 milioni, di cui €334 milioni circa a titolo di danno emergente ( quantificato da Alitalia in A.S. come sovrapprezzo rispetto al prezzo competitivo del jet fuel per il periodo 1998-2006) e €61 milioni circa a titolo di lucro cessante, per i pregiudizi che l'intesa avrebbe arre· cato alia propria capacità competitiva. Nel maggio 2014 il Tribunale di Roma ha dichiarato la connessione con un giudizio in precedenza proposto dalla medesima Alitalia in A. S. davanti al Tribunale di Milano awerso altre compagnie petrolifere partecipanti all'intesa. li giudizio è stato pertanto riassunto da Alitalia in A. S. davanti ai Tribunale di Mi· lano che, nel settembre 2017 ha stabilito che, quanto alle domande di Alitalia in A.S: (i) per ii periodo 1998 · fine 2004 si sono prescritte; (ii) per ii periodo successivo al giugno 2006 non si debba dar luogo ad alcun ulteriore accertamento, essendo Alitaiia venuta meno ai propri oneri di allegazione; (iii) per il solo periodo compreso tra il di· cembre 2004 ed il giugno 2006 verrà espletata apposita consulenza tecnica d'ufficio (CTU). A fronte di questo contenzioso è stato effet· tuato un accantonamento al fondo rischi legali e oneri.
(ii) Arbitrato Eni/GasTerra. Nel 2013 Eni ha awiato un arbitrato nei confronti di GasTerra, In base ad un contratto di fornitura gas stipulato nel 1986, per una revisione del prezzo applicato alle forniture di gas del periodo 2012·2015, concordando altresl con Gas Terra l'applicazione di un prezzo prowisorio fino alla definizio· ne di un nuovo prezzo contrattuale per accordo o per lodo arbitrale. li lodo arbitrale non ha accolto la domanda di Eni, senza tuttavia determinare il nuovo prezzo applicabile al contratto nel periodo di riferimento. Gas Terra ritiene che il lodo arbitrale, non accoglien· do la domanda di Eni, ripristini l'originario prezzo contrattuale e, sulla base di questo, richiede ad Eni il pagamento di una somma che rappresenta la differenza tra ii prezzo contrattuale e il prezzo prowisorio. Eni invece, anche sulla base dei pareri dei suoi con· sulenti esterni, non ritiene corretta tale interpretazione del lodo. GasTerra, tuttavia, sulla base della propria interpretazione, ha av· viato una procedura arbitrale ed ha richiesto ed ottenuto dal giudi· ce olandese un prowedimento cautelare prowisorio di sequestro, in particolare, della partecipazione in Eni lnternational 8V (che al 30 giugno 2016 presentava net assets in ottica consolidata di €34,7 miliardi] detenuta da E n l a fronte di un asserito credito di €1,01 miliardi, Al fine di ottenere il dissequestro delle azioni di Eni lnternational 8V, Eni ha offerto a GasTerra, che ha accettato, una garanzia bancaria pari all'importo richiesto (che rimarrà in vigore fino ai lodo che deciderà sul merito]. Il prowedimento d'urgenza, concesso dopo un'analisi sommaria, senza contraddittorio tra Eni e Gas Terra non costituisce, secondo il diritto olandese, un'anticipa· zione della decisione sul merito della controversia. Il merito della vicenda è oggetto di una nuova procedura arbitrale.
(i) EniPower SpA. Nel 20041a Magistratura ha awiato Indagini sugli appalti stipulati dalla controllata EniPower, nonché sulle forniture
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di altre imprese alla stessa EniPower. Oa dette indagini è emer· so il pagamento illecito di somme di denaro da aziende fornitrici di EniPower stessa a un suo dirigente, che è stato licenziato. A EniPower (committente) e a Snamprogetti SpA (oggi Saipem SpA) (appaltatore dei servizi di ingegneria e di approwigiona· mento) sono state notificate informazioni di garanzia ai sensi della disciplina della responsabilità amministrativa delle perso· ne giuridiche ex D.Lgs. 231/2001. Nell'agosto 2007 la Procura ha chiesto lo stralcio, tra gli altri, delle società EniPower e Snamprogetti per la successiva archiviazione. il procedimento pertanto è proseguito a carico di ex dipendenti delle predette società, nonché nei confronti di dipendenti e dirigenti di alcune società fornitrici e delle stesse ai sensi del O.Lgs. 231/2001. Eni, EniPower e Snamprogetti si sono costituite parte civile. Nel set· tembre 2011 il Tribunale di Milano ha condannato 9 imputati per i reati loro ascritti, oltre al risarcimento dei danni in solido tra loro e alla rifusione delle spese processuali sostenute dalle parti civili, ha dichiarato prescritti i reati contestati a 7 imputati, rappresentanti di alcune società coinvolte e ha pronunciato l'assoluzione per altri 15 imputati. Con riferimento agli enti imputati ai sensi del O. L~ . 231/2001, il Giudice ha dichiarato 7 società responsabili deg!li'il· leciti amministrativi loro ascritti, applicando la sanzione ammi i· ~ strativa pecuniaria e la corrispondente confisca, ma ha esclus la costituzione di parte civile di Eni, EniPower e Saipem nei confro ti degli enti imputati, cosi mutando la decisione assunta all'inizio el dibattimento, verosimilmente a seguito della sentenza della r· te di Cassazione che ha statuito l'illegittimità della costituzione di parte civile nei confronti degli enti imputati ai sensi del D.Lgs. 231/2001. Le parti condannate hanno proposto appello e neil'ot· tobre 2013 la Corte d'Appello di Milano ha confermato la decisione di primo grado, riformandola parzialmente solo con riferimento ad alcune persone fisiche per le quali è stato dichiarato di non doversi . procedere per intervenuta prescrizione. La Cassazione ha annulla· to la sentenza della Corte d'Appello rimandando ad altra sezione, che ha nuovamente confermato la sentenza di primo grado, ferme restando le statuizioni della precedente sentenza di appello non oggetto di annullamento, in cui può includersi, ragionevolmente, la dichiarazione di prescrizione dei reati. Si è in attesa del deposito delle motivazioni.
[il) Algeria. Sono pendenti in Italia ed all'estero procedimenti su pre· sunti pagamenti corruttivi in relazione ad alcuni contratti aggiudi· cati dall'ex controllata Saipem in Algeria. Nel 2011 Eni ha ricevuto dalla Procura di Milano una "richiesta di consegna• di documenta· zione relativa ad attività di società del gruppo Saipem in Algeria (contratto GK3 e contratto Galsi/Saipem/Technip in relazione ad opere di ingegneria nella posa di un gasdotto). il ~~i..!' rru· zion~ internazionale" indicato nella richiesta è ~Ef d~ ~~ . !!;~ :~!! . prev1ste dal O.Lgs. n. 231/2001, che preve~.~an~ . . , IJl!J. (!nia{,1 :. ed interdittive in capo alla società e la co Ji~é ·· ~e!' proli ; ·:· ... 9! •, ha proweduto al deposito di documentazi . l) e!ati '~ l og~\f§' .- MLE (al quale partecipa tramite la al.lora "0 1 l~ one ~8cP~J. !!U b'~~~ l . ;. volontaria, non essendo tali docull)lmti g~tto &rjcbi~st~. deili ..... Procura. Nel novembre 2012 la Pnf:ur a notif~jlt~ a Saipe'l:rl i~·' formativa di garanzia per illecito m inistrativo telatlYi>...!t'r.eat'o di corruzione internazionale ex . s. 231/2001, unltamente ad un'ulteriore richiesta di consegna di documentazione contrattuale per attività in Algeria. Successivamente la Procura ha emesso ulteriori richieste e decreti notificati a Saipem volti ad acquisire
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documentazione in relazione a contratti di intermediazione e sub-contratti stipulati da Saipem in connessione con i progetti algerini. Anche ex dipendenti di Saipem risultavano indagati per il medesimo procedimento; in particolare, l'ex Amministratore Delegato, dimissionario nel dicembre 2D12 a seguito degli sviluppi delle indagini, e l'ex Chief Operating Dfficer della Business Unit Engineering & Construction, il cui rapporto di lavoro con Saipem è cessato a inizio 2013. Nel febbraio 2013, presso le sedi di Eni in San Donato Milanese e Roma sono state effettuate attività di perquisizione e sequestro da parte della Guardia di Finanza, disposte dalla Procura di Milano e contestualmente è stata notificata ad Eni informativa di garanzia ex D.Lgs. 231/2001. Dagli atti si è appreso che la Procura aveva esteso le indagini anche nei confronti dell'ex Amministratore Delegato, di un dirigente e dell'ex CFO di Eni (che aveva precedentemente ricoperto Il ruolo di CFO di Salpem anche nel periodo di riferimento della presunta corruzione oggetto di indagine da parte della Procura e prima di essere nominato CFO di Eni). Eni, pur ritenendosi estranea ai fatti oggetto di indagine, ha awiato una propria indagine interna, con l'as· sistenza di consulenti esterni, in aggiunta alle analisi e alle attività di verifica svolte dagli organi di vigilanza e controllo interni e da un gruppo di lavoro dedicato alla specifica vicenda. Nel corso del2013, i consulenti esterni hanno effettuato:
Inoltre, nel corso del 2014 sono stati completati approfondimenti sul tema della direzione e coordinamento di Enl nei confronti di Saipem, sia per aspetti giuridici che amministrativo-contabili, con l'assistenza di professionisti esperti di dette materie e consulenti esterni, che hanno confermato l'autonomia operativa di Saipem rispetto alla controllante Eni nel periodo di riferimento. l risultati delle attività di indagine interna sono stati portati a conoscenza dell'Autorità giudiziaria, nello spirito di piena collaborazione con i magistrati inquirenti. Nel gennaio 2015 è sta- .to emesso dalla Procura di Milano l'awiso di conclusione delle indagini preliminari nei confronti di Eni, Saìpem e otto persone fisiche (tra cui l'ex CEO e l'ex CFO di Eni, il Chief Upstream Officer di Eni, all'epoca dei fatti oggetto di indagine responsabile di Eni E&P per il Nord Africa] per ipotesi di corruzione internazionale nei-confronti di tutti gli indagati [incluse Eni e Saipem ai sensi dei D.~gs. 231/2001), aventi ad oggetto la stipula da parte di Saipem di. contratti di intermediazione per attività Saipem in Algeria. Inoltre, ad alcune persone fisiche (tra cui l'ex CEO e l'ex CFO di Eni,ll Chief Upstream Officer di Eni) è stato contestato anche il reato tributario di dichiarazione fraudolenta di·Saipem, in relazione al trattamento contabile di tali contratti per gli anni di imposta 2009-2010. Enl ha richiesto ai propri ·consulenti esterni ulteriori
analisi ed approfondimenti che hanno confermato le conclusioni raggiunte in precedenza. Nel febbraio 2015 la Procura ha depositato la richiesta di rinvio a giudizio di tutti gli indagati per i reati indicati, mentre nell'ottobre 2015 il Tribunale di Milano ha emesso sentenza di non luogo a procedere nei confronti di Eni, dell'ex AO e del ChiefUpstream Officer della Società per tutte le ipotesi di reato oggetto di contestazione. Nel febbraio 2016 la Corte di Cassazione, accogliendo Il ricorso presentato dalla Procura di Milano awerso il provvedimento di non luogo a procedere, ha annullato la sentenza Impugnata e ha disposto la trasmissione degli atti ad un nuovo Giudice presso il Tribunale di Milano. All'esito della nuova udienza preliminare, nel luglio 2016 il Giudice ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati, inclusa Eni. All'udienza del 26 febbraio 2018 il Pubblico Ministero, nel concludere la propria requisitoria, ha chiesto- tra l'altro -la condanna di Eni al pagamento di una sanzione pecuniaria. Seguirà la discussione delle difese delle persone fisiche e delle persone giuridiche coinvolte. Allo stato è pertanto in corso il giudizio di primo grado.
A seguito degli sviluppi delle indagini in Italia già alla fine del 2012, Enl ha preso contatto con le competenti Autorità americane (SEC e DoJ) per awiare un'informativa volontaria sul tema. Facendo seguito a tale comunicazione informa le, la SEC e il DoJ hanno awiato indagini, nel corso delle quali è stata prodotta (ed è in corso di ulteriore produzione) numerosa documentazione da parte di Eni, inclusi gli esiti delle verifiche interne sopra indicate, in risposta a richieste sia formali che informa li.
(iii) OPL 245 Nigeria. È pendente presso il Tribunale di Milano un procedimento penale avente ad oggetto un'ipotesi di corruzione internazionale per l'acquisizione ne12011 dei blocco esplorativo OPL 245 in Nigeria. Nel luglio 20141a Procura ha notificato ad Eni SpA un'informazione di garanzia ai sensi del D.Lgs. 231/2DD1 e una richiesta di consegna ex art. 248 c.p.p. li procedimento risulta awiato a seguito di un esposto presentato dalla ONG ReCommon e verte su presunte condotte corruttive che, secondo la Procura, si sarebbero verificate "in correlazione con la stipula del Resolution Agreement 29 aprile 2011 relativo alla cd. "Oil Prospecting Licence· del giacimento offshore Individuato nel Blocco 245 in Nigeria". Eni ha assicurato la massima cooperazione con la magistratura, ha proweduto tempestivamente a consegnare la documentazione richiesta e ha preso contatto con le competenti Autorità americane (SEC e OoJ) per awiare un'informativa volontaria sul tema. Nel luglio 2014, il Collegio Sindacale e l'Organismo di Vigilanza hanno deliberato il conferimento di un incarico congiunto a uno studio legale statunitense indipendente, esperto in ambito anti-corruzione affinché, previa informativa all'Autorità giudiziaria, fosse espletata una verifica indipendente di natura forense sulla vicenda. l legali statunitensi hanno in sintesi concluso che non sono emerse evidenze di condotte illecite da parte di Eni in relazione alla transazione con il governo nigeria no del 2D11 per l'acquisizione della licenza OPL 245 in Nigeria. Gli esiti di tale verifica sono stati messi a disposizione dell'Autorità giudiziaria.
Nel settembre 2014 la Procura di Milano ha notificato a Eni un "restraint arder" di un giudice inglese che, a seguito di rogatoria richiesta da parte della Procura di Milano, ha disposto il sequestro di un conto bancario di terzi aperto presso una banca londinese. Poiché l'atto era stato notificato anche ad alcune persone fisiche, tra cui il CEO di Eni e il Chief Oevelopment, Operation & Technology Officer di Eni e l'ex CEO di Eni, si era desunto che gli stessi fossero stati iscritti nel registro
degli indagati presso la Procura di Milano. All'udienza del settembre 2014 presso la Corte di Londra, Eni e le due persone fisiche coinvolte hanno evidenziato la propria estraneità rispetto al conto corrente se· questrato.ln esito all'udienza il sequestro è stato confermato.
Nel dicembre 2016 è stato notificato a Eni l'awiso di conclusione delle indagini preliminari con la richiesta di rinvio a giudizio formu· lata dalla Procura di Milano nei confronti, tra gli altri, degli attuali CEO, Chief Development, Operation Be Technofogy Officer e Direttore lnternational Negotiations di Eni e dell'ex CEO di Eni, oltre che di Eni ai sensi del O.Lgs. 231/2001.
A seguito della notifica dell'awiso di conclusione delle indagini preliminari è stato richiesto ai legali statunitensi indipendenti di accertare se i nuovi documenti resi disponibili dalla Procura di Mi· fano potessero modificare le conclusioni delle verifiche condotte in precedenza. Agli stessi legali sono stati altresl resi disponibili i documenti depositati nel procedimento nigeria no pill oltre descrit· to. l legali statunitensi hanno confermato le conclusioni delle precedenti verifiche.
Nel dicembre 2017 il GIP ha disposto il rinvio a giudizio di tutte le parti innanzi al Tribunale di Milano. Nel corso della prima udienza dibattimentale hanno chiesto di costituirsi parte civile la Repubbli· ca Federale della Nigeria, nonché alcune ONG, che erano già state estromesse dal Giudice dell'Udienza Preliminare. Il processo è sta· to rinviato all'udienza del14 maggio 2018 innanzi ad altra Sezione del Tribunale di Milano, designata per la trattazione del procedi· mento. Sulle richieste di costituzione di parte civile sl deciderà in quella sede.
Nel gennaio 2017 la controllata Eni Nigerian Agip Exploration Ltd ("NAE") ha ricevuto copia di un prowedimento della Federai High Court di Abuja con il quale viene disposto su richiesta della Economie and Financial Cri me Commission ("EFCC") un sequestro temporaneo ("Order") della licenza OPL 245, in pendenza del pro· cedimento per asseriti reati di corruzione e riciclaggio di denaro in corso in Nigeria. NAE, unitamente al suo partner, ha tempesti· vamente depositato presso la stessa Corte istanza di revoca del prowedimento di sequestro. Nel marzo 2017 la Corte nigeriana ha revocato il prowedimento di sequestro. Successivamente Eni è venuta a conoscenza dell'awenuto deposito delle contestazioni formulate da parte della EFCC e ne ha messo una copia a disposi· zione dei legali statunitensi incaricati della verifica indipendente di cui sopra. Ouesti ultimi hanno in sintesi concluso che le ulteriori verifiche da loro effettuate confermano le conclusioni delle prece· denti, in base alle quali non è emersa alcuna evidenza di condotta Illecita da parte di Eni in relazione all'acquisizione della licenza OPL 245 dal Governo Nigeria no.
(iv) Indagine Congo. Nel marzo 20171a Guardia di Finanza ha notificato a Eni una richiesta di consegna di documenti ex art. 248 c.p.p. da cui si rileva che è stato aperto presso la Procura di Milano un fa· scicolo nei confronti di ignoti. La richiesta è relativa, in particolare, agli accordi sottoscritti da Eni Congo negli anni 2013/2014/2015 con il Ministero degli Idrocarburi, volti ad attività di esplorazio· ne, sviluppo e produzione su alcuni permessi e alle modalità con cui furono individuate le imprese con cui Eni è entrata in partnership. Nel luglio 2017 la Guardia di Finanza ha notificato a Eni una nuova richiesta di documentazione ex art. 248 c.p.p. e un'informazione di garanzia ai sensi del D.Lgs. 231/2001 con riferimento al reato di corruzione internazionale. La richiesta fa espressamente seguito alla precedente richiesta di consegna di
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documenti del marzo 2017 e ha ad oggetto la verifica dei rappor- ~ ti tra Eni e le sue controllate dal 2012 ad oggi con alcune società ,. terze. Eni ha consegnato tutta la documentazione oggetto della ., richiesta notificata e ha preso contatto con le competenti Autorità ~ americane (SEC e DoJ) per awiare un'informativa volontaria sul >· tema. Nel gennaio 2D18 la Procura ha richiesto la proroga del ter· , mine delle indagini preliminari per ulteriori sei mesi a fa r data dal .. 31 gennaio sino al 30 luglio 2018. Nell'aprile 2018 la Procura della ;~ Repubblica di Milano ha notificato ad Eni un'ulteriore richiesta di ., documentazione ed al Chief Oevelopment, Operation 8c Technology Officer un decreto di perquisizione dal quale lo stesso, insieme ad
(l] Enl SpA (RBcM) - Procedimenti penali accise sul carburanti. ~ pendente un procedimento penale innanzi alla Procura di Roma, avente ad oggetto la "presunta" evasione di accisa nell'ambito dell'attività di commercializzazione dei carburanti nel mercato della rete. In particolare, la contestazione riguarda la presunta immissione in consumo da parte di Eni di prodotti petrolifji in quantitatlvi superiori rispetto a quelli assoggettati ad accisa. Tale procedimento (n. 7320/2014 RGNR) costituisce la riunione d tre distinti filoni di indagine:
(i) un primo procedimento, avviato dalla Procura di Frosinon nei confronti di una società terza (Turrizziani Petroli) acquirente di carburanti da Eni. Nell'ambito di tale indagine, estesa poi ad Eni, sono stati acquisiti presso quest'ultima dati e informazioni riguardanti l'assolvimento delle accise in relazione ai quantitativi di car· burante esitati dalle tre basi dapprima oggetto d'indagine (Gaeta, Napoli e Livorno). Eni ha fornito la massima collaborazione possi· bile, consegnando tutta la documentazione richiesta. La Guardia di Finanza di Frosinone, unitamente alla locale Agenzia delle Doga· ne in esito alle indagini espletate ha emesso nel novembre 2013 un Processo Verbale di Constatazione per il mancato pagamento dell'accisa negli anni 2007-2D12 per un valore di € 1,55 milioni e nel maggio 2014 l'Agenzia delle Dogane di Roma ha emesso il re· lativo avviso di pagamento, prontamente impugnato dalla Società innanzi alla Commissione Tributaria di l grado di Roma. Nel marzo 2018 è stato depositato il dispositivo della sentenza con la quale la Commissione ha accolto il ricorso presentato da Eni awerso la contestazione di omesso versamento di accise. La sentenza condanna altresli'Agenzia delle Dogane alle spese di giudizio;
(ii) un secondo procedimento derivante da un filone di indagine presso la Procura di Prato, riguardante il deposito di Calenzano per sottrazione di carburante attraverso una maJlipl5faziairé degli erogatori, successivamente esteso anche al~ fi;; ff!~fria: .. tagnò ·. (Livorno); <~<:-,;_.:;: : ..... · ...
(iii) un terzo procedimento, avviato dallf.r r~<~ :~~;:;,a; a · ~- \ ··) te ad oggetto la presunta sottrazione d1!ròdo ,. o )agiu:ne t~ } : delle accise in relazione alle eccedenze \i: od~tto all9 scar.i.co;. J rispetto ai quantitati.vi Indicati ~el d cum ti li~~~U~ acc?-~P.a~/ gnamento. Quest'ultimo procedi m to r pr~nta uno sv11uppo di quello avviato dalla Procura di ro · one e ~1quai~prfmo procedimento è connuito, riguard fatti sostanzialmente analoghi a quelli oggetto del procedimento di provenienza, con tuttavia alcune differenze sia in ordine alla natura dei reati contestati, sia in relazione alle condotte oggetto dell'accertamento. Anche \'V
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il procedimento pendente Innanzi alla Procura di Prato era sta· to riunito nel marzo 2015 al procedimento di Roma. La Procura di Roma ha ipotizzato, infatti, la sussistenza di un'associazione a delinquere finalizzata alla sottrazione sistematica di prodotti petroliferi presso tutte le 22 basi di carico di Eni dislocate sul ter· ritorio nazionale.
Nel settembre 2014 è stato eseguito un ulteriore decrèto di perquisizione e sequestro disposto dalla Procura di Roma nei confronti dell'allora ex Direttore Generale della "Divisione R&M". l presupposti del provvedimento sono analoghi a quelli del pre· cedente, tuttavia l'accertamento in questione riguarda anche il periodo in cui al vertice della Divisione R&M vi era il precedente Direttore Generale. Nel marzo 2015 è stata eseguita una perqui· sizione su tutti i depositi del circuito Eni in Italia, disposta dalla Procura di Roma nell'ambito del medesimo procedimento, per verifi care l'esistenza di comportamenti fraudolenti finalizzati a manomettere i sistemi di misurazione dei carburanti movi· mentati presso i predetti depositi e funzionali agli adempimenti fiscali in materia di accise. Nel settembre 2015 la Procura di Roma ha disposto un accertamento tecnico al fine di verificare la rispondenza del software Installati presso alcune testate metriche sequestrate in precedenza con quelli depositati dal fabbricante metrico terzo presso il Ministero dello Sviluppo Eco· nomico, Gli accertamenti tecnici si sono conclusi con la verifica della conformità dei software analizzati. In questa occasione si è appreso che il procedimento è stato esteso ad un cospi· cuo numero di dipendenti ed ex dipendenti della Società. Nel novembre 2017 è stato eseguito presso le raffinerie e i depositi di Eni In Italia un provvedimento di sequestro preventivo dei misuratori di prodotti petroliferi emesso dal Tribunale di Roma su richiesta della Procura. La Società, anche In considerazio· ne delle conseguenze connesse al fermo totale delle attività di raffina zione e di rifornimento di carburanti, ha interloquito con la Procura al fine di ridurre per quanto possibile al minimo l'im· patto verso i clienti, le società e i servizi e dopo pochi giorni è stato revocato il sequestro preventivo, in ragione degli impegni assunti dalla Società, parte terza non indagata.
Eni continua a fornire la massima collaborazione all'Autorità Giu· diziaria. Nel dicembre 2017 sono stati nominati nell'ambito del procedimento consulenti tecnici di rinomata professionalità e competenza, ai fini della verifica di integrity sui siti interessati dal sequestro e i cui esiti saranno oggetto di confronto con l'Autorità Giudiziaria. Le verifiche sono in corso.
Nel marzo 2018 è stato notificato dalla Procura di Roma l'awiso di conclusione delle indagini preliminari inerente Il procedimento penale n. 7320/2014 relativo ai siti Calenzano, Livorno, Sannaz. zaro, Pomezia, Napoli, Gaeta ed Ortona. All'esito delle indagini, per quanto di interesse di Eni, il procedimento coinvolge gli allora responsabili di deposito/direttori di raffinerie sopra indicati per l reati di sottrazione aggravata e continuata al pagamento delle accise, alte~a~io~e/rimozione di sigilli, uso/detenzione di misure/pesi con falsa impronta; inoltre, in capo ad alcuni addetti di deposito ed il loro responsabile è contestata un'ipotesi di frode processuale.
(ii) Procura della Repubblica di Milano - Proc. Pen. 12333/2017. In data 6 febbraio 2018 è stato notificato un decreto di perquisì· zione e sequestro con riferimento alle ipotesi di reato associativo finalizzato alla calunnia ed alle false informazioni rese al Pubbli·
co Ministero. Dal prowedim'ento risulta indagato, tra gli altri, l'ex Chief Legai an d Regulatory Affairs di Eni, attualmente Chief Gas & LNG Marketing and Power ORicer della Società. Secondo quanto riportato nel decreto, l'associazione sarebbe finalizzata ad lntral· ciare l'attività giùdiziaria nei procedimenti penali di Milano che vedono coinvolta, tra gli altri, Eni ed alcuni dei suoi amministratori e dirigenti.
Inoltre, Eni non risulta essere oggetto d'indagine .
EniSpA
(iii) Angola. È stato definito tra le società petrolifere internazionali operanti in Angola, tra le quali Eni, e le Autorità tributarie del Paese
un accordo transattivo globale che pone fine a una serie di dispu· te protrattesi per circa 15 anni in materia di deducibilità di alcuni costi sostenuti dai contrattisti nello svolgimento delle attività pe· trolifere in regime di PSA, nonché di timing di deducibilità degli In· vestimenti in progress. Tale accordo prevede il riconoscimento alle Autorità angolane di parte dei maggiori imponibili contestati sotto forma di petroleum income taxes. Per quanto riguarda Eni, i fondi esistenti neli'opening balance sono risultati capienti per sostenere gli oneri di competenza della suddetta transazione globale.
particolare, per attività in Iraq - ain cui sono coinvolte, come sta.. ~ zione appaltante, società del Gruppo Eni". l reati contestati sono ··• associazione a delinquere e corruzione per attività di Eni Zubair in Iraq e di Salpem nel progetto "Jurassic" in Kuwait. Alla luce delle '· contestazioni descritte nell'atto, Eni Zubair, Eni e Saipem appaiono parti lese dal comportamenti contestati ai propri dipendenti, qua· , lificati come "dirigenti infedeli del Gruppo Eni". Contestualmente al ;: decreto di sequestro è stata notificata a Eni e a Saipem nformativa ~ di garanzia ai sensi del D.Lgs. n. 231/2DD1. Dalle successive notifi· c che degli atti di proroga indagini sono risultati altresl indagati un ul· ~ teriore dipendente della Società e altri fornitori. Nell'aprile 2D12 la Procura di Milano ha emesso richiesta di applicare a Eni la misura dell'interdizione per un anno e sei mesi dall'esercizio delle attivit~à • previste nel production sharing agreement. Il Giudice ha rigettato, ritenendola infondata, la richiesta di misura cautelare avanzata dalla Procura e ha respinto l'appello di quest'ultima, per la man· canza di indizi sufficientemente gravi a carico di Eni, ritenendo al· tresl più che ragionevole la tesi difensiva circa il fatto che Eni abbia subito ingenti danni in conseguenza delle cattive performance di alcuni fornitori coinvolti nel progetto Kashagan. Inoltre, il Tribunale ha rilevato la mancanza delle esigenze cautelar! in conseguenza del riassetto delle attività in Kazakhstan, dando atto altresl ~Ile ~ numerose Iniziative di verifica e controllo interno tempestiva n· te adottate da Eni. Anche sulla base di tale provvedimento, el • marzo 2D141a difesa di Eni ha presentato istanza di archiviazio e. La Procura ha presentato richiesta di archiviazione per le pers ne fisiche, accolta dal Giudice nel gennaio 2D17 e nel marzo 2D17 il procedimento è stato archiviato anche per la persona giuridica Eni.
(iv] Blocco M~rlne Xli (Congo). Nel luglio 2015 Enl ha ricevuto una ri· chiesta di produzione documentale emessa dal Department or Ju· stlce ("DoJ") degli USA in relazione agli asset "Marine Xli" in Congo e ai rapporti intrattenuti con alcune persone fisiche e società. Dai primi contatti informali intercorsi tra i legali americani incaricati \J da Eni e il DoJ, è emerso che l'atto si inseriva in un contesto dlln· dagine' più ampio, nei confronti di parti terze. Eni ha completato la trasmissione della documentazione richiesta dal OoJ.
Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel setto· re Exploration Be Production e nella linea di business Refining & Marketing. Nel settore Exploration Be Production le clausole contrat· tuali 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 ~i proprie~!l./... ge· neralmente Enti pubblici, compagnie petrolifere~i''staté e, · alc'ùni contesti giuridici, anche privati. In forza dell'afse-gnaiion del co . \ cessione mineraria, Eni sostiene i rischi e i · }'{conn si all'atti 1tà di esplorazione, sviluppo e i costi operativr ~(dir lit alle produzioni realizzate. A fronte delle concessioni m'ne ar~ r evute, Eni corri· sponde delle royalties e, in funzione del! leg 'l~ ~'ti!: i~~ale vigente nel Paese, è tenuta al pagamento delle mpos uÌ)'e~Cllto derivan~e dallo sfruttamento della concessione. ei P ducàbrf..St@['~ gAgree· ment e nei contratti di servlce Il dirlt s e produzioni realizzate è determinato dagli accordi contrattual n le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalità di rimborso sot· to 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 (proli t oil). Nella linea di business Refining & Marketing alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessione dalle società concessionarie autostradali per l'erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento delle attività accessorie. A fronte dell'aftidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle società autostradali royalties fisse e variabili calcolate in funzione dei quanti· tativi venduti. Al termine delle concessioni è generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili non rimovibilì.
l rischi connessi all'Impatto delle attlvltà 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 ge· stione. In futuro, Eni sosterrà costi di ammontare significativo per adem· piere 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 esiti 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 del 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 De·
creto Legislativo n. 152/2006; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente (es. Legge 68/2015 sugli Ecoreatl e Direttiva UE 2015/2193 sugli impianti di combustione medi); (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il rlsanamento 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.
A partire dal 2013 in Europa ha preso il via la terza fase del sistemadl scambio di quote (EU-ETS), durante la quale lo strumento principale di assegnazione dei permessi di emissione alle Installazioni è rap· presentato dalla vendita all'asta, in luogo dell'assegnazione gratuita basata sulle emissioni storiche. Per il periodo 2013-2020 l'assegnazione gratuita dei permessi avviene utilizzando parametri di riferì· mento europei specifici per ogni settore industriale (cd. benchmark), ad eccezione del settore termoelettrico, per Il quale non sono più previste assegnazioni gratuite. Tale contesto regolatorio determina per gli impianti Eni soggetti ad emission 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 emissionì. Nell'esercizio 2017 le emissioni di anidride carbonica delle installazioni Eni sono risultate, complessivamente, superiori rispetto ai permessi assegnati. A fronte di 19,47 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 8,53 milioni di tonnellate di permessi di emissio· ne, facendo registrare un deficit di 10,94 milioni di tonnellate. !;intero deficit è stato compensato tramite l'approwigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle emissioni.
,.,
:r. ,,
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| ,, | ||||
|---|---|---|---|---|
| (C milioni) | 2017 | 2016 | 2015 | |
| ~!~~~ i ~~11~ vend_ t~ ~ ~~! . P.r:~t~.~i i~i | 66.920 | 55.764 | 72.290 | |
| Variazione dei lavori in corso di ordinazione | · · ::"!ii ~. |
~ ·:~ -.~:J | ~.-~--~ ·: .':!~L | |
| (€milioni) | |||
|---|---|---|---|
| Accise | |||
| ~!~~~~~ ~n!!at~ur ~~--a P~ ~~~ P. e! t!iv!~ ~ioi_!lt v~rJ.!~r~ -· - -·· . |
|||
| ye n~te ~ ~~tor.i di iT.pia.nti ~tr'!.~~!i e~ n.~~g ~f~ ~rat!:! ~~~~l !i'!i ~a ~~ ~! ~~e~!t~ |
1.675 | ||
| ~~~ ~ ?nto pf!~rt1 ~~ !P.r_od ~t! p~troli~e~ i •. ~lu~e.!~ a~ ci~~ _ _ : ·- _ . _. . _ _ _ | 994 | 878 | 1.154 |
| 18.749 | 18.785 | 20.295 |
l ricavi netti della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività e per area geografica di destinazione alla nota n. 46 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.
l ''"" ""' ''"' ·~"'"' ""'"''"'""ffi' ''"'""""'""''"'t' ~'"' "'~ o.47 - ''PP"" ""P'"' '"''''"'· J 5
| (~milioni] . | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Plusvalenze da vendite di attività materiali, immateriali e rami d'azienda | . 3.288 | 14 ··- . ---·-···- -- - -·- |
459 |
| i(P.F,~v~i~-~~~~ P!.~~~T ~~ ;~ .P!ra ~~~~ ~! r~lO~iè. ~"- ~:~=~~~--~~::::~·~~-.~:·::·~~-~- : |
166 | 238 ·-·-·-·--·-----·- ···--·-·· |
-. 253 |
| !l Locazioni e affitti di azienda |
84 | 81 | 85 |
| ·.: l) ~:. ::::.· : · ~: .-~~: :: ~~ ~=--~~·~: ~ .: ·:~: .· ri~~~~;,~~~ f.~~ ~~~~~ ~~aJ[ l~;i P!~~ !i ~~ii!~ |
: 42 :~.~ |
-··- ·-· -. --·- 72 |
36 ~ ·-···-·-····-. |
| Indennizzi | 9 | 122 | 36 |
| hri_.PT e~ii;! --~ · = .:::· ·: ~- ·~ : -~· -~-~~ ~.:. ~ :.: ~ ·: ·: _ :.·:: ~~-.:·==~-~::: ~:~ ~.~ |
_ ·: 469 ~ |
404 | 383 |
| ,. , _ __ -·- "· _ --- -----·-·-· ---······-"''''"""" ___ . __ ____ -·-·--····'"·--·-- - --- - | ·--·"'···'" - - - ~~8 _ ~! !:!~~·-· |
(•) DI Importo unllarlo Inferiore a €50 milioni.
Le plusvalenza da vendita di attività materiali, immateriali e rami d'azienda di €3.288 milioni riguardano per €1.985 milioni la cessio· ne dell'interest del 25" dell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico e per €1.281 milioni la cessione del 40" dell'asset Zohr in Egitto. Gli indennizzi 2016 di €122 milioni riguardano il
parziale risarcimento del danno patrimoniale registrato a seguito dell'incidente occorso all'impianto di conversione EST presso la raffineria di Sannazzaro.
Gli altri ricavi e proventi verso pa rti correlate sono indicati alla nota n. 47- Rapporti con parti correlate.
....--:-------. ,: ;;:,~{:s-?· :.;'t·\ ·' :. ' ... . ' ( ... ·· /
-
8 5 ., g 2 [&Ii
/4:.@ Costi
| (€milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| ~o~ ti ~er m.a~~.ri~ ~ri!!Je.~~u~~id~~ri_:, ~~co!'su mo, e _mer:i | 35.907 | 27.783 | 39.812 |
| --·-··--- . o,~tiper s~r v,i ~i - |
12.228 | -. ~. 12.727 |
13.197 ·-·~--- |
| ~o_sti_per ll.~!!'l~.nto ~~~~~ ~}. !~~!~ _ - - _ | 1.684 | 1.672 | 2.205 |
| 886 | 505 | 644 | |
| ~~~an~o~a =.~t ~e~t_i_~~~o~~i P~r ~~c~! ':.~~~ _ ~r:e~i p~r ~ar~a~~~~e P!e~~i d.! "~~ dj~ ~~!r~i ~l oye~lir~inç e l!n~:.r~ti n.ç. . __ _ |
145 | 240 - -·· ··--· - -~-- . |
278 |
| Altri oneri | 1.844 | 1.512 | 1.135 |
| 52.694 | 44.439 | 57.271 | |
| a dedurre: | |||
| ni P-~! ~a~~!! ~~~r.~i ~~~~~~~~~~i __ | |||
| r~ : ".~!.~~e".~~e:r. ~VCJ_rj_ in~er~~ · ~tiv~~J.m~a~~!Ja ! |
|||
| 52.461 | 44.124 | 56.848 |
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi geologici e geofisici dell'attività esplorativa del settore Exploratlon Se Production che ammontano a €273 milioni (€204 milioni e €254 milioni rispettivamente nel2016 e nel2015l e canoni per contratti di leasing operativo per € 1.022 milioni ( €566 milioni e €635 milioni rispettivamente nel2016 e ne12015l. l costi di ricerca e sviluppo privi del requisiti per la rilevazione nell'attivo patrimoniale ammontano a €185 milioni (€161 milioni e €176 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 2015 l.
petroliferi per €674 milioni (€572 milioni e €865 milioni e rispettivamente nel 2016 e nel2015l.
Gli altri oneri di € 1.844 milioni ( €1.512 milioni e €1.135 milioni e rispettivamente ne12016 e nel 2015) comprendono l'accantonamento al fondo svalutazione crediti commerciali da parte del settore Gas Se Power per €446 milioni ( €399 milioni e €549 milioni rispettivamente nel2016 e nel2015), prevalentemente relativo al business retail.
l costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su prodotti
l pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativo non annullabili si analizzano come segue:
| (~ll)ll!onl) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| ll ~~~ r~: ·- - !_ç~ |
|||
| 1 anno | 883 -. |
593 . o-- - ··- ____ , __ --······· --·· ----- |
495 |
| da 2 a 5 anni | 1.710 | 1.040 __ _ •• h |
·••. _ , ···- - -·--·· 1.061 |
| oltre 5 anni | 1.939 | 795 | 809 |
| 4.532 | 2.418 | 2.365 | |
l contratti dlleasing operativo riguardano principalmente asset per attività di perforazione e produzione, time charter e noli di navi a lungo termine, terreni, stazioni di servizio e immobili per ufficio. Questi contratti possono prevedere opzioni di rinnovo. Non ci sono significative restrizioni imposte ad Eni dagli accordi di leasing operativo con riferimento alla distribuzione di dividendi, alla disponibilità degli asseto alla capacità di indebitarsi. t.:incremento di €2.114 milioni rispetto al 2016 dei pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativo non annullabili è dovuto per €2.280 milioni agli impegni assunti dal settore Exploration & Production a fronte di contratti di leasing di navi FPSO a seguito dell'awio nel 2017 dei progetti di sviluppo in Angola e in Ghana.
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per esuberanza di €886 milioni (€505 milioni e €644 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 2015 l riguardano l'accantonamento netto al fon· do rischi per contenziosi di €375 milioni (accantonamenti netti di €55 milioni e di €179 milioni rispettivamente nel2016 e nel2015l e l'accantonamento netto al fondo rischi ambientali di €200 milioni (accantonamenti netti di €198 milioni e €232 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 20151. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 30- Fondi per rischi e oneri. Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per esuberanza sono analizzati per settore di attività alla nota n. 46 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.
·-·
,
| (t:mlll~~ ) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| _ -· ··-·-····· _ _ --·-·-·-··--·-·-·-------···- ~~~a!!~~.t_iP.7~~! _ ·-· __ --·- . _ _ _ _ |
2.447 | 2.491 | 2.648 |
| 441 | 445 | 453 | |
| 113 | ·---· ·---- ·----··-- -··-·····- -· 81 |
85 | |
| 162 . ~ . --· . - |
-·· ···--·· ·-·--·-···-. - 202 --.-- |
182 | |
| 3.163 | 3.219 |
3.368 | |
| a dedurre: | |||
| 2.951 | 2.994 | 3.119 |
Gli altri costi d! €162 milioni (€202 milioni e €182 milioni rispettivamen· te nel 2016 e nel2015) comprendono oneri per esodi agevolati per €18 milioni ( €47 milioni e €31 milioni rispettivamente nel2016 e nel2015) e oneri per programmi a contributi definiti per €90 milioni ( €83 milioni e
€86 milioni rispettivamente nel201!) e nel2015).
Gli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 31 - Fondi per benefici ai dipendenti.
Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell'area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:
| 2017 | ., 2016 |
2015 . i | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| _!l ~~ o! | Controllate | Jofnt operatlona |
Controllate l | Jolnt operations |
l l Con~rolla 7 |
Jolnt Ì operatl ~ns .l |
| pJ!:ig~~~! _ . | 995 | 17 | 1.018 | 18 | 1.044 | 17 |
| ~~'.!. -· - --· ··-- - ··- . -· ··--. ·- . . |
9.089 | 98 | 9.160 | 109 | 9.091 ··-. ·-· --·-·~ ·--·-· --·--- - |
108 |
| ~':!P iej~~i __ _ _. __ ----· ·-···-- -·-·-. | 16.721 | 371 | -- ~- ---·-·····-. 17.180 |
384 | 17.685 | ··-·- --.- . 379 |
| 9. ~_ .~ __ • | 5.659 | - 285 |
-··-···-··-·-·-- ·--··--·--···-·--··· ··-·- 5.703 |
294 | 5.895 | --··--~-·-~·- -· ·- ~--·- ·-"· 303 |
| 32.464 | 771 | 33.061 | 805 | 33.715 | 807 |
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei di· pendenti all'inizio e alla fine del periodo; l'anno 2015 non comprende i dipendenti delle discontinued operations (gruppo Saipem). Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all'estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente.
t:4ssemblea del 13 aprile 2017 ha approvato il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l'attuazione del Piano e autorizzando lo stesso a di· sporre lino a un massimo di 11 milioni di azioni proprie al servizio del Piano. Il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017·2019 prevede tre attribuzio· nidi azioni ordinarie negli annl 2017, 2018 e 2019 ed è destinato alrAmmi· nistratore Oelegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rientranti nell'ambito delle "risorse manageriali critiche per il business", in· dlviduate tra coloro che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti
con responsabilità strategiche. Il Piano prevede l'assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio; coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo del piano è determinato con rirerimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni che saranno effettivamente assegnate al termine del vesting period; il costo è rilevato pro-rata temporis lungo il vesting perlo d.
Il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per il SO%, dall'andamento del Total Shareholder Return (TSR) del titolo Eni, rapportato al TSR dell'indice FTSE Mib di Borsa ltaliana,_çaMro ;t~~~ ~on""' quello registrato da un gruppo di competitors di EnVf~e~ . ~ ·p<, ' rapportato anch'esso con il TSR delle rispettive ~l~è:Y ' . "di .rif f. -.. mento21; e (ii) per il 50%, dalla variazione percenfù} le a ·. uale del Net Present Value (NPV) delle riserve certe conrronta{c' rìalòga varia·: .. zio ne di ciascuna società del Peer Group. · ·· ,\ ;; ~·' · .. · · . ;'· In base all'andamento dei parametri di p rfot ~h~f~~(Jfld iç~{i _·, ·.". ·.
il numero di azioni che saranno offerte a it gratuito d.qp..• ò;l~nò .. .::...;.-- Y dall'attribuzione potrà essere compreso r o 0% e il180% del numero
{26] Il Perr Group è composto dalla ugutnll soclet~:Anadarko,Apache, BP, Chevron, ConoeoPhllllp•, ExxonMobll, Marothon Oil, Roy•l Outch Shtll, Statali a Tora l. ( 27] La condizione di perrormanee connessa con Il TSR al Uni del principi conrablll lnternazlonall rappresentata una cd. morkot canditlan.
1
-
delle azioni attribuite inizialmente: il SO% delle azioni che saranno effettivamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sarà sottoposta ad una clausola di lock·up che ne impedisce il trasferimento per un anno dalla data di assegnazione.
Alla data di attivazione del piano (cd. grant date] sono state attribuite n. 1.719.061 azioni: il fairvalue medio ponderato di tali azioni alla medesi· ma data è pari a 7,99 euro per azione .
In particolare, la determinazione del valore di mercato è stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai diffe· renti parametri di performance previsti dal plano (metodo stocastico per la componente del piano afferente al TSR e modello 81ack-Scholes per la componente afferente al NPV delle riserve] tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione ( €13,81 per azione], ridotto dei dividendi attesi nel vestlng period ( 5,79% del prezzo dell'azione determinato considerando i dividendi annunciati nei 12 mesi precedenti l'attribuzione], considerando la volatilità del titolo (25,12%],
le previsioni relative all'andamento dei parametri di performance, non· ché il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al termine del vesting period ( cd.lock-up period].
Il costo relativo a Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019, rilevato come componente del costo lavoro, ammonta a €0,4 milioni con contropartila alle riserve di patrimonio netto.
l compensi 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 (cd. key ma n age· ment personnel] in carica nel corso dell'esercizio ammontano (incluso i contributi e gli oneri accessori] a €43 milioni, €44 milioni e €42 milioni rispettivamente per 112017, 112016 e i12015 e si analizzano come segue:
| (€milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| 25 | 26 | 26 | |
| ~.~ a.ri .:S t~p~n~ ··---· ··-······· ··-·· ··-· -···· ·····- | 2 | 2 | 2 |
| 9 | 12 | 12 | |
| 7 | 4 | 2 | |
| ·--·- ·---· ····- ·-···--·- -·· - , -- ·-···~·-··· ·-- ·· ·· -~-··--·- ··---· ··-····--·---- - ·-----·--···· -.-- . ., ···-·" ·''•"'"' ·-·· ··- |
43 | 44 | 42 |
l compensi spettanti agli amministratori ammontano a €14,5 milioni, €7,1 milioni e €6,7 milioni rispettivamente per gli esercizi 2017, 2016 e 2015. l compensi spettanti ai sindaci ammontano a €0,760 milioni, €0,738 mi· lioni e €0,551 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2017, 2016 e 2015. l compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgi· mento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in
altre imprese incluse nell'area di consolidamento, che abbiano costi· tuito un costo per Enl, anche se non soggetti all'imposta sul reddito delle persone fisiche.
Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:
| €mliio~i) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash now hedge | 12 | (1) | 2 |
| !.f~èi~j :. lt ;i ~~ ;~~j~t! ii ~~ ii~;(d ri~at[ _ ~. ~ · ··. - · ·. ···-· :_~. .:: . • ~~~v~~ ti (on |
(44) -·--···-i?' | (487) | |
| !.~ ~!~ ~ . : ~: :.-:_ ~. ·- · (~#( . |
l 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 posti in essere dal settore Gas & Power. l proventi (oneri] netti su altri strumenti finanziari derivati riguardano: (i] gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti finan· ziari derivati su merci privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS, in quanto stipulati su importi corri· spendenti all'esposizione netta del rischio commodity, di trading sui prez-
zi delle commodity e per attività di trading proprietario per €44 milioni di oneri netti (proventi netti per €36 milioni e oneri netti per €471 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 2015]: (ii] la valutazione a fair value di derivati impliciti presenti nelle formule prezzo di contratti di fornitura di lungo termine di gas nel settore Exploration & Production per oneri netti di €19 milioni e di €16 milioni rispettivamente nel2016 e nel2015.
l costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 47 - Rapporti con parti correlate.
;l) ,. c " r. :• .•
| 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|
| Ammortamenti: | |||
| ·attività materiali | 7.199 | 7.308 | 8.646 |
| · attività immateriali | 286 | 253 | 303 |
| ,. ~ |
|||
Gli ammortamenti sono analizzati per settore di attività alla nota n. 46 -Informazioni per settore di attività e per area geografica.
| (€~111oni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Svalutazioni: | |||
le svalutazioni (riprese di valore) nette sono analizzate per settore di attività alla nota n. 46 ·Informazioni per settore di attività e per area geografica.
| .(EI)!.ll!o.n_i) _ Radiazioni: |
2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| --·-- -·- -·---- ------------ --- -- _ . -·· --·-··-- _ __ _ ___ - --- · anlvità materiali |
239 | 289 | 678 |
| ···· .attività Immateriali |
24 - |
61 ····--"-··------·-·-····----------·. |
10 |
| 263 | 350 | 688 |
Le radiazioni sono analizzate per settore di attività alla nota n. 46 -informazioni per settore di attività e per area geografica.
| (€milioni). | |
|---|---|
| ~~o~~ti.Jo!l er.!l_f!n ~~zl~rl _ . | |
| --··· --··-· ·-··· -······--····-· -- Proventi finanzia ri - ___ ,, .~ - --·-···----····-. --- ----. . |
|
| Oneri finanziari | |
| ~--- ----· :.· ~. : : :·.:=: ~-- ~~ :. ~ ~ .· .- :: f.~~~~~ii l~~~iif e.~~~ ~iii~jl~ i~~~iia_i_i~: ~~~t~~~~~a(t~a~~g |
|
| sìrumèiiil ii~a;,-z ri <i~ri~~ti ·····. ··- |
|
| - -·- |
-
Il valore netto dei proventi e oneri finanziari si analizza come segue:
| (€milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Proventi (oneri} finanziari correlati all'lndebltamento finanzia rlo netto | |||
| :: - ·.·.·-~-- ·_ : ::: :~~~~;T!~(~~ ~~~(~~P!.~:s!i~ ~bii~~1~-:- |
|||
| at~ i~!. ~~I)!!!!:J~r~ d~~~!~~~~ _a! t~adj!J~ _ _ _ . P.~~v~~!IJ ~n ~i.l e~~ |
(63él iù1f | ||
| -Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | |||
| : I~ ~~i~~(~ ~~t~~ flr~ e~t~ ~~~-~~~ ~~~~~i~ ;f~ :i;' il ~~!' ~ir~ eni~~i_ali Ù!v ià op~;~!i~~ |
_(Ù~J. 16 | o- O | |
| · Interessi attivi verso banche | 12 | oo, o 0 o o -·~ ·W- 15 |
00 o - · 19 |
| . (o~~( .:. · ·:· J~~~ ---~ :.~ | ---~ (~1~f | ||
| ~i!f~~~~~! ~~~ ~~ lP.~;~!~ii di~~!!;bi~~ - -- | |||
| . Differenze attive di cambio | |||
(a) la voce riguarda rlncremtnto del rondl por rischio oneri c ho sono lndlcorl, od un v•lor• •ttuolinoto, nelle pos iv ~non co<renti del bilancio.
l proventi (oneri] su strumenti finanziari derivati si analizzano come segue:
| StrurnenÌi finanziari derivati su valute 809 ··-·--•••-•·• Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse 2a - · O O O <oo-ooo ,="" ,,·-·="" -="" ---·-·="" -<="" -·="" -···="" 0="" 0.="" ="" ,="" __="" o--·-="" oo="" ooo="" ooo•="" o·ooooo="" th="" ~="" ·-··="" ·~··="" ··h-="" ···-·="" ••="" ••-u-oooo=""> | (494f | 96 | (494f | 96 |
|---|---|---|---|---|
| ··: ~J1.?:.C~=~--:-~.--~]j:_ · | ||||
| !P~!~~ ·--·-. - - . - . -· |
24 | 33 | ||
| !~-- | -- --. =:I~~ |
l proventi netti su strumenti finanziari derivati di €837 milioni (oneri netti per €482 milioni e proventi netti per €160 milioni rispettivamente nel 2016 e nel 2015) 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 preno delle commodity del settore Gas & Power. La stessa carenza di requisiti formali per considerare di copertura gli strumenti finanziari derivati com· porta la rilevazione delle differenze attive nette di cambio in quanto gli ef-
letti dell'adeguamento al cambio di fine esercizio delle attività e passività in moneta diversa da quella funzionale non vengono contabilmente com· pensate dalla variazione dei fair value degli strumenti finanziari derivati. l proventi netti su opzioni del2016 di €24 milioni (proventi per €33 milioni nel 2015) riguardano: (i] il fair value dell'opzione implicita nel bond convertibile in azioni Snam SpA per €26 milioni di proventi (proventi per €33 milioni nel2015) dovuto al rigiro per chiusura a conto economico del valore al 31 dicembre 2015 dell'opzione implicita sul prestito obbligazionario convertibile; (ii] il fair value dell'opzione implicita nel bond convertibile equity-linked non diluitivo per €2 milioni di oneri.
l proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 47-Rapporti con parti correlate.
| (€milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| i>1u~v~1enza da valutazione co~ il metodo del patrimonio netto | 124 | 77 | 150 |
| ~Ìod~ d~ p;;,;i;;;ò~io ne.tto MÌ~~Sv~~~~~-d~ v~l~tazione ~o~ |
(353J | r37of ·· rs~~f | |
| iji~i~~i. ( ~;;~~~~ '!1~"~i) ~ ~~ii?~~~~~-e~-;;-~3. ~~~d~i~~ p~; v~ !~i~ij~~~ ~~~ ~j ~~~~:d~~~ f.;;iii.~~nl~ ~~ |
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(6) |
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!:analisi delle plusvalenze e mlnusvalenze delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto è indicata alla nota n. 20 - Partecipazioni.
L.:effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto è analizzato per settore di attività alla nota n. 46 -Informazioni per settore di attività e per area geografica.
| (€milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Dividendi | 205 | 143 | 402 |
| - - ·- ·- · - - ·-·-- ·· -· ·-- ·- · · ;;,;~~iè~~~ (;;J~~s~~ e~~ei'nei'teda ~~ndiia |
163 | "'(14)'_ __ , 164 | |
| : :.·:::. -. :: ·.-: __ -~ :::~ :·-~~~~:~:- __ ~ ·~.: ·· __ -~ .: ~:- -~: -~ ~k~~~e~i.~~~;:(~~-~r!i~ i~ :~ ~: ~~ : :~ -~ |
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| ·---- ·-·-- _ . ----· ___ ··---·---- --·---· ___ --, -····-· ------·-- ·---· - ·-·--·-"· --- |
~ -------- |
j~~ --·------- 57! __ _ |
l dividendi di €205 milioni si riferiscono alla Nigeria LNG Ltd per €167 milioni e alla Saudi Europea n Petrochemical Co per €21 milioni.
l dividendi relativi al 2016 di €143 milioni si riferiscono alla Nigeria LNG Ltd per €76 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co per €45 milioni.
l dividendi relativi al 2015 di €402 milioni si riferiscono alla Nigeria LNG Ltd per €222 milioni, alla Saudi Europea n Petrochemical Co per€69 milioni, alla Snam SpA per €72 milioni e alla Galp Energia SGPS SA per€21 milioni.
Le plusvalenze nette da vendite di €163 milioni riguardano la cessione del 100% del capitale sociale di Eni Gas Br Power NV e della sua controllata Eni Wind Belgium NV.
le minusvalenze nette da vendite relative al2016 di €14 milioni riguardano: (i) la minusvalenza di €32 milioni relativa alla cessione del 2,22% (Intera quota posseduta l del capitale sociale di Snam SpA; (ii] la plusvalenza di €11 milioni relativa alla cessione del 100% del capitale sociale di Eni Hungaria Zrt e di Eni Slovenjia Doo; (iii] la plusvalenza di €6 milioni relativa alla cessione del 30% del capitale sociale (intera quota posseduta) di Pokrovskoe Petroleum BV e del60% del capitale sociale (intera quota posseduta] di Zagoryanska Petroleum BV.
Le plusvalenze nette da vendite relative al 2015 di € 164 milioni riguardano: (i) la plusvalenza di €98 milioni relativa alla cessione deii'B% del capitale sociale di Galp Energia SGPS SA; (ii] la plusvalenza di €46 milioni relativa alla cessione del 6,03% del capitale sociale di Snam SpA; (iii) la plusvalenza di €32 milioni relativa alla cessione dellO O% del capitale sociale di Eni Ceskc1
Republika Sro; (iv) la plusvalenza di €31 milioni relativa alla cessione del - 100% del capitale sociale di Eni Romania Srl; (v] la plusvalenza di €6 milioni relativa alla cessione del32,445% (intera quota posseduta] della partecipa: zio ne in Ceskc1 Rafinérska AS (CRC); (vi] la plusvalenza di €1 milione relativa alla cessione del100%del capitale sociale di Eni Slovensko Spol Sro; (vii) la mi_nusvalenza di €47 milioni relativa alla cessione del i'6% (intera quot posseduta J di lnversora de Gas Cuyana SA, del 6,84% (intera quota posse d uta] di Distribuidora de Gas Cuyana SA, del 25% (intera quota posseduta di lnversora de Gas del Centro SA e del 31,35% (intera quota posseduta) d Distribuldora de Gas del Centro SA.
Gli altri oneri netti di €33 milioni comprendono la svalutazione relativa alle partecipate Uni6n Fenosa Gas SA per €35 milioni.
Gli altri oneri netti relativi al2016 di €183 milioni comprendono svalutazioni per €162 milioni relative alle partecipate Uni6n Fenosa Gas SA (€84 milioni], PetroSucre SA (€65 milioni) e Genomatica lnc (€13 milioni).
Gli altri proventi netti relativi al2015 di €10 milioni comprendono: (i] il provento relativo all'adeguamento al prezzo di borsa alla data di riferimento della relazione finanziaria annuale di 7i',i' milioni di azioni Snam SpA per €49 milioni per le quali era stata attivata la fair value option prevista dallo lAS 39; (ii) l'utilizzo per esuberanza del fondo copertura perdite di €10 milioni relativo alla società Caspian Pipeline Consortlum R -Closed Joint Stock Company; (iii) la svalutazione di €49 milioni della partecipazione Uni6n Fenosa Gas SA.
| (€~JIIonl) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| !!!l Po ~~ ~E~~~~ --. -·· ·----- -· - ----- ----- ·- --- --· - - - --- |
|||
| ~.P.Ee.S.e t~Ji~ne_ ----·- __ __ _ __ - ___ _ | 712 | 195 | 155 |
| ~p~r!n.tl ~~l ~~~~ ~ ~xp~o~~ion ~ ~~~~~-~t~O.!: _ -· __ _ ___ __ , ___ .•. _ _ _ • i~P.!'_!!S.~ ~~~ |
3.167 | 2.671 | 4.015 |
| ~~E~s~~s~!:re. _ ___ _ . -- __ ,. ___ . |
142 | ||
| 4.021 | |||
| __ __ _ ···-· ·-· __ ___ _ ---- | |||
| !n:e_o~~~d~~ri~~ a~e n:.tt a!"t! . ___ _ _ ______ __ _ ___ ----- __ -.!_mp!~~e !~ali~ e |
|||
| ~e~~~re f.xpJ~r~~io~ ~ ~ro~u~~!o~ ___ __ - · ____ __ . ~O:P!~~ ~~~er~ ope.r~~tl |
|||
| ·- : if!~pr~S.~ ~-~er.:. . . ___ _ __ - ,. _ _ |
|||
8319284
Le imposte correnti relative alle imprese italiane di €712 milioni riguardano l'Ires per €26 milioni, l'Irap per €20 milioni e imposte estere per €666 milioni.
La riconciliazione tra l'onere fiscale teorico determinato applicando l'aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% [27,5% per gli anni 2016 e 2015] e l'onere fiscale effettivo è la seguente:
| $E$ milioni | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Utile ante Imposte | 6.844 | 892 | [4.277] |
| Aliquota fiscale teorica (Ires) (%) | 24.0 | 27,5 | 27.5 |
| Imposte teoriche | 1.643 | 245 | (1.176) |
| Variazioni in aumento (diminuzione): | |||
| - effetto maggiore tassazione delle imprese estere | 1.882 | 1.152 | 2.576 |
| - effetto delle svalutazioni delle attività per imposte anticipate e rideterminazione aliquote fiscali | [96] | 397 | 1.514 |
| - effetto tassazione dividendi infragruppo | 114 | ||
| - effetto Irap delle società italiane | 100 | ||
| - effetto tassazione delle plusvalenze (minusvalenze) da cessione di partecipazioni | 177 | (39) | |
| effetto rideterminazione addizionale Ires prevista dalla Leggen. 7 del 6 febbraio 2009 - | |||
| effetti relativi alle discontinued operations | 288 | ||
| · altre motivazioni | 76 | 321 | |
| 1.824 | 1.691 | 4.298 | |
| Imposte effettive | 3.467 | 1.936 | 3.122 |
Nel 2017, la maggiore tassazione delle imprese estere di €1.882 milioni riguarda il settore Exploration & Production per €1.811 milioni.
Nel 2016, la maggiore tassazione delle imprese estere di €1.152 milioni riguarda il settore Exploration & Production per €1.211 milioni. L'effetto svalutazione delle attività per imposte anticipate e rideterminazione aliquote fiscali di €397 milioni è riferito alle società italiane e riguarda essenzialmente la svalutazione delle attività per imposte anticipate dovuta alla minore recuperabilità a causa del ridimensionamento dei redditi imponibili futuri. Nel 2015, la maggiore tassazione delle imprese estere di €2.576 milioni riguarda il settore Exploration & Production per €2.410 milioni e comprende
l'effetto relativo alle svalutazioni di attività per imposte anticipate per effetto scenario di €1.058 milioni. L'effetto svalutazione delle attività per imposte anticipate e rideterminazione aliquote fiscali di €1.514 milioni è riferito alle società italiane e riguarda la svalutazione delle attività per imposte anticipate dovuta alla minore recuperabilità a causa del ridimensionamento dei redditi imponibili futuri e la riduzione dell'aliquota Ires dal 27,5% al 24% con decorrenza dal 1º gennaio 2017. L'effetto Irap delle società italiane di €100 milioni comprende €54 milioni di svalutazioni di attività per imposte anticipate connesse alla minore recuperabilità a causa del ridimensionamento dei redditi imponibili futuri.
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.
Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 3.601.140.133 (stesso ammontare negli esercizi 2016 e 2015).
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 2017 le azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte del piano ILT azionario. Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzate ai fini del calcolo dell'utile per azione diluito è di 1.691.413 per l'esercizio 2017. Negli anni 2016 e 2015 non ci sono azioni di potenziale emissione con effetti diluitivi sui risultati.
La riconciliazione del numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzato per la determinazione dell'utile per azione semplice e quello utilizzato per la determinazione dell'utile per azione diluito è di seguito indicata:
| 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|
| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice | 3.601.140.133 | 3.601.140.133 | 3.601.140.133 |
| Numero di azioni potenziali a fronte del piano ILT azionario | 1.691.413 | ||
| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile diluito | 3.602.831.546 | 3.601.140.133 | 3.601.140.133 |
| (milioni di €) Utile netto di competenza Eni |
3.374 | (1.464) | [8.778] |
| Utile (perdita) per azione semplice ammontari in € per azione] |
0,94 | [0, 41] | [2,44] |
| fammontari in € per azione] Utile (perdita) per azione diluito |
0,94 | [0, 41] | [2,44] |
| í milioni di € Utile netto di competenza Eni - continuing operations |
3.374 | (1.051) | [7.952] |
| ammontari in € per azione] Utile (perdita) per azione semplice |
0,94 | (0, 29) | (2,21) |
| (ammontari in € per azione) Utile (perdita) per azione diluito |
0.94 | [0.29] | (2,21) |
| (milioni di €) Utile netto di competenza Eni - discontinued operations |
(413) | [826] | |
| ammontari in € per azione] Utile (perdita) per azione semplice |
[0,12] | (0, 23) | |
| $[$ ammontari in $\boldsymbol{\epsilon}$ per azione] Utile (perdita) per azione diluito |
(0, 12) | (0, 23) |
, .. ·.·
l valori rilevati in bilancio in merito all'attività di esplorazione e valutazione di risorse minerarie, relative al settore Exploration Be Production, sono di seguito indicati:
| (€'!'llloni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| !l~l_! l'~~t vl~~ d! es~~~~~~lo ne -~~~~t!:_!o~~-- ~~~a~ |
9 | 4 | 68 |
| • o 252 |
o O o. ·~·M•M _ _ , , Oo o-0 . ," •o O ,.,,_ , ·-O --•o O 170 |
617 | |
| 273 | 204 | 254 | |
| tlvit~ i!:f~ ~~~e.ri~li: ~ì r!~~~ PC:t~!lZ~~~~ e~.P.!o.r•~tiva, ____ . | |||
| t~i i~~ ~e~e!~r~z!~~~ ~d ~~P~~~sal . _ . _ . ~~~~~ ~~ ~~~~~ |
1.860 | 2.818 | 2.637 |
| Totale attività materiali e Immateriali | 2.855 | 3.910 | 3.372 |
| ~ - - - ·-·· ·-·. . - . -· -·· ·- l~ dl !_spI.Or~~lo~e valu!~~~o~ -·· __ -··-··· • _ .• __ _ - · ~~ ".~?. ~~~~ on~ rlr.rl t!~.O ~ltl ~~~ lv~ au:at |
81 | 118 | 131 |
l a segment information di Eni è determinata sulla base dei segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal Chief Operating Oecislon Maker [Il CEO) per la valutazione delle performance e le de ci· sioni di allocazione delle risorse.
le principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi oggetto di reporting al CEO sono: i ricavi, l'utile operativo e le attività e passività direttamente attribuibili.
Al 31 dicembre 2017 Enl è organizzata nei seguenti segmenti operativi: Exploratlon 8: Productlon: comprende le attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio e gas naturale, inclusa la partecipazione a progetti di conversione del gas naturale in GNL.
Gas 8: Power: comprende le attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all'ingrosso e al dettaglio, acquisto e commercializzazione di GNl e acquisto, produzione e vendita di energia elettrica all'ingrosso e al dettaglio. li settore Gas Be Power comprende anche l'attività di acquisto e commercializzazione di greggi e prodotti petroliferi in "' '"""orno "P"""' "'m'"'· . ,;'·. :'c 'i':·) \
funzione delle esigenze dell'attività di raffinazione di Enl e l'attività di trading di commodity energetiche [petrolio, gas naturale, energia elettrica, certificati di emissione, ecc.) per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini industriali e commerciali in un'ottica inte· grata sia di ottimizzazione.
Reflnlng 8: Marketing e Chimica: comprende le attività di supply, lavorazione, distribuzione e marketing di ca rburanti e prodotti chimici. Corporate e Altr_e 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 e l'attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Syndial. l risultati della Direzione Energy Solutions, impegnata nello sviluppo del business dell'energia da fonti rinnova bili, sono compresi nell'aggregato Corporate e Altre attività poiché tale segmento operativo non soddisfa la soglia di rilevanza quantitativa prevista daii'IFRS pe~ esset_e
. ~}"~'!;:;;;;} · ........... :_~;.~.r4)
$83192819$
| Discontinued operations |
|||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Exploration & Production |
Gas & Power | Refining & Marketing e Chimica |
Ingegneria & Costruzioni |
Corporate e Altre attività |
per utili Interni Rettlfiche |
Totale | & Costruzioni Ingegneria |
Infragruppo Elisioni |
Continuing operations |
|
| 2017 | |||||||||||
| Ricavi netti della gestione caratteristica (a) | 19.525 | 50.623 | 22.107 | 1.462 | |||||||
| a dedurre: ricavi infrasettori | (12.394) | (10.777) | (2.336) | (1.291) | |||||||
| Ricavi da terzi | 7.131 | 39.846 | 19.771 | 171 | 66.919 | 66,919 | |||||
| Risultato operativo | 7.651 | 75 | 981 | (668) | [27] | 8.012 | 8.012 | ||||
| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 479 | [20] | 182 | 245 | 886 | 886 | |||||
| Ammortamenti | 6.747 | 345 | 360 | 60 | (29) | 7.483 | 7.483 | ||||
| Svalutazioni (riprese di valore) nette | (158) | (146) | 54 | 25 | (225) | (225) | |||||
| Radiazioni | 260 | 2 | 263 | 263 | |||||||
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (99) | (10) | (57) | (101) | (267) | (267) | |||||
| Attività direttamente attribuibili (b) | 66.661 | 11.058 | 11.599 | 1.108 | (610) | 89.816 | |||||
| Attività non direttamente attribuibili | 25.112 | ||||||||||
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 1.234 | 509 | 321 | 1,447 | 3.511 | ||||||
| Passività direttamente attribuibili (c) | 17.273 | 8.851 | 4.005 | 4.053 | (306) | 33,876 | |||||
| Passività non direttamente attribuibili | 32,973 | ||||||||||
| Investimenti in attività materiali e immateriali 2016 |
7.739 | 142 | 729 | 87 | (16) | 8.681 | |||||
| Ricavi netti della gestione caratteristica [a] | 16.089 | 40.961 | 18.733 | 1.343 | |||||||
| a dedurre: ricavi infrasettori | (9.711) | (8.898) | (1.605) | (1.150) | |||||||
| Ricavi da terzi | 6.378 | 32.063 | 17.128 | 193 | 55,762 | 55.762 | |||||
| Risultato operativo | 2.567 | (391) | 723 | (681) | (61) | 2.157 | 2.157 | ||||
| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 123 | 50 | 171 | 438 | [277] | 505 | 505 | ||||
| Ammortamenti | 6,772 | 354 | 389 | 72 | (28) | 7.559 | 7.559 | ||||
| Svalutazioni (riprese di valore) nette | (700) | 81 | 104 | 40 | (475) | [475] | |||||
| Radiazioni | 153 | $\overline{2}$ | 195 | 350 | 350 | ||||||
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (198) | 19 | $\overline{3)}$ | [144] | (326) | [326] | |||||
| Attività direttamente attribuibili (b) | 75.716 | 12.014 | 10.712 | 1.146 | (520) | 99.068 | |||||
| Attività non direttamente attribuibili | 25.477 | ||||||||||
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 1.626 | 592 | 289 | 1.533 | 4.040 | ||||||
| Passività direttamente attribuibili (c) | 17.433 | 8.923 | 3.968 | 3.939 | (332) | 33.931 | |||||
| Passività non direttamente attribuibili | 37.528 | ||||||||||
| Investimenti in attività materiali e immateriali 2015 |
8.254 | 120 | 664 | 55 | 87 | 9.180 | |||||
| Ricavi netti della gestione caratteristica (a) | 21.436 | 52.096 | 22.639 | 11.50? | 1.468 | ||||||
| a dedurre: ricavi infrasettori | (12.115) | [9.917] | (2.007) | [1.243] | (1.314) | ||||||
| Ricavi da terzi | 9.321 | 42.179 | 20.632 | 10.264 | 154 | 82.550 | [10.264] | 72.286 | |||
| Risultato operativo | (959) | (1.258) | (1.567) | (694) | (497) | (53) | (4.998) | 694 | 1.228 | (3.076) | |
| Accantonamenti netti al fondi per rischi e oneri | 221 | 41 | 148 | 104 | 226 | 8 | 748 | (104) | 644 | ||
| Ammortamenti | 8,080 | 363 | 454 | 618 | 71 | (28) | 9.558 | $(618)$ | 8.940 | ||
| Svalutazioni (riprese di valore) nette | 5.212 | 152 | 1.150 | 590 | 20 | 7.124 | (590) | 6.534 | |||
| Radiazioni | 686 | 2 | 1.970 | 688 | 688 | ||||||
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (446) | [2] | (20) | 17 | (3) | (454) | $[17]$ | [471] | |||
| Attività direttamente attribuibili [b] | 73.073 | 14.290 | 10.483 | 13.608 | 1.117 | (543) | 112,028 | ||||
| Attività non direttamente attribuibili | 26.973 | ||||||||||
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 1.884 | 690 | 243 | 134 | $\overline{36}$ | 2.987 | (134) | 2.853 | |||
| Passività direttamente attribuibili le) | 17.742 | 9.313 | 3.657 | 5.861 | 3.824 | (199) | 40.198 | ||||
| Passività non direttamente attribuibili | 41.394 | ||||||||||
| Investimenti in attività materiali e immateriali | 9.980 | 154 | 628 | 561 | 64 | [85] | 11.302 | ||||
$\mathbf i$ $\mathbf{I}$
I
$\mathbf{I}$ ľ
÷.
(a) Prima dell'eliminazione del ricavi infrasettori,
(b) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.
(c) Comprendono le passività connesse al risultato operativo.
E. U. Notes and an extension of the state of the Section of the Section of the Section of the Section of the Section of the Section of the Section of the Section of the Section of the Section of the Section of the Section
Ø
83192820
ma - Moraniano mineresi
Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione.
| (€ milioni) | Italia | Resto dell'Unione æ Europ |
dell'Europa Resto |
Americhe | Si a | Africa | Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 1.111 | 1.144.474 | ||||||
| Attività direttamente attribuibili (a) | 18.449 | 7,706 189.818 |
6.160 | 4,406 CONTRACT |
16,527 | 35.385 | 1.183 $8.78 -$ |
89.816 $1 - 1 - 1 = 1$ |
| Investimenti in attività materiali e immateriali 2016 |
.090 | 316 . |
387 | 278 | 898 | 5.699 | 13 | 8.681 your neckers have seen |
| Attività direttamente attribuibili (a) | 18.769 | 7.370 | 6.960 | 5.397 | 19.471 | 39.812 | 1.289 | 99.068 |
| Investimenti in attività materiali e immateriali | 1.163 | 331 | 460 | 233 | 1.978 | 5.004 | 11 | 9.180 |
| 2015 | ||||||||
| Attività direttamente attribuibili (a) | 21.360 | 12,370 | 7.937 | 7.442 | 22,359 | 38,927 | 1.633 | 112.028 |
| Investimenti in attività materiali e immateriali | 1.320 | 708 | 1.151 | 727 | 2.326 | 5.020 | 50 | 11,302 |
(a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo
Ricavi netti della gestione caratteristica per area geografica di destinazione.
| (Emilloni) CONTRACTOR |
CONTRACTOR The contract of the contract of |
2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 21.925 | 21,280 | 24.405 | |
| Resto dell'Unione Europea | 19.791 | 15.808 | 20.730 | |
| Resto dell'Europa | 5.911 | 4.804 | 7.125 | |
| Americhe | 5.154 | 3.212 | 4.217 | |
| Asia | 7.523 | 5.619 | 9.086 | |
| Africa | 6.428 | 4.865 | 6.482 | |
| Altre aree | 187 | 17 4 | 241 | |
| 66,919 | 55.762 | 72.286 | ||
Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:
(d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico. In particolare con: (i) Eni Foundation, costituita, su iniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l'obiettivo di perseguire esclusivamente finalità di solidarietà sociale e umanitaria nei settori dell'assistenza, della sanità, dell'educazione, della cultura e dell'ambiente, nonché della ricerca scientifica e tecnologica; [ii] Fondazione Eni Enrico Mattei costituita, su iniziativa di Eni, con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e-injziative-di formazione e informazione, all'arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l'economia, l'energia e l'ambiente su scala locale e globale.
Tutte le operazioni sono state compiute nell'interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di. carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria $\mathcal{L}$ gestione.
Le joint venture, le imprese collegate e le imprese contrellate escluse dall'area di consolidamento sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2017" che si considera parte integrante delle presenti note.
$83192821$
| 31.12.2017 | 2017 | |||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Crediti e altre |
Debiti ealtre |
Costl | Ricavi | Altrl proventi (oneri) |
||||||||
| Denominazione [Emilion] |
attività | passività | Garanzle | Benl | Servizi | Altro | Benl | Servizi | Altro | operativi | ||
| Joint venture e imprese collegate | ||||||||||||
| Petrobel Belayim Petroleum Co | 86 | 1.205 | 3.168 | |||||||||
| Coral FLNG SA | 20 $-1$ |
4 | 1.094 | 26 | ||||||||
| Gruppo Saipem | 63 | 76 $-41$ |
7.270 | 450 | 30 | |||||||
| Karachaganak Petroleum Operating BV | 36 | 121 | 652 | 295 | ||||||||
| Mellitah Oil & Gas BV | 220 | 34 | 461 | |||||||||
| Agiba Petroleum Co | 83 | 142 | ||||||||||
| Unión Fenosa Gas SA | 57 | 202 | 28 | |||||||||
| Altre [*] | 84 | 22 | 26 | 113 | 82 | 39 | ||||||
| 295 | 1.731 | 8.421 | 713 | 629 | 289 | 105 | 28 | |||||
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | ||||||||||||
| Eni BTC Ltd | 169 | |||||||||||
| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | 77 | |||||||||||
| Altre [*] | 20 | 23 | 10 | |||||||||
| $\cdots$ 97 |
24 | 181 | 10 | |||||||||
| $\ddot{\phantom{1}}$ 392 |
1.755 | 8.602 | 717 | $\cdots$ 4.639 |
291 | 116 | 28 | |||||
| Imprese controllate dallo Stato | ||||||||||||
| Gruppo Enel | 123 |
187 | 19 | 603 | 94 | 70 | 285 | |||||
| Gruppo Snam | 187 | 351 | 68 | 1.153 | 83 | 2 | ||||||
| Gruppo Terna | 35 $\mathbf{r}$ |
31 | 84 | 122 | 6 | 98 | 56 | 15 | ||||
| GSE - Gestore Servizi Energetici | 69 | 219 | 303 | 6 | 197 | 470 | 211 | 21 | 2 | |||
| Gruppo Italgas | 14 | 180 | 678 | 3 | 8 | 10 - 22 |
||||||
| Altre [*] | 50 | 21 | 2 | 27 | g | 11 | 4 | 1 | ||||
| 478 | 989 | 1 | 476 | 2.589 | 215 | 764 | 353 | 22 | 303 | |||
| Fondi pensione e fondazioni | 25 | |||||||||||
| Groupement Sonatrach - Aglp «GSA» e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP» |
39 | 145 | 19 | 484 | 27 | 42 | ||||||
| Totale | 910 | 2.891 | 8,603 | 1.212 | 7.712 | 274 | 1.056 | 511 | 331 |
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
BILANCIO CONSOLIOATO 2017( NOTE AL BILANCIO
227
,, ,,
| 31.12.2016 | 2016 . ' |
||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€milioni) : attività l | l i Crediti i e altre 1 |
Debiti ealtre j |
' l l passività ! Garanzie : l |
,, j; ,. , ! Beni |
Costi l Servizi ! |
! i ! Altro l Beni |
Ricavi | l i l |
Altri i proventi l (oneri) l ! Servizi ! Altro l operativi! |
||
| r~ ~~~ta. sc~use d~ ll'~ r!~ ~l co~~ollda~e~IO. _ __ lr~f~~s :~~ |
|||||||||||
| Enl BTC Ltd | 192 | ||||||||||
| 383 | 898 | 1 | 419 | 2.893 | 44 | 654 | 239 o·- ••OO• ~- • •-r •-• -· ' - _ ·- -•-••• - ·•• - • - •••- --- •-•- • |
20 | 200 | ||
| 2 | 4 | 28 | |||||||||
| Groupament Sonatrach • Aglp «GSA» e Organe Conjolnt des Opiratlons «OC SH/FCP>> --···-·· ·-- -····---·-··-··-··---· ············· -·· ····--·-- -·--· ··- --·· -- |
176 | 331 _ ··-- -··-·-··· |
5 | 413 | 5 | 58 | 12 | ||||
| Totale | 1.095 | 2.400 | 8.399 | 1.038 | 7.103 | 95 | 855 | 383 | 74 | 247 |
l'l Per rapporti di importo Inferiore • €50 mllionl
83192823
| 31.12.2015 | 2015 | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Crediti e altre |
Debitl ealtre |
Costl | Ricavi | Altri proventl (onerl) |
|||||||
| Denominazione | (€ milioni) | attività; | passività Garanzie | Benl Servizi | Altro | Benl: Servizi | Altro | operativi | |||
| Continuing operations | |||||||||||
| Joint venture e imprese collegate | |||||||||||
| Agiba Petroleum Co | 60 | 187 | |||||||||
| CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due | |||||||||||
| CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno | 6.122 | ||||||||||
| Karachaganak Petroleum Operating BV | 48 | 171 | 748 | 403 | |||||||
| Mellitah Oil & Gas BV | 8 | 16 | 46 | 339 | 19 | ||||||
| Petrobel Belayim Petroleum Co | 16 | 183 | 543 | ||||||||
| Petromar Lda | 6 | ||||||||||
| Unión Fenosa Gas SA | 1 | 57 | $[4]$ | ||||||||
| Altre (*) | 118 | 42 | 27 | 124 | 60 | 70 | 37 | (2) | |||
| 199 | 473 | 6.185 | 821 | 1.596 | 9 | 60 | 99 | 37 | (6) | ||
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | |||||||||||
| Eni México S. de RL de CV | 101 | ||||||||||
| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | 65 | $\overline{1}$ | 9 | 3 | |||||||
| Altre [-] | 17 | 19 | 3 | 2 | $\tilde{z}$ | ||||||
| 82 | 20 | 113 | $\frac{2}{2}$ | 2 | 4 | 5 | 2 | ||||
| 281 | 493 | 6.298 | 823 | 1.598 | 64 | 104 | 39 | (6) | |||
| Imprese controllate dallo Stato | . | ||||||||||
| Gruppo Enel | 138 | 203 | 1.063 | 196 | 134 | 90 | |||||
| Gruppo Snam | 144 | 522 | 3 | 137 | 2.014 | 5 | 249 | 24 | 1 . |
||
| Gruppo Terna | 18 | 42 | 109 | 125 | 14 | 77 | 19 | 29 | 12 | ||
| GSE - Gestore Servizi Energetici | 44 | 63 | 419 | 5 | 35 | 307 | 43 | ||||
| Altre (*) | 22 | 38 | 56 | 6 | 29 | 1 | |||||
| 366 | 868 | Э | 665 | 3.263 | 60 | 858 | 221 | 30 | 102 | ||
| Fondi pensione e fondazioni | $\mathbf{1}$ | $\overline{c}$ | 4 | 50 | |||||||
| Groupement Sonatrach - Aglp «GSA» e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP» |
185 | 300 | 453 | 12 | 35 | 60 | |||||
| 833 | 1.663 | 6.301 | 1,488 | 5.318 | 131 | 957 | 385 | 69 | 96 | ||
| Discontinued operations | |||||||||||
| Joint venture e imprese collegate | |||||||||||
| CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due | 60 | 99 | 101 | ||||||||
| CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno | 9 | 3 | 3 | ||||||||
| KWANDA - Suporte Logistico Lda | 69 | 10 | |||||||||
| Mellitah Oil & Gas BV | 9 | 7 | |||||||||
| Petrobel Belayim Petroleum Co | 19 | 86 | |||||||||
| Petromar Lda | 97 | 16 | 45 | ||||||||
| Altre (*) | 14 | 27 | 10 | 54 | 21 | ||||||
| 277 | 155 | 68 | 10 | 181 | 306 | ||||||
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | |||||||||||
| Altre [*] | |||||||||||
| Imprese controllate dallo Stato | |||||||||||
| Gruppo Snam | |||||||||||
| Altre (*) | |||||||||||
| 51 | |||||||||||
| Fondi pensione e fondazioni | |||||||||||
| 303 | 207 | 68 | 10 | 186 | 342 | ||||||
| Totale | 1.136 | 1.870 | 6.369 | 1.498 | 5.504 | 137 | 958 | 727 | 70 | 96 | |
$(*)$ Per rapporti di importo inferiore a $$50$ milioni.
•.. .. '· ·' '"
Of.' ..J ~z ·1 o oJ 2'· 0 ( ~2 ~
l rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:
l rapporti più significativi con le società controllate da llo Stato riguardano:
| 31.12.2017 | 2017 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Oniul | Proventi | |||||||
| (~ milioni)_ | Crediti | Debiti . | Garanzie | finanziari | finanziari | |||
| ~!':! l~p~e. ~e ~~~~~~a.~e ~-o~~_!~e |
||||||||
| Coral South FLNG OMCC | 1.334 | |||||||
| Cardcln IV SA | 955 | 86 | ||||||
| A~j\~la ~~~ _ltd . | 233 | |||||||
| ~~~~~~~ ?P~ -. | 9 | |||||||
| _ ~~~~sk_l!l ~':le!. e~az ?~!1 . |
101 | 6 | ||||||
| _ié.~~~~~~r~ l~ ~~~Cif.Ì9U~ d~ ngo s~ | 66 |
43 |
||||||
| ~~~~.e~. S.~ i~~fl] ·····-- - -· - | 3 | 56 | 13 | |||||
| C ora l FLNG SA | 56 | 71 | ||||||
| Altrel"l | - | 48 | 49 | 2 | 1 | 5 | ||
| 1.226 | 95 - -. ' |
1.625 | 1 | ·· _,-~- 190 |
||||
| " - • • • 0 0 • • 0 ••- •-• - • • • • • • • • • oo o O o • F o • -• o -•• * e. c~~t~~~la_~~ e.~c~~~~ ~aU'ar~a ~~ c~n~oUdal_ll~~t~ . Jli.P.~ |
/ | |||||||
| rv.l i R.J~~~-8~m~~e Me_tan_o Sp_A_ | 60 | 9 | ||||||
| Enl8TCltd | 28 | |||||||
| ·--· Ait~i.,- |
1 | 24 | ||||||
| 61 | 61 | |||||||
| lll_lp~ ~!~ c~n_tr.~!l~te ~al~~ ~ta~o . | ||||||||
| Altrel'l . .···. ··- |
8 | |||||||
| B | ||||||||
| Totale | 1.287 .• ···-··········-··---- -·-· __ ,. |
164 | __ _ ~- - - | --·~- --- - -~----- | . ·----.:.: :::.:~~ • 191 | |||
[')Per rapporll di Importo Inferiore a (50 milioni.
83192 825
| (Emilioni) |
|---|
| Joint ventu |
| Cardón IV S/ |
| Matrica SpA |
| Shatskmorn |
| Société Cen |
| Unión Fenos |
| $\sim$ |
| 31.12.2016 | 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (Emilioni) | Crediti | Debiti: | Garanzie: | Onerl finanzlari |
Proventi finanziari |
Strumentl finanziari derivati |
| Joint venture e imprese collegate | ||||||
| Cardón IV SA | 1.054 | |||||
| Matrica SpA | 125 | |||||
| Shatskmorneftegaz Sarl | ||||||
| the west a fet construction when other from a com- Société Centrale Electrique du Congo SA |
||||||
| Unión Fenosa Gas SA | ||||||
| Gruppo Saipem | ||||||
| Altre [*] | 52 | |||||
| 1.378 | 85 | 141 | 156 | |||
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | ||||||
| Eni BTC Ltd | ||||||
| Altre [*] | ||||||
| 46 | 106 | |||||
| Imprese controllate dallo Stato | ||||||
| Altre ['] | ||||||
| Totale | 1.424 | 191 | 84 | 145 | 157 |
$\left( \begin{smallmatrix} \bullet \ \bullet \end{smallmatrix} \right)$ Per rapporti di importo inferiore a $\epsilon$ 50 milioni.
| 31.12.2015 | 2015 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Crediti | Debiti | Garanzle | Onerl finanzlari |
Proventl finanzlarl |
| Continuing operations | |||||
| Joint venture e imprese collegate | |||||
| Cardón IV SA | 1.112 | 65 | |||
| Matrica SpA . National process the second contract of the contract of the second contract of the second contract of the second |
209 | 10 | 11 | ||
| Shatskmorneftegaz Sàrl | 63 | ||||
| Société Centrale Electrique du Congo SA | 94 | ||||
| Unión Fenosa Gas SA | |||||
| Altre (*) | 52 | $12$ $19$ | |||
| 1.530 | 81 | ||||
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | |||||
| Altre (*) | 51 | 111 | |||
| 51 | 111 | ||||
| Imprese controllate dallo Stato | |||||
| Altre [*] | |||||
| 1.608 | 208 | 83 | |||
| Discontinued operations | |||||
| Joint venture e imprese collegate | |||||
| CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due | 150 | ||||
| Altre [-] | |||||
| 150 | |||||
| Totale | 1.613 | 208 | 162 | 50 | 83 |
(*) Per rapporti di importo inferiore a £50 milioni.
BILANCIO CONSOLIOATO 20171 NOTE AL BILANCIO
231
"... '
l rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:
zione dell'impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell'area 4 in Mozambico (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 38- Garanzie, impegni e rischi);
Gruppo per la Enl BTC Ltd. · Gli oneri finanziari verso parti correlate non comprendono la svalutazio· ç: ne di crediti finanziari per €242 milioni. ;
Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate ~; sulla situazione patrimonlale, sul risultato economico e sul ~ flussi finanziari C
!.:incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci del- "- lo stato è indicata nella seguente tabella di sintesi:
| 31.12.2017 | 31.12.2016 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ !f1111onl)_ | ., ~ ,2 |
~ ~ o u ~ c IU |
~ 1] .5 |
.2 ! | ! l -! i l 3 1 ! c , w l |
|||
| Crediti commerciali e altri crediti | 15.737 | 907 | 5,76 | 17.593 | 1.100 | |||
| Altre attività correnti | 1.573 | 30 | ||||||
| Altre attività finanziarie non correnti | 1.675 | 1.214 | ||||||
| Altre attività non correnti | 1.323 | 46 | ||||||
| ··-· -- ·-··--·~-- ~---·--· ··-· ···- '·····-··-····-· ···- -··· ··-·· ··-·--··-·· -· ··---··· . - ---· ,., ___ ·--. ··-- __ ., -- ······-· -- -·- ---- - ·- Passività finanziarie a breve termine |
2.242 | 164 | ||||||
| Debiti commerciali e altri debiti | 16.748 | 2.808 | ||||||
!.:incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:
| 2017 | 2016 | 2015 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| !€mllio ~i) | s ~ o u ~ ~ |
~ :2 u .5 |
l ., ~ i ,2 l |
:l l i ~ l o u i ·!!) i ~ w l |
l:! "O 'il ! .5 |
' i ~ ,2 ! l |
:l "!! :; u ! '!l l ' ~ i IU |
! ! l:! i "O i 'iJ ' ' .5 |
|
| Cont/nulng operatlons | |||||||||
| ~!~ca_~ ·. ~~~--~- :~ -~ . -- ~~ ~~~ . ~~~_0 !3. ~~-~~~~~a~~it |
1.567 | ||||||||
| Altri ricavi e proventi | 4.058 | 41 | |||||||
| :A~q~l ti; j;;~;i~~i~~i dise ~~i~~ ~ | ii dW~r~i ···· ··(52.4siT · | (9.164) "" | |||||||
| · -··· -· · · ···· iz:gsiJ · · ;· ·-···- ··- ·· costo |
·· i~4i | ||||||||
| .r.~ ~~ rif~é!~~lyl |
ùij" | 331 | |||||||
| Proventi finanziari | 3.924 | ||||||||
finanziari Oneri ···~ -·- -· |
_(5 ~8.61 |
||||||||
| -· -· Strumenti finanziari derivati O •• ,.,, · - -- |
837 | ||||||||
| • • - o • ••-OoO O o O 00 O 0 o OoOo o o LO - O O ~!~~o~t!~u~d o,pe~f!.!l~ns ·---·- • |
|||||||||
| - -----· -·· Totale ricavi _. ·-·· - -- |
|||||||||
| Totale costi | |||||||||
l principali nussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
| (€milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| ~i~~vi e~~~~~ti _ __ |
1.608 | 1.312 | 1.411 |
| I~:-360) :fj~~~~r ~-~:-J.Ea~r. | |||
| 331 | 247 | 96 | |
391 |
182 | 105 | |
| Interessi | 187 | --·- ··------- ------ --- -· · 133 |
82 |
| ··--·-· ·-· . -···· . -····· --- -----·---·. -- ~!~.!."~ ~~ ~~ss a ~et!~ da at~lv~~ ~P.~~~~~~~ ~~~~~~ ~~~~ ~P e,~tl~~~ _ • |
. -· ·······--· -- (2.843} !~-7~9) J~ ~~l |
||
| ~!~!!~~l ~~~!.a_ ~~tt~. ~~ t!~~~~~ ~P ~~~~~~~ : ~~?~~~~~~-~ ~ ~P.e!~~~n~ __ . _ . | 126 | ||
| t~!!~~~P!~.'!~! __ . _ _ __ _ _ __ ~~~~ ~!~!!~ ne~~o |
!2.8~~) . | !3~~~9(.' - | '[i966j"' |
| Investimenti In attività materiali e immateriali | r~.8~~~ _ _ .!? | .:.~1~ ! ·.JXi:~~L | |
| __ ,,, ---- ·· ··--- ··- -· -· -·----· ···· ····- -·· --- -· ·· --· - ···-·- - ··· ---· ·-·· . ·--··· ---· --· ~i~i~ esti_m~~ti i_n p~r~e.~l_e~~~~~i - . _ |
463 | ||
| Variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento | 425 | 252 | (33~!._ |
| Variazione crediti finanziari | 298 | 5.650 | - l!~~! |
| ,o - ' ' '' _ , ••••• ' o o o ooo• o ' • ~ , '' ~ o •o '''"~"'''"'-H " ,,,.,.,, _ ., •• ' '" - oo <o -o="" o="" o |
(3.115} | 3.752 | J~ _~ ), |
| Variazione debiti finanziari | · · i1s1 | {~92) · - | 13 |
| -· -· -·· --··· --· . ·- ~ ·····-·-. Flusso di cassa netto da attività di finanziamento |
_ i~s) . | . r.~9~) | 13 |
| Totale flussi finanziari verso entità correlate | ~~-~!4.> !~~~L J~:~~~L |
!:incidenza dei nussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
lnformationi sulle società controllate consolidate con significative lnteressenze di terzi
Nel 2017 e nel 2016 il Gruppo Eni non ha società controllate con signifi· cative interessenze di terzi.
Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2017 è di €49 milioni (stesso ammontare al31 dicembre 2016].
Nel2017 e 2016 non si segnalano modifiche di interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo.
(28)1ilenco dello partoclpozloni In Imprese controllate, a controllo congiunto e collegale al31 dicembre 2017 è indicato nell'ollcgeto •portecipnlonl di Eni SpA ol31 dicembre 2017" che costituisce parto Integrante delle presenti note.
Ent Restrain Tiger
83192828
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa |
Settori di attività |
% interessenza partecipativa |
% diritti di voto |
|---|---|---|---|---|---|
| Joint Venture | |||||
| Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA |
Ampelokipi-Menemeni (Grecia) |
Grecia | Gas & Power | 49,00 | 49,00 |
| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | Yeosu (Corea del Sud) |
Corea del Sud | Chimica | 50,00 | 50,00 |
| PetroJunín SA | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | Exploration & Production | 40,00 | 40,00 |
| Saipem SpA | San Donato Milanese (MI) [Italia] |
Italia | Altre attività | 30,54 | 31,00 |
| Unión Fenosa Gas SA | Madrid (Spagna) |
Spagna | Gas & Power | 50,00 | 50,00 |
| Joint operation | |||||
| Blue Stream Pipeline Co BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Russia | Gas & Power | 50,00 | 50,00 |
| Mozambique Rovuma Venture SpA (ex Eni East Africa SpA) |
San Donato Milanese (MI) (Italia) |
Mozambico | Exploration & Production | 35,71 | 35,71 |
| Raffineria di Milazzo ScpA | Milazzo (ME) (Italia) |
Italia | Refining & Marketing | 50,00 | 50,00 |
| Collegate | |||||
| Angola LNG Ltd | Hamilton (Bermuda) |
Angola | Exploration & Production | 13,60 | 13,60 |
I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in joint venture significativa, riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati:
| 2017 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gas Distribution | Lotte Versalls | ||||||
| Unión Fenosa Gas SA |
Junin SA | Petro Company of Thessaloniki - Thessaly SA |
Elastomers Co Ltd |
Cardón IV SA | Altre non rllevanti |
||
| (€ milioni) | Salpem SpA | ||||||
| Attività correnti | 6.743 | 610 | 365 | 86 | 43 | 816 | 275 |
| di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 1.751 | 32 | 30 | 42 | 64 | ||
| Attività non correnti | 5.847 | 877 | 628 | 289 | 547 | 2.756 | 916 |
| Totale attività | 12.590 | 1.487 | 993 | 375 | 590 | 3.572 | 1,191 |
| Passività correnti | 4.487 | 234 | 434 | 94 | 644 | 985 | |
| di cui passività finanziarie correnti | 189 | 40 | 38 | 640 | |||
| Passività non correnti | 3.504 | 580 | 34 | 292 | 2.928 | 124 | |
| di cui passività finanziarie non correnti | 2.929 | 506 | 288 | 1.912 | 79 | ||
| Totale passività | 7.991 | 814 | 468 | 96 | 362 | 3.572 | 1.109 |
| Net equity | 4.599 | 673 | 525 | 279 | 228 | 82 | |
| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo | 31,00% | 50,00% | 40,00% | 49,00% | 50,00% | 50,00% | |
| Valore di Iscrizione della partecipazione | 1.413 | 350 | 210 | 13 | 114 | 28 | |
| Ricavi e altri proventi operativi | 9.038 | 1.340 | 135 | 54 | 756 | 412 | |
| Costi operativi | [8.172] | (1.308) | (66) | (14) | $\left[4\right]$ | 608 | (433) |
| Ammortamenti e svalutazioni | (740) | (89) | (29) | (15) | [357] | 113 | |
| Risultato operativo | 126 | (57) | 40 | 25 | $\left(4\right)$ | (209 | U341 |
| Proventi (oneri) finanziari | $[223]$ | (38) | 185 | 23 | |||
| Proventi (oneri) su partecipazioni | (9) | 3 | (4) | ||||
| Risultato ante Imposte | (106) | (92) | 87 | (4) | (364) | 191 | |
| Imposte sul reddito | (201) | [22] | 11 | ||||
| Risultato netto | (307) | (91) | 65 | Ø | (368) | [202] | |
| Altre componenti dell'utile complessivo | 49 | (41) | (68) | [6] | 26 | ||
| Totale utile complessivo | (258) | (132) | $\left(3\right)$ | 18 | (10) | (394) | (202) |
| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | (101) | (63) | 26 | [2] | (184) | (56) | |
| Dividendi percepiti dalla joint venture | 12 | 29 |
$M_{e}$
83192829
| (Emilioni) | Salpem SpA | Unión Fenosa Gas SA | PetroJunin SA | 2016 of Thessaloniki - Thessaly SA Gas Distribution Company |
Elastomers Co Ltd Lotte Versalis |
Cardón IV SA | Altre non rilevantl |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Attività correnti | 7.783 | 651 | 336 | 34 | 12 | 451 | 197 |
| - di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 1.892 | 25 | 2 | 11 | 31 | 45 | |
| Attività non correnti | 6.500 | 1.037 | 703 | 285 | 417 | 3.628 | 469 |
| Totale attività | 14.283 | 1,688 | 1.039 | 319 | 429 | 4.079 | 666 |
| Passività correnti | 5.668 | 232 | 480 | 13 | 36 | 455 | 433 |
| - di cui passività finanziarie corre | 206 | 61 | 299 | ||||
| Passività non correnti | 3.730 | 650 | 32 | 245 | 3.230 | 94 | |
| - di cui passività finanziarie non correnti | 3.194 | 547 | 245 | 2.108 | . 36 |
||
| Totale passività | 9,398 | 882 | 512 | 13 | 281 | 3,685 | 527 |
| Net equity | 4.885 | 806 | 527 | 306 | 148 | 394 | 139 |
| Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo | 30,76% | 50,00% | 40,00% | 49,00% | 50,00% | 50,00% | |
| Valore di Iscrizione della partecipazione | 1.497 | 434 | 211 | 150 | 74 | 197 | 72 |
| Ricavi e altri proventi operativi | 10.009 | 905 | 105 | 152 | 738 | 275 | |
| Costi operativi | (9.100) | (921) | (60) | (98) | $[1]$ | (233) | (279) |
| Altri proventi (oneri) operativi | (5) | ||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | [2.408] | (131) | (40) | $[22]$ | [87] | (169) | |
| Risultato operativo | (1.499) | [147] | 5 | 32 | $\left[ \begin{smallmatrix} 1 \ 1 \end{smallmatrix} \right]$ | 418 | (178) |
| Proventi (oneri) finanziari | (154) | 31 | 94 | (206) | (20) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni | 18 | 13 | |||||
| Risultato ante imposte | (1.635) | [103] | 99 | 32 | 212 | (198) | |
| Imposte sul reddito | [445] | 23 | (24) | (12) | [252] | (20) | |
| Risultato netto | (2.080) | [80] | 75 | 20 | [40] | (218) | |
| Altre componenti dell'utile complessivo | 48 | 29 | 18 | 12 | (2) | ||
| Totale utile complessivo | (2.032) | (51) | 93 | 20 | [28] | (220) | |
| Utile (perdita) di competenza del Gruppo | (144) | [62] | 30 | [20] | (125) | ||
| Dividendi percepiti dalla joint venture | 35 | ||||||
235
o o •; !l .
" '·
2017
l dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in società collegata significativa, riferiti ai valori inclusi nei bilanciiFRS delle parted· pate sono di seguito riportati:
Esercizio 2017
| (€milioni) | . !l ID 3 io ~ |
o u ~~ -g~ !::-.::: c ::>C |
~ j 1~ ç_ |
|---|---|---|---|
| Attività correnti ··- - - ···-···-- ·· |
662 | 192 | 182 |
| -·---·--·· ~ ~ ___ -···-···· . ··- ·· , • : cu_J_~{ f! ~~J.b!'l!illiq~{d.~ ~~ :9~!~al~!}t! . _ |
370 | 62 | 46 |
| Attività non correnti ---· -···--··- • |
7.048 | 91 | 1o698 |
| Totale attività | 7o710 | 283 . |
1o880 |
| Passività correnti | ·- 203 |
37 | 339 |
| :!!! cui P.~~s!f_i~tj_in!!'!._Z a~~ ~!. l!!]!i __ _ -·· __ •. ---···· ··-··· .• --··· o _ •• -·- · · · · · - · __ - - ----· . _ ,. _ ____ _ _ |
42 o | ||
| Passività non correnti | 1o610 | t.oSo J | |
| 1.418 | 997 | ||
| ·- 1o813 | 37 | 1o389 | |
| So897 | 246 | 491 | |
| 13.~~" | 3~,33" | ||
| 802 | 82 | 177 | |
| i§~:~T~.:~~~~i!~~~~~~~~~~ ,! i ~: 0::· :: ~:· - · :·· ~.: ·:::o -- __ ·: :=~ -- :~.:: :::~.: -~--_: -~--~~-:~· :~ -- --- :.:~.:-~:= |
1o374 ~:~ _·o |
112 | 462 |
| ~~~! ?E.:'.~~~! - ---- --···-·-- -- -· ·-· ----· --·--··-···- -···. - --- · o-o" ·-." ·-·· ·-· | (563) ' | . (44i | (41Òi |
| . - . ·· -- Ammortamenti e svalutazioni ·---· - ···- ·---- • -·· . - -- ··--·-··--·-·--·--·-·-·-· -- . -··· ·-· -· ·~ ·- |
J399) | 'pji | (2?.Ì |
| ······ ·-··· .,. __ -·· _ __ -·· _ ··- ~_!!~lta!~ ~P.!ra ~~o ·· ···--·- __ |
412 | 55 | 25 |
| Proventi (oneri) finanziari | (BO) | 6 | 1 |
| · :.~: ·- : ~~ . -~:-~--=::·~:.· ~;~ ~!!l n.~iE~~~;i~i~~ii~~~ · - · ____ :~ ::.: :- · ~~:~:: :. :~~~:~.--·-= . -· .: :.:_ .:.:~ |
· · · · | (3ÒÌ | |
| 332 | 61 | . (4) | |
| Ù4r · |
(5) | ||
| ------··- Risultato netto ··-- -- . - ··· _ _, ___ ·-··· ·- · ·-- -- -· ·-·· - ---· -···- ··· -· -·· -·· ·-··-··- . |
332 | 47 | (9) |
| ~~!:~ ~eo~:_n!I ~-~~~~~~~~P.~ s~i~~ - ···-····---- o .•.• · -··· --·---·- · · ·· ---- ·--·· ······-··---··-··-·-- |
(~ài · | (3~)' | (Ì3j' |
| Totale utile complessivo | J4~~) | 8 | (~~j' |
| ~p~~~~~ ~i ~rupP.o : -- !iii ~P!;~~~Idi |
45 | 16 | (7) |
| -· -- - ··. -· -. . - . . __ _ --o . -----------· ·-·· _ ____ . __ __ ---·-·---· '1 P.!~~~-!. ~~~Y! ~! ~~ ~]!.a. ~~~ .!la.!~ ___ o |
12 |
Esercizio 2016
.. :r
~ L!) J : % i' l |
_, c· e: = t ! o • c ! ! i |
||
|---|---|---|---|
| Attività correnti | 507 | 253 | 1.338 |
| :_d.i '.~~~Sf.O!'!~l!!.t ~ _f!CJU.i~e. ~~. ~9U!.V~':~!! | 339 | 146 | 32 |
| Attività non correnti | 8.376 | 140 | 569 |
| ··- ----- --······- Totale attività |
8.883 | 393 | 1.907 |
| Passività correnti | 284 | 41 | 1.232 |
| :~~.~~~é~~~~~i~J.i~ci~~;~;;: c~ r~nr(. . :·: :::. ~~ ··~· ~~ ~ |
--------- | ··-· --. 25 |
|
| ····- __ , _ ___ , ,_ -· ······ ····· . -· '. ·-. - " -· Passività non correnti - |
1.863 | 270 | |
| :.d! c~.P.?.~s~it~f!~!!.nziar!e ~!l c9rr~nti . | 1.699 | ?8 | |
| . __ . ~~!~ ! -· |
2.147 | 42 | -· ·-· ---. 1.502 |
| _t?!_a'.!_p~ equ~~~ _ -·· ---·· _ ·- ·-- ··-·. ·- . |
6.736 | - . - 351 |
405 |
| ~~ i~ ~~ te,~~t~d~~~r~pp~ . __ -·-- . |
-·--·---···-- ····- ·--····--··-----·-·- ·· |
3~.~3 _··-·· ·- -··-- | |
| ~~~~~~~~~ P!l !~~ip ~I~~O.~!. ~~~!~ !:?'::'.~ c'fa~~~~ __ ·-·--·-- ~.!!O. !e ~l |
13,60% 916 |
117 | 167 |
Nel 2017, 2016 e 2015 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
Nel 2017, 2016'e 2015 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
Non si segnalano fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio.
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.
83192832
Last Celebration
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:
| Resto | Africa | Africa | Resto | Australia | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| [€ milioni] | Italia | d'Europa | Settentrionale | Egitto Sub-Sahariana | Kazakhstan | dell'Asia | America | e Oceania | Totale | |
| 2017 | ||||||||||
| Società consolidate | 17,600 | 15.211 | ||||||||
| Attività relative a riserve certe Attività relative a riserve |
16,277 | 12.514 | 36,976 | 10.547 | 12.493 | 14,840 | 1.950 | 138,408 | ||
| probabili e possibili | 18 | 356 | 471 | 32 | 2.157 | 3 | 1.023 | 785 | 185 | 5.030 |
| Attrezzature di supporto | ||||||||||
| e altre immobilizzazioni | 359 | 39 | 1.436 | 191 | 1.212 | 101 | 34 | 46 | 14 | 3.432 |
| Immobilizzazioni in corso | 681 | 345 | 2.050 | 1.297 | 2.679 | 1.417 | 421 | 280 | 124 | 9,294 |
| 17.335 | 18.340 | 16.471 | 12.068 | 15.951 | ||||||
| Costi capitalizzati lordi Fondi ammortamento |
16.731 | 43.024 | 13.971 | 2.273 | 156.164 | |||||
| e svalutazione | [13.504] | (12.014) | (10.640) | (10.413) | (25.920) | (1,690) | [10.386] | [12.534] | (1.188) | (98.289) |
| Costi capitalizzati netti | ||||||||||
| società consolidate (*) | 3.831 | 6.326 | 5.831 | 6.318 | 17.104 | 10.378 | 3.585 | 3.417 | 1.005 | 57.875 |
| Società in joint venture | ||||||||||
| e collegate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 67 | 1.419 | 581 | 1.833 | 3,900 | |||||
| Attività relative a riserve | ||||||||||
| probabili e possibili | 85 | $89$ . | ||||||||
| Attrezzature di supporto | ||||||||||
| e altre immobilizzazioni | $\sim$ | 6 | 13 | |||||||
| Immobilizzazioni in corso | 6 | $\ddot{a}$ | 225 | 329 | ||||||
| Costi capitalizzati lordi | 759 | 2.064 | 4.331 | |||||||
| Fondi ammortamento | ||||||||||
| e svalutazione | (61) | (475) | (611) | (785) | (1.932) | |||||
| Costi capitalizzati netti società | ||||||||||
| in joint venture e collegate (*) | 5 | 19 | 948 | 148 | 1.279 | 2.399 | ||||
| 2016 Società consolidate |
||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 15.951 | 18.678 | 13.492 | 15,262 | 38.539 | 10.790 | 11.680 | 17.127 | 2.085 | 143.604 |
| Attività relative a riserve | ||||||||||
| probabili e possibili | 18 | 301 | 416 | 55 | 2.461 | $\mathbf{1}$ | 1.155 | 903 | 210 | 5,520 |
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni |
357 | 42 | 1.627 | 203 | 1.375 | 111 | 37 | 77 | 15 | 3.844 |
| Immobilizzazioni in corso | 724 | 242 | 2.347 | 1.828 | 5.117 | 2.565 | 2.248 | 317 | 134 | 15.522 |
| Costi capitalizzati lordi | 17.050 | 19.263 | 17.882 | 17.348 | 47.492 | 13.467 | 15.120 | 18.424 | 2.444 | 168.490 |
| Fondi ammortamento e svalutazione |
||||||||||
| Costi capitalizzati netti | (13.022) | [12.113] | (11.374) | (11.022) | (27.264) | (1.608) | (11.000) | (14.301) | (1,227) ' (102.931) | |
| società consolidate (+) | 4.028 | 7.150 | 6.508 | 6.326 | 20.228 | 11.859 | 4.120 | 4.123 | 1.217 | 65.559 |
| Società in joint venture | ||||||||||
| e collegate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | S | 82 | 14 | 657 | 2.037 | 2.792 | ||||
| Attività relative a riserve | ||||||||||
| probabili e possibili | 15 | 96 | 111 | |||||||
| Attrezzature di supporto | ||||||||||
| e altre immobilizzazioni | 8 | $\mathcal{A}$ 15 |
||||||||
| Immobilizzazioni in corso | 9 | 5 | 1.596 | 24 | -1:087 | |||||
| Costi capitalizzati lordi | 26 | 95 | 1.610 | 777 | 29 | 4.805 | ||||
| Fondi ammortamento | ||||||||||
| e svalutazione | [20] | (72) | (482) | [682] | (602) | (1.858) | ||||
| Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate (a) |
6 | 23 | 1.128 | 95 | 1.695 | 2.947 |
(a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €969 milloni nel 2017 e per €1.090 milioni nel 2016 per le società consolidate e per €78 milioni nel 2017 e €95 milioni nel 2017 2016 per le società in joint venture e collegate.
l costi sostenuti rappresentano gli importi capitalizzati o imputati a l costi sostenuti si analizzano per area geografica come segue: conto economico relativi alle attività di esplorazione e produzione.
| Reato | Africa | Africa | Resto | Australia | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| [€milioni) | Italia | d'Europa Settentrionale | Egitto Sub-Saharlana Kazakhstan | dell'Asia | America | • Oceania | Totale | |||
| 2017 | ||||||||||
| Società consolidate ~cq~isi~io~! di ~is~r~~ certe Acquisizioni di riserve |
5 | 5 | ||||||||
| 1~robabill e ~ossibili | ||||||||||
| Costi di ricerca - -. - |
31 | 242 | 77 | 110 | 65 | 3 | 76 | 106 | 5 | 715 |
| _C_c>sti di s~ll~p~ol•l . Totale costi sostenuti società consolidate |
251 282 |
364 606 |
785 862 |
3.041 3.151 |
1.939 2.009 |
246 249 |
714 790 |
292 398 |
14 19 |
7.646 8.366 |
| Società In Jolnt venture e collegate __ Acq_uisiz o~i di r!ser_v!: ~e!': Acquisizioni di riserve . ~r?babi!i ~ p~ssibll! |
. | |||||||||
| Costi di ricerca . |
l | 90 | 91 | |||||||
| . ~o~ti di s~~iuppo~•l | 2 | 9 | 4 | 48 | 63 | |||||
| Totale cosclaoetenutleocletà | ||||||||||
| ln.Jol~t v!nture .• colle~ate | 2 | 9 | 94 | 48 | 154 | |||||
| 2016 | ||||||||||
| ·-·-··-···- -·- ------ Società consolidate !'"'!u~lz~~':1~~~ ~~~r ~t: ~~! ~ , |
····· -·-·. --···--·· ·- -- . |
·-· ·· - ···-·· ··--·- | ····· - - | -····· | -· --·-. -····-- ·---- -··· | |||||
| Acquisizioni di riserve P.!.~b~~~~~~ ~?~~~li --·- ------ ~ - _. |
2 | |||||||||
| ·------··- ---- ---··-- Costi di ricerca |
--. - -· -· ·- 27 |
51 | . --- . ···-·-··-·-·-·---· -·· ·-···- ·- --- 58 |
306 | 70 | 80 | 26 | 3 | 621 | |
| ~~.U.P.~ ~~~ - | ·-· ,_3_1!7. - | ··- | !?._ - | )_.7 ~ |
!_~ " 6_5_1- | -· - ·- ~ ··- . | . - -·. -- | . .!§l ?·1~! | ··-·· --- ~- -···-·· | |
| ~~~~~ Totale costi sostenuti |
~~~- . | ~2 . | ||||||||
| società consolidate | 414 | 488 | 752 | 2.060 | 2.089 | 651 | 1.312 | 21 | 4 | 7.791 |
| Socletllln jolnt venlure e colle&ate !.~~!~i~~!l~~! ~~1!!!! ~~r~: _ ___ _ - Acquisizioni di riserve J~r~~~~~ !e~.s ~~'! - - · _ ,, __ . |
__ , - ,, . , ·- |
. -. -· . | ||||||||
| Costi di ricerca | 13 | 14 --- | ||||||||
| _ ~~~~I~ ~yii~p~~ ~.' |
28 | 12 | 95 | -···-. 136 |
||||||
| -~~ Totale costi soslenutl soclotil )~ !.~~t ~~~~~r~ ~ ~lle ç~te |
28 | 25 | 95 | 150 | ||||||
| 2015 Soci et• consolidate !5quis!~~~~l ~.l~!~r~o;_ c~! te |
||||||||||
| Acquisizioni di riserve - |
||||||||||
p~~~Jl!'~ !.P~:.~~ -- Costi di ricerca |
28 | 176 | 289 | 196 | 71 | 54 | 6 | 820 | ||
| ~o~! ~~~vil~pP.ol'! _ | 207 | 1.006 | . ·-····· . 1.574 |
2.957 | 819 | 1.332 | 745 | 18 | 8.658 | |
| Totale costi sostenuti soclet~ consolidate |
235 | -------·· ··- 1.182 |
1.863 | 3.153 | 819 | 1.403 | 799 | 24 | 9.478 | |
| s~~i;ii in joi~t ~.~iure a collegate ~c~!~!~~o~! rise!.ve_cert_e |
||||||||||
| Acquisizioni di riserve ~!.o~!bi!i o~-~i~!li_ . _. . |
||||||||||
| Costi di ricerca | 14 | l | 16 | |||||||
| ~~~~P.~ 1; . ·. : ~~~~i |
112 | 35 | 554 | 703 | ||||||
| Totale costi sostenuti società !~ ~~'!.O~.!~ ~ ~!~~~ !~ |
2 | •••••• ••-"' -•••'••~" '• ~•"• '''''""•'-P'.-' '"' '' ''"' ' ,, ,. • •• •• ·--- - '"*' ''''" ' ,,, • '""' ,,.,,., ,, '"••-n• '"' ' - ;-• | 112 | 49 | 555 | 719 | ||||
(a) Gllirnportlindicaticornprendono costi relativi ~ll'abbandonodelle attività per€355 milioni nel 2017, decrementi per €665 milioni nel2016 edecrornentl per €817 milioni nel 2015. (b) Gliirnportllndicatlcornprendono decrernentlrelativlall'abbandonodelle attlvitl p,r €23 milioni nel2017, decrementi per €15 milioni nel2016 e costi per €54 rnllionl nel2015.
Eni Relezione Finanziario Annualt
$\overline{\nu}$
$\overline{1}$
83192834
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 dal partner a controllo statale 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:
| Resto | Africa | Africa | Resto | Australia | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Italia | d'Europa | Settentrionale | Egitto Sub-Saharlana | Kazakhstan | dell'Asia | America | e Oceania | Totale | ||
| 2017 | |||||||||||
| Società consolidate Ricavi: |
|||||||||||
| - vendite a imprese consolidate |
1.619 | 1.897 | 1.056 | 3.888 | 681 | 911 | 932 | з Ξ. |
10.987 | ||
| - vendite a terzi | 481 | 3.184 | 2.128 | 547 | 713 | 291 | 96 | 168 | 7.608 | ||
| Totale ricavi | 1.619 | 2.378 | 4.240 | 2.128 | 4.435 | 1.394 | 1.202 | 1.028 | 171 | 18.595 | |
| Costioperativi | [337] | (687) | (504) | [314] | (986) | (396) | (206) | [312] | (48) | (3,790) | |
| Imposte sulla produzione | (130) | (200) | (331) | $[11]$ | (5) | (677) | |||||
| Costi di ricerca | (26) | (122) | (22) | (191) | [60] | $\mathbf{r}$ and $\mathbf{r}$ | $[61]$ | (39) | (4) | [525] | |
| Ammortamenti e svalutazioni (o) | (465) | (838) | (679) | (767) | (2.063) | [289] | (765) | (577) | [59] | (6, 502) | |
| Altri (oneri) proventi | 1.563 | (141) | (162) | 690 | (716) | [221] | (84) | (342) | 2 | 589 | |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e |
|||||||||||
| produzione di Idrocarburi | 2.224 | 590 | 2.673 | 1.546 | 279 | 488 | 75 | (242) | 57 | 7.690 | |
| Imposte sul risultato | (299) | [216] | (1.978) | [214] | (38) | [223] | (67) | (38) | [23] | (3.096) | |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate |
1.925 | 374 | 695 | 1.332 | 241 | 265 | 8 | (280) | 34 | 4.594 | |
| Società in joint venture e collegate Ricavi: - vendite a imprese consolidate |
|||||||||||
| - vendite a terzi | 129 | 22 | 517 | 682 | |||||||
| Totale ricavi | 14 | 129 | 22 | 517 | 682 | ||||||
| Costi operativi | [8] | (37) | (9) | (40) | (94) | ||||||
| Imposte sulla produzione | (2) | $\left[ 8 \right]$ | (146) | (156) | |||||||
| Costi di ricerca | $\left( 1\right)$ | (13) | (14) | ||||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | $\left[1\right]$ | $[54]$ | (13) | (271) | (339) | ||||||
| Altri (oneri) proventi | (2) | $[2]$ | 26 | 3 | (199) | (174) | |||||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di Idrocarburi |
$\left(3\right)$ | 1 | 56 | (10) | [139] | (95) | |||||
| Imposte sul risultato Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione |
(1) | [4] | [20] | $[25]$ | |||||||
| di idrocarburi società in joint venture e collegate |
(3) | 56 | [14] | (159) | (120) | ||||||
| (a) Include riprese di valore nette per €158 milioni, | نيه ل |
| (€milioni) | Resto | Africa | Africa | Resto | Australia | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | Italia | d'Europa Settentrionale | Egitto Sub·Saharlana Kazakhstan | dell'Asia | America | e Oceania | Totale | |||
| Società consolidate Ricavi: |
||||||||||
| ·vendite a Imprese consolidate |
1.217 | 1.673 | 932 | 9 | 3.178 | 252 | 1.027 | 833 | 4 | 9.125 |
| · vendite a terzi | 432 | 2.841 | 1.471 | 495 | 606 | 114 | 102 | 165 | 6.216 | |
| Totale ricavi ··-·- ····---. |
1.217 . -···· - -. |
2.105 | 3.773 | 1.490 | . . - . - -. - 3.663 |
958 | 1.141 --· • |
935 | 169 | 15.341 |
| . ~?~~' oeer_a_t_lvi _ _____ - . | (~~11_ !.~ ~9) .• | . - _l4 ~1! . (35~) . | -· (9 6~!. | 1?69) ·- | l2 1~!. | -·-· ·- -(325] (~~.~ J3 ~~-3j . |
· | |||
| . 1'!\P.~ t=-~u !~ e~o~~~~o,~e. ~~~L _ J!?6) __ __ J~~ | • - ··· • Jl?) | • (5J _{?!~) | ||||||||
| ·· ····-· | (_3~L J~~L. | _ (4?1 . | ) __ 1~?1 |
J3~J. | I?Bl 1~ !(~~~~ -- | |||||
| -- ~~ti?J ~ic~!~~ ~!"?~l~~~~~i-~ svalutazl~n fi ·· J~? 3). . J~ 3J |
------ ~!._ __ . _I~? |
S.) __ ~~~!L | . ~~~) . J1~?.!. | . __ (~~21 | .!~B~) __ (~~).__ J~~~ 5~) | |||||
| . A!~ (~~!:~l) prov!~ -- · • J3.'!?) .J.232]__ | .J?.q_1) ····- | (2~~L. . | .J~l.J J~~O!. | 11~~.! | ~L __!2 | |||||
| Totale risultato ante Imposte attività di esplorazione e |
_ . J4~~) | 291 | 2.225 | 126 | (9~7!._ -. --- -- -· ·- - 4~~ . __ {2 !~! . 261 |
_.p~) | ||||
| !'.~~d.l!~lon!.~ l !~!~~~!.~~E . l_r~p ~t~ s'!!!is_l!h~ ~ • _ .• _ |
159 | - ··-· . - (ti J.t·~ ~~L. . _ ~~~J. |
. Y | (1 3~l. ~2 | ||||||
| Totale risultato delle attlvlt~ di esplorazione e produzione di Idrocarburi società ~~~!o)!~'!! ·-·· |
- • -· . __ (3~~) | 290 | 607 | 37 | 358 | ~~4 ~~~~! | (~7! . | 28 | 1.046 | |
| Società In Jolnt venture e collegate Ricavi: . -·-- - ·-·-···-· ·- .,,, _, - ~ -···· ~ |
. ···--··- ····· --. - | -- -· | . -····- ·- |
- ---- |
. -·- | |||||
| ·vendite a imprese consolidate |
||||||||||
| ·vendite a terzi | 15 | 36 | 493 | 544 | ||||||
| Totale ricavi , ___ , , -··· - |
15 -·· · ·· --···- . ····· -·· ·--····-····- -·-· |
. -· | ~ ·-··· ··-···- · | 36 ···--··-···· . |
493 | 544 | ||||
| . cost! o_P._e!~!L":i | • -·-· · _ | J~L | . | ·-· | J1~l | __ (~4! --· . !.~3.1 | ||||
| • ':"E. t: ~u.~~P~~~~~ i~~e. . _ ___•. ••• _ ····- •. .• m | . _ __ |
_ | _ (1?1.! _ | ___ J~ z~! _ |
||||||
| !!.Ea. - - --····· ___ ---- -·······-· •. ·--~~~~i |
·- ·-·· ·---- -- (~ !. | ··- | J~~L | |||||||
| m.'.!!~r.~al_!l ~~!! ~~~!~~~;':'~ · ·· ·-··· ··· ··---· ·- | - •. m. __ |
___ | ~~). | __ |
_J~ ?l. | ~~~oJ | (299] | |||
| t!!J':'~~!t!E.~~~!~.!! .••.•• __ •• _ !~L ___ . (;L __ | . _ !?61. | _ ···-- ··- J.~~! | (~5J: :~: ~-- ~:~· | :. ~Jf.if_· | ||||||
| Totale risultato ante Imposte attività di esplorazione e P!O.~ z~~_!l.!d) ~~!~~!~~~~~ __ . |
J~ --- | ··-··· | __ l5~L _ -- ·-· ~3~! | 53 | l~ | |||||
| ·--~~P~~~e ~~!~s~)~~~~ . __. . | ____ __ !~1 ·-· . |
. | . . -- - ·-·.!?1 _(1~~1 . - | . 17~! | ||||||
| Tot•l• risultato delle aulvltà di esplorazione e produzione dlldracarburlsoclatà In Jolnt ~~!-".~~~ !~---·· ···· ----· -·-·· ·· J~L. ___ . __ .J~L. ___ . . V! |
BILANCIO CONSOLIDATO 2017 | INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITÀ OIL&GAS PREVISTE DALLA SEC
$241$
| 83192 826 | ||||
|---|---|---|---|---|
| Resto | Australia |
| (€ milioni) 2015 |
3 8 |
$\mathbb{Z}$ 9 |
|||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | Resto | Africa | Africa d'Europa Settentrionale Sub-Sahariana Kazakhstan dell'Asia |
Resto | America | Australia e Oceania |
Totale | ||
| Società consolidate Ricavi: |
|||||||||
| - vendite a imprese consolidate |
2.124 | 1,828 | 1.403 | 3.514 | 231 | 628 | 1.118 | 29 | 10.875 |
| · vendite a terzi | 501 | 5.681 | 914 | 659 | 854 | 131 | 226 | 8.966 | |
| Totale ricavi | 2.124 | 2.329 | 7.084 | 4.428 | 890 | 1.482 | 1.249 | 255 | 19,841 |
| Costi operativi | (403) | (642) | [948] | (1.099) | [239] | (235) | [453] | (108) | [4.127] |
| Imposte sulla produzione | [184] | (240) | (405) | (30) | $\left[9\right]$ | (868) | |||
| Costi di ricerca | [35] | [205] | (164) | [216] | (210) | $[35]$ | [6] | [871] | |
| Ammortamenti e svalutazioni [a] | (750) | [2.022] | [2.938] | (3.835) | [109] | (1.491) | (1.775) | (111) | (13.031) |
| Altri (oneri) proventi | $[215]$ | (142) | (564) | (290) | (156) | (282) | $\left[9\right]$ | [23] | (1.681) |
| Totale risultato ante Imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
537 | [682] | 2.230 | [1.417] | 386 | (766) | [1.023] | [2] | [737] |
| Imposte sul risultato | (182) | 589 | [2.148] | 272 | (142) | 90 | 406 | (25) | (1.140) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate |
355 | [93] | 82 | [1.145] | 244 | [676] | [617] | [27] | (1.877) |
| Società in joint venture e collegate Ricavi: |
|||||||||
| - vendite a imprese consolidate |
|||||||||
| · vendite a terzi | 19 | 68 | 248 | 335 | |||||
| Totale ricavi | 19 | 68 | 248 | 335 | |||||
| Costi operativi | (9) | [13] | [49] | (71) | |||||
| Imposte sulla produzione | $[3]$ | [82] | (85) | ||||||
| Costi di ricerca | $[16]$ | (16) | |||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | $[1]$ | $[3]$ | (432) | [77] | (78) | (591) | |||
| Altri (oneri) proventi | $\left(3\right)$ | $[1]$ | $[35]$ | [6] | [48] | (93) | |||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(4) | (467) | (44) | (9) | (521) | ||||
| Imposte sul risultato | [3] | 8 | (29) | [24] | |||||
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |
(4) | (467) | (36) | (38) | (545) | ||||
| (a) Include svalutazioni per €5.051 milioni. |
Í
242 BILANCIO CONSOL IOATO 2017 (INfORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITA OILS.OAS PREVISTE OALLA SEC
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&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 produci bili 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. l prezzi sono determinati come media aritmetica semplice del 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 2017 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 54 \$/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.
Oal1991 Eni attribuisce a società di ingegneri petroliferi indipendenti, tra i più qualificati sul mercato, il compito di effettuare una valutazione2" indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti30• Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi e altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sul pozzi, le misure della deviazione, l'analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura). mappe, dati di produzione e Iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi ope· ratlvi e di sviluppo futuri.
Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali
future e ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze della valutazione indipendente condotta nel 2017 da Ryder Scott Company e OeGolyer and MacNaughton2 hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne.
In particolare nel 2017 sono state oggetto di valutazioni indipendenti riserve certe per circa il 29% delle riserve .Eni al 31 dicembre 201731, Nel triennio 2015-201? le valutazioni indipendenti hanno riguardato il 96% del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2017 il principale giacimento non sottoposto a valutazione indipendente nell'ultimo triennio è Blacktip (Australia).
Enl 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%, il 59% e il 52% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2017, 2016 e 2015. Effetti analoghi a quelli dei PSA si producono nei contratti di service e buy-back; le riserve certe relative a tali contratti rappresentano il 4%, il 5% e il 5% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2017, 2016 e 2015.
Sono inclusi nelle riserve: (i) i volumi di idrocarburi in eccesso rispet· to 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 1'1,6%, 1'1,8% e lo 0,6% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2017, 2016 e 2015; (ii] le quantità di gas naturale destinate all'autoconsumo; (iii) le quantità di idrocarburi afferenti all'impianto di liquefazione di Angola LNG.
l metodi di valutazione delle riserve certe, l'andamento delle produzioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di incer· tezza. !:accuratezza delle stime è funzione della qualità delle informazioni disponibili e delle valutazioni di tipo ingegneristico e geologico. l successivi risultati dei'pozzi, delle verifiche e della produzione possono comportare delle revisioni, in aumento o in diminuzione, delle valuta· zioni Iniziali. Anche le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale hanno un effetto sui volumi delle riserve certe perché le valutazioni del· le 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.
Le tabelle che seguono indicano le variazioni annuali delle valutazioni delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale] e di gas naturale di Eni per gli anni 2017, 2016 e 2015:
( 30) l report deglllngegnerllndipendenli sooo disponibili sul sii o Enlall'indlritto entcom nella setlone ·oocumencnlone/Reln lono finantlaria Annu•l• 2017'.
( 31) Jntlusele riserve delle sodec' In jolnc venturo e collegate.
(29) Oal1991al 2002 la sode l~ OeGolyer and MaeNaughcoo acui l stata anlancaca, a pari ire dal ZOOl,la so del~ RyderScon,
Building tools?
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