Quarterly Report • Sep 28, 2015
Quarterly Report
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Situazione patrimoniale al 30 giugno 2015 di Eni SpA, ex Art. 2501 quater del codice civile
Relazione della gestione
2 21 Commento ai risultati economico - finanziari Altre informazioni
Bilancio di esercizio semestrale abbreviato 2015
24 Schemi contabili
29 Note al bilancio di esercizio semestrale abbreviato Relazione sulla gestione
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| 42.350 | Rica\1 della gestione caratteristica | 21 .630 | 18.702 | (2.928) |
| 359 | Altri rica\1 e proventi | 132 | 121 | (11) |
| (42.855) | Costi operati\1 | (21 .239) | (18.071) | 3.168 |
| (79) | Altri proventi e oneri operati\1 | 292 | (350) | (642) |
| (1 .260) | Ammortamenti e svalutazioni | (633) | (512) | 121 |
| (1 .485) | Utlle (perdita) operativa | 182 | (110) | (292) |
| (139) | Pro1.enti (oneri) finanziari netti | (224) | (216) | 8 |
| 5.523 | Pro1.enli netti su partecipazioni | 4.955 | 3.964 | (991) |
| 3.899 | Utile prima delle Imposte | 4.913 | 3.638 | (1.275) |
| 556 | Imposte sul reddito | (126) | 11 | 137 |
| 4.455 | Utile netto del periodo | 4.787 | 3.649 | (1 .138) |
L'utile netto di €3.6491milioni diminuisce di €1.138 milioni per effetto essenzialmente: i) dei minori proventi netti su partecipazioni relativi essenzialmente alla circostanza che nel primo semestre 2014 erano stati percepiti dall'Eni International BV maggiori dividendi per €1.003 milioni; ii) del peggioramento del risultato operativo di €292 milioni in particolare della Gas & Power e della Exploration & Production, parzialmente compensato dal miglioramento della Refining & Marketing.
1L'utile netto della Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2015 è di €57 milioni.
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) |
2014 -··· |
2015 | Var. ass. |
| 3.319 | Exploration & Production | 1.718 | 1.334 | (384) |
| 22.597 | Gas & Power | 12.003 | 10.733 | (1.270) |
| 19.449 | Refining & Marketing | 9.500 | 7.790 | (1.710) |
| 98 1 | Corporale | 479 | 442 | (37) |
| (3.996) | Elisioni | (2.070) | (1 .597) | 473 |
| 42.350 | 21 .630 | 18.702 | (2.928) |
I ricavi Exploration & Production (€1.334 milioni) diminuiscono di €384 milioni, pari al 22,4%, a seguito essenzialmente: (i) della diminuzione del prezzo di vendita in euro del greggio (36,8%); (ii) della diminuzione dei volumi di idrocarburi prodotti, pari al 6,5%, equivalente a 1,6 milioni di boe, connessa al declino dei giacimenti dell'offshore adriatico e alla fermata del Centro Olio Val d'Agri effettuata per lo svolgimento di interventi di manutenzione ordinaria e straordinaria dell'impianto, nonché alcune attività propedeutiche all'avvio della nuova linea di trattamento gas; (iii) della diminuzione del prezzo di vendita del gas naturale (7,4%).
I ricavi Gas & Power (€10.733 milioni) diminuiscono di €1.270 milioni, pari al 10,6%, a seguito principalmente della riduzione dei prezzi unitari di vendita determinata dalla crescente pressione competitiva nonché dai minori volumi commercializzati al settore termoelettrico per effetto dell'ulteriore deterioramento delle condizioni di mercato a seguito del maggiore utilizzo delle fonti idroelettriche e rinnovabili e per la contrazione della domanda, principalmente nella prima parte dell'anno. Tali effetti sono parzialmente compensati dalla buona performance del segmento retail e dai maggiori volumi commercializzati principalmente sui mercati spot e al segmento civile dovuti alle più rigide condizioni climatiche registrate nel 2015 rispetto ai mesi invernali del 2014.
I ricavi Refining & Marketing (€7.790 milioni) diminuiscono di €1.710 milioni, pari al 18%, a seguito essenzialmente della riduzione dei prezzi di vendita in dollari dei prodotti petroliferi. Tale effetto è in parte compensato: (i) dal deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro; (ii) dai maggiori volumi di vendita dei prodotti venduti a fronte di maggiori lavorazioni effettuate per cogliere l'andamento positivo dello scenario di riferimento della Refining & Marketing.
I ricavi Corporate (€442 milioni) diminuiscono di €37 milioni, pari al 7,7%, a seguito essenzialmente dei minori addebiti alle linee di business e alle società del Gruppo in relazione ai minori servizi resi a seguito delle iniziative di efficienza.
Gli altri ricavi e proventi di €121 milioni sono analizzati nella tabella seguente:
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| 63 | Locazioni, affitti e noleggi | 24 | 24 | |
| 69 | Proventi per attività in joint venture | 33 | 30 | (3) |
| 2 | Plusvalenze da vendite di attività materiali | 4 | 4 | |
| 225 | Altri proventi | 75 | 63 | (12) |
| 359 | 132 | 121 | (11) |
Le locazioni, gli affitti e i noleggi di €24 milioni riguardano essenzialmente i proventi derivanti dai contratti di locazione ai gestori delle stazioni di servizio delle attrezzature e dei locali nei quali viene svolta l'attività non-oil (officine, lavaggi, bar, ristoranti e convenience-store) e i proventi da affitto del ramo d'azienda "Attività logistiche" alla Petrolig Sri (70% eni) e alla Petroven Sri (68% eni).
I proventi per attività in joint venture di €30 milioni riguardano l'addebito ai partners delle prestazioni interne.
I costi operativi sostenuti nel primo semestre 2015 (€18.071 milioni) diminuiscono di €3.168 milioni rispetto al primo semestre 2014, pari al 14,9%, come di seguito indicato:
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| 41.782 | Acquisti, prestazioni .di servizi e costi diversi | 20.670 | 17.496 | (3.174) |
| 1.073 | Costo lavoro | 569 | 575 | 6 |
| 42.855 | 21 .239 | 18.071 | (3.168) |
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (€17.496 milioni) diminuiscono di €3.174 milioni, pari al 15,4% e riguardano:
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| 1.368 | Exploratlon & Production | 657 | 676 | 19 |
| 22.874 | Gas &Power | 11.887 | 10.952 | (935) |
| 20.817 | Refining & Marketing | 9.683 | 6.973 | (2.710) |
| 971 | Corporat.e | 479 | 403 | (76) |
| (4.032) | Elisioni | (2.101) | (1.623) | 478 |
| (216) | Eliminazione utili interni<•> | 65 | 115 | 50 |
| 41 .782 | 20.670 | 17.496 | (3.174) |
(a) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni tra linee di business di gas e petrolio in rimanenza a fine periodo.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Exploration & Production (€676 milioni) aumentano di €19 milioni, pari al 2,9%, a seguito essenzialmente dell'aumento dei costi per servizi correlati alle maggiori prestazioni rese e riaddebitate alle consociate. Tali effetti risultano parzialmente compensati dalla diminuzione delle royalties correlate alla dinamica del prezzo degli idrocarburi.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Gas & Power (€10.952 milioni) diminuiscono di €935 milioni, pari al 7,9%, a seguito essenzialmente della migliorata competitività del portafoglio gas per effetto delle rinegoziazioni. Tale effetto positivo è in parte compensato dalla circostanza che il primo semestre 2014 beneficiava di maggiori effetti economici una tantum delle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento relativi a forniture di esercizi precedenti.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Refining & Marketing (€6.973 milioni) diminuiscono di €2.710 milioni, pari al 28%, a seguito essenzialmente della riduzione del costo medio dì approvvigionamento delle materie prime. Tale effetto è parzialmente compensato: (i) dal deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro; (ii) dall'incremento del volume degli acquisti di greggi a fronte dì maggiori lavorazioni effettuate per cogliere l'andamento positivo dello scenario di riferimento della Refining & Marketing.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Corporate (€403 milioni) si riducono di €76 milioni, pari al 15,9%, a seguito delle iniziative di efficienza relativamente ai costi per servizi.
Il costo lavoro di €575 milioni sostanzialmente in linea con il primo semestre 2014 è analizzato nella tabella seguente:
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 |
Var. ass. |
| 310 | __ Expl()rél_liori & P~()cj uctio r:i . | 155 | 170 | 15 |
| 134 | Gas & Power | 70 | 59 | . (11) |
| 294 | Refining & Marketing_ | _,, . 162 |
148 | (14) |
| 335 | Corporale | 182 | 198 | 16 |
| 1.073 | 569 | 575 | 6 |
Il numero dei dipendenti in servizio al 30 giugno è indicato nelle tabelle seguenti:
| 31.12.2014 | 30.06.2014 | 30.06.2015 Var. ass. | ||
|---|---|---|---|---|
| Categorie contrattuali | ||||
| 616 | Dirigenti | 604 | 607 | 3 |
| 4.369 | Quadri | 4.475 | 4.469 | (6) |
| 6.589 | Impiegati | 6.737 | 6.637 | (100) |
| 1.171 | Operai | 1.200 | 1.190 | (10) |
| 12.745 | 13.016 | 12.903 | (113) |
| 31.12.2014 | 30.06.2014 | 30.06.2015 Var. ass. | ||
|---|---|---|---|---|
| Linee di business | ||||
| 3.734 | Exploration & Production | 3.496 | 3.742 | 246 |
| 1.402 | Gas & Power | 1.549 | 1.426 | (123) |
| 3.452 | R~fining & Marketing | 3.879 | 3.430 | (449) |
| 3.756 | Corp()rate | 3.688 | 3.900 | 212 |
| 12.344 | 12.612 | 12.498 | (114) | |
| Joint Operation I•> | ||||
| 305 | Raffineria di Milazzo ScpA | 305 | 307 | 2 |
| 96 | Eni EastAfrica SpA | 99 | 98 | (1) |
| 12.745 | 13.016 | 12.903 | (11 3) |
(a) Il numero dei dipendenti delle società in j oint operation è rilevato pro - quota.
~ 5
| Primo semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| Exploration & Production | ||||
| 9 | Gas & Power | 285 | (50) | (335) |
| (88) | Refining & Marketing | 8 | (300) | (308) |
| Corpo rate | (1) | 1 | ||
| (79) | 292 | (350) | (642) | |
Gli altri oneri operativi di €350 milioni aumentano di €642 milioni in relazione essenzialmente agli oneri netti su strumenti finanziari derivati su commodity privi dei requisiti formali per essere considerati di copertura ed attivati anche al fine di assicurare parzialmente i livelli progressivamente crescenti del margine di raffinazione.
| Primo semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| Esercizio 2014 |
(€ milioni) | 2014 | 201 5 | Var. ass. |
| 855 | Exploration & Production | 434 | 310 | (124) |
| 21 | Gas & Power | 10 | 12 | 2 |
| 344 | Refining & Marketing | 170 | 167 | (3) |
| 40 | Corporale | 19 | 23 | 4 |
| 1.260 | 633 | 512 | (121) |
Gli ammortamenti e svalutazioni della Exploration & Production (€310 milioni) diminuiscono di €124 milioni, pari al 28,6%, a seguito essenzialmente dei minori costi di ricerca esplorativa (€92 milioni) e di presviluppo (€32 milioni) per effetto essenzialmente di una minore attività esplorativa condotta in Mozambico dalla joint operation Eni East Africa SpA consol idata pro quota in Eni SpA.
Gli ammortamenti e svalutazioni della Refining & Marketing (€167 milioni) diminuiscono di €3 milioni, pari all'1,8% , a seguito essenzialmente della svalutazione di minori investimenti di periodo su asset già completamente svalutati (€37 milioni nel 2015; €77 milioni nel 2014). Questo effetto è in parte compensato dall'aumento degli ammortamenti (€130 milioni nel 2015) rispetto a quelli dell'esercizio 2014 (€93 milioni), per effetto dell'entrata in esercizio dell'impianto EST (Eni Slurry Technology) presso la raffineria di Sannazzaro.
Gli ammortamenti e svalutazioni della Corporate (€23 milioni) aumentano di €4 milioni, pari al 21,1 % , a seguito essenzialmente dell'entrata in produzione del centro elaborazioni Green Data Center dal secondo semestre 2014.
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| 869 | Exploration & Production | 510 | 214 | (296) |
| (332) | Gas & Power | 360 | (313) | (673) |
| 1.~98) | Refining & Marketing | (435), | 272 | 707 |
| (340) | Corporale | (18~) | (16~) | 20 |
| 216 | Eliminazione utili interni (a) | (65), | (115) | (50) |
| . (1 :485) | . Utile (pe.rdita) oper11tiv1:1 . . . |
182 | (11 O) . | (29.2) |
| 1.070 | Esclusione (utile) perdita di magazzino (b) | (79) | (246) | (167) |
| (415) | Utile (perdita) operativa a valori correnti | 103 | (356) | (459) |
(a) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni tra linee di business di gas e petrolio in rimanenza a fine esercizio.
(b) L'utile operativo a valori correnti deriva dal raffronto tra i ricavi e i costi correnti dei prodotti venduti con esclusione perciò dell'utile o della perdita di magazzino che deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall'applicazione del costo medio ponderato.
La perdita operativa a valori correnti, che esclude l'utile di magazzino di €246 milioni, ammonta a €356 mi lioni con una riduzione di €459 mi lioni rispetto al primo semestre 2014 .
. L'utile (perdita) operativa a valori correnti per linea di business è di seguito rappresentato. 2
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| 869 | Utile (perdita) operativa | 51 0 | 214 | (296) |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | ||||
| 869 | Utile (perdita) operativa a valori correnti | 510 | 214 | (296) |
L'utile operativo a valori correnti della Exploration & Production (€214 mi lioni) diminuisce di €296 milioni, pari al 58%, a seguito essenzialmente: (i) della diminuzione del prezzo di vendita in euro del greggio (36,8%); (ii) della diminuzione dei volumi di idrocarburi prodotti, pari al 6,5%, equivalente a 1,6 milioni di boe, connessa al declino dei giacimenti dell'offshore adriatico e alla fermata del Centro Olio Val d'Agri effettuata per lo svolgimento di interventi di manutenzione ordinaria e straordinaria dell'impianto, nonché per alcune attività propedeutiche all'avvio della nuova linea di trattamento gas. Tali effetti sono parzialmente compensati: (i) dalla diminuzione di ammortamenti e svalutazioni; (ii) dalla diminuzione delle royalties correlate alla dinamica del prezzo degli idrocarburi.
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| (332) | Utlle (perdita) operativa | 360 | (313) | (673) |
| (123) | Esclusione (utile) perdita di magazzino | (108) | 79 | 187 |
| (455) | Utile (perdita) operativa a valori correnti | 252 | (234) | (486) |
La perdita operativa a valori correnti della Gas & Power (€234 milioni) aumenta di €486 milioni a seguito della circostanza che il primo semestre 2014 beneficiava di maggiori effetti economici una tantum dalle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento relativi a forniture di esercizi precedenti e a seguito della riduzione dei prezzi unitari di vendita determinata della crescente pressione competitiva.
2Al fine di rappresentare la vista stand alone delle linee di business i va lori relativi all'esclusione dell'utile (perdita) di magazzino sono al lordo degli utili interni.
Tali effetti sono in parte compensati dalla migliorata competitività del portafoglio di approvvigionamento long-term a seguito della rinegoziazione di una sua parte sostanziale e della buona performance del segmento retail e dei maggiori volumi commercializzati dovuti alle più rigide condizioni climatiche registrate nel 2015 rispetto ai mesi invernali del 2014.
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| J1 ~98.) | Ut ~ Jperdita) pe ~~il,t~ | 4~6) | 272 | 707 |
| 1.378 f:: | LJ ~i one (utile) PE!~~ita di maQa.zzino | (65) | (4~1) | . (376) |
| (620) | Utile (perdita) operat.iva ~ valori corre.nti | (500) | (169) | 331 |
La perdita operativa a valori correnti della Refining & Marketing (€169 milioni) si riduce di €331 mil ioni per effetto: (i) del miglioramento dello scenario di raffinazione; (ii) delle migliori performance della raffinazione, in particolare della raffineria di Sannazzaro a seguito dell'avvio dell'impianto EST e del minore impatto delle fermate rispetto al 2014; (iii) della minore svalutazione relativamente ad investimenti di periodo su impianti precedentemente svalutati.
| Esercizio | Primo semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | (€milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. | |
| (340) | Utile (perdita) operativa | (188) | (168) | 20 | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | |||||
| (340) | Utile (perdita) operativa a valori correnti | (188) | (168) | 20 |
La perdita operativa a valori correnti della Corporate (€168 milioni) diminuisce di €20 mi lioni, pari al 10,6%, a seguito di iniziative di efficienza relativamente ai costi per servizi.
| Primo semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Esercizio 2014 |
$(E$ milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. | |
| (651) | Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | (320) | (334) | (14) | |
| (732) | - Oneri su debiti finanziari a breve e lungo temine | (361) | (366) | (5) | |
| 12 | - Interessi attivi su depositi e c/c | 8 | $\overline{2}$ | (6) | |
| 24 | - Proventi netti su attività destinate al trading | 16 | 17 | 1 | |
| 66 | - Proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | 33 | 32 | (1) | |
| (21) | - Altri | (16) | (19) | (3) | |
| 68 | Proventi (oneri) su contratti derivati | 31 | (87) | (118) | |
| 262 | Opzioni | (10) | (16) | (6) | |
| 6 | Differenze di cambio | 4 | 105 | 101 | |
| 136 | Altri proventi (oneri) finanziari | 47 | 101 | 54 | |
| 128 | - Proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 55 | 81 | 26 | |
| (59) | - Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accreation discount) |
(33) | (21) | 12 | |
| 67 | - Altri | 25 | 41 | 16 | |
| (179) | (248) | (231) | 17 | ||
| 40 | Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 24 | 15 | (9) | |
| (139) | (224) | (216) | 8 |
Le differenze nette di cambio di €105 milioni aumentano di €101 milioni e includono differenze attive di cambio per €1.453 milioni, in parte compensate da differenze passive di cambio per €1.348 milioni.
Gli oneri netti su strumenti finanziari derivati di €87 milioni aumentano di €118 milioni e derivano principalmente dalla rilevazione a conto economico degli effetti relativi alla 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 riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie.
Gli oneri netti su opzioni di €16 milioni riguardano la valutazione al fair value dell'opzione implicita del prestito obbligazionario convertibile in azioni ordinarie Snam SpA.
| rcizio Ese |
Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | $(\epsilon$ milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| 6.992 | ihnehiviO | 5.150 | 6446 | 1.296 |
| 97 | Plusvalenze nette da vendite | 96 | (80) | |
| 10 | Altri proventi | 193 | (16) | |
| 7.099 | Totale proventi | 5.439 | 6.639 | 1.200 |
| (1.576) | Svalutazioni e perdite | (484) | (2.675) | (2.191) |
| 5.523 | 3.964 | (991 |
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | $(E$ milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| Dividendi | ||||
| 6.523 | Eni International BV | 4.761 | 3.758 | (1.003) |
| Eni Gas & Power NV | 2.249 | 2.249 | ||
| 116 | Ecofuel SpA | 116 | 90 | (26) |
| 43 | Snam SpA | 43 | 72 | 29 |
| 63 | Trans Tunisian Pipeline Co Ltd | 63 | 68 | 5 |
| EniPower SpA | 66 | 66 | ||
| 10 | Eni Insurance Ltd | 10 | 30 | 20 |
| 80 | Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | 80 | 29 | (51) |
| Floaters SpA | 17 | 17 | ||
| 23 | Union Fenosa Gas SA | 23 | 13 | (10) |
| 6 | LNG Shipping SpA | 6 | 11 | 5 |
| 22 | Galp Energia SGPS SA | 10 | 11 | 1 |
| 10 | Eteria Parohis Aeriou Thessalonikis AE | 10 | 8 | (2) |
| 4 | Tecnomare SpA | 4 | $\overline{7}$ | 3 |
| 5 | Eteria Parohis Aeriou Thessalias AE | 5 | 4 | (1) |
| 4 | Eni Adfin SpA | 4 | (4) | |
| 67 | Eni Finance International SA | |||
| 16 | Altre | 15 | 13 | (2) |
| 6.992 | 5.150 | 6.446 | 1.296 | |
| 97 | Plusvalenze nette da vendite | 96 | 16 | (80) |
| Altri proventi netti | ||||
| Proventi da valutazione al fair value azioni Galp SGPS SA | 97 | 129 | 32 | |
| 10 | Proventi da valutazione al fair value azioni Snam SpA | 96 | 48 | (48) |
| 10 | 193 | 177 | (16) | |
| 7.099 | Totale proventi | 5.439 | 6.639 | 1.200 |
Gli altri proventi netti di €177 milioni comprendono essenzialmente: (i) le variazioni di fair value delle azioni di Galp Energia SGPS SA e di Snam SpA al servizio dei prestiti obbligazionari convertibili (rispettivamente €69 e €48 milioni) imputate a conto economico in luogo del patrimonio netto in applicazione della fair value option prevista dallo IAS 39 che è stata attivata per rilevare in modo correlato a conto economico il derivato implicito nel bond convertibile e le azioni al servizio della conversione; (ii) le variazioni di fair value delle azioni di Galp Energia SGPS SA resesi disponibili a seguito del riacquisto di quota parte del prestito obbligazionario convertibile (€60 milioni)3.
3 Secondo le disposizioni dei principi contabili internazionali l'adozione della fair value option è irreversibile; in relazione a ciò anche le azioni Galp Energia SGPS SA non più a servizio del prestito obbligazionario, a seguito del suo parziale riacquisto, continuano ad essere valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico. 10
| Esercizio | Primo semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2014 | $(E$ milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| Svalutazioni | ||||
| Eni Gas & Power NV | 2.249 | 2.249 | ||
| 255 | Syndial SpA | 126 | 172 | 46 |
| 546 | Versalis SpA | 237 | 138 | (99) |
| 107 | Raffineria di Gela SpA | 66 | 87 | 21 |
| 278 | Società Adriatica Idrocarburi SpA | 19 | 19 | |
| 47 | Eni West Africa SpA | 40 | 5 | (35) |
| 21 | Eni Mozambico SpA | 5 | $\overline{2}$ | (3) |
| 32 | Società Ionica Gas SpA | |||
| 14 | Altre minori | 6 | з | (3) |
| 1.300 | 480 | 2.675 | 2.195 | |
| Altri oneri | ||||
| 30 | Oneri per cessione Snamprogetti SpA | (4) | ||
| 231 | Oneri da valutazione al fair value azioni Galp SGPS SA | |||
| 15 | Perdite su partecipazione Raffineria di Gela SpA | |||
| 276 | (4) | |||
| 1.576 | Totale oneri | 484 | 2.675 | 2.191 |
Gli oneri sono analizzati nella tabella seguente:
Le svalutazioni e altri oneri di €2.675 milioni sono relative essenzialmente a: (i) Eni Gas & Power NV per €2.249 milioni per effetto della riduzione del patrimonio netto della società conseguente alla distribuzione di un dividendo di €2.249 milioni, pari al totale degli utili portati a nuovo e delle riserve liberamente distribuibili della società, e tenuto conto delle prospettive di reddito della partecipata; (ii) Syndial SpA per €172 milioni e Versalis SpA per €138 milioni in relazione all'andamento economico negativo.
| Primo semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| Esercizio 2014 |
$(E$ milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
| IRES | 14 | (3) | ||
| IRAP | (40) | 40 | ||
| 824 | Addizionale Legge n. 7/09 | |||
| 834 | Imposte correnti | (26) | 37 | |
| (47) | Imposte differite | (42) | (17) | 25 |
| 214 | Imposte anticipate | (32) | 16 | 48 |
| (500) | Valutazione imposte anticipate | (64) | 64 | |
| (333) | Imposte differite | (138) | 137 | |
| 501 | Totale imposte sul reddito Eni SpA | (164) | 10 | 174 |
| 55 | Imposte relative al consolidamento proporzionale delle Joint operation | 38 | (37) | |
| 556 | (126) | 11 | 137 |
Le imposte sul reddito di €11 milioni sono costituite da imposte sul reddito di Eni SpA per €10 milioni e da imposte positive relative alle joint operation per €1 milione in particolare dell'Eni East Africa SpA.
Le imposte sul reddito di Eni SpA di €10 milioni si riducono di €174 milioni a seguito di minori imposte di competenza per €37 milioni e di minori imposte differite nette per €137 milioni. Le imposte correnti si riducono essenzialmente per effetto del minor risultato operativo e per il fatto che dal 2015, è deducibile ai fini Irap il costo del lavoro ai sensi della L.190 del 29 dicembre 2014. Questi effetti positivi sono
compensati principalmente dalla maggiore quota imponibile dei dividendi. Le imposte differite nette si riducono essenzialmente a seguito: (i) dell'assenza della svalutazione delle imposte anticipate effettuata a seguito dell'analisi della loro recuperabilità al 30 giugno 2014 (€64 milioni); (ii) della minore rilevazione di differite passive per dividendi stanziati e non incassati (€38 milioni); (iii) della maggiore rilevazione di imposte anticipate a seguito essenzialmente dello stanziamento nel primo semestre 2015 di imposte anticipate sulla perdita fiscale IRES (€117 milioni) non effettuato nel primo semestre 2014 che presentava un imponibile positivo. Tale effetto è parzialmente compensato dalle minori imposte anticipate relativamente alla movimentazione dei fondi rischi e oneri (€82 milioni).
Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema obbligatorio pubblicato nel bilancio e nella relazione semestrale secondo il criterio della funzionalità alla gestione dell'impresa considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l'investimento, l'esercizio, il finanziamento. Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un'utile informativa per l'investitore perché consente di individuare le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e di terzi) e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio.
| $(\epsilon$ milioni) | 31.12.2014 | 30.06.2015 | Var. ass. |
|---|---|---|---|
| Capitale immobilizzato | |||
| Immobili, impianti e macchinari | 7.422 | 7.590 | 168 |
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | 1.530 | 1.583 | 53 |
| Attività immateriali | 1.197 | 1.183 | (14) |
| Partecipazioni | 32.871 | 35.113 | 2.242 |
| Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 4.147 | 6.822 | 2.675 |
| Debiti netti relativi all'attività di investimento | (316) | (360) | (44) |
| 46.851 | 51.931 | 5.080 | |
| Capitale di esercizio netto | |||
| Rimanenze | 1.699 | 1.378 | (321) |
| Crediti commerciali | 12.741 | 10.457 | (2.284) |
| Debiti commerciali | (8.377) | (5.953) | 2.424 |
| Crediti/Debiti tributari e fondo imposte netto | 2.002 | 1.014 | (988) |
| Fondi per rischi e oneri | (4.514) | (4.337) | 177 |
| Altre attività (passività) d'esercizio | (745) | 548 | 1.293 |
| 2.806 | 3.107 | 301 | |
| Fondi per benefici ai dipendenti | (381) | (375) | 6 |
| Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili | 14 | (13) | |
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 49.290 | 54.664 | 5.374 |
| Patrimonio netto | 40.529 | 42.309 | 1.780 |
| Indebitamento finanziario netto | 8.761 | 12.355 | 3.594 |
| COPERTURE | 49.290 | 54.664 | 5.374 |
Il capitale investito netto al 30 giugno 2015 ammonta a $\epsilon$ 54.664 milioni con un incremento di $\epsilon$ 5.374 milioni rispetto al 31 dicembre 2014.
Il capitale immobilizzato (€51.931 milioni) aumenta di €5.080 milioni rispetto al 31 dicembre 2014 per effetto essenzialmente dell'incremento dei crediti finanziari strumentali all'attività operativa (€2.675 milioni) e dell'incremento netto delle partecipazioni di €2.242 milioni.
Gli Immobili, impianti e macchinari di €7.590 milioni riguardano essenzialmente le attività materiali della Exploration & Production per €3.787 milioni e le attività materiali della Refining & Marketing per €3.631 milioni. In considerazione della volatilità del prezzo del petrolio riscontrata nei mesi successivi alla chiusura del periodo e come indicato nella sezione "Altre informazioni" del presente documento, il management ha verificato la recuperabilità dei valori di libro delle proprietà minerarie direttamente possedute da Eni SpA e di quelle possedute per il tramite di alcune società controllate rilevanti. A esito di tale valutazione è emersa la sostanziale tenuta dei valori di libro. I criteri adottati da Eni nell'individuazione delle Cash Generating Unit (CGU) e nell'esecuzione della verifica della recuperabilità dei valori d'iscrizione degli asset sono invariati rispetto alla Relazione Finanziaria Annuale 2014 alla quale si rinvia (v. nota n. 14 - Immobili, impianti e macchinari del bilancio di esercizio 2014). In particolare, con riferimento al primo semestre 2015, il management ha mantenuto nel complesso invariata la stima del tasso di sconto post-tax da applicare ai flussi di cassa futuri delle CGU (pari al costo medio ponderato del capitale Eni, rettificato del rischio paese specifico nel quale si svolge l'attività - WACC adjusted) rispetto al bilancio 2014. Questa valutazione ha considerato la riduzione del rischio sovrano Italia riflessa negli yield previsti sui titoli di stato decennali e la contrazione del costo del capitale di terzi in funzione dell'andamento aggiornato dei benchmark di riferimento unitamente al maggiore ricorso alla leva finanziaria, i cui effetti sono stati compensati dall'incremento del beta Eni. I WACC applicati nella semestrale hanno valori compresi tra il 5,5% e il 5,8%.
I crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa di €6.822 milioni riguardano crediti per finanziamenti concessi a società controllate per €6.798 milioni (di cui €160 milioni relativi alla quota a breve dei finanziamenti a lungo) e titoli strumentali all'attività operativa per €24 milioni. I finanziamenti concessi riguardano essenzialmente le seguenti società controllate: Eni Finance International SA (€3.479 milioni), Saipem SpA (€2.018 milioni), Versalis SpA (€672 milioni).
Le partecipazioni di €35.113 milioni si incrementano di €2.242 milioni come indicato nella tabella seguente:
| (€ milioni) | |
|---|---|
| Partecipazioni al 31 dicembre 2014 | 32.871 |
| Incremento per: | |
| Interventi sul capitale | |
| Eni International BV | 3.206 |
| Versalis SpA | 1.147 |
| Syndial SpA | 267 |
| Raffineria di Gela SpA | 131 |
| Eni Angola SpA | 25 |
| Eni Mozambico SpA | 18 |
| Altre | 3 |
| 4.797 | |
| Proventi per valutazione al fair value | |
| Galp Energia SGPS SA | 129 |
| Snam SpA | 48 |
| 177 | |
| Decremento per: | |
| Cessioni | |
| Altre | (40) |
| (40) | |
| Rimborsi di capitale | |
| Floaters SpA | (10) |
| Altre | (7) |
| (17) | |
| Svalutazioni e perdite | |
| Eni Gas & Power NV | (2.249) |
| Syndial SpA | (172) |
| Versalis SpA | (138) |
| Raffineria di Gela SpA | (87) |
| Società Adriatica Idrocarburi SpA | (19) |
| Eni West Africa SpA | (5) |
| Eni Mozambico SpA | (2) |
| Altre | (3) |
| (2.675) | |
| Partecipazioni al 30 giugno 2015 | 35.113 |
$\tilde{\bullet}$
$\bar{\omega}$
$\alpha$
ś
Le partecipazioni al 30 giugno 2015 sono analizzate nella tabella seguente:
| (€ milioni) | Valore netto |
|---|---|
| Eni International BV | 17.986 |
| Eni Investments Plc | 6.101 |
| Versalis SpA | 1.447 |
| Eni Petroleum Co Inc | 1.250 |
| Snam SpA | 1.232 |
| EniPower SpA | 937 |
| Eni Finance International SA | 848 |
| Società Ionica Gas SpA | 666 |
| Galp Energia SGPS SA | 649 |
| Eni Gas & Power NV | 549 |
| Uniòn Fenosa Gas SA | 442 |
| Floaters SpA | 311 |
| Eni Angola SpA | 302 |
| LNG Shipping SpA | 285 |
| Eni Trading & Shipping SpA | 282 |
| Società Adriatica Idrocarburi SpA | 261 |
| Syndial SpA - Attività Diversificate | 250 |
| Eni Adfin SpA | 210 |
| Saipem SpA | 183 |
| Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | 133 |
| Eni Insurance Ltd | 100 |
| Eteria Parohis Aeriou Thessalonikis AE | 96 |
| Raffineria di Gela SpA | 86 |
| Servizi Aerei SpA | 80 |
| Trans Tunisian Pipeline Company SpA | 52 |
| Ecofuel SpA | 48 |
| Eteria Parohis Aeriou Thessalias AE | 36 |
| Eni Rete oil&nonoil SpA | 27 |
| Transmediterranean Pipeline Co Ltd | 25 |
| Società Petrolifera Italiana SpA | 23 |
| Eni Fuel Nord SpA | 23 |
| Eni West Africa SpA | 21 |
| ACAM Clienti SpA | 21 |
| leoc SpA | 20 |
| Eni Fuel Centrosud SpA | 20 |
| Altre (inferiori a $\in$ 20 milioni) | 111 |
| 35.113 |
$\overline{\phantom{a}}$
I crediti commerciali di €10.457 milioni riguardano essenzialmente crediti derivanti dalla vendita di gas naturale e di energia elettrica (€7.458 milioni) e prodotti petroliferi (€3.353 milioni). I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di €1.120 milioni (€1.052 milioni al 31 dicembre 2014).
I debiti commerciali di €5.953 milioni riguardano essenzialmente debiti derivanti dall'acquisto di gas naturale e di energia elettrica (€3.353 milioni), greggi e prodotti petroliferi (€1.759 milioni).
I crediti tributari netti e il fondo imposte netto di €1.014 milioni sono costituiti essenzialmente da debiti tributari per €1.776 milioni riferibili principalmente ad accise e imposte di consumo, da attività per imposte anticipate per €1.669 milioni e da crediti tributari per €1.274 milioni. I crediti tributari includono il riconoscimento degli effetti dell'intervenuta definizione con le Autorità fiscali italiane delle modalità di calcolo dell'addizionale IRES del 4% di cui legge n. 7 del 6 febbraio 2009 (cosiddetta "Libyan Tax") al netto del rimborso ottenuto nell'esercizio 2014 (€753 milioni).
I fondi per rischi e oneri (€4.337 milioni) riguardano principalmente: (i) il fondo smantellamento e ripristino siti e social project (€1.971 milioni); (ii) il fondo per contratti onerosi (€691 milioni); (iii) il fondo rischi e oneri ambientali (€666 milioni); (iv) il fondo esodi e mobilità lunga (€148 milioni); (v) il fondo controversie legali (€127 milioni). Per la disamina del contenzioso riferibile a Eni SpA si rinvia a quanto riportato nel bilancio di esercizio 2014 e nel bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2015 rispettivamente a pag. 295 e pag. 108.
Le altre attività e passività di esercizio aumentano di € 1.293 per effetto principalmente dell'incremento dei dividendi deliberati e non incassati (€ 1.086 milioni) riferibili essenzialmente a Eni International BV.
Le attività destinate alla vendita di €1 milione si riducono di €13 milioni per la cessione delle partecipazioni nelle società argentine.
| (€ milioni) | ||
|---|---|---|
| Patrimonio netto al 31 dicembre 2014 | 40.529 | |
| Incremento per: | ||
| 3.649 Utile netto |
||
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale | 147 | |
| Altre variazioni | ||
| 3.798 | ||
| Decremento per: | ||
| (2.017) Distribuzione saldo dividendo 2014 |
||
| Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale | (1) | |
| (2.018) | ||
| Patrimonio netto al 30 giugno 2015 | 42.309 |
L'indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2015 di €12.355 milioni è analizzato nella tabella seguente:
| $(\epsilon$ milioni) | 31.12.2014 | 30.06.2015 | Var. ass. |
|---|---|---|---|
| Debiti finanziari e obbligazionari | 24.687 | 24.355 | (332) |
| Debiti finanziari a breve termine | 7 287 | 7.645 | 358 |
| Debiti finanziari a lungo termine | 17,400 | 16.710 | (690) |
| Disponibilità liquide ed equivalenti | (4.280) | (3.550) | 730 |
| Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | (6.622) | (3.412) | 3.210 |
| Attività finanziarie destinate al trading | (5.024) | (5.038) | (14) |
| Indebitamento finanziario netto | 8.761 | 12.355 | 3.594 |
L'incremento dell'indebitamento finanziario netto di €3.594 milioni è dovuto essenzialmente: (i) agli investimenti netti in partecipazioni per effetto degli interventi sul capitale di alcune imprese controllate (€4.797 milioni); (ii) al pagamento del dividendo residuo dell'esercizio 2014 di €0,56 per azione (€2.017 milioni); (iii) agli investimenti finanziari netti strumentali all'attività operativa (€2.614 milioni); (iv) agli investimenti tecnici (€652 milioni). Tali fattori sono in parte compensati dal flusso di cassa netto da attività operativa (€6.447 milioni).
Nell'ambito del prestito obbligazionario da €1.028 milioni con scadenza 2015, convertibile in azioni ordinarie di Galp Energia SGPS S.A, Eni, in qualità di emittente, ha aderito all'offerta di vendita da parte dei portatori delle obbligazioni per l'importo nominale complessivo di €514.900.000 a fronte del pagamento per cassa. L'operazione è stata eseguita in base a una procedura d'asta competitiva. Il prezzo di acquisto delle obbligazioni validamente offerte è stato fissato in €100.400 per ogni €100.000 di valore nominale di tali obbligazioni. La data di regolamento è stata il 4 giugno 2015. Eni ha corrisposto, in aggiunta al prezzo di acquisto, gli interessi maturati e non ancora versati sino alla data di regolamento. Le obbligazioni riacquistate da Eni saranno cancellate in conformità al relativo regolamento, mentre le obbligazioni che non sono state offerte in vendita e/o riacquistate rimarranno in circolazione e soggette al relativo regolamento.
17
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schema obbligatorio al fine di consentire il collegamento tra il rendiconto finanziario che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema obbligatorio e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente tale collegamento è il "free cash flow" cioè l'avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti derivanti da operazioni "straordinarie" (es. fusioni, conferimenti, etc.); (ii) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto derivanti dalle operazioni "straordinarie" (es. fusioni, conferimenti, etc).
| $(\epsilon$ milioni) | 2014 | 2015 | Var. ass. |
|---|---|---|---|
| Utile netto del periodo | 4.787 | 3.649 | (1.138) |
| a rettifica: | |||
| - ammortamenti e altri componenti non monetari | 916 | 3.038 | 2.122 |
| - plus valenze nette su cessioni di attività | (19) | (20) | (1) |
| - dividendi, interessi e imposte | (4.798) | (6.226) | (1.428) |
| Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione | 489 | 908 | 419 |
| Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati | 1.218 | 5.098 | 3.880 |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 2.593 | 6.447 | 3.854 |
| Investimenti tecnici | (712) | (652) | 60 |
| Investimenti in partecipazioni, titoli e rami d'azienda | (406) | (4.797) | (4.391) |
| Investimenti finanziari netti strumentali all'attività operativa | (1.003) | (2.614) | (1.611) |
| Dismissioni | 825 | 94 | (731) |
| Altre variazioni relative all'attività di investimento | 44 | 40 | (4) |
| Free cash flow | 1.341 | (1.482) | (2.823) |
| Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività | |||
| operativa | 2.245 | 3.143 | 898 |
| Variazione debiti finanziari correnti e non correnti | (462) | (374) | 88 |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (2.188) | (2.017) | 171 |
| FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO | 936 | (730) | (1.666) |
| Free cash flow | 1.341 | (1.482) | (2.823) |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (2.188) | (2.017) | 171 |
| Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni | (206) | (95) | 111 |
| VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO | (1.053) | (3.594) | (2.541) |
$\lambda^{\prime}$
Stato patrimoniale riclassificato
| $(\epsilon$ milioni) | 31 dicembre 2014 | 30 giugno 2015 | ||
|---|---|---|---|---|
| Voci dello stato patrimoniale riclassificato | Valori da | Valori da | Valori da | Valori da |
| (dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente | schema | schema | schema | schema |
| dallo schema legale) | legale | riclassificato | legale | riclassificato |
| (dove non espressamente indicato, la componente | ||||
| è ottenuta direttamente dallo schema legale) | ||||
| Capitale immobilizzato | ||||
| Immobili, impianti e macchinari | 7.422 | 7.590 | ||
| Rimanze immobilizzate - scorte d'obbligo | 1.530 | 1.583 | ||
| Attività immateriali | 1.197 | 1.183 | ||
| Partecipazioni | 32.871 | 35.113 | ||
| Crediti finanziari e Titoli strumentali all'attività operativa: | 4.147 | 6.822 | ||
| - crediti finanziari strumentali all'attività operativa (correnti) | 167 | 160 | ||
| - crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa (non correnti) | 3.980 | 6.662 | ||
| Debiti netti relativi all'attività di investimento, composti da: | (316) | (360) | ||
| - crediti relativi all'attività di disinvestimento | 37 | 34 | ||
| - debiti per attività di investimento | (353) | (394) | ||
| Totale Capitale immobilizzato | 46.851 | 51.931 | ||
| Capitale di esercizio netto | ||||
| Rimanenze | 1.699 | 1.378 | ||
| Crediti commerciali | 12.741 | 10.457 | ||
| Debiti commerciali | (8.377) | (5.953) | ||
| Crediti/Debiti tributari e fondo imposte netto, composti da: | 2.002 | 1.014 | ||
| - passività per imposte sul reddito correnti | (4) | (1) | ||
| - passività per altre imposte correnti | (1.227) | (1.775) | ||
| - attività per imposte sul reddito correnti | 155 | 153 | ||
| - attività per altre imposte correnti | 399 | 162 | ||
| - attività per imposte anticipate | 1.727 | 1.669 | ||
| - altre attività non correnti | 944 | 959 | ||
| - crediti per consolidato fiscale e IVA | 160 | 14 | ||
| - debiti per consolidato fiscale e IVA | (119) | (134) | ||
| - altre passività non correnti | (33) | (33) | ||
| Fondi per rischi ed oneri | (4.514) | (4.337) | ||
| Altre attività (passività) di esercizio: - altri crediti |
(745) | 548 | ||
| 1.107 | 2.146 | |||
| - altre attività (correnti) | 2.417 | 1.813 | ||
| - altre attività (non correnti) | 726 | 644 | ||
| - acconti e anticipi, altri debiti | (684) | (598) | ||
| - altre passività (correnti) | (2.647) | (1.877) | ||
| - altre passività (non correnti) | (1.664) | (1.580) | ||
| Totale Capitale di esercizio netto Fondi per benefici ai dipendenti |
2.806 | 3.107 | ||
| Attività destinate alla vendita | (381) | (375) | ||
| 14 | 1 | |||
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 49.290 | 54.664 | ||
| Patrimonio netto | 40.529 | 42.309 | ||
| Indebitamento finanziario netto | ||||
| Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: | ||||
| - passività finanziarie a lungo termine | 17.400 | 16.710 | ||
| - quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | 3.488 | 3.727 | ||
| - passività finanziarie a breve termine | 3.799 | 3.918 | ||
| a dedurre: | ||||
| Disponibilità liquide ed equivalenti | 4.280 | 3.550 | ||
| Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | 6.622 | 3.412 | ||
| Attività finanziarie destinate al trading | 5.024 | 5.038 | ||
| Totale Indebitamento finanziario netto | 8.761 | 12.355 | ||
| COPERTURE | 49.290 | 54.664 |
$22^{19}$
| Rendiconto finanziario riclassificato $(\epsilon$ milioni) |
Primo semestre 2014 | Primo semestre 2015 | ||
|---|---|---|---|---|
| Voci del rendiconto finanziario riclassificato e | Valori da schema | Valori da schema | ||
| confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale | Valori da schema legale | riclassificato Valori da schema legale | riclassificato | |
| Utile netto | 4.787 | 3.649 | ||
| Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività | ||||
| operativa: | ||||
| Ammortamenti e altri componenti non monetari: | 916 | 3.038 | ||
| - ammortamenti | 556 | 475 | ||
| - svalutazioni nette di attività materiali e immateriali | 77 | 37 | ||
| - effetto valutazione partecipazioni | 287 | 2.498 | ||
| - differenze cambio da allineamento | (16) | |||
| - variazione da valutazione al fair value titoli destinati al | ||||
| trading | 52 | |||
| - variazioni fondi per benefici ai dipendenti | (4) | (8) | ||
| Plusvalenze nette su cessione di attività | (19) | (20) | ||
| Dividendi, interessi, imposte e altre variazioni | (4.798) | (6.226) | ||
| - dividendi | (5.150) | (6.446) | ||
| - interessi attivi | (111) | (119) | ||
| - interessi passivi | 337 | 350 | ||
| - imposte sul reddito | 126 | (11) | ||
| Variazione del capitale di esercizio | 489 | 908 | ||
| - rimanenze | 501 | 267 | ||
| - crediti commerciali | (695) | 2.299 | ||
| - debiti commerciali | 643 | (2.389) | ||
| - fondi per rischi ed oneri | 64 | (196) | ||
| - altre attività e passività | (24) | 927 | ||
| Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati: | 1.218 | 5.098 | ||
| - dividendi incassati | 1.497 | 5.360 | ||
| - interessi incassati | 82 | 108 | ||
| - interessi pagati | (401) | (374) | ||
| - imposte sul reddito pagate al netto dei rimborsi e crediti di | ||||
| imposta acquistati | 40 | 4 | ||
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 2.593 | 6.447 | ||
| Investimenti tecnici: | (712) | (652) | ||
| - immobilizzazioni materiali | (563) | (618) | ||
| - immobilizzazioni immateriali | (149) | (34) | ||
| Investimenti in partecipazioni | (406) | (4.797) | ||
| Investimenti finanziari netti strumentali all'attività operativa: | (1.003) | (2.614) | ||
| - crediti finanziari strumentali | (1.003) | (2.610) | ||
| - titoli | (4) | |||
| Dismissioni: | 834 | 94 | ||
| - immobilizzazioni materiali | 1 | $\overline{7}$ | ||
| - partecipazioni | 824 | 70 | ||
| - altre attività destinate alla vendita | 9 | 17 | ||
| Altre variazioni relative all'attività di investimento/disinvestimento: | 35 | 40 | ||
| - variazione debiti e crediti relativi all'attività d'investimento | ||||
| e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale | 44 | 40 | ||
| Free cash flow | 1.341 | (1.482) | ||
| Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento: | 2.245 | 3.143 | ||
| - investimenti (disinvenstimenti) finanziari in crediti finanziari non strumentali all'attività operativa |
2.246 | 3.209 | ||
| - investimenti (disinvenstimenti) finanziari in titoli non | ||||
| strumentali all'attività operativa | (1) | (66) | ||
| Variazione debiti finanziari correnti e non correnti: | (462) | (374) | ||
| - assunzione (rimborsi) debiti finanziari a lungo termine e | ||||
| quota a breve del lungo | (30) | (495) | ||
| - incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine | (432) | 121 | ||
| Flusso di cassa del capitale proprio: | (2.188) | (2.017) | ||
| - dividendi distribuiti agli azionisti Eni | (1.986) | (2.017) | ||
| - acquisto azioni proprie | (202) | |||
| Flusso di cassa netto di periodo | 936 | (730) |
$\alpha$
$\tilde{\mathbf{b}}$
Non si segnalano fatti di rilievo avvenuti dopa la chiusura del semestre.
Dal mese di agosto, a causa dei segnali di rallentamento della crescita economica in Cina e in altre economie emergenti, si è accentuata la volatilità delle quotazioni del petrolio che, sulla scorta dei timori di ulteriore indebolimento della domanda energetica, hanno raggiunto livelli minimi prossimi ai 40 \$/bl per poi risalire in giornate di forte recupero. Sulla base di tali fenomeni di marcata instabilità che danno adito a maggiore incertezza sui trend futuri, soprattutto nel breve e medio termine, il management ha ritenuto necessario verificare la recuperabilità degli asset oil&gas dell'Eni SpA includendo una variazione del -10% nello scenario prezzi del piano strategico '15-'18 approvato dal Consiglio di Amministrazione Eni nel marzo u.s. già utilizzato nelle valutazioni di recuperabilità dei valori di libro della semestrale consolidata approvata il 29 luglio 2015. La verifica ha riguardato i valori di libro delle proprietà minerarie direttamente possedute da Eni SpA e di quelle possedute per il tramite di alcune società controllate. Il taglio del 10% dei prezzi degli idrocarburi è stato applicato in maniera lineare su tutti gli anni di piano, fino all'esaurimento della vita utile delle riserve di idrocarburi a parità di condizioni operative.
Nel 2015 relativamente all'attività esplorativa continueranno gli studi geologici e geofisici con l'obiettivo di individuare nuove iniziative esplorative e per la valorizzazione del potenziale minerario sia onshore che offshore. L'attività di sviluppo sarà volta all'ottimizzazione del recupero del potenziale minerario residuo di aree in produzione, in particolare con interventi di manutenzione pozzi (campi di Barbara, Annalisa ed Anemone) dei giacimenti situati nell'offshore adriatico, alla prosecuzione della realizzazione del progetto di sviluppo della Val d'Agri e all'ammodernamento delle relative facility di produzione. Per i campi a gas, proseguono dei programmi di sviluppo dei giacimenti Bonaccia e Clara nell'offshore Adriatico. La produzione di idrocarburi nel 2015 è attesa in diminuzione di circa il -4,8% a causa del naturale declino dei campi, fenomeno parzialmente compensato dalle attività di sviluppo sopra menzionate.
Le prospettive della Gas & Power sono previste stabili rispetto al 2014 nell'ipotesi di chiusura degli arbitrati nell'anno corrente. Il management intende puntare sul progressivo allineamento dei contratti ai livelli di mercato e sull'innovazione commerciale nel segmento retail per contrastare la pressione competitiva. Nonostante il difficile outlook del mercato gas a causa della debolezza della domanda e dell'oversupply, il management prevede di completare il recupero dei volumi pre-pagati entro l'orizzonte di piano facendo leva sulla migliorata competitività del gas Eni, sui benefici delle rinegoziazioni in termini di riduzione delle quantità minime soggette al vincolo di prelievo, nonché sulle azioni di ottimizzazione commerciale grazie alla presenza simultanea in più mercati e agli asset disponibili (capacità di logistica, diritti di trasporto).
Le lavorazioni in conto proprio sono previste in aumento per cogliere le opportunità di breve termine dello scenario, nonché per effetto della migliore performance attesa dell'impianto di conversione EST presso Sannazzaro e di minori fermate. In aumento le produzioni di biocarburanti del sito di Venezia; le vendite di prodotti petroliferi rete sono previste in leggera flessione in un quadro di domanda debole e forte pressione competitiva con una migliore performance della rete di proprietà. I risultati economici saranno influenzati dalla volatilità dei prezzi del greggio e dei prodotti petroliferi che produce impatti principalmente in termini di margine di raffinazione e di valorizzazione delle scorte.
Per la disamina dei principali rischi a cui è esposto il Gruppo nell'ordinaria gestione delle attività industriali e che sono direttamente o indirettamente applicabili anche ad Eni SpA si rinvia al paragrafo "Fattori di rischio e incertezza" della Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata 2015.
$\sim$ $\%$
$\sim$
$\sim$
| 31.12.2014 | 30.06.2015 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Note | Totale | di cui verso parti correlate |
Totale | di cui verso parti correlate |
|
| $(E \text{ milioni})$ | |||||
| ATTIVITA' | |||||
| Attività correnti | |||||
| Disponibilità liquide ed equivalenti | (4) | 4.280 | 235 | 3.550 | 360 |
| Altre attività finanziarie destinate al trading | (5) | 5.024 | 5.038 | ||
| Crediti commerciali e altri crediti: | (6) | 20.831 | 12.228 | 16.221 | 6.970 |
| - crediti finanziari | 6.789 | 3.572 | |||
| - crediti commerciali e altri crediti | 14.042 | 12.649 | |||
| Rimanenze | (7) | 1.699 | 1.378 | ||
| Attività per imposte sul reddito correnti | (8) | 155 | 153 | ||
| Attività per altre imposte correnti | (9) | 399 | 162 | ||
| Altre attività correnti | (10) | 2.417 | 1.226 | 1.813 | 657 |
| 34.805 | 28.315 | ||||
| Attività non correnti | |||||
| Immobili, impianti e macchinari | (11) | 7.422 | 7.590 | ||
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | (12) | 1.530 | 1.583 | ||
| Attività immateriali | (13) | 1.197 | 1.183 | ||
| Partecipazioni | (14) | 32.871 | 35.113 | ||
| Altre attività finanziarie | (15) | 3.980 | 3.924 | 6.662 | 6.603 |
| Attività per imposte anticipate | (16) | 1.727 | 1.669 | ||
| Altre attività non correnti | (17) | 1.673 | 115 | 1.605 | 149 |
| 50.400 | 55.405 | ||||
| Attività destinate alla vendita | (18) | 14 | 1 | ||
| TOTALE ATTIVITA' PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO |
85.219 | 83.721 | |||
| Passività correnti | |||||
| Passività finanziarie a breve termine | (19) | 3.799 | 3.630 | 3.918 | 3.715 |
| Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | (20) | 3.488 | 1 | 3.727 | |
| Debiti commerciali e altri debiti | (21) | 9.533 | 6.050 | 7.079 | 3.763 |
| Passività per imposte sul reddito correnti | (22) | $\overline{4}$ | $\mathbf{1}$ | ||
| Passività per altre imposte correnti | (23) | 1.227 | 1.775 | ||
| Altre passività correnti | (24) | 2.647 | 1.121 | 1.877 | 702 |
| 20.698 | 18.377 | ||||
| Passività non correnti | |||||
| Passività finanziarie a lungo termine | (25) | 17.400 | 297 | 16.710 | 378 |
| Fondi per rischi e oneri | (26) | 4.514 | 4.337 | ||
| Fondi per benefici ai dipendenti | (27) | 381 | 375 | ||
| Altre passività non correnti | (28) | 1.697 | 413 | 1.613 | 399 |
| 23.992 | 23.035 | ||||
| TOTALE PASSIVITA' | 44.690 | 41.412 | |||
| PATRIMONIO NETTO | (29) | ||||
| Capitale sociale | 4.005 | 4.005 | |||
| Riserva legale | 959 | 959 | |||
| Altre riserve | 33.711 | 34.277 | |||
| Acconto sul dividendo | (2.020) | ||||
| Azioni proprie | (581) | (581) | |||
| Utile netto del periodo | 4.455 | 3.649 | |||
| TOTALE PATRIMONIO NETTO | 40.529 | 42.309 | |||
| TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO | 85.219 | 83.721 |
Caudie des
| I semestre 2014 | I semestre 2015 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| $(\epsilon$ milioni) | Note | Totale di cui verso parti correlate |
Totale | di cui verso parti correlate |
|
| RICAVI | (31) | ||||
| Ricavi della gestione caratteristica | 21.630 | 7.830 | 18.702 | 5.800 | |
| Altri ricavi e proventi | 132 | 28 | 121 | 44 | |
| Totale ricavi | 21.762 | 18.823 | |||
| COSTI OPERATIVI | (32) | ||||
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (20.670) | (10.425) | (17.496) | (8.265) | |
| Costo lavoro | (569) | (575) | |||
| ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI | 292 | 290 | (350) | (308) | |
| AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI | (633) | (512) | |||
| UTILE (PERDITA) OPERATIVA | 182 | (110) | |||
| PROVENTI (ONERI) FINANZIARI | (33) | ||||
| Proventi finanziari | 541 | 111 | 1.618 | 137 | |
| Oneri finanziari | (802) | (8) | (1.748) | (5) | |
| Proventi netti da attività finanziarie destinate al trading | 16 | 17 | |||
| Strumenti derivati | 21 | (36) | (103) | 308 | |
| (224) | (216) | ||||
| PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI | (34) | 4.955 | (4) | 3.964 | |
| UTILE ANTE IMPOSTE | 4.913 | 3.638 | |||
| Imposte sul reddito | (35) | (126) | 11 | ||
| Utile netto del periodo | 4.787 | 3.649 |
Jaude Jus
| (Emilioni) | I semestre 2014 | l semestre 2015 |
|---|---|---|
| Utile netto del periodo | 4.787 | -3.649 |
| Altre componenti dell'utile complessivo: | ||
| Componenti non riclassificabili a conto economico: | ||
| Variazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale | ||
| -(1) | ||
| Componenti riclassificabili a conto economico: | ||
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 275 | 202 |
| Variazione fair value di partecipazioni al netto dei reversal | (77 | |
| Effetto fiscale relativo alle altre componenti dell'utile complessivo riclassificabili a conto economico | (75) | (55) |
| 123 | 147 | |
| Totale altre componenti dell'utile complessivo | 123 | 146 |
| Totale utile complessivo del periodo | 4.910 | 3.795 |
| (Emilioni) | Capitale sociale | Altre riserve di capitale | Riserva legale | Azioni proprie acquistate |
per acquisto di azioni proprie Riserva |
ument dell'effe value netto 용 Ì finanziar $\overline{\mathfrak{n}}$ Riserva fiscale hedge |
la vendita al netto dell'effetto partecipazioni disponibili per Riserva fair value fiscale |
Altre riserve di utili non disponibili |
Altre riserve di utili disponibili | Riserva IFRS 10 e 11 nor disponibile |
Riserva IFRS 10 e 11 disponibile |
Acconto sul dividende | Utile dell'esercizio | Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Saldo al 31 dicembre 2013 | 4.005 | 9.990 | 959 | (201) | 6.201 | (179) | 76 | 1.489 | 15,976 | 6 | (1.993) | 4.414 | 40.743 | |
| Utile del primo semestre 2014 | 4.787 | 4.787 | ||||||||||||
| Altre componenti dell'utile complessivo: | ||||||||||||||
| Componenti riclassificabili a conto economico | ||||||||||||||
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale |
199 | 199 | ||||||||||||
| Variazione valutazione fair value di partecipazioni disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale |
(76) | (76) | ||||||||||||
| 199 | (76) | 123 | ||||||||||||
| Operazioni con gli azionisti: Attribuzione del dividendo residuo 2013 (€0,55 per azione) |
1.993 | (3.979) | (1.986) | |||||||||||
| Attribuzione utile 2013 a riserve | (202) | 176 | 255 | 4 | (435) | (202) | ||||||||
| Acquisto azioni proprie | (202) | 176 | 255 | 4 | 1.993 | (4.414) | (2.188) | |||||||
| Altri movimenti di patrimonio netto: | ||||||||||||||
| Riduzione riserva art.6 comma 1 lettera a) D.Lgs 38/2005 | (539) | 539 | (4) | 4 | ||||||||||
| Dividendi distribuiti dalle Joint operation Operazioni straordinarie under common control |
(1) | (1) | ||||||||||||
| Costi accessori attribuibili all'acquisto di azioni proprie | (1) | (1) | ||||||||||||
| Altre variazioni | (4) | (4) | ||||||||||||
| (539) | 537 | (8) | $\pmb{4}$ | (6) | ||||||||||
| Saldo al 30 giugno 2014 Utile del secondo semestre 2015 |
4.005 | 9.990 | 959 | (403) | 6.201 | 20 | 1.126 | 16.768 | $\overline{2}$ | $\pmb{4}$ | 4.787 (332) |
43.459 (332) |
||
| Altre componenti dell'utile complessivo: | ||||||||||||||
| Componenti non riclassificabili a conto economico | ||||||||||||||
| Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale |
(19) | (19) | ||||||||||||
| (19) | (19) | |||||||||||||
| Componenti riclassificabili a conto economico Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al |
||||||||||||||
| netto dell'effetto fiscale | (367) (367) |
(367) (367) |
||||||||||||
| Operazioni con gli azionisti: | ||||||||||||||
| Acconto sul dividendo 2014 (€0,56 per azione) | (2.020) | (2.020) | ||||||||||||
| Acquisto azioni proprie | (178) | (178) | ||||||||||||
| (178) | (2.020) | (2.198) | ||||||||||||
| Altri movimenti di patrimonio netto: Operazioni straordinarie under common control |
(13) | (13) | ||||||||||||
| Diritti decaduti stock option | (7) | (7) | ||||||||||||
| Altre variazioni | $\mathbf{1}$ | 5 | ||||||||||||
| Saldo al 31 dicembre 2014 | 4.005 | 9,990 | 959 | (581) | 6.201 | (347) | 1.107 | (19) 16.749 |
5 $\overline{7}$ |
$\boldsymbol{4}$ | (2.020) | 4.455 | (14) 40.529 |
|
| Utile del primo semestre 2015 | 3,649 | 3,649 | ||||||||||||
| Altre componenti dell'utile complessivo: Componenti non riclassificabili a conto economico |
||||||||||||||
| Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale |
(1) | (1) (1) |
||||||||||||
| Componenti riclassificabili a conto economico | ||||||||||||||
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al | ||||||||||||||
| netto dell'effetto fiscale | 147 147 |
147 147 |
||||||||||||
| Operazioni con gli azionisti: Attribuzione del dividendo residuo 2014 (€0,56 per azione) |
2.020 | (4.037) | (2.017) | |||||||||||
| Attribuzione utile 2014 a riserve | 33 | 390 | (5) | (418) | ||||||||||
| 33 | 390 | (5) | 2.020 | (4.455) | (2.017) | |||||||||
| Altri movimenti di patrimonio netto: | ||||||||||||||
| Riduzione riserva art.6 comma 1 lettera a) D.Lgs 38/2005 | (54) | 54 | ||||||||||||
| Altre Variazioni | $\overline{\mathbf{2}}$ | $\overline{\mathbf{c}}$ $\overline{\mathbf{z}}$ |
||||||||||||
| Saldo al 30 giugno 2015 | 4.005 | 9,990 | 959 | (581) | 6.201 | (200) | (54) 1.085 |
54 17.193 |
$\overline{\mathbf{z}}$ $\pmb{9}$ |
(1) | 3.649 | 42.309 |
$90$
8
| (€ milioni) | I semestre 2014 | I semestre 2015 |
|---|---|---|
| Utile netto del periodo | 4.787 | 3.649 |
| Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative: | ||
| Ammortamenti | 556 | 475 |
| Svalutazione nette di attività materiali e immateriali | 77 | 37 |
| Svalutazioni (rivalutazioni) partecipazioni | 287 | 2.498 |
| Plusvalenze nette su cessioni di attività | (19) | (20) |
| Dividendi | (5.150) | (6.446) |
| Interessi attivi | (111) | (119) |
| interessi passivi | 337 | 350 |
| Imposte sul reddito | 126 | (11) |
| Altre Variazioni | 0 | 36 |
| Variazioni del capitale di esercizio: | ||
| - rimanenze | 501 | 267 |
| - crediti commerciali | (695) | 2.299 |
| - debiti commerciali | 643 | (2.389) |
| fondi per rischi e oneri | 64 | (196) |
| - altre attività e passività | (24) | 927 |
| Flusso di cassa del capitale di esercizio | 489 | 908 |
| Variazione fondi per benefici ai dipendenti | (4) | (b) |
| Dividendi incassati | 1.497 | 5.360 |
| interessi incassati | 82 | 108 |
| interessi pagati | (401) | (374) |
| Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti di imposta rimborsati | 40 | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 2.593 | 6.447 |
| Investimenti; | ||
| - attività materiali | (563) | (618) |
| attività immateriali | (149) | (34) |
| partecipazioni | (406) | (4.797) |
| crediti finanziari strumentali all'attività operativa | (1.265) | (2.692) |
| - titoli strumentali all'attività operativa | (4) | |
| Flusso di cassa degli investimenti | (2.383) | (8.145) |
| Disinvestimenti: | ||
| - attività materiali | 7 | |
| partecipazioni | 824 | -70 |
| - Attività destinate alla vendita | 9 | 17 |
| - crediti finanziari strumentali all'attività operativa | 262 | 82 |
| - variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento e imputazione di | ||
| ammortamenti all'attivo patrimoniale | 35 | '40 |
| Flusso di cassa dei disinvestimenti | 1.131 | 216 |
| Flusso di cassa netto da attività di investimento | (1.252) | (7.929) |
| Altività finanziarie destinate al trading | (1) | (66) |
| Assunzione (rimborsi) di debiti finanziari a lungo | (30) | (495) |
| incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine | (432) | '121 |
| Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | 2.246 | 3.209 |
| Acquisto azioni proprie | (202) | |
| Dividendi pagati | (1.986) | (2.017) |
| Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (405) | 752 |
| Flusso di cassa netto del periodo | 936 | (730) |
| Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo | 3,894 | 4.280 |
| Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo | 4.830 | 3.550 |
$\hat{\boldsymbol{\epsilon}}$
$\sim$
La situazione patrimoniale al 30 giugno 2015 di Eni SpA, ex Art. 2501 - quater del codice civile (di seguito situazione patrimoniale al 30 giugno 2015) è redatta secondo le disposizioni dello IAS 34 "Bilanci intermedi". Gli schemi di bilancio sono gli stessi adottati nell'ultimo bilancio di esercizio chiuso al 31 dicembre 2014.
Nella situazione patrimoniale al 30 giugno 2015 sono applicati gli stessi criteri di valutazione illustrati in sede di redazione del bilancio di esercizio chiuso al 31 dicembre 2014, a cui si fa rinvio, fatta eccezione per i principi contabili internazionali applicati a partire dal 1º gennaio 2015 e illustrati nella sezione della Relazione Finanziaria Annuale 2014 "Principi contabili di recente emanazione".1
Le note al bilancio sono presentate in forma sintetica.
Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della posizione di imponibile fiscale esistente alla data di chiusura del periodo. I debiti e i crediti tributari per imposte sul reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle autorità fiscali applicando le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura del periodo e le aliquote stimate su base annua.
I valori delle voci degli schemi di bilancio e delle relative note, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro.
Con riferimento alla descrizione dell'utilizzo di stime contabili si fa rinvio a quanto indicato nella Relazione Finanziaria Annuale 2014.
Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione si rinvia a quanto indicato nella Relazione Finanziaria Annuale 2014.
20
Si segnala che, a partire dall'esercizio 2015, eni SpA ha applicato anticipatamente le disposizioni dei regolamenti n. 2015/29 e 2015/28, emessi dalla Commissione Europea in data 17 dicembre 2014, che omologano, rispettivamente, la modifica allo IAS 19 "Piani a benefici definiti: contributi ai dipendenti" e il documento "Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2010-2012". I citati regolamenti di omologazione hanno previsto l'entrata in vigore delle modifiche ai principi contabili a partire dal primo esercizio che abbia inizio il, o dopo il, 1º febbraio 2015, fatta salva la possibilità di applicazione anticipata. L'applicazione di tali disposizioni non ha prodotto effetti significativi. Analogamente non hanno prodotto effetti significativi le altre modifiche ai principi contabili internazionali entrate in vigore a partire dal 1º gennaio 2015.
Le disponibilità liquide ed equivalenti ammontano a €3.550 milioni (€4.280 milioni al 31 dicembre 2014). Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da depositi in euro e in moneta estera che rappresentano l'impiego sul mercato della liquidità detenuta a vista per le esigenze del Gruppo e da saldi attivi di conto corrente connessi alla gestione degli incassi e dei pagamenti del Gruppo che confluiscono sui conti Eni.
Le attività finanziarie destinate al trading si analizzano come segue:
| (€ milioni) _________ The form of the components of --------------------------------------- . --------------------------------------- . |
31.12.2014 $\cdots$ $\cdots$ |
30.06.2015 |
|---|---|---|
| Titoll quotati emessi da Stati Sovrani -------------------------------------- --------------------------------------- --------------------------------------- -------------------------------------- $1.7411111111111111111111111111111111111$ |
.325 | 1.142 |
| Altri titoli -------------------------------------- A LEW WAY AND A CARD AND REAL |
3.699 |
3.896 |
| THE REAL PROPERTY AS A CONTRACTOR APPROXIMATION CONTROL COMPANY |
5.024 | 5.038 |
Di seguito l'analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:
| Valore Nominale ( € miloni) |
Fair Value (€ milioni) |
Classe di rating Moody's |
Classe di rating S&P |
|
|---|---|---|---|---|
| Titoli quotati emessi da Stati Sovrani | ||||
| Tasso fisso | ||||
| Italia | 548 | 563 | Baa2 | BBB- |
| Spagna | 281 | 293 | Baa2 | BBB |
| Unione Europea | 55 | 56 | da Aaa a Baa3 | da AAA a BBB- |
| Francia | 50 | 52 | Aa1 | AA |
| Repubblica Ceca | 19 | 20 | A1 | AA- |
| Polonia | 18 | 17 | A 2 | A- |
| Austria | 11 | 12 | Aaa | AA+ |
| Paesi Bassi | 8 | 8 | Ааа | AA+ |
| Germania | 4 | 4 | Aaa | AAA |
| Canada | 3 | $3^{\circ}$ | Aaa | AAA |
| 997 | 1.028 | |||
| Tasso variabile | ||||
| Francia | 74 | 74 | Aa1 | AA |
| Germania | 21 | 21 | Aaa | AAA |
| Polonia | 19 | 18 | A 2 | Α- |
| Spagna | 1 | 1 | Baa2 | BBB |
| 115 | 114 | |||
| Totale titoli quotati emessi da Stati Sovrani | 1.112 | 1.142 | ||
| Altri titoli | ||||
| Tasso fisso | ||||
| Titoli quotati emessi da imprese industriali | 1.835 | 1.915 | da Aaa a Baa3 | da AAA a BBB- |
| Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | 1.411 | 1.486 | da Aaa a Baa3 | da AAA a BBB- |
| Banca europea per gli Investimenti | $\overline{2}$ | $\overline{2}$ | Ааа | AAA |
| 3.248 | 3,403 | |||
| Tasso variabile | ||||
| Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | 399 | 399 | da Aaa a Baa3 | da AAA a BBB- |
| Titoli quotati emessi da imprese industriali | 93 | 94 | da Aaa a Baa3 | da AAA a BBB- |
| 492 | 493 | |||
| Totale Altri titoli Totale Attività finanziarie destinate al trading |
3.740 4.852 |
3,896 5.038 |
||
Il fair value dei titoli è determinato sulla base dei prezzi di mercato.
\$
I crediti commerciali e gli altri crediti si analizzano come segue:
| $(\epsilon$ milioni | 31.12.2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Crediti commerciali | 12.741 |
|
| Crediti finanziari: |
||
| - strumentali all'attività operativa | 167 | 60 |
| - non strumentali all'attività operativa |
6.622 | 3412 |
| 6.789 | 3.572 | |
| Altri crediti: | ||
| - attività di disinvestimento | 34 | |
| - altri | 267 | 2.160 |
| .301 | 2.192 | |
| 20.831 |
Il decremento dei crediti commerciali di €2.284 milioni è riferito principalmente alla Gas & Power (€2.101 milioni).
I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di €1.120 milioni (€1.052 milioni al 31 dicembre 2014).
| (€ milioni) | 0 | ||
|---|---|---|---|
| Fondo svalutazione: | |||
| - crediti commerciali | 1.050 | (108) | 18 |
| - crediti finanziari e diversi | |||
| 1052 | 108) | 20 |
L'accantonamento al fondo svalutazione crediti commerciali è riferito alla Gas & Power per €164 milioni ed è relativo in particolare alla clientela retail nei confronti della quale perdurano difficoltà di riscossione. Eni ha adottato le necessarie azioni per la riduzione dei crediti scaduti anche attraverso una revisione del processo di gestione dei crediti in bonis e in contenzioso ed operazioni di cessione.
Nel corso del primo semestre 2015 sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto di crediti commerciali con scadenza successiva al 30 giugno 2015 di €466 milioni (€681 milioni nell'esercizio 2014 con scadenza 2015). Le cessioni hanno riguardato crediti commerciali relativi alla Gas & Power (€341 milioni) e alla Refining & Marketing (€125 milioni).
I crediti finanziari strumentali1 all'attività operativa di €160 milioni (€167 milioni al 31 dicembre 2014) sostanzialmente in linea con il 2014, riguardano la quota a breve dei crediti finanziari a lungo termine verso società controllate.
I crediti finanziari non strumentali all'attività operativa di €3.412 milioni (€6.622 milioni al 31 dicembre 2014) riguardano crediti a breve termine verso società controllate, in particolare Eni Trading & Shipping SpA (€645 milioni), Eni Finance International SA (€618 milioni), Versalis SpA (€511 milioni), Trans Tunisian Pipeline SpA (€502 milioni) e Saipem SpA (€342 milioni). La riduzione di €3.210 milioni riguarda principalmente il rimborso di finanziamenti da parte di Eni Trading & Shipping SpA (€1.380 milioni) e di Eni Finance International SA (€1.022 milioni).
31
<sup>1 I crediti finanziari strumentali all'attività operativa riguardano i finanziamenti a lungo termine, comprensivi delle quote a breve, concessi alle società del Gruppo. La quota a lungo termine dei crediti finanziari strumentali all'attività operativa è descritta alla nota n.15 - Altre attività finanziarie. I crediti finanziari non strumentali all'attività operativa riguardano i finanziamenti a breve termine concessi alle società del Gruppo.
Gli altri crediti di €2.160 milioni (€1.267 milioni al 31 dicembre 2014) aumentano di €893 milioni per effetto essenzialmente dei dividendi deliberati ma non ancora incassati della Eni International BV. Tale effetto è in parte compensato da minori crediti per consolidato fiscale e IVA (€146 milioni) e dall'intero incasso, avvenuto nel semestre, dei crediti di €91 milioni relativi a importi da ricevere da clienti gas somministrati a fronte dei volumi gas per i quali era maturato in capo a Eni il diritto take-or-pay previsto dai relativi contratti di vendita a lungo termine.
La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
Le rimanenze si analizzano come segue:
| 31.12.2014 | 30.06.2015 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| $(\epsilon$ milioni) | Greggio, gas naturale e prodotti |
Lavori in corso su petroliferi ordinazione |
Altre | Totale | Greggio, gas naturale e prodotti |
Lavori in corso SU petroliferi ordinazione |
Altre | Totale |
| Materie prime, sussidiarie e di consumo |
19 | 188 | 207 | 87 | 195 | 282 | ||
| Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati |
36 | |||||||
| Lavori in corso su ordinazione | $\Lambda$ | |||||||
| Prodotti finiti e merci | 1.410 | 1.410 | 1.031 | 1.031 | ||||
| Certificati bianchi | 34 | 34 | 17 | 17 | ||||
| .469 | 222 | 1.699 | .154 | 212 | 1 378 |
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €15 milioni (€185 milioni al 31 dicembre $2014$ :
| $(E \text{ milioni})$ | Р | ₩ | ||
|---|---|---|---|---|
| Materie prime, sussidiarie e di consumo | Έ | |||
| Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati | n, | |||
| Prodotti finiti e merci | 148 | 144' | ||
| 185 | $\cdots$ |
La variazione del fondo svalutazione rimanenze di €170 milioni riguarda, in particolare, le scorte di greggio e di prodotti petroliferi della Refining & Marketing per effetto del progressivo allineamento del costo medio ponderato al valore netto di realizzo al 30 giugno 2015.
I certificati bianchi di €17 milioni (€34 milioni al 31 dicembre 2014) sono valutati al fair value determinato sulla base dei prezzi di mercato.
Le attività per imposte sul reddito correnti si analizzano come segue:
| 31.12.2014 | 30.06.2015 | |
|---|---|---|
| IRES | ||
| Crediti per istanza di rimborso IRES Legge n.2/2009 | ||
| IRAP | ||
| Altre | ||
Le attività per altre imposte correnti si analizzano come segue:
| (€ milioni | 31.12.2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Amministrazione Finanziaria Italiana: | ||
| - Imposte di consumo | 166 | |
| 159 | ||
| - Altre imposte indirette | ||
Le altre attività correnti si analizzano come segue:
| $(\epsilon$ milioni) | 31.12.2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Fair value su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | ||
| Fair value su altri strumenti finanziari derivati | .659 | |
| Altre attività | 718 | 762 |
| 2.41 | .813 |
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge di €33 milioni (€40 milioni al 31 dicembre 2014) riguarda essenzialmente operazioni in derivati su commodity poste in essere dalla Gas & Power con l'obiettivo di minimizzare il rischio di variabilità dei cash flow futuri associati a vendite attese con elevata probabilità o a vendite già contrattate derivanti dalla differente indicizzazione dei contratti di somministrazione rispetto ai contratti di approvvigionamento. La medesima logica è utilizzata nell'ambito delle strategie di riduzione del rischio di cambio. Il fair value passivo relativo agli strumenti finanziari derivati con scadenza entro il 30 giugno 2016 è indicato alla nota n. 24 - Altre passività correnti; il fair value attivo e passivo relativo agli strumenti finanziari derivati con scadenza successiva al 30 giugno 2016 è indicato rispettivamente alle note n. 17 - Altre attività non correnti e n. 28 - Altre passività non correnti. Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 29 - Patrimonio netto e n. 32 - Costi operativi. Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 30 - Garanzie, impegni e rischi.
Il fair value degli altri strumenti finanziari derivati di €1.018 milioni (€1.659 milioni al 31 dicembre 2014) riguarda 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, su tassi di interesse e sui prezzi delle commodity pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni commerciali o finanziarie originarie.
33
Le altre attività di €762 milioni (€718 milioni al 31 dicembre 2014) comprendono l'ammontare di €550 milioni (€496 milioni al 31 dicembre 2014) relativo al gas prepagato in esercizi precedenti per effetto della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term che Eni prevede di recuperare nei prossimi dodici mesi ritirando il gas prepagato sulla base dei piani di vendita e delle flessibilità ottenute grazie al round di rinegoziazioni finalizzate nel 2014. Nel primo semestre 2015 il valore contabile dell'anticipo, assimilabile a un credito in natura, è stato svalutato per €8 milioni. La quota che Eni prevede di recuperare oltre l'orizzonte temporale di 12 mesi è indicata alla nota n. 17 - Altre attività non correnti.
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 Rapporti con parti correlate.
Gli immobili, impianti e macchinari si analizzano come segue:
Gli investimenti sono riferiti ai seguenti settori di attività:
| (€ milioni) | I semestre 2014 | I semestre 2015 |
|---|---|---|
| _________ Investimenti |
distributed and contract that the children integral integration that distance intention and the contract except and an example in | |
| --------------------------------------- | ||
| Exploration & Production ™ I wasananya wasa wasa waka wana wa wasa wa matu wasa wa wasa wa wa wa kuta wa wa wa wa wa wa wa wa wa wa wa wa wa |
497 | |
| Gas & Power _________ |
||
| Refining & Marketing |
183 | 21، |
| Corporate | ||
Nella redazione della presente relazione semestrale con riferimento alle Cash Generating Unit (CGU) dei settori oil&gas, il management in considerazione dell'incremento della volatilità dei prezzo del petrolio riscontrata nei mesi successivi alla chiusura del periodo e considerata la maggiore incertezza sui trend futuri dei prezzi, soprattutto di breve e medio termine, ha ritenuto necessario verificare la recuperabilità degli asset oil&gas dell'Eni SpA alla variazione negativa del 10% dello scenario prezzi del piano strategico '15-'18 approvato dal Consiglio di Amministrazione Eni nel marzo 2015. La verifica ha riguardato i valori di libro delle proprietà minerarie direttamente possedute da Eni SpA e di quelle possedute per il tramite di alcune società controllate rilevanti. Il taglio del 10% dei prezzi degli idrocarburi è stato applicato in maniera lineare su tutti gli anni di piano, fino all'esaurimento della vita utile delle riserve di idrocarburi a parità di condizioni operative. A esito di tale valutazione è emersa la sostanziale tenuta dei valori di libro delle predette proprietà e partecipazioni. Con riferimento alle attività afferenti al business Raffinazione & Marketing il miglioramento dei margini di raffinazione riscontrato nel semestre e nelle previsioni a breve termine non ha indotto il management a modificare la propria view sulle criticità strutturali di questo business; pertanto, non è stata eseguita alcuna ripresa di valore di raffinerie svalutati in precedenti esercizi, mentre si è proceduto a svalutare gli investimenti di periodo di sicurezza e compliance eseguiti nel semestre su tali asset.
I criteri adottati da Eni nell'individuazione delle Cash Generating Unit (CGU) e nell'esecuzione della verifica della recuperabilità dei valori d'iscrizione degli asset sono invariati rispetto alla Relazione Finanziaria Annuale 2014 alla quale si rinvia (v. nota n. 14 - Immobili, impianti e macchinari del bilancio di esercizio 2014). In particolare, con riferimento al primo semestre 2015, il management ha mantenuto nel complesso invariata la stima del tasso di sconto post-tax da applicare ai flussi di cassa futuri delle CGU (pari al costo medio ponderato del capitale Eni, rettificato del rischio paese specifico nel quale si svolge l'attività - WACC adjusted) rispetto al bilancio 2014. Questa valutazione ha considerato la riduzione del rischio sovrano Italia riflessa negli yield previsti sui titoli di stato decennali e la contrazione del costo del capitale di terzi in funzione dell'andamento aggiornato dei benchmark di riferimento unitamente al maggiore ricorso alla leva finanziaria, i cui effetti sono stati compensati dall'incremento del beta Eni. I WACC applicati nella semestrale hanno valori compresi tra il 5,5% e il 5,8%.
Le altre variazioni di €6 milioni comprendono la rilevazione iniziale e la variazione della stima dei costi per abbandono e ripristino siti della Exploration & Production.
Le rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo di €1.583 milioni (€1.530 milioni al 31 dicembre 2014) riguardano i greggi e prodotti petroliferi detenuti a fronte dell'obbligo di cui al DL n. 249 del 31 dicembre 2012. La misura è determinata annualmente dal Ministero dello Sviluppo Economico.
Le attività immateriali si analizzano come segue:
| (€ milioni) | ဖ ō ຘ ಸ |
||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Attività immateriali a vita utile definita | 2.794 | 2.394 | 400 | 34 | (59) | 11 | 386 | 2.839 | 2.453 |
| Attività immateriali a vita utile indefinita | |||||||||
| Goodwill | 874 | 77 | 797 | 797 | 874 | ||||
| 3.668 | 2.471 | 1.197 | 34 | (59) | 11 | 1.183 | 3.713 | 2.530 | |
Gli investimenti di €34 milioni comprendono i costi di ricerca mineraria della Exploration & Production ammortizzati interamente nel periodo di sostenimento.
Il goodwill di €797 milioni riguarda essenzialmente il disavanzo di fusione risultante dall'incorporazione dell'ItalgasPiù, nonché il goodwill rinveniente dal bilancio delle incorporate Napoletana Gas Clienti SpA, Siciliana Gas Clienti SpA, Messina Fuel SpA, Toscana Energia Clienti SpA e ASA Trade, quest'ultima operata nel 2014. Il goodwill (ad esclusione di quello rinveniente dalla Messina Fuel SpA) è attribuito alla CGU Mercato Gas Italia. Nel primo semestre 2015 non sono emersi impairment indicator. Per i criteri di valutazione di tale goodwill e le relative analisi di sensitività si rinvia alla nota n. 16 - Attività immateriali del bilancio di esercizio 2014.
Le partecipazioni si analizzano come seque:
| (E milioni) | Valore iniziale | 큸 Interventi: capitale |
Acquisizione | Cessione | Rettifiche di valore | Valutazione al fair $\mathbf{c}$ effetti 5 S 을 8번 |
variazioni Altre |
finale Valore |
Valore finale lordo | Fondo svalutazione |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2014 | ||||||||||
| Partecipazioni in: | ||||||||||
| - imprese controllate | 31.331 | 495 | 22 | (1.300) | (31) | 30.517 | 48.734 | 18,217 | ||
| - imprese collegate e a controllo congiunto | 642 | (17) | (19) | 606 | 606 | |||||
| - altre imprese, di cui: | 2.774 | (805) | (221) | 1.748 | 1.748 | |||||
| - disponibili per la vendita | 2.770 | (805) | (221) | 1.744 | 1.744 | |||||
| - altre valutate al costo | 4 | |||||||||
| 34.747 | 478 | 22 | (805) | (1.300) | (221) | (50) | 32.871 | 51.088 | 18.217 | |
| 30.06.2015 | ||||||||||
| Partecipazioni in: | ||||||||||
| - imprese controllate | 30,517 | 4.797 | (2.675) | (10) | 32.629 | 53.521 | 20.892 | |||
| - imprese collegate e a controllo congiunto | 606 | (7) | 599 | 599 | ||||||
| - altre imprese, di cui: | 1,748 | (40) | 177 | 1.885 | 1.885 | |||||
| - disponibili per la vendita | 1.744 | (40) | 177 | 1,881 | 1.881 | |||||
| - aitre valutate al costo | 4 | 4 | ||||||||
| 32.871 | 4.797 | (40) | (2.675) | 177 | (17) | 35.113 | 56.005 | 20.892 |
Gli interventi sul capitale di €4.797 milioni sono relativi essenzialmente a Eni International BV (€3.206 milioni), Versalis SpA (€1.147 milioni), Syndial SpA (€267 milioni) e Raffineria di Gela SpA (€131 milioni).
Le svalutazioni e altri oneri di €2.675 milioni sono relative essenzialmente a: (i) Eni Gas & Power NV per €2.249 milioni per effetto della riduzione del patrimonio netto della società conseguente alla distribuzione di un dividendo di €2.249 milioni, pari al totale degli utili portati a nuovo e delle riserve liberamente distribuibili della società, e tenuto conto delle prospettive di reddito della partecipata; (ii) Syndial SpA per €172 milioni e Versalis SpA per €138 milioni in relazione all'andamento economico negativo. Come indicato nella nota n. 11 le proprietà minerarie indirettamente possedute da Eni SpA per il tramite di alcune società controllate rilevanti sono state oggetto di valutazione in considerazione dell'incremento della volatilità dei prezzo del petrolio riscontrata nei mesi successivi alla chiusura del periodo e la maggiore incertezza sui trend futuri dei prezzi, soprattutto di breve e medio termine; a esito di tale valutazione è emersa la sostanziale tenuta dei valori di libro delle predette partecipazioni.
Le altre partecipazioni di €1.885 milioni riguardano per €1.881 milioni le partecipazioni valutate al fair value Snam SpA e Galp Energia SGPS.
Al 30 giugno 2015 Eni possiede n. 288.683.602 azioni Snam SpA iscritte al prezzo di borsa di €4,268 per azione per complessivi €1.232 milioni di valore di libro, che sono al servizio del bond convertibile di €1.250 milioni emesso il 18 gennaio 2013 con scadenza 18 gennaio 2016. Al 30 giugno 2015 Eni possiede 61.680.259 azioni ordinarie Galp Energia SGPS SA iscritte al prezzo di borsa di €10,52 per azione per complessivi €649 milioni di valore di libro, di cui 33.124.670 azioni sono al servizio del bond convertibile di circa €513 milioni emesso il 30 novembre 2012 con scadenza 30 novembre 2015.
La valutazione al fair value per €177 milioni è riferita alle partecipazioni finanziarie in Galp Energia SGPS SA per €129 milioni e Snam SpA per €48 milioni. La valutazione al fair value è stata rilevata a conto economico in applicazione delle fair value option prevista dallo IAS 39 poiché relativa ad azioni a servizio di bond convertibili. La fair value option è stata attivata per ridurre l'asimmetria contabile connessa con la rilevazione a fair value con contropartita a conto economico delle opzioni implicite nei prestiti obbligazionari convertibili che hanno dato luogo alla rilevazione di un onere di €16 milioni che riflette in particolare l'apprezzamento del titolo Snam, mentre l'opzione su Galp continua a rimanere out-of-the-money. L'operazione di riacquisto di una parte del prestito obbligazionario convertibile in azioni Galp in mano ai
bondholders (circa il 50% del valore nominale), che ha avuto settlement date il 4 giugno 2015, non ha alterato la classificazione di bilancio della corrispondente quota di azioni Galp.
Le altre attività finanziarie si analizzano come segue:
| $(\epsilon$ milioni) | 31.12.2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Crediti finanziari strumentali all'attività operativa | 3.960 | 6.638 |
| Titoli strumentali all'attività operativa | ||
| 3.980 | 6.662 |
I crediti finanziari strumentali all'attività operativa di €6.638 milioni riguardano essenzialmente crediti a lungo termine verso società controllate e aumentano di €2.678 milioni in particolare per effetto dell'accensione di una nuova linea di credito a lungo termine con Eni Finance International SA utilizzata per €2,7 miliardi. I finanziamenti concessi riguardano essenzialmente le società Eni Finance International SA (€3.479 milioni), Saipem SpA (€2.008 milioni) e Versalis SpA (€672 milioni).
Il fair value dei crediti finanziari strumentali ammonta a €7.079 milioni. La gerarchia del fair value è di livello 2.
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 Rapporti con parti correlate.
Le attività per imposte anticipate sono di seguito analizzate:
| (€ milioni) | 31.12.2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Imposte sul reddito anticipate IRES | 1.523 | 1.493 |
| Imposte sul reddito differite IRES | (150) | (168) |
| Imposte sul reddito anticipate IRAP | 215 | 205 |
| Imposte sul reddito differite IRAP | (3) | (3) |
| Totale eni spa | 1.585 | 1.527 |
| Imposte anticipate società in joint operation | 142 | 142 |
| 1.669 |
Le attività per imposte anticipate sono stanziate sulla perdita di periodo e sulla rilevazione di costi a deducibilità differita nei limiti degli ammontari che si prevede di recuperare negli esercizi futuri in base alla capienza dei redditi imponibili attesi. Le proiezioni degli imponibili futuri oltre il 2015 sono quelle adottate nel bilancio 2014.
Le altre attività non correnti si analizzano come segue:
| (€ milioni) | 31 12 2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Crediti per imposta | 94. | |
| Fair value su strumenti finanziari derivati non di copertura | 238 | 238 |
| Fair value su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | ||
| Altri crediti da attività di disinvestimento | ||
| Altre attività | 488 | |
I crediti di imposta di €959 milioni includono il riconoscimento degli effetti dell'intervenuta definizione con le Autorità fiscali italiane delle modalità di calcolo dell'addizionale Ires del 4% di cui alla legge 7/2009 (cosiddetta Libyan Tax), al netto del rimborso ottenuto nell'esercizio 2014 e comprensivo degli interessi maturati (€753 milioni).
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura di €238 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2014) riguarda 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, su tassi di interesse e sui prezzi delle commodity pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni commerciali o finanziarie originarie.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge di €3 milioni è riferito alle coperture della Gas & Power come descritto alla nota n.10 - Altre attività correnti. Il fair value passivo relativo agli strumenti finanziari derivati con scadenza successiva al 30 giugno 2016 è indicato alla nota n. 28 - Altre passività non correnti; il fair value attivo e passivo relativo agli strumenti finanziari derivati con scadenza entro il 30 giugno 2016 è indicato rispettivamente alle note n. 10 - Altre attività correnti e n. 24 -Altre passività correnti. Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 29 - Patrimonio netto e n. 32- Costi operativi. Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 30 - Garanzie, impegni e rischi.
Le altre attività di €403 milioni (€488 milioni al 31 dicembre 2014) riguardano per €315 milioni (€395 milioni al 31 dicembre 2014) le quantità di gas non prelevate da Eni in esercizi pregressi fino a concorrenza del minimum take contrattuale, che hanno fatto scattare l'obbligo di pagare l'anticipo del prezzo contrattuale di fornitura in adempimento della clausola take-or-pay. Tale clausola prevede l'anticipazione totale o parziale del prezzo contrattuale dei volumi di gas non ritirati rispetto alla quantità minima contrattuale, con facoltà di prelevare negli anni contrattuali successivi il gas pagato ma non ritirato. Il valore contabile dell'anticipo, assimilabile a un credito in natura, è oggetto di svalutazione per allinearlo al valore netto di realizzo del gas quando quest'ultimo è inferiore. In caso contrario e nei limiti del costo sostenuto è prevista la ripresa di valore. In applicazione di tale criterio contabile nel primo semestre 2015 è stata rilevata una svalutazione di €16 milioni. Una parte del deferred cost è stata riclassificata nelle altre attività correnti in relazione ai volumi che si prevede di recuperare entro il 30 giugno 2016 (€62 milioni). La parte del deferred cost classificata nell'attivo non corrente è dovuta alla previsione di ritiro di tali volumi pre-pagati oltre l'orizzonte temporale di 12 mesi. Nonostante il difficile outlook del mercato gas a causa della debolezza della domanda e dell'oversupply, il management prevede di completare il recupero dei volumi pre-pagati entro l'orizzonte di piano facendo leva sulla migliorata competitività del gas Eni, sui benefici delle rinegoziazioni in termini di riduzione delle quantità minime soggette al vincolo di prelievo, nonché sulle azioni di ottimizzazione commerciale grazie alla presenza simultanea in più mercati e agli asset disponibili (capacità di logistica, diritti di trasporto).
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 Rapporti con parti correlate.
Le attività destinate alla vendita di €1 milione si riducono di €13 milioni per la cessione delle partecipazioni nelle società argentine.
Le passività finanziarie a breve termine di €3.918 milioni (€3.799 milioni al 31 dicembre 2014) aumentano €119 milioni e riguardano rapporti con le società del gruppo per €3.659 milioni e rapporti verso banche ed istituzioni finanziarie terze per €259 milioni.
Le passività finanziarie a breve termine, denominate in euro, presentano un tasso medio ponderato di interesse sostanzialmente in linea con quello del 2014.
Al 30 giugno 2015 Eni dispone di linee di credito committed e uncommitted non utilizzate rispettivamente per €40 milioni e €11.990 milioni (rispettivamente €40 milioni e €12.101 milioni al 31 dicembre 2014). Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato.
La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termine non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.
I debiti verso parti correlate sono indicate alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
La quota a breve di passività finanziarie a lungo termine €3.727 milioni (€3.488 milioni al 31 dicembre 2014) è commentata alla nota n. 25 - Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo, cui si rinvia.
I debiti commerciali e gli altri debiti si analizzano come segue:
| $(\epsilon$ milioni) | 31.12.2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Debiti commerciali | 8.377 | 5.953 |
| Acconti e anticipi | 285 | 343 |
| Altri debiti: | ||
| - relativi all'attività di investimento | 353 | 394 |
| - altri debiti | 518 | 389 |
| 87 | 783 | |
| 9.533 | 7.079 |
Il decremento dei debiti commerciali di €2.424 milioni è riferito principalmente alla Gas & Power (€2.050 milioni).
Gli altri debiti di €389 milioni riguardano principalmente i debiti diversi verso il personale e verso istituiti di previdenza sociale (€182 milioni), i debiti verso società controllate partecipanti al consolidato fiscale (€125 milioni) e i debiti verso le società controllate per IVA di gruppo (€9 milioni).
La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.
I debiti verso parti correlate sono indicate alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
Le passività per imposte sul reddito correnti di €1 milione (€4 milioni al 31 dicembre 2014) si riferiscono alla joint operation Raffineria di Milazzo ScpA.
Le passività per altre imposte correnti si analizzano come segue:
| $(\epsilon$ milioni) | 31.12.2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Accise e imposte di consumo | 900 | 1.370 |
| Royalty su idrocarburi estratti | 249 | 144 |
| Ritenute IRPEF su lavoro dipendente | ||
| IVA | ||
| Altre imposte e tasse | ||
| 1.227 |
Of
Le altre passività correnti si analizzano come segue:
| (€ milioni) | 31 12 2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Fair value su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 50. | 476 |
| Fair value su altri strumenti finanziari derivati . I mandala katalogia antika tana masa masa katalogia antara manamana masa katalogia anaka katalogia anaka katal |
776 | .069 |
| Altre passività PUBLISHER AND AND AND AND MALTER PRODUCT CONTROLLED AND ARREST ACTIVITY AND AND ALTERATIVE AND ALTERATIVE AND ALTERATIVE AND ALTERATIVE AND ALTERATIVE AND ALTERATIVE AND ARREST AND ALTERATIVE AND ARREST AND ALTERATIVE AND |
369 | 332 |
| 2.647 | 1.87. | |
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge di €476 milioni (€502 milioni al 31 dicembre 2014) è riferito a operazioni di copertura dei rischi cambio e prezzi su commodity della Gas & Power descritte alla nota n. 10 - Altre attività correnti. Il fair value attivo relativo agli strumenti finanziari derivati con scadenza entro il 30 giugno 2016 è indicato alla nota n. 10 - Altre attività correnti; il fair value passivo e attivo relativo agli strumenti finanziari derivati con scadenza successiva al 30 giugno 2016 è indicato rispettivamente alle note n. 28 - Altre passività non correnti e n. 17 - Altre attività non correnti. Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 29 - Patrimonio netto e n. 32 - Costi operativi. Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 30 - Garanzie, impegni e rischi.
Il fair value degli altri strumenti finanziari derivati di €1.069 milioni (€1.776 milioni al 31 dicembre 2014) riguarda: (i) per €994 milioni strumenti finanziari derivati privi del requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e sui prezzi delle commodity pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni commerciali o finanziarie originarie e strumenti finanziari derivati di trading sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario; (ii) per €75 milioni l'opzione implicita del prestito obbligazionario convertibile in azioni ordinarie Snam SpA; il valore dell'opzione è nullo per quanto riguarda il prestito obbligazionario residuo convertibile in azioni Galp Energia SGPS SA. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 25 - Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine.
Le altre passività di €332 milioni (€369 milioni al 31 dicembre 2014) comprendono la quota a breve termine di €77 milioni (€78 milioni al 31 dicembre 2014) relativa agli anticipi incassati dal partner Suez a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica. La quota a lungo termine è indicata alla nota n. 28 -Altre passività non correnti. Le altre passività includono gli anticipi che la joint operation Società Oleodotti Meridionali SpA ha ricevuto per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto (€106 milioni).
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, si analizzano come segue:
| 31.12.2014 | 30.06.2015 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| $(E \text{ milioni})$ | Quote a lungo termine |
Quote a breve termine |
Totale | Quote a lungo termine |
Quote a breve termine |
Totale |
| Banche | 1.936 | 158 | 2.094 | 2.584 | 438 | 3.022 |
| Obbligazioni ordinarie | 13.925 | 2.304 | 16.229 | 13.748 | 1.530 | 15.278 |
| Obbligazioni convertibili | 1.239 | 1.024 | 2.263 | 1.759 | 1.759 | |
| Altri finanziatori | 300 | 302 | 378 | 378 | ||
| 17,400 | 3.488 | 20,888 | 16.710 | 3.727 | 20.437 |
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, di €20.437 milioni (€20.888 milioni al 31 dicembre 2014) diminuiscono di €451 milioni.
Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di determinati indici finanziari basati sul bilancio consolidato di Eni o il mantenimento di un rating minimo. Nel caso di perdita del rating minimo, gli accordi prevedono l'individuazione di garanzie alternative accettabili per la Banca Europea per gli Investimenti. Al 31 dicembre 2014 e al 30 giugno 2015 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontavano rispettivamente a €1.887 milioni e a €1.813 milioni. Eni ritiene che l'eventuale mancato rispetto di tali covenants abbia un impatto non significativo sulla liquidità del Gruppo. Eni ha rispettato le condizioni concordate.
Le obbligazioni ordinarie di €15.278 milioni (€16.229 milioni al 31 dicembre 2014) riguardano il programma di Euro Medium Term Notes per complessivi €13.204 milioni e altri prestiti obbligazionari per complessivi €2.074 milioni.
L'analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l'indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:
| Importo | Disaggio di emissione e rateo di interesse |
Totale | Valuta | Scadenza | Tasso (%) |
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | da | а | da | а | ||||
| Euro Medium Term Notes | ||||||||
| Eni SpA | 1.500 | 44 | 1.544 | EUR | 2019 | 4 1 2 5 | ||
| Eni SpA | 1.500 | 30 | 1.530 | EUR | 2016 | 5,000 | ||
| Eni SpA | 1.250 | 33 | 1.283 | EUR | 2017 | 4,750 | ||
| Eni SpA | 1.200 | 40 | 1,240 | EUR | 2025 | 3,750 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 21 | 1.021 | EUR | 2023 | 3 250 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 13 | 1.013 | EUR | 2020 | 4,250 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 12 | 1.012 | EUR | 2018 | 3,500 | ||
| Eni SpA | 1.000 | $\overline{7}$ | 1.007 | EUR | 2029 | 3,625 | ||
| Eni SpA | 1.000 | (2) | 998 | EUR | 2020 | 4,000 | ||
| Eni SpA | 1,000 | (2) | 998 | EUR | 2026 | 1.500 | ||
| Eni SpA | 800 | 11 | 811 | EUR | 2021 | 2.625 | ||
| Eni SpA | 750 | (3) | 747 | EUR | 2019 | 3,750 | ||
| 13.000 | 204 | 13.204 | ||||||
| Altri prestiti obbligazionari | ||||||||
| Eni SpA | 1.109 | 32 | 1.141 | EUR | 2017 | 4,875 | ||
| Eni SpA | 403 | 2 | 405 | USD | 2020 | 4,150 | ||
| Eni SpA | 313 | 313 | USD | 2040 | 5700 | |||
| Eni SpA | 215 | 215 | EUR | 2017 | variabile | |||
| 2.040 | 34 | 2.074 | ||||||
| 15.040 | 238 | 15.278 |
Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi 18 mesi ammontano a €1.530 milioni; nel corso del primo semestre 2015 sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie per €998 milioni.
$\mathcal{A}$
$\bar{z}$
$\sim$
L'analisi dei prestiti obbligazionari convertibili con l'indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:
| $(E \text{ milioni})$ www.www.www.www.www.www.www.www.www.ww |
86) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| --------------------------------------- Bond convertibile Snam |
250 | .248 | EUR | 2016 | 0,625 ****** |
|
Bond convertibile Galp |
513 CARLO ARTICO |
TERRITORY (2 |
51' | ******** EUR |
2015 |
0.250 |
| 1.763 | (4) | 1.759 |
Il prestito obbligazionario di €1.248 milioni del valore nominale di €1.250 milioni è convertibile in azioni ordinarie Snam SpA e scade nei prossimi 18 mesi. Il prestito ha come sottostante 288,7 milioni di azioni Snam, corrispondenti all'8,25% del capitale sociale della società, al prezzo di conversione di €4,33 per azione.
Il prestito obbligazionario di €511 milioni del valore nominale di €513 milioni è convertibile in azioni ordinarie Galp Energia SGPS SA e scade nei prossimi 18 mesi. Il prestito ha come sottostante 33,1 milioni di azioni Galp, corrispondenti al 4% del capitale sociale della società, al prezzo di conversione di €15,50. Tale prestito obbligazionario è stato emesso nel 2012 per un importo nominale di €1.028 che è stato ridotto nel primo semestre 2015 per effetto di un'operazione di sollecitazione alla vendita rivolta ai bondholders da parte dell'emittente Eni. L'operazione ha consistito in una procedura d'asta competitiva, a seguito della quale Eni ha aderito all'offerta di vendita da parte dei bondholders per l'importo nominale complessivo di €514,9 milioni a fronte del pagamento per cassa. Il prezzo di acquisto delle obbligazioni validamente offerte è stato fissato in €100.400 per ogni €100.000 di valore nominale di tali obbligazioni. La data di regolamento è stata il 4 giugno 2015 in corrispondenza della quale sono stati corrisposti anche gli interessi maturati e non ancora versati sulle obbligazioni riacquistate. Le obbligazioni riacquistate sono state cancellate in conformità al relativo regolamento, mentre le obbligazioni che non sono state offerte in vendita e/o riacquistate rimarranno in circolazione e soggette al relativo regolamento.
I prestiti obbligazionari convertibili sono valutati al costo ammortizzato; le opzioni di conversione, implicite negli strumenti finanziari emessi, sono valutate a fair value con imputazione degli effetti a conto economico. In coerenza, per le azioni sottostanti i prestiti, è stata attivata la fair value option prevista dallo IAS 39.
Al 30 giugno 2015 Eni dispone di linee di credito a lungo termine committed non utilizzate per €6.468 milioni (€6.597 milioni al 31 dicembre 2014). Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato.
Al 30 giugno 2015 non vi sono passività finanziarie garantite da depositi vincolati.
Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammontano a €21.907 milioni (€22.391 milioni al 31 dicembre 2014).
$90$
L'analisi dell'indebitamento finanziario netto indicato nel "Commento ai risultati economico-finanziari" è la seguente:
| 31.12.2014 | 30.06.2015 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Correnti Non correnti | Totale | Correnti Non correnti | Totale | |||
| $(\epsilon$ milioni) | ||||||
| A Disponibilità liquide ed equivalenti | 4.280 | 4.280 | 3.550 | 3.550 | ||
| B. Attività finanziarie destinate al trading | 5.024 | 5.024 | 5.038 | 5.038 | ||
| C. Liquidità (A+B) | 9.304 | 9.304 | 8.588 | 8.588 | ||
| D. Crediti finanziari (a) | 6.622 | 6.622 | 3.412 | 3.412 | ||
| E. Passività finanziarie a breve termine verso banche | 212 | 212 | 259 | 259 | ||
| F. Passività finanziarie a lungo termine verso banche | 158 | 1.936 | 2.094 | 438 | 2.584 | 3.022 |
| G. Prestiti obbligazionari | 3.327 | 15 165 | 18.492 | 3.289 | 13.748 | 17.037 |
| H. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate | 3.587 | 3.587 | 3.659 | 3.659 | ||
| I. Passività finanziarie a lungo termine verso entità correlate | 297 | 298 | 378 | 378 | ||
| L. Altre passività finanziarie | 2 | 2 | 4 | |||
| M. Indebitamento finanziario lordo (E+F+G+H+1+L) | 7.287 | 17400 | 24.687 | 7.645 | 16.710 | 24.355 |
| N. Indebitamento finanziario netto (M-D-C) | (8.639) | 17.400 | 8.761 | (4.355) | 16.710 | 12.355 |
(a) La voce riguarda i crediti finanziari correnti non strumentali all'attività operativa.
I fondi per rischi e oneri si analizzano come segue:
| $(E \text{ million})$ | iniziale Valore |
Variazioni stima |
밀 Effetto |
cantona | Utilizzi | Valore |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2014 ****** | 经收货率 | |||||
| Fondo smantellamento e ripristino siti e social projected and segmenta 1,946. Support of 1, probability 21 and see 1943 | (10) | $-1.971$ | ||||
| (47) | ∶691 | |||||
| Fondo oneri per contrati onerosi della provincia della contratta di contratto della contratto della contratto della contratto della contratto della contratto della contratto della contratto della contratto della contratto | (133) | 666 | ||||
| Fondo esodi e mobilità lunga e venera de servera del general en la propognazione degli propognazione del control del control | (13) | 148 75. L |
||||
| - Contract のことを使って、我会 116 - Advisory Contract Market Section のことにな 18 Fondo rischi per contenziosi |
(7) | $-127$ | ||||
| ゆうしょう アールト Fondo onerí per cessione Agricoltura SpA |
82 | 82 | ||||
| Fondo oneri per cessione Snamprogetti SpA $\omega_{\rm c} = 2\pi$ |
25 | 25 | ||||
| Altri fondi per rischi ed oneri | 726 | 205 | (304) | 627 | ||
| 4.514 | 11 | 2 1 | 305 | (514) | 4.337 |
I fondi benefici ai dipendenti di €375 milioni sono sostanzialmente in linea con il 2014.
Le altre passività non correnti si analizzano come segue:
| $(\epsilon$ milioni) | 31.12.2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Fair value su strumenti finanziari derivati non di copertura | 30 | $24^{\circ}$ |
| Fair value su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 49 | |
| Depositi cauzionali | 24 | 256 |
| Altre passività | 1 149 | .065 |
| 1.697 |
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura di €243 milioni (€301 milioni al 31 dicembre 2014) riguarda strumenti finanziari derivati privi dei reguisiti 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, su tassi di interesse e sui prezzi delle commodity pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni commerciali o finanziarie originarie. La componente opzionale implicita dei prestiti obbligazionari convertibili in azioni ordinarie Snam SpA di €59 milioni al 31 dicembre 2014 è stata riclassificata nelle altre passività correnti.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge di €49 milioni è riferito alle coperture della Gas & Power e riguarda operazioni di copertura del rischio cambio e prezzi su commodity descritte alla nota n. 10 - Altre attività correnti. Il fair value attivo relativo agli strumenti finanziari derivati con scadenza successiva al 30 giugno 2016 è indicato alla nota n. 17 - Altre attività non correnti; il fair value passivo e attivo relativo agli strumenti finanziari derivati con scadenza entro il 30 giugno 2016 è indicato rispettivamente alle note n. 24 - Altre passività correnti e n. 17 - Altre attività correnti. Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 29 - Patrimonio netto e n. 32 - Costi operativi. Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 30 - Garanzie, impegni e rischi.
Le altre passività di €1.065 milioni (€1.149 milioni al 31 dicembre 2014) comprendono la quota a lungo termine di €776 milioni (€812 milioni al 31 dicembre 2014) degli anticipi incassati dal partner Suez a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica. La quota a breve termine è indicata alla nota n. 24 - Altre passività correnti.
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
| $(E \text{ milion})$ | 31.12.2014 | 30.06.2015 |
|---|---|---|
| Capitale sociale | 4.005 | 4.005 |
| Riserva legale | 959 | 959 |
| Azioni proprie acquistate | (581) | (581) |
| Riserva per acquisto di azioni proprie | 6.201 | 6.201 |
| Altre riserve di capitale: | 9.990 | 9.990 |
| Riserve di nvalutazione: | 9.927 | 9.927 |
| - Legge n. 576/1975 | ||
| - Legge n. 72/1983 | 3 | з |
| - Legge n. 408/1990 | 2 | |
| - Legge n. 413/1991 | 39 | 39 |
| - Legge n. 342/2000 | 9.839 | 9.839 |
| - Legge n. 448/2001 | 43 | 43 |
| Riserva conferimenti Leggi n.730/1983, 749/1985, 41/1986 | 63 | 63 |
| Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale | (347) | (200) |
| Riserva IFRS 10 e 11 non disponibili | ||
| Riserva IFRS 10 e 11 disponibili | (1) | |
| Altre riserve di utili non disponibili: | 1.107 | 1.085 |
| Riserva art. 6, comma 1 lettera a) D.Lgs. 38/2005 | 1.162 | 1.131 |
| Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale | (45) | (46) |
| Altre riserve di utili disponibili: | 16.749 | 17.193 |
| Riserva disponibile | 16.230 | 16.674 |
| Riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986 | 412 | 412 |
| Riserva art.14 Legge n. 342/2000 | 74 | 74 |
| Riserva plusvalenza da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983 | 19 | 79 |
| Riserva da avanzo di fusione | 13 | 13 |
| Riserva art.13 D.Lgs. n. 124/1993 | ||
| Acconto sui dividendi | (2.020) | |
| Utile dell'esercizio | 4.455 | 3.649 |
| 40.529 | 42.309 | |
Al 30 giugno 2015, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 ed è rappresentato da n. 3.634.185.330 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (stessi ammontari al 31 dicembre 2014).
Il 13 maggio 2015, l'Assemblea ordinaria degli azionisti di Eni SpA ha deliberato la distribuzione del dividendo di €0,56 per azione, con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla data di stacco cedola, a saldo dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2014 di €0,56 per azione; il saldo del dividendo è stato messo in pagamento il 20 maggio 2015, con data di stacco il 18 maggio 2015 e record date il 19 maggio 2015. Il dividendo complessivo per azione dell'esercizio 2014 ammonta perciò a €1,12.
La riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall'art. 2430 del codice civile, non può essere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l'ammontare massimo richiesto dalla legge.
Le azioni proprie acquistate, al netto degli utilizzi, ammontano a €581 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2014), e sono rappresentate da n. 33.045.197 azioni ordinarie. Il prezzo medio della azioni acquistate è pari a 17,55 euro.
$\bar{\gamma}$
La riserva per acquisto azioni proprie è di €6.201 milioni. L'Assemblea dell' 8 maggio 2014 ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell'art. 2357 del Codice Civile, ad acquistare sul Mercato Telematico
$\Delta \sim 10^{-1}$ km s
Azionario – in una o più volte e comunque entro 18 mesi dalla data della presente delibera – fino a un massimo di 363.000.000 azioni ordinarie Eni e per un ammontare comunque non superiore a €6 miliardi di euro, comprensivi rispettivamente del numero e del controvalore delle azioni proprie acquistate successivamente alla delibera assembleare di autorizzazione all'acquisto di azioni proprie del 16 luglio 2012, a un corrispettivo unitario non inferiore a €1,102 e non superiore al prezzo ufficiale di Borsa registrato dal titolo nella seduta di Borsa precedente ogni singola operazione, aumentato del 5% secondo le modalità operative stabilite nei regolamenti di organizzazione e gestione di Borsa Italiana S.p.A. Al fine di rispettare il limite previsto dal terzo comma dell'art. 2357 c.c., il numero di azioni da acquistare e il relativo ammontare terranno conto del numero e dell'ammontare delle azioni Eni già in portafoglio.
Le altre riserve di capitale di €9.990 milioni riguardano:
riserve di rivalutazione: €9.927 milioni. Accolgono l'imputazione, al netto della relativa imposta sostitutiva quando dovuta, dei saldi attivi risultanti dalle rivalutazioni monetarie consentite dalle diverse leggi che si sono succedute nel tempo. Parte delle riserve (€8.001 milioni) derivano dalle ricostituzioni delle corrispondenti riserve risultanti dai bilanci delle società incorporate effettuate in conformità al disposto dell'art. 172, comma 5, del DPR n. 917/1986. Queste riserve sono in sospensione di imposta ai soli fini IRES;
riserva conferimenti Leggi nn. 730/1983, 749/1985, 41/1986: €63 milioni. Accoglie i rimborsi effettuati dal Ministero dell'Economia e delle Finanze sulla base delle Leggi citate che hanno autorizzato Eni a contrarre mutui con la Banca Europea degli Investimenti (Leggi nn. 730/1983 e 41/1986) e a emettere il prestito obbligazionario Eni 1986/1995 (Legge n. 749/1985) con ammortamento a carico dello Stato.
Le riserve per valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge si analizza come segue:
| Derivati di copertura Cash flow | ||||
|---|---|---|---|---|
| Riserva | Fffetto | Riserva | ||
| $(\epsilon$ milioni) | lorda | Fiscale | netta | |
| Riserva al 31 dicembre 2014 | (480 | 347 | ||
| Variazione I semestre 2015 | 202 | 55 | ||
| Riserva al 30 giugno 2015 | 278 |
La riserva di €9 milioni si è costituita a seguito dell'adozione, con efficacia 1º gennaio 2014, delle disposizioni dei principi contabili internazionali IFRS 10 e IFRS 11 omologati dalla Commissioni Europea l'11 dicembre 2012 con Regolamento n. 1254/2012. Le nuove disposizioni sono state applicate con effetto retroattivo rettificando i valori di apertura dello stato patrimoniale al 1º gennaio 2013 e i dati economici del 2013.
La riserva negativa di €1 milione si riduce di €5 milioni per effetto dell'attribuzione a riserva della componente negativa inclusa nel risultato netto 2014 di Eni SpA afferente il consolidamento proporzionale delle joint operation.
Le altre riserve di utili non disponibili di €1.085 milioni riguardano:
| Galp Energia SGPS Snam SpA |
Valutazione rimanenze | TOTALE | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Riserva | Effetto | Riserva | Effetto Riserva | Effetto Fiscale | Riserva | ||
| $(E \text{ million})$ | Iorda | Fiscale | lorda | Fiscale | lorda | netta | |
| Riserva al 31 dicembre 2014 | 604 | (12) | 571 | 111 | 1.152 | ||
| Attribuzione utile 2014 | 10 | 34 | (11) | ||||
| Variazione dell'esercizio 2015 | (42 | $\cdots$ | 18 | (54) | |||
| Riserva al 30 giugno 2015 | 562 | (12) | 581 | 16 | (5) | 1.131 |
Le altre riserve di utili disponibili di €17.193 milioni riguardano:
riserva disponibile: €16.674 milioni con un incremento di €444 milioni dovuto essenzialmente: (i) all'attribuzione dell'utile residuo dell'esercizio 2014 (€390 milioni); (ii) alla riclassifica della riserva art. 6, comma 1, lettera a) del D. Lgs. 28 febbraio 2005 costituita in sede assembleare per effetto delle plusvalenze realizzate nel corso del 2015 (€54 milioni).
riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986: €412 milioni. Accoglie: (i) ai sensi dell'art. 173, comma 9, del D.P.R. n. 917/1986, la ricostituzione per la parte relativa al patrimonio netto scisso delle riserve risultanti dal bilancio 2003 dell'Italgas SpA in sospensione d'imposta in quanto costituite con contributi in conto capitale incassati fino all'esercizio 1988 (€43 milioni); (ii) ai sensi dell'art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, la ricostituzione delle corrispondenti riserve risultanti dagli ultimi bilanci delle società incorporate relative ai contributi in conto capitale per la parte accantonata in sospensione di imposta ai soli fini IRES in conformità alle diverse formulazioni dell'art. 88 del D.P.R. n. 917/86 che si sono succedute nel tempo;
riserva art. 14 legge n. 342/2000: €74 milioni. Accoglie il riallineamento dei valori fiscalmente riconosciuti ai maggiori valori civilistici delle immobilizzazioni materiali per le quali erano stati stanziati ammortamenti anticipati in sede di attribuzione dell'utile dell'esercizio 1999. La riserva è stata costituita riclassificando la "Riserva ammortamenti anticipati ex art. 67 D.P.R. n. 917/1986" per la parte da considerarsi in sospensione di imposta ai fini IRES:
riserva plusvalenze da realizzo titoli azionari legge n. 169/1983: €19 milioni. Accoglie la ricostituzione, ai sensi dell'art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, della corrispondente riserva dell'incorporata Agip relativa alle plusvalenze in sospensione d'imposta ai fini IRES realizzate nel 1986 a fronte di cessioni di partecipazioni;
riserva da avanzo di fusione: €13 milioni. Accoglie l'avanzo di fusione derivante dall'incorporazione di Eni Hellas SpA, decorsa dal 1º novembre 2012 (€8 milioni) e di Eni gas & power GmbH, decorsa dal 1º ottobre 2014 (€5 milioni). Alla riserva è attribuita la natura di riserva di utili;
riserva art. 13 D.Lgs. n. 124/1993: €1 milione. Accoglie, ai sensi dell'art. 13 del D.Lgs. n. 124/1993, la quota dell'utile dell'esercizio attribuito dalle assemblee in misura pari al 3% dello stanziamento al trattamento di fine rapporto versato nel corso dell'esercizio ai fondi pensione Fopdire e Fondenergia ai quali partecipano, rispettivamente, i dirigenti e gli altri dipendenti del Gruppo. Quanto a €0,5, €0,2 e €0,06,
€0,006 e €0,006, €0,007 e €0,006 milioni la riserva rappresenta la ricostituzione, ai sensi dell'art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, delle corrispondenti riserve delle incorporate AgipPetroli, Snam, EniData, EniTecnologie, Enifin, AgipFuel e Praoil. La riserva è in sospensione d'imposta ai soli fini IRES.
Prospetto di raccordo del risultato dell'esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli in applicazione IFRS $10 - 11$
| Risultato dell'esercizio | Patrimonio netto | |||
|---|---|---|---|---|
| I semestre | ||||
| $(\epsilon$ milioni) | 2014 | 2015 | 31.12.2014 | 30.06.2015 |
| Eni SpA | 4.460 | 3.652 | 40.523 | 42.304 |
| Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi | ||||
| dei risultati di esercizio, rispetto ai valori di carico delle partecipazioni | ||||
| in joint operation | (5) | (3) | 6 | 5 |
| Eni SpA - applicazione IFRS 10 - 11 | 4.455 | 3.649 | 40.529 | 42.309 |
Al 30 giugno 2015 le garanzie rilasciate da Eni nell'interesse delle partecipate ammontano complessivamente a €75.558 milioni (€70.238 milioni al 31 dicembre 2014), con un incremento pari a €5.320 milioni riconducibile sostanzialmente a:
Per l'illustrazione delle principali garanzie si rinvia a quanto indicato nelle note al Bilancio di esercizio della Relazione Finanziaria Annuale 2014.
L'ammontare degli impegni e rischi non ha subito variazioni significative rispetto a quanto indicato nelle note al Bilancio di esercizio della Relazione Finanziaria annuale 2014.
Per la descrizione dei rischi finanziari (mercato, controparte e liquidità) si rinvia a quanto indicato nella Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno 2015 e alle note al Bilancio di esercizio della Relazione Finanziaria Annuale 2014.
La classificazione delle attività e passività finanziarie valutate al fair value nello schema di stato patrimoniale secondo la gerarchia del fair value è definita in funzione della significatività degli input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia del fair value prevede i seguenti livelli:
a) livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attività o passività finanziarie;
b) livello 2; valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente. che, per le attività/passività oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente (prezzi) o indirettamente (in quanto derivati dai prezzi);
c) livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.
$\mathcal{L}(\mathcal{L}^{\mathcal{A}}(\mathcal{A}))$ . The set of the set of the set of $\mathcal{L}(\mathcal{A})$
In relazione a quanto sopra, l'articolazione secondo la gerarchia del fair value delle differenti tipologie di attività e passività al fair value al 30 giugno 2015, non ha subito variazioni rispetto a quanto indicato nelle note al Bilancio di esercizio della Relazione Finanziaria Annuale 2014.
Per la disamina del contenzioso riferibile ad Eni SpA si rinvia a quanto riportato nella Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno 2015 e alle note al Bilancio di esercizio della Relazione finanziaria Annuale 2014.
$\omega_{\rm c} = \omega_{\rm c}$
Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i "Ricavi". I motivi delle variazioni più significative e una descrizione della stagionalità o ciclicità delle operazioni di vendita sono indicati nel "Commento ai risultati economico-finanziari".
I ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:
| $(E \text{ milioni})$ | semestre 2014 | I semestre 2015 |
|---|---|---|
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni | 21.624 | 18.699 |
| Variazioni dei lavori in corso su ordinazione | ||
| Variazione delle rimanenze per la quota di accise su prodotti petroliferi | ||
| 21.630 | 18.702 |
I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono indicati al netto delle seguenti voci:
| $(\epsilon$ milioni) | l semestre 2014 | I semestre 2015 |
|---|---|---|
| Accise | 4.339 | 4.060 |
| Vendite a gestori di stazioni di servizio per consegne fatturate a titolari di carte di credito e carte prepagate | 918 | 839 |
| Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise | 504 | 390 |
| Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture | 145 | 176 |
| Ricavi operativi relativi a permute greggi | 52 | |
| Ricavi per operazioni a premio per fidelizzazione clientela | 16 | 22 |
| 5.974 | 5.498 |
I ricavi netti della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i "Costi operativi". I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel "Commento ai risultati economico-finanziari".
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi si analizzano come segue:
| (€ milioni) | I semestre 2014 | I semestre 2015 |
|---|---|---|
| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 15.402 | 12.406 |
| Costi per servizi | 4.246 | 4.169 |
| Costi per godimento di beni di terzi | 330 | 282 |
| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 45 | 165 |
| Variazione rimanenze | 485 | 254 |
| Altri oneri | 162 | 220 |
| 20 G70 | 17.496 |
Il costo lavoro si analizza come segue:
| I semestre 2014 | I semestre 2015 | |
|---|---|---|
| (€ milioni) | ||
| Salari e supendi | 433 | 435 |
| Oneri sociali | 124 | 124 |
| Oneri per benefici ai dipendenti | 34 | 35 |
| Costi personale in comando | 35 | 39 |
| Altri costi (comprensivi costo lavoro joint operation) | 21 | -22 |
| 647 | 655 | |
| a dedurre: | ||
| - proventi relativi al personale | 146 | |
| - incrementi di immobilizzazioni per lavori interni | 129 | (28) |
| - ricavi recuperi da partner quota costo lavoro | 63 | 13 |
| 569 |
Gli altri proventi e oneri operativi, negativi per €350 milioni, riguardano essenzialmente gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti finanziari derivati su merci privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta del rischio commodity.
I costi operativi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
$\mathcal{A}(\mathcal{A})$ , where $\mathcal{A}(\mathcal{A})$ is a set of $\mathcal{A}(\mathcal{A})$
$\mathcal{G}$ . $\mathcal{C}$
Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:
| I semestre 2014 | I semestre 2015 | |
|---|---|---|
| $(\epsilon$ milioni | ||
| Ammortamenti: | ||
| - immobili, impianti e macchinari | 409 | 416 |
| - attività immateriali | 147 | 59 |
| 556 | 475 | |
| Svalutazioni: | ||
| - immobili, impianti e macchinari | ||
| - attività immateriali | ||
| 633 | ||
| (€ milioni) | semestre 2014 | I semestre 2015 |
|---|---|---|
| Proventi (oneri) finanziari | ||
| Proventi finanziari | 54' | 1.618 |
| Oneri finanziari | (802 | (1.748) |
| Proventi netti su attività finanziarie destinate al trading | 16 | |
| (245) | (113) | |
| Strumenti finanziari derivati | $\mathcal{D}^{\mathcal{A}}$ | (103) |
| (224) | (216) |
| $(E \text{ milioni})$ | I semestre 2014 | I semestre 2015 |
|---|---|---|
| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | ||
| Interessi e altri oneri su debiti finanziari a breve e lungo termine | (377) | (385) |
| Interessi attivi verso banche | ||
| Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa | 33 | 32 |
| Proventi netti su attività finanziarie destinate al trading | 16 | 17 |
| (320) | (334) | |
| Differenze attive (passive) di cambio | ||
| Differenze attive di cambio | 376 | 1.453 |
| Differenze passive di cambio | (372) | (1.348) |
| 105 | ||
| Altri proventi (oneri) finanziari | ||
| Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 24 | 15 |
| Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 55 | 81 |
| Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a) | (33) | (21) |
| Altri proventi (oneri) finanziari | 25 | 41 |
| 71 | 116 | |
| (245) | (113) |
$\sim$
(a) La voce riguarda l'incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.
I proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati si analizzano come seque:
| (€ milioni) | I semestre 2014 | I semestre 2015 |
|---|---|---|
| Strumenti finanziari derivati su valute | . | (86 |
| Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse |
||
| Opzioni ********* |
16 | |
| The component construction of the construction of the construction of the component construction of the construction of the construction of the construction of the construction of the construction of the construction of th | '103 |
Gli oneri netti su strumenti finanziari derivati di €103 milioni (proventi netti di €21 milioni nel primo semestre 2014) 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 di interesse pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni commerciali o finanziarie originarie. Gli strumenti finanziari derivati su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio economico implicito nelle formule prezzo delle commodity della Gas & Power. La stessa carenza di requisiti formali per considerare di copertura gli strumenti finanziari derivati comporta la rilevazione delle differenze nette di cambio in quanto gli effetti dell'adeguamento al cambio di fine periodo delle attività e passività in moneta diversa da quella funzionale non vengono contabilmente compensate dalla variazione dei fair value degli strumenti finanziari derivati.
Gli oneri su opzioni di €16 milioni (oneri netti per €10 milioni nel primo semestre 2014) riguardano la valutazione al fair value delle opzioni implicite nel bond convertibile in azioni Snam SpA (oneri per €22 milioni nel primo semestre 2014); la valutazione al fair value delle opzioni implicite nel bond convertibile in azioni Galp Energia SGPS SA non produce effetti a conto economico (proventi per €12 milioni nel primo semestre 2014). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 25 - Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine.
I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
| (€ milioni) | Isemestre 2014 | I semestre 2015 |
|---|---|---|
| Dividendi | 5.150 | 6 446 |
| Plusvalenze nette da vendite | 96 | 16 |
| Altri proventi netti MITERATURE MS-POSSENCE SCHWEINSTERN MITERATURE IN DER FREI EREICHTE EINE EINE EINE EINE EREICHTE EREICHTE EREICHTE EINE EINE EINE EREICHTE EINE EINE EINE EINE EINE EINE EINE EI |
193 | |
| Totale proventi | 5.439 | 6.639 |
| Svalutazioni e perdite | (484) | (2.675) |
| 4955 | 1.964 | |
Gli altri proventi netti di €177 milioni (€193 milioni nel primo semestre 2014) comprendono l'adequamento al prezzo di borsa alla data di riferimento della relazione finanziaria semestrale di 61,7 milioni di azioni Galp Energia SGPS SA per €129 milioni (€97 milioni nel primo semestre 2014) e di 288,7 milioni di azioni Snam SpA per €48 milioni (€96 milioni nel primo semestre 2014) per le quali è stata attivata la fair value option prevista dallo IAS 39.
Maggiori informazioni e i motivi delle variazioni più significative sono indicati nel "Commento ai risultati economico-finanziari".
$v=\theta, \theta=\pi_0$
Le imposte sul reddito si analizzano come segue:
| I semestre 2014 | I semestre 2015 | |
|---|---|---|
| (€ milioni) | ||
| IRES | ||
| IRAP | (40 | |
| Imposte correnti | 126 | |
| Imposte differite | 42 | |
| Imposte anticipate | 32 | |
| Valutazione imposte anticipate | (64 | |
| Imposte differite | (138) | |
| Totale imposte sul reddito Eni SpA | (164) | 11 |
| Imposte relative al consolidamento proporzionale delle Joint operation | 38 | |
| 126 |
Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riquardano:
Tutte le operazioni sono state compiute nell'interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte dell'ordinaria gestione e sono regolate generalmente a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.
L'analisi dei rapporti di natura commerciale e diversa è la seguente:
| 31.12.2014 | I semestre 2014 | |||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Costi (a) Ricavi (b) |
Derivati | |||||||||||
| Denominazione | Crediti e altre attività |
Debiti e altre Derivati passività |
attivi | Derivati Passivi |
Garanzie | Beni | Servizi | Altro | Beni | Servizi | Altro Commodity | |
| Imprese controllate | ||||||||||||
| Agip Caspian Sea BV | 27 22 |
12.970 2.846 |
3 5 |
$\overline{2}$ | ||||||||
| Agip Karachaganak BV Agip Oil Ecuador BV |
1 | 112 | 1 | |||||||||
| Ecofuel SpA | $\overline{\mathbf{3}}$ | 22 | 15 | 81 | ||||||||
| Eni AEP Ltd | 102 | |||||||||||
| Eni Austria GmbH | $\mathbf 3$ | 9 | 52 | |||||||||
| Eni Ceska Republika Sro Eni Congo SA |
54 | 54 | 13 | 43 | ||||||||
| Eni Croatia BV | $\mathbf{1}$ | 56 | $\mathbf{1}$ | |||||||||
| Eni Deutschland GmbH | 140 | $\mathbf{1}$ | 60 | 826 | $\boldsymbol{A}$ | |||||||
| Eni Engineering Ltd | $\overline{\mathbf{3}}$ | 57 | 26 | 1 | ||||||||
| Eni Finance International SA | $\overline{\mathbf{2}}$ | 47 | 247 | |||||||||
| Eni France Sarl Eni Fuel Centro-Sud SpA |
14 118 |
14 | 45 1 |
55 | 9 338 |
$\mathbf{1}$ $\mathbf{1}$ |
$\mathbf{1}$ | |||||
| Eni Fuel Nord SpA | 119 | 16 | 315 | $\overline{1}$ | ||||||||
| Eni gas & power France SA | 198 | $\mathbf{1}$ | 23 | 349 | ||||||||
| Eni Gas & Power GmbH | 435 | |||||||||||
| Eni Gas & Power NV | 179 | 44 | 161 | 934 | 12 | 864 | 23 | (1) | ||||
| Eni Insurance Ltd Eni Lasmo Ltd |
234 533 |
|||||||||||
| Eni Liverpool Bay Operating Co Ltd | 138 | |||||||||||
| Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | 37 | 36 | 6 | 229 | $\ddot{\phantom{1}}$ | 69 | 12 | |||||
| Eni Middle East BV | 417 | |||||||||||
| Eni Norge AS | 25 | 15 | 1 | 240 | 71 | $\mathbf{1}$ | $\bf8$ | $\mathbf{1}$ $\overline{\mathbf{2}}$ |
||||
| Eni North Africa BV Eni Petroleum Co Inc |
12 9 |
61 239 |
372 | 6 | 61 | 9 5 |
||||||
| Eni Rete oil&nonoil SpA | 23 | 24 | 5 | 5 | 248 | $\overline{\mathbf{2}}$ | $\overline{2}$ | |||||
| Eni Slovenija Doo | 14 | 4 | 103 | |||||||||
| Eni Suisse SA | 12 | $\mathbf{3}$ | 18 | 90 | ||||||||
| Eni Trading & Shipping Inc | 196 | |||||||||||
| Eni Trading & Shipping SpA | 3.341 | 4.010 | 389 | 598 | 5.957 | 5.356 | 50 | 2.004 | $\overline{4}$ | $\overline{4}$ | 288 | |
| Eni ULX Ltd Eni UK Ltd |
10 | 82 | 134 15 |
32 | $\overline{\bf{4}}$ | $\mathbf{1}$ | ||||||
| Eni US Operating Co Inc | 741 | |||||||||||
| Eni West Africa SpA | 85 | $\overline{c}$ | ||||||||||
| EniPower Mantova SpA | 29 | 35 | 6 | 8 | 54 | 72 | 14 | |||||
| EniPower SpA | 96 | 292 | 6 | 29 | 60 | 212 | $\overline{\mathbf{c}}$ | 204 | 46 | |||
| EniServizi SpA First Calgary Petroleums LP |
23 | 18 | 46 1.248 |
69 | 8 | 8 | 8 | $\overline{\mathbf{2}}$ | ||||
| LNG Shipping SpA | 13 | 12 | $\overline{2}$ | 4 | $\overline{2}$ | 54 | 6 | |||||
| Nigerian Agip Oil Co Ltd | 78 | 75 | 68 | 8 | 17 | |||||||
| Raffineria di Gela SpA | 75 | 143 | 83 | 4 | 56 | 8 | $\overline{\mathbf{1}}$ | |||||
| Salpem (Portugal) Comércio Maritimo, | ||||||||||||
| Sociedade Unipessoal, Lda | 110 | 41 | 464 | 6 | $\mathbf{1}$ | |||||||
| Saipem Contracting Algerie SpA Saipem Contracting (Nigeria) Ltd |
110 417 |
|||||||||||
| Salpem Ingenieria y Construcciones SLU | 213 | |||||||||||
| Saipem Ltd | 18 | 89 | ||||||||||
| Salpem Misr for Petroleum Service Sae | 18 | 3 | 82 | |||||||||
| Saipem SA Saipem SpA |
19 | 124 | 49 380 |
114 167 |
340 2.429 |
$\overline{2}$ | 105 | $\mathbf{1}$ | 10 | |||
| Snamprogetti Canada Inc | 129 | |||||||||||
| Snamprogetti Saudi Arabia Co Ltd Llc | 73 | |||||||||||
| Società Ionica Gas SpA | 4 | 33 | 89 | $\mathbf{3}$ | ||||||||
| Sofresid SA | 244 | $\mathbf{1}$ | ||||||||||
| Syndial SpA | 27 | 61 | 883 | 1 | 10 | 19 | $\overline{4}$ | 15 | $\overline{\mathbf{c}}$ | |||
| Tecnomare SpA Tigàz Zrt |
5 | 49 | 6 | 4 | $\overline{9}$ 189 |
37 | 27 | $\overline{2}$ | ||||
| Trans Tunisian Pipeline Company SpA | $\overline{2}$ | 306 | $\overline{c}$ | 167 | 30 | |||||||
| Versalis SpA | 143 | 44 | 5 | $\overline{\mathbf{2}}$ | 1.116 | 1 | 15 | 301 | 56 | 3 | ||
| Versalis France Sas | 98 | |||||||||||
| Altre * | 320 | 154 | 18 | $\overline{2}$ | 464 | 37 | 51 | 78 | 83 | 206 | 31 | |
| Imprese collegate e a controllo | 5.126 | 5.586 | 1.273 | 1.200 | 34.006 | 7.447 | 945 | 172 | 6.626 | 645 | 52 | 287 |
| congiunto | ||||||||||||
| CEPAV (Consorzio Eni per l'Alla Velocità) | ||||||||||||
| Uno | 6 | 6.122 | ||||||||||
| EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH | 113 | 4 | ||||||||||
| Società EniPower Ferrara Srl Unión Fenosa Gas Comercializadora SA |
19 15 |
29 $\mathbf{1}$ |
6 | 53 | 45 83 |
28 | ||||||
| Unión Fenosa Gas SA | 57 | $\mathbf{1}$ | ||||||||||
| Altre * | 62 | 12 | 21 | 54 | 15 | $\boldsymbol{6}$ | 5 | |||||
| 102 | 42 | 6.200 | 6 | 108 | 256 | 38 | 5 | |||||
| Imprese controllate dallo Stato | ||||||||||||
| Gruppo Enel | 59 | 14 | 452 | 79 | 86 | |||||||
| Gruppo Gestore Servizi Energetici Gruppo Snam |
75 129 |
123 541 |
$\overline{7}$ | 252 13 |
991 | 26 $\overline{2}$ |
63 177 |
$\boldsymbol{9}$ 13 |
3 | |||
| Terna SpA | 3 | 46 | $\overline{7}$ | 77 | $\mathbf{3}$ | $\overline{2}$ | 13 | 8 | 3 | |||
| Altre imprese a controllo statale * | 32 | 30 | 21 | $\overline{\mathbf{2}}$ | 23 | 1 | ||||||
| 298 | 754 | $\overline{7}$ | 272 | 1.541 | 33 | 344 | 121 | 12 | 3 | |||
| Fondi pensione e fondazioni | $\bf{2}$ | $\overline{2}$ | 8 | |||||||||
| 5.526 | 6.384 | 1.273 | 1.200 | 40.213 | 7.725 | 2.596 | 213 | 7.126 | 704 | 69 | 290 | |
| (a) I costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando. | ||||||||||||
| (b) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando. | ||||||||||||
| (*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni. | ||||||||||||
Eni Bilancio di esercizio semestrale abbreviato / Note al bilancio
$\left(\epsilon \text{ milioni}\right)$
| 30.06.2015 | I semestre 2015 | |||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Costi (a) | Ricavi (b) | Derivali | ||||||||||
| Crediti e | Debiti e altre Derivati | Derivati | ||||||||||
| Denominazione | altre attività | passività | ativi | Passivi | Garanzie | Beni | Servizi | Altro | Beni | Serva | Altro Commodity | |
| imprese controllate | ||||||||||||
| Agip Caspian Sea BV | 38 | ч | 14.073 | 13 | 2 | |||||||
| Agip Karachaganak BV Agip Oil Ecuador BV |
23 $\mathbf{2}$ |
4 | 3,088 | 6 | 2 医反应的 化乙 |
|||||||
| Ecofuel SpA | 52 | 43 | 121 в |
102 | 3 | T | ||||||
| Eni AEP Ltd | 111 | |||||||||||
| Eni Angola SpA | 38 AS 200 |
3.207 | 33 | |||||||||
| Eni Congo SA | 48 | 57 | ||||||||||
| Eni Deutschland GmbH | 34 11 Mars 20 |
4 | 49 | 499 | ||||||||
| Eni Engineering Ltd | $\overline{2}$ | 65 | 63 | и | ||||||||
| Eni Finance International SA Eni France Sarl |
$\mathbf{2}$ 14 |
- 1 12 |
57 | 263 | 42 | |||||||
| Eni Fuel Centro-Sud SpA | 128 | ۴Ś | -1 | 73 | 4 276 |
|||||||
| Eni Fuel Nord SpA | 105 | -17 | 250 | 1 | ||||||||
| Eni gas & power France SA | 69 | 49 | 496 | |||||||||
| Eni Gas & Power NV | 157 | 57 | 160 | 1788 | -2 | з | 249 | |||||
| Eni Insurance Ltd | 4 | 242 | 12 | |||||||||
| Eni Lasmo Ltd | 578 | |||||||||||
| Eni Liverpool Bay Operating Co Ltd | 33 | 151 | ||||||||||
| Eni Mediterranea Idrocarburi SpA Eni Middle East BV |
66 | ा 452 |
152 | 3 | 53 | 10 | ||||||
| Eni Norge AS | 18 | 10 | 247 | 69 | $\overline{\mathbf{2}}$ | 10 | ||||||
| Eni North Africa BV | 20 | 66 | 66 | 390 | 22 | 2 | ||||||
| Eni Pakistan (M) Limiled Sarl | 53 | |||||||||||
| Eni Petroleum Co Inc | 12 | 259 | И. | 8 | ||||||||
| Eni Rele oil&nonoil SpA | 26 | 20 | 5 | 231 | $\overline{2}$ | 2 | ||||||
| Eni Suisse SA | 11. | $\overline{\mathbf{2}}$ | 19 | 52 d H |
||||||||
| Eni Trading & Shipping Inc. Eni Trading & Shipping SpA |
1.653 | 1.850 | 302 | 295 | 212 6.705 |
4.055 | 89 | 1.787 | 4 | 33 | (311) | |
| Eni ULX Ltd | 부분적 | ÷ | 147 | 47 | ||||||||
| Eni UK Ltd | $7^{\circ}$ | 60 | $\overline{16}$ | 26 | 8 | |||||||
| Eni Usa Gas Marketing Lic | 体下 | 1,640 | ||||||||||
| Eni US Operating Co Inc | 804 | |||||||||||
| Eni West Africa SpA | 65 | 1 | ||||||||||
| EniPower Mantova SpA EniPower SpA |
26 72 |
27 265 |
A | 6 | 10 53 |
48 212 |
58 | 9 | ||||
| EniServizi SpA | 28 ing n |
29 51 |
۰. | 58 | 2 | 140 $7^{\circ}$ |
36 9 |
|||||
| First Calgary Petroleums LP | 1.354 | |||||||||||
| LNG Shipping SpA | 11 | 11 | 2 | 8 | $\ddot{\phantom{a}}$ | 61 | 6 | |||||
| Nigerian Agip Oil Co Ltd | 77 | 81 | -73 | 13 | ||||||||
| Raffineria di Gela SpA | 6 - 12 |
53 | 144 | 4 | 11 | з. | 10 | 3 | ||||
| Salpem (Portugal) Comércio Marítimo, | ||||||||||||
| Sociedade Unipessoal, Lda Saipem Contracting Algerie SpA |
75 | 29 | 419 -86 |
|||||||||
| Salpem Contracting (Nigeria) Ltd | 347 | |||||||||||
| Saipem Ingenieria y Construcciones SLU | 227 | |||||||||||
| Saipem Ltd | з | 7 | 69 | |||||||||
| Salpem Misr for Petroleum Service Sae | 1 | 1 | 61 | |||||||||
| Saipem SA Saipem SpA |
٠. | A 102 |
22 229 |
31 125 |
302 | ٠. | ||||||
| Snamprogetti Canada Inc | 25 | 1,787 78 |
59 | 2 | -9 | |||||||
| Snamprogetti Saudi Arabia Co Ltd Llc | 63 | |||||||||||
| Società lonica Gas SpA | 3 | 26 | $\cdot$ 1 | 74 | 2 | |||||||
| Syndial SpA | 25 | 86 | 887 | 32 | 10 | 14 | 2 | |||||
| Tigàz Zrt | 183 | |||||||||||
| Trans Tunisian Pipeline Company SpA | $\overline{2}$ | 279 | 158 | 30 | ||||||||
| Versalis SpA Versalis France Sas |
- 44 | 58 | 111 | 1.129 95 |
-3 | -1 | 302 | 49 | $\left( 3\right)$ $2$ -non-non-non-non-non-non-non-non-non-no |
|||
| Altre * | 298 | 255 | £. | 36 | 419 | 61 35 |
102 | 75 | 147 | 161 | 23 | |
| 3.211 | 3.509 | 703 | 786 | 40.336 | 5,138 | 884 | 168 | 4.571 | 513 | 74 | (314) | |
| Imprese collegate e a controllo | 99 C | |||||||||||
| congiunto | ||||||||||||
| CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) | anticipi della | thais | ||||||||||
| Uno Unión Fenosa Gas SA |
6.122 | |||||||||||
| Alre * | - 1 71 |
21 | 57 42 |
5 | 82 | 58 | 16 | tere 1989 veden 1999 Minschaft 7 |
||||
| 72 | 21 | 6 2 2 1 | 5 | 82 | 58 | 16 | Ì | |||||
| Imprese controllate dallo Stato | ta Dis | |||||||||||
| Gruppo Enel | 25 | 66 | 580 | 173 | 70 | |||||||
| Gruppo Gestore Servizi Energelici | 44 | 83 | 228 | 14 | $\cdot$ 11 | 200 | 20 | |||||
| Gruppo Snam | 158 | 354 | 5 | 51 | 1.089 | $\overline{2}$ | 143 | 13 | ||||
| Terna SpA | 2 | 41 | 8 | 64 | $\overline{\mathbf{6}}$ | $\mathbf{z}$ | 4 | $\ddot{\phantom{1}}$ | 6, | |||
| Altre imprese a controllo statale* | 8 235 |
ిక 647 |
5 | 16 | 1 | 16 | 1 | 6 | ||||
| 287 | 1.752 | 20 | 534 | 108 | 6 | |||||||
| Fondi pensione e fondazioni | $\overline{\mathbf{2}}$ | 55. | $\mathbf{2}$ | 13 | ||||||||
| 3,518 | 4.079 | 703 | $-788$ | 46,564 | 6.430 | 2720 | 201 | 5.163 | 637 | RR | (308) |
$\ddot{\phantom{a}}$
(a) I costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando.
(b) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di co
$\mathcal{A}^{\text{c}}$ , $\mathcal{A}^{\text{c}}$
$\sim$
$\sim$ $\sim$
$\sim$ $\sim$
$61 20$
I rapporti più significativi con le imprese controllate dallo Stato riguardano:
$(E \text{ milioni})$
L'analisi dei rapporti di natura finanziaria è la seguente:
| 31.12.2014 | I semestre 2014 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Proventi | ||||||||
| (oneri) su | ||||||||
| Denominazione | Crediti | Debiti | Garanzie | Oneri | Proventi | Derivati partecipazioni | ||
| Imprese controllate | ||||||||
| Banque Eni | 235 | 8 | ||||||
| Eni Adfin SpA | 158 | |||||||
| Eni Finance International SA | 2.719 | 449 | 21.517 | $\overline{4}$ | 15 | (60) | ||
| Eni Finance Usa Inc | 2.652 | |||||||
| Eni Hewett Ltd | 86 | |||||||
| Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | 118 | 1 | ||||||
| Eni Trading & Shipping Inc. | 68 | |||||||
| Eni Trading & Shipping SpA | 2.024 | 198 | 1.777 | 4 | (5) | |||
| EniPower Mantova SpA | 132 | |||||||
| EniPower SpA | 164 | 69 | ||||||
| EniServizi SpA | 61 | 13 | ||||||
| LNG Shipping SpA | 178 | |||||||
| Raffineria di Gela SpA | 157 | |||||||
| Saipem SA | 15 | 54 | (9) | |||||
| Saipem SpA | 1.797 | 18 | 30 | 40 | 21 | (4) | ||
| Serfactoring SpA | 190 | 11 | ||||||
| Società Adriatica Idrocarburi SpA | 71 | |||||||
| Società Ionica Gas SpA | 178 | |||||||
| Syndial SpA | 2.113 | 11 | 4 | |||||
| Trans Tunisian Pipeline Company SpA | 758 | 9 | 6 | |||||
| Versalis SpA | 2.191 | 24 | 15 | 21 | 1 | |||
| Altre * | 223 | 410 | 107 | 17 | $\overline{7}$ | |||
| 10.769 | 3.914 | 26.317 | 8 | 110 | (36) | (4) | ||
| Imprese collegate e a controllo congiunto | ||||||||
| Società EniPower Ferrara Srl | 122 | 1 | ||||||
| Altre * | 38 | 14 | 18 | |||||
| 160 | 14 | 18 | 1 | |||||
| Imprese controllate dallo Stato | ||||||||
| Altre imprese a controllo statale * | ||||||||
| 10.929 | 3.928 | 26.335 | R | 111 | (36) | (4) |
(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.
$\bar{z}$
| 30.06.2015 | I semestre 2015 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Denominazione | Crediti | Debiti | Garanzie | Onen | Proventi | Proventi (oneri) su |
|||
| Imprese controllate | Derivali partecipazioni | ||||||||
| Banque Eni | 360 | 1 | 44 | ||||||
| Eni Adfin SpA | 163 | ||||||||
| Eni Finance International SA | 4.097 | 507 | 21,941 | [g] 도시드 프로토 | i29 in Pina (57) |
||||
| Eni Finance Usa Inc | 3.088 | ||||||||
| Eni Hewett Ltd | 87 | ||||||||
| Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | 212 | 48 | 4 August Santag | ||||||
| Eni Trading & Shipping Inc. | 15 | 74 | |||||||
| Eni Trading & Shipping SpA | 645 | 121 | 1.541 | 15 7 | (2) | ||||
| EniPower Mantova SpA | 136 | 1. | ា | ||||||
| EniPower SpA | 124 | 66 | |||||||
| EniServizi SpA | 55 | -18 | |||||||
| LNG Shipping SpA | 169 | ||||||||
| Raffineria di Gela SpA | 102 | ||||||||
| Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal, Lda | $\overline{2}$ | 44 | 4 | 97 | |||||
| Saipem SA | 38. | 48 | 55 | 지하 보고 있다. | 4 | (61) | |||
| Saipem SpA | 2,360 | 26 | 31 | 48 | 179 | ||||
| Serfactoring SpA | 164 | 1 | |||||||
| Società Adriatica Idrocarburi SpA | -59 | ||||||||
| Società Ionica Gas SpA | 可以对同志的行政权 | 230 | |||||||
| Sofresid SA | DAIS CAP | 5 | 177 | ||||||
| Syndial SpA | 2012-09-01 | 2.197 | 39 | 일 보호 달라 | 4 | ||||
| Trans Tunisian Pipeline Company SpA | 695 | 18 | : DDA | 3 | (7) | ||||
| Versalis SpA | 1.183 | 44 | 15 | 20 | (10) | ||||
| Altre * | 180 | 384 | 92 | W. Je | 11. | (22) | |||
| 10.366 | 4.061 | 26.974 | 6 | 133 | 308 | n. 1 | |||
| Imprese collegate e a controllo congiunto | |||||||||
| Società EniPower Ferrara Srl | 111 | 15 | 1 | ||||||
| Altre * | -41 | -17 | 20 | 3 | |||||
| 152 | 32 | 20 | 4 | ||||||
| Imprese controllate dallo Stato | |||||||||
| Altre imprese a controllo statale * | |||||||||
| t tel | |||||||||
| 10.518 | 4.093 | 26.994 | 5 | 137 | 308 |
(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a $\epsilon$ 50 milioni.
L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella di sintesi:
| 31.12.2014 | 30.06.2015 | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Totale | Entità correlate |
Incidenza % | Totale | Entità correlate |
Incidenza % | ||||
| Crediti commerciali e altri crediti | 20.831 | 12.228 | 58,70 | 16.221 | 6.970 | 42,97 | ||||
| Altre Atlività correnti | 2.417 | 1.226 | 50.72 | 1.813 | 657 | 36.24 | ||||
| Altre Attività finanziarie | 3.980 | 3.924 | 98,59 | 6.662 | 6.603 | 99,11 | ||||
| Altre Attività non correnti | 1.673 | 115 | 6.87 | 1.605 | 149 | 9,28 | ||||
| Passività finanziarie a breve termine | 3.799 | 3.630 | 95.55 | 3918 | 3.715 | 94,82 | ||||
| Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | 3.488 | 0.03 | 3.727 | 0,03 | ||||||
| Debili commerciali e altri debiti | 9.533 | 6.050 | 63.46 | 7.079 | 3763 | 53,16 | ||||
| Altre passività correnti | 2.647 | 1.121 | 42.35 | 1.877 | 702 | 37.40 | ||||
| Passività finanziarie a lungo termine | 17,400 | 297 | 1.71 | 16.710 | 378 | 2,26 | ||||
| Altre passività non correnti | 1.697 | 413 | 24.34 | 1.613 | 399 | 24.74 |
$(E \text{ milioni})$
L'incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:
| I semestre 2014 | semestre 2015 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| $(\epsilon$ milioni) | Totale | Entità correlate |
Incidenza % | Totale | Entità correlate |
Incidenza % | |
| Ricavi della gestione caratteristica | 21,630 | 7.830 | 36.20 | 18.702 | 5.800 | 31,01 | |
| Altri ricavi e proventi | 132 | 28 | 21,21 | 121 | 44 | 36,36 | |
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 20.670 | 10.425 | 50.44 | 17.496 | 8.265 | 47,24 | |
| Altri proventi (oneri) operativi | 292 | 290 | n.s. | (350) | (308) | n.s. | |
| Proventi finanziari | 541 | 111 | 20.52 | 1.618 | 137 | 8,47 | |
| Oneri finanziari | 802 | 1.00 | 1.748 | 0,29 | |||
| Strumenti finanziari derivati | 21 | (36) | n.s. | (103) | 308 | n.s. | |
| Proventi (oneri) su partecipazioni | 4.955 | (4) | 3.964 | n.s. |
$x^{-\frac{1}{2}x-\frac{1}{2}}=0$
Nel primo semestre 2014 e 2015 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
Nel primo semestre 2014 e 2015 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre sono indicati nel paragrafo "Altre informazioni".
Claudis ener
$63,22$
$\label{eq:2.1} \frac{1}{\sqrt{2}}\int_{\mathbb{R}^3}\frac{1}{\sqrt{2}}\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\int_{\mathbb{R}^3}\frac{1}{\sqrt{2}}\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\int_{\mathbb{R}^3}\frac{1}{\sqrt{2}}\right)\frac{1}{\sqrt{2}}\right)\frac{1}{\sqrt{2}}\,d\mu\,d\mu\,d\mu\,d\mu\,d\mu\,d\mu\,d\mu\,d\$
$\label{eq:2.1} \frac{1}{\sqrt{2}}\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2.$ $\label{eq:1} \frac{1}{N}\sum_{i=1}^N\left(\frac{1}{N_i}\right)^2\left(\frac{1}{N_i}\right)^2\left(\frac{1}{N_i}\right)^2\left(\frac{1}{N_i}\right)^2.$
$\label{eq:2.1} \frac{1}{\sqrt{2}}\int_{\mathbb{R}^3}\frac{1}{\sqrt{2}}\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2\frac{1}{\sqrt{2}}\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2\frac{1}{\sqrt{2}}\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2.$
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