Attività correnti

Totale Altri titoli

Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti ammontano a €4.280 milioni al 31 dicembre 2013) con un incremento di €386 milioni. 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 ella gestione deglincassi e de pagamenti del Gruppo che confluiscono sui conti Eni. La scadenza media dei depositi in euro (€2.759 milioni) è di 7 giorni e il tasso di interesse effettivo è lo 0,145%; la scadenza media dei depositi in dollari) è di 2 giorni e il tasso di interesse effettivo è lo 0,101%; la scadenza media dei depositi in sterline (€44 milioni) è di 2 giorni e il tasso di interesse effettivo è lo 0,4%.

Attività finanziare destinate al trading

Le attività finanziarie destinate al trading di €5.004 milioni al 31 dicembre 2013) sono relative a titoli non strumentali all'attività operativa. Eni ha delinito la costituzione e il mantenimento di liquidità nel rispetto di quanto definito nel Piano Finanziario. L'attività di gestione della liquidità strategica realizzata tramite operazioni in ottica di ottimizzazione finanziaria del redimento, pur nel rispetto di specifici imiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata come segue?

(€ milioni)				31.12.2013	31.12.2014
Titoli non strumentali all'attività operativa:
Titoli emessi da Stati sovrani				1.981	1.325
Titoli emessi da Imprese industriali				2.032	2.143
Titoli emessi da Istituti finanziari e assicurativi				1.011	1.556
				5.004	5.024
(€ milioni)		Valore Nominale (€ milioni)	(€ milioni) Fair Value	Classe di rating Moody's	rating S&P Classe di
TITOLI EMESSI DA STATI SOVRANI
Tasso fisso
Canada		31	35	Aaa	AAA
Francia		70	73	Aa1	AA
Italia		earl	200	Baa2	BBB-
Germania		9	9	Aaa	AAA
Spagna		190	205	Baa2	BBB
Unione Europea		48	51	Aaa	AA+
		1.039	1.067
Tasso variabile	11 11 11 0,
Francia		77	77	Aa1	AA
Germania	11:24	181	181	Aaa	AAA
		258	528
Totale titoli emessi da Stati Sovrani	13. 55	2 297	1.325
ALTRI TITOLI	15 11	0101
Tasso fisso	1000
Titoli quotati emessi da Imprese industriali	784 J.	1.949	2,056	da Aaaa Baa3	da AAA a BBB-
fitoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi		1.033	1.082	da Aaa a Baa 3	da AAA a BBB-
		2.982	3.138
asso variabile
fitoli quotati emessi da imprese industriali		86	87	da Aaa a Baa 3	da AAA a BBB-
itoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi		474	474	da Aaa a Baa3	da AAA a BBB-
		580	ਦੇਵੀ

3.542

4.839

3.699

5.024

(5) Magiori informazioni su inschi connessi alla liguidità strategica sono riporate alla nora n. 33 "Garanzie, impegni e rischi di inpresa".

Eni Bilancio di esercizio / Note al bilancio

DIGITAI

80901

Le attività finanziarie destinate al trading si analizzano per valuta come segue:

		31.12.2013	31.12.2014
(€ milioni)
Euro		4.954	4 996
Lira sterlina		37	16
Franco Svizzero		13	12
113-1900	THE LAND 100 - 11-85	5.004	5.024

Il fair value dei titoli è determinato sulla base dei prezzi di mercato.

Crediti commerciali e altri crediti

l crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

(€ milioni)	34 12,2013	31.12.2014
. Crediti commerciali	12.585	12.741
Crediti finanziari:
- strumentali all'attività operativa	258	167
- non strumentali all'attività operativa	5.486	6.622
	5.744	6.789
Altri crediti:
attività di disinvestimento	8	34
- altri	447	1.267
	455	1.301
	18.784	20.831

l crediti commerciali di €12.741 milioni riguardano essenzialmente crediti derivanti dalla cessione di gas naturale e di energia elettrico e all'i vendita di podotti petroliferi. I crediti commerciali verso clienti (€7.833 milioni), crediti verso imprese controllate (€4.857 milioni) e crediti verso imprese collegate, joint venture e altre di gruppo (€51 milioni).

l crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di €1.052 milioni al 31 dicembre 2013), la cui movimentazione è di seguito indicata:

(€ milioni)	E 201 PP Valore 31.12.	2 0 a 0 C	N	14 Valore al 0 ਟ .12. ਤ ਤ
Crediti commercial	712	383	45	1.050
. 666-453 kg x a b a k u v r v t b s p b Altri crediti diversi e finanziari	œ
	714	383	(45)	1.052

L'accantonamento del fondo svalutazione crediti commerciali è riferito essenzialmente alla Gas & Power (€359 milioni) ed è relativo in particolare alla clientela retail nei confronti della quale si rilevano maggiori difficotà di riscossione a causa del protrarsi della debole congiuntura economica. Eni sta adottando le necessarie azioni per la riduzione dei crediti scaduti anche attraverso una revisione dei crediti in contenzioso e operazioni di cessione dei crediti.

Al 31 dicembre 2014 sono in essere operazioni di crediti commerciali con scadenza 2015 per €681milioni (€851 milioni nel 2013 con scadenza 2014). Le cessioni hanno riguardato crediti commerciali relativi alla Gas & Power.

254

I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

80901.596

		31.12.2013		31.12.2014
(€ milioni)	Crediti commerciali	Altri crediti	Totale	Crediti commerciali	Altri crediti	Totale
Crediti non scaduti e non svalutati	10.009	454	10.463	10.646	1.300	11.946
Crediti svalutati al netto del fondo svalutazione	612		દ્યારે	1.357		1.358
Crediti scaduti e non svalutati:
- da 0 a 3 mesi	824		824	429		429
· da 3 a 6 mesi	305		305	27		-27
- da 6 a 12 mesi	468		468	el		61
- oltre 12 mesi	367		367	221
	1.964		1.964	738		738
	12.585	455	13,040	12.741		1.301 14.042

l crediti commerciali e pli altri crediti scaduti e non svalutati riguardente rapportiverso amministrazioni pubbliche, enti di Stato esteri, controparti con elevata afidabilità creditizia per forniture di petroliferi, gas naturale e prodotti petrolchimici e verso clienti etail della Gas & Power. Nel corso del 2014 sono state poste in essere operazioni di factoring su crediti scaduti e non svalutati riguardanti pubbliche amministrazioni; inoltre, nel mese di dicembre 2014 sono stati fattorizzati crediti scaduti per circa €104 milioni relativi a clienti middle e large della Gas & Power. I crediti commerciali in moneta diversa dall'euro ammontano a €1.318 milioni.

l crediti finanziari strumentali €167 milioni sono diminuiti di €91 milioni. Tali crediti riguardano la quota a breve dei crediti iinanziari a lungo ternine verso società controlla ll'attività operativa di €6.622 milloni riguardano credit a breve termine verso società controllate verso Eni Trading & Shipping SpA (€2.024 milioni), Eni Finance International SA (€1.640 milioni), Versalis SpA (€1.519 milioni) e Trans Tunisian Pipeline Company SpA (€538 milioni), l'aumento dei crediti finanziari di €1.136 milioni riguarda essenzialmente le operazioni di finanziamento a breve termine poste in essere con Eni Trading & Shipping SpA e Versalis SpA, parzialmente compensate dai minori finanziamenti a breve di Saipem SpA. I crediti finanziari in moneta diversa dall'euro ammontano a €2.615 milioni.

Gli altri crediti si analizzano come segue:

(€ milioni)	31.12.2013
Crediti verso partner in joint venture per attività di esplorazione e produzione	102	201
Acconti per servizi e forniture	114	120
Anticipi al personale	36
Altri crediti	203	039
	455

Gli altri credit di €939 milioni riguardano principalmente i di Eni International BV (€675 milioni) e i crediti verso imprese controllate incluse nel consolidato IN (€148 millioni) e crediti per il repporti patrimoniali con imprese controllate incluse nel consolidato fiscale (€12 milioni).

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 41 - Rapporti con parti correlate.

La valutazione al fair value dei crediti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sogere del credito e la sua scadenza.

(5) l creditifinanzis i srumenti a liguardano li non comprensiv delle quote a breve e emine, concessi ale scietà del Gropo. La quote a lingel e a loro ternire del crediti finanziari all'attività operaliva è descrita alla nota a l'arditi inanziari non strumentali al'atività opera la rigunaron i nanziment a breve ermine concessi alle società del Gruppo.

@ Rimanenze

Le rimanenze si analizzano come segue:

			31.12.2013				31.12.2014
(€ milioni)	Greggio, gas naturale e prodotti petroliferi		Lavori in corso su ordinazione	Altre	Totale	Greggio, gas naturale e prodotti petroliferi	Lavori in corso su ordinazione	Altre	Totale
Materie prime, sussidiarie e di consumo ·		278		105	383	19		188	207
Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati		રેક			કેટ	40			40
Lavori in corso su ordinazione			15		15		8		8
Prodotti finiti e merci	1.716				1.716	1.410			1.410
Certificati bianchi				20	20			34	34
	2.050		15	125	2.190	1.489	8	222	1.699

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €185 milioni (€14 milioni al 31 dicembre 2013):

(€ milioni	13 02 le Valore 31.12.	11 en E B C D L C 3 C 4	ਰ ਪੈ 20 Valore al 31.12.1
Materie prime, sussidiarie e di consumo	10		15
corso di lavorazione e semilavorati		27	22
a mode by in mond mi a la to a la to la la la la la la la la care Prodotti finiti e merci		144	148
	14	179	185

L'incremento del fondo svalutazione di €171 milioni deriva dall'adeguamento del valore delle scorte di grezzi correnti a fine esercizio.

Al 31 dicembre 2014 le rimanenze sono costituite:

per le materie prime sussidiarie e di consumo, da materiali diversi (€188 milioni) e da greggio (€19 milioni);

per i prodotti in corso di lavorazione e semilavorati, da nafte in deposito presso le raffinerie (€40 milioni);

per i prodotti finiti e merci, da prodotti petroliferi depositati presso raffinerie e depositi (€480 milioni) e da gas naturale depositato principalmente presso Stoccaggi Gas Italia SpA (€830 milioni) e di GNL depositato presso il terminale di Zeebrugge e su navi viaggianti (€100 milioni).

Le rimanenze di magazzino impegnate a garanzia del pagamento dei servizi di stoccaggio ammontano a €213 milioni.

Attività per imposte sul reddito correnti

Le attività per imposte sul reddito correnti si analizzano come segue:

(E milioni)	31.12.2013	31.12.2014
IRES	148
Addizionale IRES Legge n. 7/2009	22
Crediti per istanza di rimborso IRES Legge n.2/2009	41	42
IRAP	25
16.0 Altre
12 6 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	293	155

l crediti peristanza di innțiorso IRES Legge n. 2/2009 rigurdano la possibilità avuta nel 2009 di dedure dal reddito, ai sensi dell'articolo 99, comm 1, del TUR, un importo pari al 10% dell'IRAP dovuta. I periodi d'imposta per i quali è stato richiesto il rimborso sono i periodi 2004, 2005, 2005 e 2007.

Attività per altre imposte correnti

Le attività per altre imposte correnti si analizzano come segue:

(€ milioni)	31.12.2013 31.12.2014
Amministrazione Finanziaria Italiana:
- Imposte di consumo		168
- IVA		159
- Accise	43	47
- Altre imposte indirette	30	27
	175	399

Le attività per altre imposte correnti di €399 milioni in conseguenza principalmente dei magiori acconti per imposte di consumo versati nel corso del 2014 rispetto al debito maturato in fase di conguaglio (€135 milioni).

e Altre attività correnti

Le altre attività correnti si analizzano come segue:

	31.12 2013	- 31 12 2014
Fair value su strumenti finanziari derivati non di copertura e di trading	589	1.659
Fair value su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	4	40
Altre attività	243	718
		2.417

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura e di trading si analizza come segue:

	31.12.2013		31.12.2014
(€ milioni)	Fair value	Impegni	Fair value	Impegni
Contratti su valute
Currency swap	320	15.432	651	· 13,790
Outright	76	3.263	686	8.299
Interest currency swap	9	રેક	6	76
	452	18.730	1.343	22.165
Contratti su tassi d'interesse
Interest Rate Swap	2	36	· 5 ·	144
	S	38	n	144
Contratti su merci
Over the counter	135	3.055	306	1.363
Altri			, ਟ	HANT
	135	3.055	311	1.363
	589	21.824	1.659	23.672

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info - r (vide). Liggu sulla base di informazioni di mercato, sulla base di appropriate tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito magna n Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura di €1.659 milioni al 31 dicembre 2013) riglioni stransformani derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e su merci e, pertanto, non sono riferibili a specifiche franziarie. Il fair value degli strumenti finanziari di copertura cash flow hedge di €40 milioni riguarda operazion di coperfula del nichige omnodity con l'obiettivo di minimizzare il rischio di variabilità dei cash flow futuri associati a vendite attese con elevata probablia pa vendite gia contrattate deivante dalla differente indicizazione rispetto ai contratti di approvvigionameno, camacesina logica e utilizzata nell'ambito delle strategie di rischio di cambio. Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge sono indicati alla nota n. 32 - Patrimonio netto e alla nota n. 35 - Altri proventi (oneri) operativi. Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 33 - Impegni e rischi - Gestione déirischidimpresa.

Le altre attività di €718 milioni comprendono principalmente: (i l'ammontare di €496 milioni relativo al gas prepagato per effetto dell'attivazione in esercizi passati della clausola take-or-pay dei contrati di fornitura long-term che Eni prevede di recuperare nei prossimi dodici mes iritirando i gas s prepagato sulla base dei piani di venelici ottenuti dalle recenti rinegoziazioni concluse alla data di chiusura della relazione annuale; (ii) i titoli ambientali (€119 milioni) della Gas & Power.

809015

Attività non correnti

Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari si analizzano come segue:

	tto ಳು u iniziale	Operazioni straordinarie	1) en estim	ortamenti	alutazion	sioni Dismis	variazioni	ale fin Valore netto	finale Valore Fordo	ammortamento e svalutazione Fondo
(€ milioni)	Valore		ny	Amm	SV		Altre
31.12.2013
Terreni	160						8	168	168
Fabbricati	182	(1)		(14)	(13)		102	255	854	598
Impianti e macchinari	4.340	19		(725)	(газ)	(3)	1.142	4.180	19.892	15.712
Attrezzature industriali e commerciali	25		1101	(14)	(1)		12	32	304	272
Altri beni	58		8	(23)	(1)		24	દિક	582	516
Immobilizzazioni in corso e acconti	2476	5	1.092		(170)		(1.313)	2.090	2.322	232
	7.241	23	1.110	(776)	(778)	(3)	(25)	6.792	24 22	17 330
31.12.2014
lerreni	168					111		168	168
Fabbricati	256			(26)	(3)		320	548	1.859	1.311
Impianti e macchinari	4.180		44	(741)	(20)	(2)	1.789	5.220	21.021	15.801
Attrezzature industriali e commerciali	32		g	(18)	(3)		159	129	540	361
Altri beni	ାରେ		5	(19)			42	94	636	542
Immobilizzazioni in corso e acconti	2.090		1.130		[104]		(1.903)	1.213	1.437	224
	6.792		1.189	(804)	(160)	(3)	408	7.422	25,661	18.239

l terreni (€168 milioni) riguardano principalmente le aree sulle quali insistono gli impianti di distribuzione dei carburanti (€149 milioni). l fabbricati (€548 milioni) riguardano principali impiegati nell'attività di raffinazione e nell'attività non oil della rete di distribuzione (€473 milioni) e i fabbricati del centro elaborazioni Green Data Center della Corporate (€53 milioni).

Gli impianti e macchinari (€5.220 milioni) riguardano essenzialmente gli impianti di idrocarburi (€2.296 milioni), gli impianti di raffinazione (€1.640 milioni) e gli impianti di distribuzione carburanti (€274 milioni), i costi per la chiusura mineraria dei pozzi, per la rimozione delle strutture e per il ripristino dei siti [€520 milioni].

Le attrezzature industriali e commerciali (€179 milioni) si riferiscono principalmente agli strumenti di laboratorio della logistica nonché ad attrezzature commerciali del comparto non oil della rete di distribuzione carburanti.

Gli altri beni (€94 milioni) riguardano principalmente le attrezzature informatiche.

Le immobilizzazioni in corso e acconti (€1.213 milioni) riguardano principalmenti relativi allo sviluppo dei giazimenti della concessione Val d'Agri (€398 milioni), dei giacinenti dell'offshore adriatico (€179 milioni) e della concessione Villafortuna (€45 milioni), l'avvio delle attività di presviluppo condotte in Mozambico (fi) gli interventi sulle strutture di raffineria in particolare presso l'impianto di Sannazzaro (€107 milioni); (lii) le ristrutturazioni degli impianti della rete commerciale (€94 milioni).

Gli investimenti di €1.189 milioni riguardano essenzialmente: (a) la Refining (€404 milioni) in relazione: (i) all'attività di raffinazione e logistica (€299 milioni), principalmente per la riconversione di Venezia in biorafineria e per il miglioramento della flessbilità e delle rese degli impiani; (ii) all'attività di marketing (€105 milioni), per la ristruturazione di prodotti petrolifeir, [b] la Exploration & Production (€764 milloni) relativi essenzialmente alle attività di mantenimento degli asset esistenti. Gli investimenti di sviluppo hanno riguare: (i) l'ottimizzazione di giacimenti in produzione attraverso interventi di manutenzione pozzi (Barbara, Cervia, Armida, Monte Enoc, Volturino, Regina, Clara Est, Monte Alpi); [i] ['avanzamento del programma di perforazione, allacciamento e adeguamento degli impianti di d'Agri; (iii) il completamento dei programmi di sviluppo e la messa in produzione dei giacimenti di Fauzia ed Elettra; (iv) l'ottimizzazione sulle piattaforne situate nell'offshore adriatio; (v) l'avvio delle attività di presviluppo condotte in Mozambico.

l tasso d'interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è del 2,73% (2,74% al 31 dicembre 2013). Gli oneri finanziari capitalizzati ammontano a €40 milioni.

I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli:

809011 600

(% annua)
Fabbricati				3-16
Pozzi e impianti di sfruttamento				Aliquota UOP
Impianti specifici di raffineria e logistica				5,5 - 15
Impianti specifici di distribuzione				4-10-
Altri impianti e macchinari				4-25
Attrezzature industriali e commerciali				7-35
Altri beni				12-25

Al fine di verificare la recuperabilità dei valori di il materiali e immateriali, il management considera la presenza a fine esercizio di eventuali indicatori di perdita di vigine sia esterna, quali l'andamento atteso dello scenario prezzi/magini degli idrocarburi, l'evoluzione delle variabili monetarie (tassi di inflazione), il rischio paese, modifiche del quadro regolatorio/contratuale, la capitalizzazione di borsa inferiore rispetto al valore contabile dei net asset, sia interna, quali sottoperformance dei reservoir, ncremento dei costi/ investimenti, fenomeni di obsolescenza e altri fattori.

Le svalutazioni iscritte in bilancio sono determinate confrontando il valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione e il valura delle attività Eni, le informazioni sul far value degli asset sono di difficile ottenimento, salva la circostanza che un'attiva negoziazione sia in corso con un potenziale acquirente.

La valutazione è effettuata per singola attività o per il piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dal suo utilizzo su base continuativa (cd. cash generating unit sono rappresentate (i) nell'Exploration & Production, dai campi o insiemi (pool) di campi quando in relazione ad aspetti tecnici i relativi frussi i casa sono interdipendenti; [ii] nella Gas & Power, dalle quali sono stati allocati goodwill da acquisizioni [descritte alla nota - Attività immateriali]; [ii] nella Refining & Marketing, dagli inpianti di rabilimenti e dagli impianti, afferenti canali di distribuzione (rete ordinaria, autostradale, extra rete), con relative facilities.

Il valore recuperabile è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso delle CGU e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla cessione al termine della vita di cassa sono determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della stima desumibili: (i) per i primi quattro anni della stima, dal piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione le le previsioni in ordine ai volumi di produzione e vendita, ai profili delle riserve, agli operativi e ai margini e al margini e ali assetti industriali e commerciali, nonché all'andamento delle monetarie, inflazione, tassi di interesse nominali e tassi di cambi; [ii] pe gli anni successivi al quarto, tenuto conto delle ipotesi sull'evoluzione di lungo termine delle principali macroeconomiche adottate dal management [tassi di inflazione, prezzo del petrolio, ecc.], si assumono proiezioni dei flussi di cassa basate: a) per le CGU della Exploration, sulla vita residua delle riserve e le associate proiezioni di sviluppo; b] per le CGU della Refining & Marketing, sulla vita economico-tecnica degli impianti e le associate proiezioni di nestimenti di mantenimento e margini di raffinazione e commerciali, al fine di esprimere la capacità strutturale di queste CGU di generare reddito; c) per le CGU del Mercato Gas alle quali sono allocati i godwill, sul metodo della perpetuity dell'ultimo anno di crescita in termini nominali compreso tra lo 0 e il 2% (che si traduce in un tasso di crescita in termini reali negativo pari a zero) applicando eventualmente un fattore di normalizzazione allusso di cassa della perpetuity per riflettere elementi di ciclicità del business; [ii] per quanto riguarda i management assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico-finanziarie e vita intera degli investimenti. In particolare per i fussi di cassa associati al greggio, al gas naturale e ai prodotti petroli lo scenario prezzi è oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione e in condizioni normali di mercato si prezzi a termine desumibili dalmercato per il futuro quadriennio laddove ci sia un sufficiente livello di liquidità espresso, e sulle ipotesi circa l'evoluzione dei fongareri (ong term. In periodi di forti discontinuità dei prezzi, come quello registrato nella parte finale del 2014, per correggere la volatilità di rever con primeri di mercato sono valutati sull'intero arco di piano, considerando le variabili, in particolare con iffeligento all'es 2014 il management ha adottato uno scenario prezzi che incorpora le tendenze più recenti delle curve forward mes le previsioni raccolte presso un campione significativo di fonti specializzate indipendenti e le previsioni interne in merito all o lezione dei fonda mentali della domanda e dell'offerta. Lo scenario adottato ai fini del processo di pianificazione e delle valua 2014 conferma il prezzo di lungo periodo del pern a 90 dollari/barile (in termini reali 2018), jootizzando il graduale quotazion del Brent nel quadriennio dal valore atteso di 55 dollari nel 2015 al prezzo long-term.

Il valore d'uso è determinato attualizzando i flussi di cassa al netto delle imposte a tassi di sconto (veight average cost di capital - MACC) differenziati in funzione della rischiosità espressa dai settori in cui opera l'attività oggetto di valutazione e rettificati per eneronto del ischio paese. Il WACC adjusted post imposte di Eni, dal quale sono derivati i WACC utilizzati nel calcolo delle CGU delle Exploration & Production, della Refining & Marketing e della Gas & Power, è diminuto di 110 punti base rispetto al 2013. La diminuzione dei WACC adultati deriva essenzialmente della riduzione del premio per il rischio sovrato nei rendimenti dei titoli di stato italiani a del calo del beta dell'Eni; gli altri parametri utilizzati nella del costo del capitale - costo del debito Eni, premio medio peril i ischio paese, rapporto di indebitamento - hanno registrato marginali variazioni. I 15,5% per la Exploration & Probetion (ii) 5,8% per la Refining & Marketing e (ii) 5,5% per la Gas & Power. Il riferimento a flussi di cassa e a tassi di sconto al netto delle impostè adottato in quanto produce risultati sostanzialmente equivalenti a quelli derivanti da una valutazione ante imposte.

8090160

Nel 2014 sono state rilevate svalutazioni di attività materiali pari a €160 milioni che hanno riguardato principalmente la Refining & Marketing e la Exploration & Production. Le svalutazioni contabilizzate nella Refining di €149 milioni riguardano gli investimenti dell'anno per compliance e stay-in-business relativi a CGU integralmente in esercizi precedenti delle quali e stata confermata l'assenza di prospettive di redditività. In particolare sono stati svalutati effettuati sugli impianti di raffinazione (€123 milioni), sulla rete autostradale (€16 milioni), sugli asset legati ai business extrarete lubrificanti e prodotti speciali (€2 milioni) e sulla rete convenzionata (€1 milione). Le svalutazioni contabilizzate nella Exploration di €13 milioni riguardano alcuni impianti di sfruttamento di giacimenti di idrocarburi situati nell'on-shore pugliese, dovute principalmente alla revisione del prezzi degli idrocarburi a breve e medio termine. In considerazione della volatilità dello scenario petrolifero e dell'incertezza circa il recupero del prezzo del perrolio, il management ha testato la ragionevolezza delle proprie assunzioni e l'esito dell'impairnent est attraverso diverse analisi di sensitività. Per maggioriinformazioni al iriguardo, si rinvia al paragrafo n.16 "Immobili, Impianti e Macchinari" delle Note al bilancio consolidato.

Le altre variazioni di €408 milioni accolgono essenzialmente la revisione delle stime dei costi per abbandono e ripristino siti, dovuta alla revisione dei tassi di sconto, alla revisione del timing degli esborsi e all'aggiornamento delle stime costi.

l contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a €74 milioni.

Gli immobili, impianti e macchinari assunti in leasing finanziario ammontano a €1 milione.

Gli immobili, impianti e macchinari per settore di attività si analizzano come di seguito indicato:

(€ milioni)		31.12.2013 31.12.2014
Attività materiali lorde:

- Gas & Power














	6.792	7.422

B Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo

Le rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo di €1.530 milioni al 31 dicembre 2013 includono 4,1 milioni di tonnellate di greggi e prodotti petroliferi a fronte dell'obbligo di cui al DL nicembre 2012. La misura è determinata annualmente dal Ministero dello Sviluppo Economico. Le scorte d'obbligo si riducono di €1.119 milioni per effetto delle scorte in giacenza e del loro adeguamento ai prezzi correnti (il fondo svalutazione delle scorte d'obbligo è pari a €544 milioni al 31 dicembre 2014).

Attività immateriali

809011602

Eni Bilancio di esercizio / Note al bilan

Le attività immateriali si analizzano come segue:

[€ milioni]	netto iniziale Valore	straordinarie Operazioni	nvestimenti	Ammortamenti	Svalutazioni	Altre variazioni	Valore finale netto	finale lordo Valore	ammortamento e svalutazione Fondo
31.12.2013
Attività immateriali a vita utile definita
- Costi per attività mineraria			129	(159)				730	730
- Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno	90	4	18	(35)	(2)	14	87	023	836
- Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	39			[11]		(1)	27	379	352
- Immobilizzazioni in corso e acconti	190	2	92			(16)	268	288
- Altre attività immateriali	67			(a)		(1)	57	185	128
	386	e	237	(184)	(2)	(4)	439	2.485	2.046
Attività immateriali a vita utile indefinita
- Goodwill	771					2	773	855	82
	1.157	ਦ	237	[184]	(2)	(2)	1.212	3.340	2.128
31.12.2014
Attività immateriali a vita utile definita
- Costi per attività mineraria			230	(230)				1.010	1.010
- Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno	87	2	19	। ਵਿੱ		183	236	1.128	892
- Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	27			(3)		4	28	384	356
- Immobilizzazioni in corso e acconti	268		50			(239)	79	79
- Altre attività immateriali	57			(8)		8	57	193	136
	439	2	299	(296)		(44)	400	2.794	2.394
Attività immateriali a vita utile indefinita
- Goodwill	773	24					797	874	77
	1.212	26	299	(296)		1441	1.197	3.668	2.471

l costi per attività mineraria inclusivi dei costi dell'attività di ricerca di idrocarburi (€162 milioni) sono interamente ammortizati nell'esercizio. l diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione dell'ingegno di €236 milioni riguardano essenzialmente i costi di acquisizione e di sviluppo interno di software a supporto delle aree di staff, i diritti di utilizzazione di processi produttivi di raffineria e i drinti di utilizzazione di software per la gestione i i ammortamento adottati sono compresi in un intervalloche va dal 12,5% al 33%. Le concessioni, licenze, march e diritti simili di €28 milioni riguardano essenzialmente i diritti minerari relativi alla concessione Val d'Agri (€11 milioni), alla concessione giacimento di Bonaccia (€12 milioni) e ad altre concessioni sono ammorizzate principalmente con il metodo dell'unità di prodotto [UOP] a decorrere dall'esercizio in cui ha inizio la produzione.

Le immobilizzazioni in corso e acconti di €79 milioni riguardano essenzialmente i costi sostenuti per lo sviluppo di software a di business e di staff.

Le altre attività immateriali di €57 milioni si riferiscono principalmente alla Regione Basilicata e al gna - Provincia/Comune di Ravenna, al netto dell'ammortamento (effettuato con il metodo dell'unità di prodotto), sulla base connessi a interventi di social project realizzati da Eni e associati all'attività della Exploration nelle aree elle Nal D'Agrile dell'alto Adriatico (€31 milioni).

ll goodwill rilevato a seguito di business combination alle CGU che beneficiano delle sinergie consentite dall'aquisizione. Il valor recuperably le è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso della perpetuity per la sima della perpetuity per la sima della lore terminat. Per la determinazione dei flussi di cassa e i tassi di sconto corrispondenti al WACC adjusted si rinvia alla nota n.14 - Immobili, impianti e macchinari, ll goodwill di €797 milioni riguarda essenzialmente il fusione risultante dall'incorporazione dell'italgasPiù honché il godwill rinveniente dal bilancio delle incorporate Napoletana Gas Clienti SpA, Messina Fuel SpA, Toscana Eleggia Clienti SpA e ASA Trade, quest'ultima operata nel 2014. Il godwill (ad esclusione di quello rinveniente dalla Messina Fuel SpA) è attribuito alla CGU Mercato Gas Italia. In sede di impairment test la CGU Mercato Gas Italia conferma la tenuta del valore di libro del valore d'uso della CGU Mercato Italia rispetto al valore d'ilbro, compreso il goodwill ad essa riferito, si azzera al verificarsi, alternativamente, delle seguenti potesti (i) diminuzione del S2% in media dei volumi o dei margini previsti; (ii) incremento di 8,4 punti percentuali del tasso di attualizzazione; (iii) un tasso inale di crescita nominale negativo del 14%. Il valore d'uso della CGU Mercato Italia e la relativa analisi di sensitivity sono stati calcolati sulla base dei soli margini retail. Gli investimenti di €299 milioni (€237 milioni al 31 dicembre 2013) riguardano principalmente i costi sostenuti per l'attività di ircerca mineraria (€167milioni) della Exploration & Production, i costi sostenuti per lo sviluppo/potenziamento del sistema di faturazione del sistem i faturazione del si della Gas & Power (€26 milioni) e i costi per lo sviluppo di software a supporto delle aree di business e staff (€23 milioni),

Le attività immateriali per settore di attività si analizzano come di seguito indicato:

(€ milioni)	31.12.2013 31.12.2014
Attività immateriali lorde:
- Exploration & Production	1.425	1.863
- Gas & Power	1.017	1.020
- Refining & Marketing	516	388
- Corporate	382	346
	3.340	3.868
Fondo ammortamento e svalutazione:
- Exploration & Production	1.329	1.770
- Gas & Power	102	199
- Refining & Marketing	480	267
- Corporate	217	235
	2.128	2.471
Attività immateriali nette:
- Exploration & Production	98	ਰੇਤੋ
- Gas & Power	915	871
- Refining & Marketing	36	122
- Corporate	165	111
	1.212	1.197

Partecipazioni

Le partecipazioni si analizzano come di seguito indicato:

(€ milioni)	iniziale Valore	capitale sul Interventi	ದು Acquisizion	Cessione	valore તા Rettifiche	fair value CE 31 Valutazione con effetti a	Valutazione al fair value con effetti a PN	Consolidamento Eni East Africa SpA	Altre variazioni(a)	finale Valore	finale lordo Valore	Fondo svalutazione
31.12.2013
Partecipazioni in:
· imprese controllate	26.404	6.322	382	(13)	(1.726)				(38)	31.331	48.248 16.917
imprese collegate e joint venture	Bell	139		(12)	(100)			દિવેન	18	642	850	208
- altre imprese, di cui:	4.786			(2.191		168	11			2.774	2.774
- disponibili per la vendita	4.782			(2.191)		168	11			2.770	2.770
- altre valutate al costo
	31.856	6.461	385		[5.516] (1.856)	168	11	(ea)		(20) 34.747	51.872	17.125
31.12.2014
Partecipazioni in:
- imprese controllate	31.331	495	22		(1.300)				(31)	30.517	48.734	18.217
- imprese collegate e joint venture	642	(17)							(19)	вое	606
- altre imprese, di cui:	2.774			(802)		(221)				1.748	1.748
- disponibili per la vendita	2.770			(805)		(221)				1.744	1.744
- altre valutate al costo										4	4
	34.747	478	22	(805)	(1.300)	(221)			(50)	32.871	51.088	18.217

[ j] Le alter variazoni comprendone ( j. l. ichaso de Gas Cugans Sk, (iverson de Gss Gugan S., Discrbuidora de Gss del Centro S. e levrsor de Gs del Centro Stat atività desin vendita; (ii) le fusioni di ASA Irade SpA e di Eni Gas & Power GmbH; [iii] la riclassifica di Acam Clienti SpA da società controllata,

262

Le partecipazioni sono diminuite di €1.876 milioni per effetto della sariazioni indicate nella tabella seguente:

Allen Inter Portlakers The L.

(E milioni)
Partecipazioni al 31 dicembre 2013	34.747
Incremento per:
Interventi sul capitale
Syndial SpA	261
Raffineria.di Gela SpA	81
Eni West Africa SpA	es
Eni Angola SpA	80
Eni Mozambico SpA	19
leoc SpA	8
Eni Timor Leste SpA	3
Agenzia Giornalistica Italia SpA	1
	495
Acquisizioni	15
Acam Clienti SpA	7
Eni Gas & Power GmbH	22

Proventi per valutazione al fair value	10
Snam SpA	10
Decremento per:
Cessioni
Galp Energia SGPS SA	(805)
	(802)
Svalutazioni e perdite	(546)
Versalis SpA
Società Adriatica Idrocarburi SpA	(278)
Syndial SpA	(SSS)
Raffineria di Gela SpA	(107) (47)
Eni West Africa SpA
Società lonica Gas SpA	(35) ﺎﺗ (21 ]
Eni Mozambico SpA	(4)
Eni Adfin SpA
Altre minori	(10) (1.300)

Oneri per valutazione al fair value	(531)
Galp Energia SGPS SA	[231]
Rimborsi di capitale
Eteria Parohis Aeriou Thessalonikis AE	(17)
	(17)
Fusioni	(30)
ASA Trade SpA	12:22:5 (7)
Eni Gas & Power GmbH	新闻发布时间 1988 (37)
Riclassifica partecipazioni destinate alla vendita	. 401
Distribuidora de Gas del Centro SA	11 , " (5)
Inversora de Gas Cuyana SA	(5) 2. ')
Inversora de Gas del Centro SA	(2) 11 - 12 - 11 - 1 27
Distribuidora de Gas Cuyana SA	(1) 11.7
	(13)
	32.871
121 dicombro 2014

Le cessioni di €805 milioni sono relative alla cessione dell'8,15% del capitale di Galp Energia SGPS SA. Il 28 marzo 2014 Eni ha collocato n. 58.051.000 azioni ordinarie di Galp Energia S6PS SA, pari a circa il 7% del capitale sociale, attraverso un accelerated bookbuilding rivoto a investitori istituzionali. Il corrispettivo complessivo dell'operazione e stato di €12,10 per azione, con una plusvalenza di conto economico pari a €11 milioni. Inoltre, nel corso del primo stati eseguiti collocamenti e cessioni spot che hanno riguardato circa l'1,15% del capitale sociale di Galp con un incasso complessivo di €12,83 per azione e una plusvalenza di conto economico pari a €8 milioni. Al 31 dicene 66.337.592 azioni ordinarie Galp, corrispondenti a circa l'8% del capitale, che sono interamente al servizio del bond convertibile di circa €1,028 milioni emesso il 30 novembre 2015. Per le azioni Galp al servizio del prestito obbligazionario convertibile , le variazioni negative di fair value di tale pacchetto sono state imputate a conto economico in luogo del patrimonio netto [€231 milioni] in applicazione della fair value option prevista dallo IAS 39 che è stata attivata per rilevare in modo correlato a conto economico sia il derivato implicito nel bond convertibile sia le azioni al servizio della conversione.

Al 31 dicembre 2014 Eni possieden. 288.683.602 azioni di Snam SpA, pari all'8,25% del capitale sociale, che sono al servizio del bond convertibile di € 1.250 milioni emesso il 18 gennaio 2016. Per le azioni Snam al servizio del prestito obbligazionario convertibile, le variazioni psitive di fair value di tale pacchetto azionario sono state imputate a conto economico in luogo del parrimonio netto (€10 milioni) in applicazione della fair value option prevista dallo IAS 39 che è stata attivata per rilevare in modo correlato a conto economico sia il derivato implicito nel bond convertibile sia le azioni al servizio della conversione.

Le svalutazioni di €1.300 milioni sono relative essenzialmente a: (i) Versalis SpA (€255 milioni), Syndial SpA (€255 milioni) e Raffineria di Gela SpA (€ 107 milioni) in relazione all'andamento economico negativo; [ii] le partecipazioni in relazione al principio che comporta la rilevazione a conto economico delle spese esplorative.

| Vedi nota n. 28 "Passività linanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine". [8] Vedi nota n.28 "Passività linanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine".

8090112606

L'analisi delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e joint venture con il raffronto tra il valore netto di iscrizione e il patrimonio netto e indicata nella tabella seguente:

12 2016 22 2

(€ milioni)

Allen Concellent

	Quota % posseduta al 31.12.2014	al 31.12.2013 Saldo netto	al 31.12.2014 A Saido netto	patrimonio netto B Valore di	Differenza rispetto al patrimonio netto alla valutazione C=B-A
Denominazione
Partecipazioni in:
Imprese controllate
ACAM Clienti SpAl3)	100,000	6	51	8	(13)
Adriaplin doo	51,000	10	10	11	1
Agenzia Giornalistica Italia SpA	100,000	3	2	2
ASA Trade SpAlb)		30
Consorzio Condeco Santapalomba [in liquidazione]	92,660
Ecofuel SpA	100,000	48	48	162	114
Eni Adfin SpA	99,635	214	210	210
Eni Angola SpA	100,000	217	277	ਵਤ	(224)
Eni Corporate University SpA	100,000	3	3	4	1
Eni Finance International SA	33,613	848	848	1.139	291
Eni Fuel Centrosud SpA	100,000	20	20	27	7
Eni Fuel Nord SpA	100,000	23	23	22	(1)
Eni Gas & Power NV	99,999	2.798	2.798	2.777	(21)
Eni Gas Transport Services Srl	100,000
Eni Insurance Ltd	100,000	100	100	437	337
Eni International BV	100,000	14.780	14.780	32.148	17.368
Eni International Resources Ltd	99,998			ਨਰੋ	ਨਰੋ
Eni Investments PIc	99,999	6.101	6.101	6.398	297
Eni Medio Oriente SpAle	100,000	11	11	11
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	100,000	133	133	175	42
Eni Mozambico SpA	100,000	3	1	1
Eni Petroleum Co Inc	63,857	1.250	1.250	1.180	(70)
EniPower SpA	100,000	937	937	723	(214)
Eni Power Generation NV	99,999	5	1	1
Eni Rete oil&nonoil SpA	100,000	27	27	36	9
EniServizi SpA	100,000	14	14	14
Eni Timor Est SpA	100,000	7	8	9	1
Eni Trading & Shipping SpA	94,734	282	282	164	(118)
Eni West Africa SpA	100,000	11	26	"222
Eni Zubair SpA	99,999
Est Più SpA	100,000	9	- વે	1:2017	(1)
Floaters SpA	100,000	321	:321	337 . 13	16
leoc SpA	100,000	14	20	22: 174	2
	100,000	285	285	337. 233	ટડ
LNG Shipping SpA Raffineria di Gela SpA	100,000	88	42	ﺍﻟﻤﺴﺘﻘﻠﺔ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘ 4242
	42,913	183	13	24.823	1.640
Saipem SpAG)	100,000	80	80	588-11-85	5
Servizi Aerei SpA		14	14	14
Servizi Fondo Bombole Metano SpA	100,000	558	280	280
Società Adriatica Idrocarburi SpA	100,000	888	666
Società lonica Gas SpA	100,000			દક્ષિટ	(1)
Società Petrolifera Italiana SpA	99,964	24	24	24

265

0 9 0 1

[ € milioni]

Denominazione	posseduta 2014 Quota % al 31.12	E Saldo netto al 31.12.201	Saldo netto al 31.12.2014 A	netto oujo oluo p williad Asplay	Differenza rispetto alla valutazione al patrimonio netto C=B-A
Partecipazioni in:
Imprese controllate
Syndial SpA - Attività Diversificatelel	666'66	149	155	155
Tecnomare SpA	100,000	17	17	17
Tigáz Zrt	97,876			312	315
Trans Tunisian Pipeline Company SpA	100,000	52	ટેટ	116	64
Versalis SpA	100,000	984	438	438
Totale imprese controllate		31.337	30.517
Imprese collegate e joint venture
Distribuidora de Gas Cuyana SAle)	6,840
Distribuidora de Gas del Centro SA (e)	31,350	5
Eteria Parohis Aeriou Thessalias AE	49.000	39	ਤਰੇ	44	S
Eteria Parohis Aeriou Thessalonikis AE	49,000	117	100	111	11
Inversora de Gas Cuyana SAlel	76,000	5
Inversora de Gas del Centro SA(e)	25,000	S
Mariconsult SpA	50,000
Seram SpA	25,000				1
Transmed SpA	50,000			8	8
Transmediterranean Pipeline Co Ltd	50,000	25	25	41	16
Union Fenosa Gas SA	50,000	442	442	577	135
Vega Parco Scientifico Tecnologico di Venezia Scarl
Venezia Tecnologie SpA	50,000
Totale imprese collegate e joint venture		636	606
Totale imprese controllate, collegate e joint venture		31.973	31 223

(a) In da 25 febraio 2014, En in a aquisato da A.A. Sph n. 6.120 ain il 5.16 de capitale sociale di E.20.000 d.A.M.Clienti Spk le parcepazione e state iclassificata (re partecipazioni controllate.

(b) La società è stata incorporata in Eni SpA in data 21 novembre 2014 e decorrenza ai lini contabili e liscali 1 totobe 2014.

[c) Il valore del patrimonio netto è riferito al bilancio d'esercizio della società.

(d) La valutazione di borsa al 31 dicembre 2014 [€8,77 per azione], in quota Eni, ammonta a €1.661 milioni.

[e] Partecipazioni riclassificate nelle Attività destinate alla vendita.

Sulle partecipazioni non sono costituite garanzie reali né vi sono altre restrizioni alla loro disponibilità. Non si è proceduto alla svalutazione o si è proceduto alla svalutazione solo nel limiti del valore non recipazioni iscritte per un valore superiore al patrimonio netto. La stima del maggior valore recuperabile rispetto a quella di libro è stata determinata:

per Eni Trading & Shipping SpA, sulla base del piano quadriennale aziendale; il tasso di attualizzazione utilizzazione utilizzato e un WACC adjusted del 6,4%;
per Eni Angola SpA ed Eni Petroleum Co. Inc., società appartenenti al settore Exploration, sulla base del valore dei flussi di cassa prospettici associati allo sfruttamento delle riserve di idrocarburi ad esse ascrivibili. In particolare, il valore dei flussi di cassa è stato determinato con riferimento a: (j) i ricavi dalla produzione stimati produtivi attesi gli scenari di mercato dei prezzi degli idrocarburi; [ii] le stime dei futuri costi di sviluppo, di smantellamento e ripristino degli impianti e dei costi generali; (iii) la stima delle imposte. l flussi di cassa sono stai attualizzando il WACC del settore Exploration & Production rettificato per il rischio Paese [WACC compresi tra il 5,5% e il 6,7%, al netto imposte);
per le restanti.società, tutte appartenenti alla Gase delle previsióni del piano quadriennale aziendale e della vita utile degli asset. Come tasso di attualizzazione è stato utilizzato un WACC Adjusted compreso tra il 4% e il 7%.

ll valore di mercato al 31 dicembre 2014 relativo alle partecipazioni disponibili per la vendita è il seguente:

	zioni B 1 P 0 1 a E Nu	0 S S 0 s s 0 d IP %	Prezzo delle azioni (€)	ercato E Valore di m (€ milioni)
Partecipazioni disponibili per la vendita:
- Snam SpA	288.683.602	8,25%	4,10 3	1.184
- Galp Energia SGPS SA	66.337.592	8,00%	8.43.	. 560
11/11/2 Totale				1.744

Le informazioni in ordine alle imprese controllate, collegate a controllo congiunto partecipate al 31 dicembre in particolare alle variazioni della quota di possesso e alle operazioni sell'esercizio, sono indicate nell'allegato "Notiziesulle imprese controllate e collegate a partecipazione diretta di Eni SpA" che fa parte integrante delle presenti note.

e Altre attività finanziarie

Le altre attività finanziarie si analizzano come segue:

(€ milioni)	31.12.2013	31 222014
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa	2.853	3.960
Titoli strumentali all'attività operativa	20	20
	2873	3.980

l crediti finanziari strumentali all'attività operativa di €3.960 milioni riguardano essenzialmente crediti verso società controlare verso Saipem SpA (€1.663 milioni), Eni Finational SA (€1.079 milioni), Versalis SpA (€672 milioni), Trans Tunisian Pipeline Company SpA [€167 milioni] ed EniPower SpA (€109 milioni).

l crediti finanziari in moneta diversa dall'euro ammontano a €1.101 milioni.

l titoli strumentali all'attività operativa di €20 milioni i guzionamento bombole a norma D.L.n.128 del 22 febraio 2006.

La scadenza dei crediti finanziari e titoli al 31 dicembre 2014 si analizza come segue:

(€ milioni)	Esigibili entro successivo(s) l'esercizio	uno a cinque Esigibili da anni	Esigibili oltre i anni cinque	esigibili oltre SUCCESSIVO l'esercizio of ale
Crediti finanziari:
- strumentali all'attività operativa	167	3.193		3.980
- non strumentali all'attività operativa	6.622
Titoli:
- strumentali all'attività operativa				20
	6.789	3.193	02870	3.980
(a) I crediti finanziari esigibili entro l'esercizio sono indicati nella nota n. 9 - Crediti commerciali e altri crediti.
Il fair value dei crediti finanziari strumentali ammonta a €4.469 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dejfilias p si di attualizzazione in euro compresitra lo 0,357% e in dollari compresi tra lo 0,2559% e il 2,718%. La gerachiadel frain value e di				-581 ODL

l crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 41 - Rapporti con parti correlate.

80901.

Attività per imposte anticipate

Le attività per imposte anticipate sono di seguito analizzate:

(€ milioni)	31.12.2013	31.12.2014
Imposte sul reddito anticipate IRES	1.777	1.523
Imposte sul reddito differite IRES	(110)	(150)
Imposte sul reddito anticipate IRAP	176	215
Imposte sul reddito differite IRAP	(3)	(3)
Totale Eni SpA	1.840	1.585
Imposte anticipate società in joint operation	87	142
	1.927	1.727

La natura delle differenze temporanee che hanno determinato i crediti per imposte anticipate è la seguente:

[€ milioni]	3 T 50 ST Valore 31.12.	ncrementi	ecrementi 0	aliquota Delta	variazioni Altre	Valore al 31.12.2014
Imposte differite:
differenze su attività materiali ed immateria	(27)					[19]
- altre	(86)	(88)	35	C	m	(134)
	(213)	[88]	38	3		(153)
Imposte anticipate:
· differenze su derivati	88				63	131
- fondi per rischi ed oneri	1.678	204	(226)	(88)		1.570
- svalutazione su beni diversi da partecipazioni	674	151	(82)	(54)	(5)	684
- differenze su attività materiali ed immateriali	205	37	(8)	(22)		212
- svalutazione crediti	157	84				242
- fondi per benefici ai dipendenti	85	15	(7)	(4)	5	74
- perdita fiscale	224	309		(97)		936
· svalutazione anticipate	(1.769)	(500)				(2.269)
- altre	151	ਰੂਤ	(17)	(76)		158
	1.953	393	(340)	(338)	71	1.738
Totale Eni SpA	1.840	305	(305)	(336)	78	1.585
Imposte anticipate joint operation	88	54				143
Imposte differite joint operation	(1)					[1]
Totale joint operation	87	54			1	142
	1.927	359	(302)	(336)	79	1.727

Le imposte anticipate nette di Eni SpA €1,585 milioni risentone svolta dal management circa la probabilità di recupero di tali attività considerando le stime dei redditi imponibili futuri, basate sulle previsioni del piano quadriennale approvato dal Consiglio di Amministrazione e per gli anni successivi sulle previsioni derivati dalle attività Exploration Italia, alla luce delle ridimensionate prospettive di profitabilità delle attività italiane in funzione dello scenario di management ha concluso che la capienza dei reddit imponibili futuri consente solo un parziale utilità per imposte anticipate, svalutando l'eccedenza non recuperable (§500 milioni); [i] della rettifica di attività per imposte anticipate a seguito dell'addizionale IRES di cui all'art. 81 del DL. 112/2008 [cosidenta Robin Tax), dichiara incostituzionale con sentenza dell'11 febraio 2015 che innovativamente dispone solo per il futuro negando ogni diritto di rimborso (€377 milioni). Tali effetti sono stati dall'iscrizione della fiscalità anticipata sulla perdita fiscale stimata per l'esercizio 2014 di Eni Sphe delle società incluse nel consolidato fiscale alle quali non compete la remunerazione della perdita (€212 milioni).

268

80901161

Altre attività non correnti

Le altre attività non correnti si analizzano come segue:

	31.12.2013	31.12.2014
(€ milioni)	167	944
Crediti d'imposta Fair value su strumenti finanziari derivati non di copertura	310	238
Fair value su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
Altri crediti da attività di disinvestimento	31
Altre attività	1.979	-488
	2.493

I crediti di imposta sono così costituiti:

		31.12.2013 31.12.2014
€ milioni)		866 .
Crediti di imposta chiesti a rimborso	83	92
Crediti per interessi su crediti di imposta chiesti a rimborso
Fondo svalutazione crediti di imposta	167	944

l crediti di imposta chiesti a rimbrio di ficonoscimento degli effetti dell'interventa definizione con Autorità hiscole establing nell'a i creati di mipolsta chiesti a minolla di cui alla legge 7/2009 (cosidenta Libyan Tax), al netto del imborso ottenuto nell'esercizio (€748 milioni).

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura si analizza come segue:

	. 31.12.2014 31.12.2013
(€ milioni)	Fair value	Impegni	Fair value.	Impegni.
Contratti su valute				324
Currency swap	47	704	g
Outright	g	429	13	384
	141	1.099	140	1.137
Interest currency swap	197	2.232	162	1.845
Contratti su tassi d'interesse
Interest rate swap	ag	1.095	76 -	832
	da	1.095	76 :	·832
Contratti su merci
Over the counter	14	329
	14	320
	310	3.656	238	2.677

Il fair value degli strumenti finanziari e calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider, oppyre, in alle nativa, sulla base di appropriate tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.

ll fair value degli strumenti finanziari di €238 milioni (€310 milioni al 31 dicembre 2013) riguardastrumentifines and en ll rall value uegli strumali per essere trati in base all'he ge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importo grisponenti all espovari privi dei requistiti il per essere trattarin paso al non sono riferibili a specifiche transazioni percali o finanziale.
Sizione netta dei rischi su cambi, su tassi di SLibhe netta del rischi su canno, Su canol a nonertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 33 - Garanzie impegni e fischi - Gestione dei rischi d'impresa.

uel lischi di €488 milioni riguardano per €395 milioni le quantità di gas non prelevate da Eni fino a concorrenza e c Le altre attivita di easo milion (ligula di Personale di fornitura in adempimento della de considere de la considere de pau, pol tuale, che nanno l'atto scattale robine rancipo c.o. Prebiti commerciali e altri debiti). Il decremento rispetto in pregenente contropartira debit versor vurnitori gas (atri veneresi i make-up) grazie al beneficio delle rinegoziazioni dei come al ci e dovuto al nutro di parte del voluni prepegati nella riclassifica nelle altre attività correnti della parte relativa ai volumi che si nano comporta diffecupera dell'esercizioni eseguite nell'esercizio. La classilicazione nell'attivo non corrente dovut prevede di recuperale nell'2012 (c4-0 million) e du anno esta e clausola take-or-pay prevede l'anticipazione totale o par alla previsione di nino di tali volumi pre-pagati entre inispetto alla quantità minima contrattuale, con facoltà di prelevare negli anni contralle ziale del pièzzo contrato (v. definizione della clausola take-or-pay nel glossario). Il valore contabile dell'anticipo, assimilabile a un successivili gas pagato ina non nuralo (v. Gennizone dello di estizzo del gas quando quest'ultimo è inferire. In caso contrario e nei

1901

liniti del costo sostenuto è prevista la ripresa di valore. In applicazione di tale criterio contabile nel 2014 è stata rilevata una svalutazione di €54 milioni. L'ammontare dei volumi di gas prepagati riflette le difficili condizioni del mercato europeo del gas naturale a causa della deblozzo della domanda determinata dalla debole crescita economica e dall'intensa pressione competitiva alimentata dell'or esua obl che non hanno consentito di rispettare gli obblighi minimi di prelievo dei contratti di fornitura gas. Il management prevede di recuarare i volumi pre-pagati nel lungo termine facendo leva sui benefici delle rinegoziazioni concluse e di quelle in corsolpianificate in terrein il miglior at conqui titività del gas Eni, di riduzione delle quantità minime soggette al vincolo di prelievo e altre fiessibilità operative, nonché azioni di gratimit zazioni commerciale grazie alla presenza simultanea in più mercati e agli asset disponibili (capacità di Irasporto) . La valutazione al fair value delle altre attività non correnti, esclusi i crediti d'imposta, non produce effetti significativi.

Attività destinate alla vendita

270

Le attività destinate alla vendita di €14 milioni al 31 dicembre 2013) si riferiscono essenzialmente alla cessione del 76% della partecipazione in Inversora de Gas Cuyana SA (intera quota posseduta), del 6,84% della partecipazione in Distribuidora de Gas Cuyana SA (intera qua posseduta), del 25% della partecipazione in Inversora de Gas del 31,35% della parteginazione in Inistribuidora de Gas del Centro SA (intera quota posseduta). Le società operano nel settore della distribuzione e commercializzazione del onoralnuo Argentina.

Passività correnti

Passività finanziarie a breve termine

Le passività finanziarie a breve termine di €3.799 milioni (€4.536 milioni al 31 dicembre 2013) sono diminuite di €737 milioni. L'analisi per valuta delle passività finanziarie a breve termine è di seguito indicata:

	31.12.2013	31.12.2014
(€ milioni)	3.672	3.296
Euro	806	431
Dollaro USA	48	49
Lira Sterlina	10	23
Altre	4.536	3.799

Le passività finanziarie a breve termine, denominate in euro, presentano un tasso medio ponderato di interesse pari allo 0,2% (0,28% nell'esercizio 2013), e comprendono l'utilizzo delle linee di credito uncommitted per €50 milioni.

La Libre 2016 in dispone di linee di credito a breve termine committed non utilizzate rispettivamente per €40 milioni e €12.101 ni 3. dicembre 2017 allo in allo e €11.638 milioni al 31 dicembre 2013). Questi contratti prevedono interessi alle normali condizioni di mercato; le commissioni di mancato utilizzo sono indicate alla nota n. 36 - Proventi (oneri) finanziari.

Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine

La quota a breve di passività finanziarie a lungo termine di €3.488 milioni al 31 dicembre 2013) è commentatanella nota n. 28 - Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo, cui si rinvia.

2 Debiti commerciali e altri debiti

l debiti commerciali e gli altri debiti si analizzano come segue:

	31.12.2013	31.12.2014
(€ milioni) Debiti commerciali	7.354	8.377
Acconti e anticipi	366	285
Altri debiti:
- relativi all'attività di investimento	256	353
- altri debiti	502	518
	758	871
	8.478	વીજરી ક

l debiti commerciali di €8.377 milioni riguardano essenzialmente debiti verso fornitori (€3.290 milioni), debiti verso imprese contollate/ €5.042 milioni) e debiti verso imprese collegate, joint venture e altre di gruppo (€37 milioni).

Gli acconti e anticipi di €285 milioni riguardano essenzialmente i buoni carburante prepagati in circolazione (€219 milioni) e gli p conti ricevuti da terzi per le attività in joint venture della Exploration & Production (€50 milioni).

Gli altri debiti di €518 milioni riguardano principalmente: [i] i debiti di previdenza soppel (€25) milioni (fili) (pebit

verso controllate partecipanti al consolidato fiscale (€98 milioni) per la remunerazione dei relativi imponibili negativi, (iii) (cigative so congea contínia at

per IVA di gruppo (€21 milioni).		12-31-5-25 121

I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 41 - Rapporti con parti correlate.

l uelorio parti con claire commerciali e altri debiti non produce effetti significativ considerato il breve periodo di tempo interporite por a l'i sogere del debito e la sua scadenza.

Passività per imposte sul reddito correnti

Le passività per imposte sul reddito correnti di €4 milioni si riferiscono per €2 milioni a imposte estere della branch tedesca e per €2 milioni alla joint operation Raffineria di Milazzo ScpA.

0901 Passività per altre imposte correnti

Le passività per altre imposte correnti si analizzano come segue:

[€ milioni)	31.12.2013	31.12.2014
Accise e imposte di consumo	1.146	000
Royalty su idrocarburi estratti	289	249
Ritenute IRPEF su lavoro dipendente	33	34
IVA	124	31
Altre imposte e tasse	8	13
	1.600	1.227

Altre passività correnti

Le altre passività correnti si analizzano come segue:

(€ milioni)	31.12.2013	31.12.201.
Fair value su strumenti finanziari derivati non di copertura e di trading	751	1.776
Fair value su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	210	505
Altre passivita	333	389
	1.294	2.647

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura e di trading si analizza come segue:

	31.12.2013		31.12.2014
(€ milioni)	Fair value	Impegni	Fair value	Impegni
Contratti su valute
Outright	217	6.536	318	4.997
Currency swap	318	13.796	922	18.896
Interest currency swap	6	31	6	ea
	541	20.363	1.246	23.962
Contratti su tassi d'interesse
Interest Rate Swap		157	5	180
	2	157		180
Contratti su merci
Over the counter	208	2.711	521	2.526
Future
	208	2.711	525	2.526
ставшинания и само седания при имати въ сестави мисочиснием в годинанием в годи семента	751	23.231	1.776	ARTICALLAR . THEREVANUES FRE 26.668

ll fair value degli strumenti finanziari è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider, oppure, in assenza di infomazioni di mercato, sulla base di appropriate tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.

ll fair value degli strumenti finanziari derivati non di €1.776 milioni (€751 milioni al 31 dicembre 2013) riguarda strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in imprti corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e su merci e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commercialio finanziarie.

ll fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge, su operazioni in commodity, di €502 milioni è riferito alla Gas & Power e si riflerisce a operazioni di copertura del portafoglio gas. Il fair value ai contratti con scadenza 2015 è indicato alla nota n. 13 - Altre attività correnti. Glieffetti sul patrimonio netto degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alla nota n. 32 - Patrimonio netto e alle note n. 35 - Altri proventi (oneri) operativi e n. 36 - Proventi (oneri) finanziari.

Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 33 - Garanzie, impegni e rischi.

Le altre passività di €369 milioni comprendono la quota a breve dei compensi di carattere pluriennale riconosciuli per i contratti di trasporto e fornitura di gas ed energia elettrica (€149 milioni) [v. nota n. 31 - Altre passività non correnti) e gli anticipi che la joint operation Società Dleodotti Meridionali SpA ha ricevuto per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto (€106 milioni].

Passività non correnti

809011.

@ Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine

Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, sono di seguito indicate:

	31.12.2013			31.12.2014
	Quote a lungo termine	Quote a breve termine	Totale	Quote a lungo termine	Quote a Totale breve termine
(€ milioni)	1.416	327	1.743	1.936	2.094 158
Banche	14.835	1.592	16.427	13.925	16.229 2.304
Obbligazioni ordinarie Obbligazioni convertibili	2.232	8	2.240	1.239	2.263 1.024
Altri finanziatori, di cui:	301		303	299	302 3-23
- imprese controllate	297		297	237	298 in The Call Same of
- altri			6	3	200894 A 2017 11:21
	18.784	1.929	20.78	17.400	- 20,888 3.488

Le passività finanziarie a lungo termine, comprese le quote a breve termine, di €20.888 milioni sono derominate in europese le quite a breve n Le passivita inanziarie a lungo termine, conprese le quote a un'interesse delle passività finanzian a lugo, comprese le quote a brea, in €567 milioni sono denominate in collarito sen niculo policitud (1,160 al 31 dicembre 2013) e 4,83% per quelle denominate in dollari (4,83%
essere al 31 dicembre 2014 è de al 31 dicembre 2013 ).

al 31 dicembre 2013).
I debiti verso banche di €2.094 milioni deivanti sono aumentati di €351 milioni; al 31 dicembre 2014 non sono state utilizzate linee di credito.

di altri finanziatori di €302 milioni riguardano per €298 milioni operazioni con Eni Finationali sa c

Gli altri inanziatori di €302 milioni riguritire i l'inclusive delle rispettive quote a breve ermine per cominessivi €2.30 € (4.33 Le passivita finanziane a lungo temnile e akin ille e aktri 11, ma (1,6 %) (1,6 % al 4,0 % (1,78% (4,78% al 31 milioni, presentano un tasso ul interesse illedo ponecit ta 11,70% e il 4,78% (tra l'1,56% e il 4,78% al 31 dicembre 2013).
dicembre 2013). I tassi di interesse efettivi ado

dicembre 2013). I tassi di interesse elle conpressione i li finanzianento a lungo termine di deterninato di deternination di catino minimo di catino minimo di Ení ha stipulato con la Banca Europea pel princima. Nel caso di mancata assegnazion del caso di mancata assegmazion del traning minim indici finanziani basati sul bilancio di cin o i manetinente el e necesso di Investimenti Al 3 dicembre 2041 debiti inanziali di colti il foli i accordi prevedono l'hdividuazione dicentre acectuali per in bene che l'eventuale mancato rispetto di tali covenants abbia un impatto non significativo sulla liquidità del Gruppo. Eni ha rispettato le condizioni concordate.

non significativo sulla liguidita del Gruppo. En na rispettato e concernitori (€ 4,28 milioni (€ 4,28 milion 18 3 dicente 2033).
Al 31 dicembre 2014 Eni dispone di line di cr Al 31 dicembre 2014 En dispone di line di crimine contrilite contrilizzo non indicate alla nota n. 36 - Proventi (oneri) finanziari.

809011615

La scadenza delle passività finanziarie a lungo termine, comprese le quote a breve, si analizzano come segue:

(€ milioni)		Valore al 31 dicembre					Scadenza a lungo termine
Tipo	2013	2014	Scad. 2015	2016	2017	2018	2019	Oltre	Totale
Banche	1.743	2.094	158	351	170
						148	146	1.121	2.094
Obbligazioni ordinarie:
- Euro Medium Term Notes 5,000%	1.565	1.567	ട്ടു	1.498
- Euro Medium Term Notes 4,125%	1.511	1.512	18				1.494		1.567
- Euro Medium Term Notes 5,875%	1.319								1.512
- Euro Medium Term Notes 4,75%	1.252	1.253	8		1.245
· Euro Medium Term Notes 4,250%	1.034	1.034	ਤਰੇ						1.253
- Euro Medium Term Notes 3,500%	1.029	1.030	35			998		ਰੇਰੇ ਦ	1.034
- Euro Medium Term Notes 4,000%	1.018	1.018	20					ਰੇਡੋਲ	1.030
- Euro Medium Term Notes 3,750%	760	761	14				747		1.018
- Euro Medium Term Notes 3,250%	1.003	1.004	16					d88	761
- Euro Medium Term Notes 3,750%	1.218	1.218	14						1.004
- Euro Medium Term Notes 2,625%	800	801	2					1.204 799	1.218
- Euro Medium Term Notes 3,625%		1.025	33					ਰੇਡਨ	801 1.025
- Retail TF 4,875%	1.110	1.112	15		1.100				1.112
- Retail 4,000%	1.015	1.019	1.019
- Retail VARIABILE%	996	ਰੇਰੇਰੇ	ਰੇਰੇਰ						1.019 ਰੇਰੇਰ
- Bond US 4,150%	328	373	4					380	373
- Bond US 5,700%	254	288	4					284	288
- Retail TV	575	ડીટે	।		214				55
Obbligazioni convertibili:
· Bond convertibile azioni Galp	1.003	1.016	1.016
- Bond convertibile azioni Snam	1.237	1.247	8	1.239					1.016 1.247
Altri finanziatori, di cui:
- imprese controllate	297	298	1			172	e
- altri	5	4	1	3				119	298
	20.713	20.888	3.488	3.091	2.729	1.318	2.303	1.863	4 20.888 06

167 Alerana Alaman

80 9 U. B

Nel corso del 2014 è stato emesso un nuovo prestito obbligazionario per €1.025 milioni. L'analisi dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2014 è di seguito indicata:

	nominale Importo	emissione, rateo e altre rettifiche di interesse Disaggio di	Totale	Valuta	Scadenza	Tasso (%)
(€ milioni)
Obbligazioni ordinarie:	1.500	67	1.567	EUR	2016	5,000
- Euro Medium Term Notes	1.500	12	1.512	EUR	2019	4,125
- Euro Medium Term Notes	1.250	3	1.253	EUR	2017	4,750
- Euro Medium Term Notes	1.000	34	1.034	EUR	2020	4,250
- Euro Medium Term Notes	1.000	30	1.030	EUR	2018	3,500
- Euro Medium Term Notes	1.000	18	1.018	EUR	2020	4,000
- Euro Medium Term Notes	750	11	761	EUR	2019	3,750
- Euro Medium Term Notes	1.000	4	1.004	EUR	2023	3,250
- Euro Medium Term Notes	1.200	18	1.218	EUR	2025	3,750
- Euro Medium Term Notes		1	801	EUR	2021	2,625
- Euro Medium Term Notes	800	25	1.025	EUR	2029	3,625
- Euro Medium Term Notes	1.000		1.112	EUR	2017	4,875
- Retail TF	1.109	3	1.019	EUR	2015	4,000
- Retail	1.000	19		EUR	2015	variabile
- Retail	1.000	(1)	999	USD	2020	4,150
- Bond US	371	2	373	USD	2040	5,700
- Bond US	289	(1	288	EUR	2017	variabile
- Retail TV	215		215
Obbligazioni convertibili:				EUR	2015	0,250
- Bond convertibile azioni Galp	1.028	(12)	1.016		2016	0,625
- Bond convertibile azioni Snam	1.250	(3)	1.247	EUR
	18.262	230	18.492

Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €3.585 milioni.

Le obbligazioni ordinarie che scadono nel aminini li 14 milioni, li 18 lennia 2013 di un prestito blilgezionario
Le obbligazioni convertibil di €2.263 milioni riguardano: (i) Le obbligazioni convertibili di €2,263 milioni riginale (1) per € Learning e e edda annuale dello (6,25%. li pezzo di coloremento l'estresante de bond onvertible dell'importo noninale di €1.250 milioni e silal con con call con call collectione de collectione dellondo onvertible
sione di €4,33 per azione rappresenta un premio di crise sione di €4,33 per azione na premio di circa il 20% novembri a circa 18,25% de capitel elle societ. I lorestio e value conimula delle societa i value conimulazione depi in azioni Snam è rappresentato da circa 288, milion in pian pari nel anesto, è salutata a fair vilue conimulatane deli efeții efeții efeții efeții efeții c costo ammortizzato, mente l'opiche di conversione nelle strumente a fair vevista dalo la S.9. Gnsiderato i prezzo corrente conto economico. In coerenza, per le azioni a transida di visita di film i fi film i fi film i fi fi 10 milion e varizzione a varizzione a varizzione a varizzione meso al 30 dell'azione Snam a fine esercizio di E4,1 è stato registro di Irvacito dell'ezzionio elescolo obligazionin e messo al 30 novembre 2022
fair value dell'opzione implicita nel fáir value dell'opzione inplicita nel bond convertible parla e cher sincon i place triennale e celola annafic e colola annale dellofferta editive de bond dell'importo nominale di €1.028 milioni in azioni di itali i circetto di collocamento dell'ofera equipt i l'ottostante dell'ore studi collores dell'one stresso de bon di conversione di €15,50 per azione che necessoria in present alle de acapitale dela società. Porsko crailean a costo prosidere delle società l'orgento pellero de converti convertibile in azioni Gala (6,3 milion di azioni oni a maria na mari a la valueta a fair vale con mourage de geli efetti a contribution (ne dell'effecti a contin ammorizzato, mentre l'opzione di conversone, imploma nevitan previsa dalo (AS 9. Considerato in prezidente (ell'azione
e convenza, per le azioni sotostanti il prestio estata economico. In coerenza, per le azioni sottostanti il prestro ssiali alla vali valde opitoli previsto da un'i regione possiva dell'argens
Galp a fine esercizio di €8,43 è st ﺍﻟﻤﺴﺘﻘﻠﺔ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘ value dell'opzione implicita nel bond convertibile pari a €45 milioni.

value dell'opzione implicita nel bond convertine, ammona a 82.331 milion ed e skao delejning i el e skad delempinas ll fair value dei debiti financiari a lungo terminalizazione an le le nice e le 2,835% e l',2885% tra lo 2,336% di 12,4% al 3,3
del valore attuale dei fussi di casa futuri ad del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando assi di attualizzazione per reno compressione (2013) Lla geracchia del finalo è di livello 2.
dicembre 2013) e per il

80901

L'analisi dell'indebitamento finanziario nel "Commento ai risultati economico-finanziari" della "Relazione sulla gestione" è la seguente:

		31.12.2013		31.12.2014
(€ milioni)	Correnti	Non correnti	Totale	Correnti	Non correnti	Totale
A. Disponibilità liquide ed equivalenti	3.894		3.894	4.280
8. Attività finanziarie destinate al trading	5.004		5.004	5.024		4.280
C. Liquidità (A+B)	8.898		8.898	9.304		5.024
D. Crediti finanziarila)	5.486		5.486			9.304
E. Passività finanziarie a breve termine verso banche	199		199	6.622		6.622
F. Passività finanziarie a lungo termine verso banche	327	1.416		212		212
G. Prestiti obbligazionari			1.743	158	1.936	2.094
H. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate	1.600	17.067	18.667	3.327	15.185	18.492
	4.337		4.337	3.587		3.587
l. Passività finanziarie a lungo termine verso entità correlate		297	297		297	298
L. Altre passività finanziarie	2
M. Indebitamento finanziario lordo [E+F+G+H+I+L]	6.465	18.784	25.249	7.287	17.400	24.637
N. Indebitamento finanziario netto [M-D-C]	(2.919)	18.784	10.865	(8.639)	17.400	8.7 31

(a) La voce riguarda i crediti finanziari correnti non strumentali all'attività operativa.

Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri si analizzano come segue:

(€ miliani)	Valore iniziale	Varlazioni di stima	attualizzazione Effetto	Accantonamenti	oner! fronte Utilizzi B	esuberanza Utilizzi per	Riclassifiche	Valore finale
31.12.2013
Fondo smantellamento e ripristino siti e social project	1.555	(19)	48	21	(Sa)	[1]
Fondo oneri per contratti onerosi				300				1.575
Fondo rischi e oneri ambientali	743			70	(79)	(3)		800
Fondo esodi e mobilità lunga	135		2	184	(34)			731
Fondo rischi per contenziosi	744			36	(446)	(154)	(1)	285
Fondo oneri per cessione Agricoltura SpA	90					(2)	(1)	179
Fondo copertura perdite imprese partecipate	485				(485)			83
Fondo rischi e oneri su approvvigionamento merci	24				(24)
Altri fondi per rischi ed oneri	322			400	(126)	(40)	3
	4.098	(Ia)	49	1.511	(1.223)	(205)		ਫ਼ਤਰੇ
31.12.2014							1	4.212
Fondo smantellamento e ripristino siti e social project	1.575	354	ਖਰੇ	5	(33)	(4)
Fondo oneri per contratti onerosi	800			ਰੇ	[94]			1.946
Fondo rischi e oneri ambientali	731			145	(131)			715
Fondo esodi e mobilità lunga	285		10	2	(83)	(5)		743
Fondo rischi per contenziosi	179			13	(38)	(28)		161
Fondo oneri per cessione Agricoltura SpA	83					(38)		116
Fondo oneri per cessione Snamprogetti SpA				25		[1]		82
Altri fondi per rischi ed oneri	ਟਵਰ			321				25
	4.212	354	ਵਿੱਚ	525	(112)	(42)		726
					(491)	(145)		4.514

ll fondo smanellamente e ripristino siti e social project di €1.946 milioni accoglie essenzialmente; [i] i costi che si presume di sostenere al termine dell'attivita di produzione di idrocarburi del pozzi, la cincine el l'ipristino si i rosistino si i (resume o l'apristino si i (€ 1.900 milioni). Il test di atualizzazione utilizzato e compreso tra lo 0,398% il periodo previsto degli estorio e in nismo si re L. Suo milioni, il tasso di ascial project a fronte degl imperi a sunti con la Regione Basilia Romagna, la Provincia i Colore Cous-, no ne valule di Socci programma di svillopo petroline nell'area dell'Agri e dell'Ato Adriatico (€25 milioni). La rilevazione della sima di subjectorial dell'onere da sostenere sono impute a rettifica dell'immobilizzazione a fronte della quale è stato stanziato il fondo.

ll fondo per contratti onerosi di E715 milioni riguarda gli oneri che si prevede di sostenere per contratti i cui costi di esecuzione sono divenuti superiori ai benefici derivanti dal contratto stesso.

277

80901618

ll fondo rischi e oneri ambientali di €743 milioni riguarda principalmente. (i) gli oneri ambientali relativi in particolare sui siti conene, venza, San li lullo l'acti e oncentan di e l'e n. e n. e n. e n. e rilasciate a Syndial Sph all'atto della cessione delle partecipazioni in Agricolune Sph davino, runcilosa, Garonano è nonte dell'interenti di bonifica del suolo e del sottosuolo da attuare nelle stazini di servizio (€129 milio (€129 milio ( e il singlanti di raffinazione (€30 milioni), negli impianti per l'estrazione di idrocarburi (€35 milioni), nei depositi e megli mpianti di produzione di iri) fii jiri in oli illus (100 miliontali connessi agli acordi con Erg SpA peril conferimento a Erg Raffinerie Mediterranee SpA della raffineria e della centrale elettrica di Priolo (€49 milioni) e ad altri siti non operativi (€33 milioni).

ll fondo esodi e mobilità lunga di ELGI milioni è relativo allo stanziamento degli oneri a carico Eni nell'ambito di procedure di collità il lundo esolo e libblica idreza d'esta milizario 2013-2014 e nel biennio 2010-2011. Gli utilizzi per esuberanza son doioine alle origina dell'orevalente uel personale rialiano, al suna delle caga delle caratteristiche del personale che ha aderito al piano e alla revisione delle stime relative al fondo mobilità 2010-2011.

l l'indo rischi per contenziosi di Coa.
Il fondo rischi per contenziosi di €116 milioni accoglie gli oneri previsti a fronte di penalità contratti espari e spocedimenti antitrust e di altra natura.

Il fondo oneri per cessione Agricolura SpA di €82 milioni a fronte di garanzie rilasciate a Syndial SpA all'atto della cessione della partecipazione in Agricoltura SpA.

per lecupazione in rigliocita a pp.
Il fondo oneri per cessione SpA di €25 milioni si riferisce agli oneri a fronte di garanzie rilasciate a Saipem SpA all'acto della cessio partecipazione in Snamprogetti SpA.

par ecipazione in Spiri
Gli altri fondi di €726 milioni connessi al riconoscimento di conguagli a clienti (€317 milioni); (li) gli oneri sociali e il trattaoli l'ine rapporto connesso all'incentivo monetario differito (€23 milionì); [iii) gli oneri relativi ai contenziosi con l'Amministrazione Finanziana (€ 13 milioni) ; (v) gli oneri relativi alla maggiorazivi che saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi alla Mutua Assicurazione ( E L milion) ; ( V) gi bitch readiv alla haggo de petrolifere ( € 13 milioni); ( v) gli oneri per dismissione e ristruturazione ( € 12 milioni).

Fondi per benefici ai dipendenti

I fondi per benefici ai dipendenti si analizzano come segue:

	31.12.2013	31 12 2014
(€ milioni	196	213
Trattamento di fine rapporto lavoro subordinato Piani esteri
Fondo integrativo sanitario dirigenti Eni SpA	e8	78
Altri fondi per benefici ai dipendenti a lungo termine	80	37
	344	384

ll fondo trattamento di ine rapporto, disciplinato dall'art. 2220 del Codice Civile, accoglie la stima dell'obbligazione, determinata sulla base di tecniche atuali rondo trattarileno i mie appo to, disciplinato dall'atto della cessazione del rapporto di lavon Lindennità, erogato sotto riali, lelava all annunuale con spendore el alpendone esto calcolate sulle voci retributive corrisposte in dipendenza del l'avor e rivalute fornia ul captale, e parti alla somma di quod al con le con con con la per lire del 1ª gennaio 2007, il trattamento di fine reporto nno al mulnento dessazione dello stesso. L'incresso l'INPS ovvero, nel caso di imprese aventi meno di 50 dipendenti Può intere maturando e uestinato arionul persioni, an ono con la costante pro di fine rapporto maturando sia classificato come un piano a copribi te cliginal ni azienda, compona circ una quota significano somente dal versamento dei contributi al fondo pensione ovvero all'INPS. La pessività relativa al quanto loboligazione ueri inniesa e l'apresentare un piano a benefici definiti da valutare secondo teatiniti da valutare secondo recei del Paleio tra transento di mille rapportu antecedente e i piani pensione a benefici deliniti relativi alla branch della Gas & Provietto e in Relgio. i plani esteri ngualidine i picin di al Fondo Integrativo Sanitario Dirigenti aziende Gruppo Eni (FJSO)Ç veggiono determinati con riferimento al contributo che l'azienda versa a favore dei dirigenti pensionati.

ntermento al continutio che razielua versa a l'angono no principalmente i piani di incentivazione monetaria differing di hoentivazione bil ann follo per bellent a lungo comme ni al minera a colgono la stima dei compensivaria li regerine i l'incepzione alle postomane di ungo termine e i pieni ur anno conseguito gli obiettivi individuali prefissati. Il beneficio ha un periodo di Vesting (cincale e e e stan ziato al che salallio e l'impeno dell'Eni nei confronti del management sulla base del conseguimento degli obiettivo dell'ele sistema e pegetto zialo al montento negli soccessivi in ha connontivazioni realizzate e all'aggiornamento delle previsioni di risulato al previsioni di risulato al considio in in in ol aggustantento il egit seccessori in bace ulto tre anni dall'assegnazione, l'erogazione di un beneficio monetario variabile legato lalger). Il parlo di nicentrazione di congeno a un benchmark group di compagnie petrolifere internazionali. Tale beneficio è stanziato pro rata ali alluaneno di un para nombre napecto o in i parametri di performance. I premi di anzianità sono benefici erogai al raggiungimento di un periodo minimo di servizio in azienda e sono erogati in natura.

80901 610

l fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:

	31.12.2013					31.12.2014
(E milioni)	TFR	FISDE	Altri	Totale	TFR	Piani esteri	FISDE	Altri	Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio	182	88	કરે	335	196		68	80	344
Costo corrente			29	31			2	27	29
Interessi passivi	6				6		S	-1	9
Rivalutazioni:	4)	(4)	(15)	(23)	20		9		ਨੂੰ ਤੇ ਉ
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche	(1)	(2)		(3)
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie		(1)	[14]	115/	ਨਤੋ		10	1	34
· Effetto dell'esperienza passata	(3)	(1)	(1)	(5)	(3)		(1)	(1)	(5)
Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione			(3)	(3)
Benefici pagati	el	(3)	(22)	(31]	[11]		(3)	(21)	(35)
Effetto aggregazioni aziendali, dismissioni, trasferimenti	18			26	2	8			10
Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio [a]	196	68	80	344	213	0	78		386
Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio
Effetto aggregazioni aziendali, dismissioni, trasferimenti
Attività a servizio del piano alla fine dell'esercizio [b]
Passività netta rilevata in bilancio [a-b)	198	88	80	344	243	3	78	87	381

Gli altri fondi per benefici al dipendenti a lungo termine di €87 milioni al 31 dicembre 2013) riguardano principalmente gli incentivi monetari differit per €63 milioni ( €60 milioni al 31 dicembre 2013), i premi di anziani al 31 dicembre 2013) e i piani di incentivazione di lungo termine per €8 milioni (€4 milioni al 31 dicembre 2013).

l costi per benefici ai dipendenti, determinati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come di seguito indicato:

(€ milioni)	TFR	FISDE	Altri	Totale
2013
Costo corrente		S	29	31
Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione			(3)	(3)
Interessi passivi [attivi] netti:
· Interessi passivi sull'obbligazione	6	V		9
Totale interessi passivi [attivi] netti	0			ਰੋ
- di cui rilevato nel costo lavoro
- di cui rilevato nei proventi (oneri) finanziari				ਲ
Rivalutazioni dei piani a lungo termine			(15)	[15]
Totale			12	22
- di cui rilevato nel costo lavoro		2	12	14
- di cui rilevato nei proventi [oneri] finanziari	6	2		8
2014
Costo corrente			27	29
Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione
Interessi passivi (attivi) netti:
· Interessi passivi sull'obbligazione	6	2	1	g
Totale interessi passivi (attivi) netti	6	S	1	9
.- di cui rilevato nel costo lavoro			1	1
- di cui rilevato nei proventi [oneri] finanziari	6	2		8
Rivalutazioni dei piani a lungo termine
Totale	6	4	28	38
- di cui rilevato nel costo lavoro		2	28	30
- di cui rilevato nei proventi [oneri] finanziari	6	2		8

" Carace of the William .

25.1 - 1

l costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell'utile complessivo si analizzano come di seguito indicato:

	2013
(€ milioni)	TER	FISDE	Totale	TFR	FISDE	Totale
Rivalutazioni:
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche		2	31
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie						. .
	2
- Effetto dell'esperienza passata		4	(8)

Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:

	31.12.2013 31.12.2014
Attività a servizio del piano:
- Altre attività con prezzi quotati in mercati attivi

Le attività al servizio del piano sono, generalmente, gestite da asset manager esterni de l'interio di investimon difiniti banni hologi holo di Fal Sol è membri a venti l a attivita al servicio dei plano sono, gellentica ed il gas in Belgio, di cui la branchelga di Eri la branchelea di Erispaano annon organi o gestible del rundi per rupendenti del sectore del benefici. A tale scopo, gli investimenti sono volti alla massimizzazione del rendimento atteso e al contenimento del livello di rischio attraverso un'opportuna diversificazione.

Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:

		TER	Piani esteri	FISDE	Altri
2013
Tassi di sconto	(%)	3,0		3,0	1,1 - 3,0
Tasso di inflazione	(%)	2.0		2,0	2,0
Aspettativa di vita all'età di 65 anni	anni			24
2014
Tassi di sconto		- 2,0 -	2,0% 2,0% (3) 100	2.0 '	0,5 - 2,0
Tasso di inflazione	d	2.0	2.0	2,0	2,0
Aspettativa di vita all'età di 65 anni	anni			24	W 12

ll tasso di sconto adottato è stato determinato considerando i rendimenti di titoli obbligazionari di aziende Corporate con ratine in considerato dell'Arano del Stan il rasso di sconto alottato e stato dell'internati renemano renemane le tavole di mortalità redate della Raginera dello Stato
risponde all'obiettivo di lungo termine della B risponde all oblettivo di tollego termine dentro entra e tavole di mortalità Istat Proiettate e Selezionate (IPS5). (1644 ), con eccezione del plano necito risole per i quesi attuariali alla fine dell'esercizio sono di seguito indicati:

	Tasso di sconto
(€ milioni)	Incremento dello 0,5% Riduzione dello 0,5% Increment
Effetto sull'obbligazione netta:
TER	12	13
Piani esteri
FISDE	ട
Altri

L'analisi di sensitività è stata eseguita sulla base dei risutati delle analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazioni con paralline ili coli (il 6 in il 6 Lanalla di sensitivuta e si alla base del nostiti i dipendenti nell'esercizio successivo ammonta a €39 milioni, di cui €6 milioni, di cui €6 milioni relativi ai piani a benefici definiti.

80901 628

ll profilo di scadenza delle obbligazioni per piani à benefici per i dipendenti è di seguito indicato:

[€ milioni]		TFR	Piani esteri
31.12.2013				FISDE	Altri
2014				3	22
2015
2016				3	29
-8.16 2017				3	35
				3	2
2018		5		3
Oltre il 2018		178		ਟਤੋ	6
31.12.2014
2015
2016	(0) + + = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = ( = ]		( Moninch Pix)	3	33
2017	.				29
------
2018
2019	истова поведение с на седение приводительно и примерности политические политические по всеме	(Sunder) [ Particle Press Marker ( 1 ( 1 ) ( ) ) ( ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) ( ) ) (		1
Oltre il 2019		00F

La durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti è di seguito indicata:

2013			FISDE	Altri
Durata media ponderata	ann	12.6	13.9
2014
Durata media ponderata	ann	12,2	14.9	3.0

e Altre passività non correnti

Le altre passività non correnti si analizzano come segue:

E milioni)	31.12.2013	31.12.2014
Fair value su strumenti finanziari derivati non di copertura	430	301
Fair value su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
Depositi cauzionali при в середном рементин по вездания и полнения и политические пристемента пристеме со подательно в полития и подательно в полития и подательно в полития и подательно в полити	Sug	247
Altre passività and the sconsain tos mannel sever and 10 1 1 1 1 11 11 1 11 1 12 1 12 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	1.287	1.149
(1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1	1.967	1.697

2 . 32 4 . 11 ..

. 454

104 .........

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura si analizza come segue:

	31.12.2013		31.12.2014
(€ milioni)	Fair value	Impegni	Fairvalue	Impegni
Contratti su valute
Outright	40	1.141	15	556
Currency swap	ਦੇਤੋ	1.205	ਵਿ	657
Interest currency swap	142	1.0999	135	1.130
	235	3.445	206	2.343
Contratti su tassi d'interesse
Interest Rate Swap	49	283	35	322
	ਕਰ	583	36	322
Contratti su merci
Over the counter	19	398
	19	398
Opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili	197		53
	430	4.426	301	2.685

80901622

ll fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider, oppure, in assenza di informazioni di mercato, sulla base di appropriate tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.

ll finerato, Solavase di appropriato celliono di copertura di €301 milioni al 31 dicembre 2013) riguarda (i finanziani il finanziano in illesnei Il ill all plant in mallian del volt normal dependenting secondo gli IFRS in quanto stipulati ail morricoli i finanzioni i liber dei vita (pirvicie registri romani per case carci e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finerzioni conneritorio con rinorizone in concircat zione nietra ue nisch su camo, su tassi u incresiti obligazionari covertibili in azioni ordinarie Snam SpA (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 28 - Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine).

nota n. 20 - l'assività infanziane e rimino tu e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 33 - Garanzie, impegni e rischi.

Le informazioni relave al listo logentore a alle pontante i neeging no quelli ricevuti da clienti civili per la fomilura di gas ed energia eletrica (€225 milioni).

trica ( E.22 milion) :
Le altre passività di E.1.49 milioni riguardano: [ ] GDF Suez I l'icionosci mort ol diritorio de diritore en energi entrico di persona entrio Le altre passivita di E.I.49 milion i guzz Energi (e. E.S.) e milioni) per un periodo di 20 anni, G.P. Suec la fornitura di contrade por uneriod period di ( E633 milion), Jur Suez Se (pruppo di Suel Jerila (el Promicola e C-asse SA per la fonitura di gasnezune per un perior di persono del contrano di inservano di inservano di gas naturale per un pendod di ID anni con purilisan el 1 (Tri Kuley Company Sph per la cessione de construction i leasing di leasing di leasing di ID anni con pulto di colisegita a Lynatch (Vennano) (C22 milion) el E192 milioni) el Eni Gas innsont Services S) per lines Sker inserviros Sk capacita di trasporto su ransitges A. Sul rrato svizzero del gasdotto di importazione dall'Olanda (€39 milioni). [1] Trans Tuisian ( cessione del contratt passiv di trasporto con rato sul ratto sul ratto turisino del gasdotto di inportazione dell'indepriszo a front i indepristo a front i indepristo a front Pripelne con Irans Austria Gasleitung Gribh del contrato passivo di trasporto gas (€29 milioni); [iv] British Gas a fiche de production i nnegoziazione con liaris Austra dasierane di con con con con con degli impegni di trasporto de l'asporto del gasdotto che collega il Regno Unito e il Belgio di proprietà di Interconnector UK Ltd (€2 milioni).

La differenza tra il valore di mercato e il valore di iscrizione delle altre passività non correnti non è significativo.

Patrimonio netto

[€ milioni]	31.12.2013	31.12.2014
Capitale sociale	4.005	4.005
Riserva legale	ਰੇਵਰ	ਰੇਟਰ
Azioni proprie acquistate	(201)	(581)
Riserva per acquisto di azioni proprie	6.201	6.201
Altre riserve di capitale:	0666	068.6
Riserve di rivalutazione:	9.927	9.927
- Legge n. 576/1975		1
- Legge n. 72/1983		3
- Legge n. 408/1990		3 2
- Legge n. 413/1991		2 39
- Legge n. 342/2000		39
- Legge n. 448/2001	9.839	9.839
Riserva conferimenti Leggi n.730/1983, 749/1985, 41/1986		43 43
Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale		63 63
Riserva fair value partecipazioni disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale	(179)	(347)
Riserva IFRS 10 e 11 non disponibili		76
Riserva IFRS 10 e 11 disponibili		6
Altre riserve di utili non disponibili:	1.489	4
Riserva art. 6, comma 1 lettera a) D.Lgs. 38/2005		1.107
Riservo valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	1.515	1.152
Altre riserve di utili disponibili:	(26)	(45)
Riserva disponibile	15.976	16.749
Riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986	15.462	16.230
Riserva art.14 Legge n. 342/2000	412	412
Riserva plusvalenza da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983		74 74
Riserva da avanzo di fusione		19 19
Riservo art.13 D.Lgs. n. 124/1993		8 13
Acconto sui dividendi		1 1
Utile dell'esercizio	(1.993)	(2.020)
	4.414	4.455
	40.743	40.529

Capitale sociale

Al 31 dicembre 2014, il capitale sociale di Eni è costituito da n. 3.634.185.330 azioni ordinarie [stesso ammontare al 31 dicembre 2013], prive di indicazione del valore nominale come deliberato dall'Assemblea straordinaria del 16 luglio 2012, di cui: [i] n. 157.552.137 azioni, pari al 4,34%, i proprietà del Ministero dell'Economia e delle Finanze; [ii] n. 936.179.478 azioni, pari al 25,76%, di proprietà della Cassa Depositi e Prestiti Spk; [iii] n. 33.045.197 azioni, pari allo 0,91%, di proprietà di Eni; (iv) n. 2.507.408.518 azioni, pari al 68,99%, di proprietà di altri azionisti.

Secondo quanto dispone l'art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, le riserve di rivalutazione iscritte a seguito delle in ceercizi precedenti di Snam SpA (ora Gas & Power), Somicem SpA di complessivi 474 milioni e dalle stesse imputate in aumento del proprio capitale sociale devono considerarsi trasferite per effetto della fusione nel capitale di Eni e concorreranno alla formazione del redito imponible a soli fini IRES in caso di riduzione del capitale per rimborso ai soci. Alla formazione dell'importo di €474 milioni concorrono, perché propedinon son imputate ad aumento del capitale sociale, le seguenti riserve di rivalutazione: a) Legge n. 576/1975 di €258 milioni, b] Legge n. 72/1983 di €70 milioni, c) Lege n. 413/1991 di €137 milioni, d) Legge n. 342/2000 di €8 milioni; [i] per Somicem, la riserva di rivalutazione Legge n. 576/1975 di €0,05 milloni; (iii) per Enifin SpA, la riserva di rivalutazione legge n. 576/1975 di €0,8 milioni.

Riserva legale

La riserva legale di €959 milioni include la differenza di conversione (€132 milioni) derivante del capitale sociale in euro delberata il 1º giugno 2001 dall'Assemblea considerata ai fini del raggiungimento del limite fissato dall'art. 2430 del Codice Civile ("Il quinto del capitale sociale"). La riserva è disponibile per la sola copertura perdite. La riserva legale, anche al netto della differenza di conversione, ha raggiunto il quinto del capitale sociale richiesto dall'art: 2430 c.c.

Azioni proprie acquistate

Le azioni proprie acquistate, al netto degli utilizzi, ammontano a 5.81 milioni al 31 dicembre 2013), e sono rappresentate da n. 33.045.197 azioni ordinarie (n. 11.388.287 azioni al 31 dicembre 2013).

Nell'esercizio sono state acquistate n. 21.656.910 azioni ordinarie, per il corrispettivo di €380 milioni. Il prezzo medio della azioni acquistate e pari a €17,5. n seguito alla scadenza delle opzioni relative all'assegnazione 2006-2008, le azioni proprie al servizio dei piani di stock option il stock option si decrementano di n. 2.980.725 (al 31 dicembre 2013 le azioni di stock erano n. 2.980.725). Al 31 dicembre 2014 non sono in essere piani di stock option.

Per maggiori informazioni si rinvia alla nota n. 35 - Costo lavoro - Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni.

Riserva per acquisto azioni proprie

La riserva per acquisto azioni proprie è di €6.201 milioni. L'Asemblea dell'8 maggio di Amministrazione, ai sensi dell'art. 2357 del Codice Civile, ad acquistare sul Mercato Azionario - in una o più volte e comunque entro 18 mesi dalla data della presente delibera - fino a un massimo di 363.000.00 di azioni ordinarie Eni e per un ammontare comunque non superiore a €6 miliardi, comprensivi rispettivamente del numero e de controvalore delle azioni proprie acquistate 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 nei regolamenti di organizzazione e gestione di Borsa Italiana SpA. Al fine di rispettare i limite previsto dal terzo comma dell'art. 2357 c.c., il numero di azioni da acquistare e il relativo ammontare dell'ammontare delle azioni Eni già in portafoglio.

Altre riserve di capitale

Le altre riserve di capitale di €9.990 milioni riguardano:

riserve di rivalutazione: €9.927 milloni. Accolgono l'imputazione, al netto della relativa quando dovuta, dei saldi attivi isultanti dalle rivalutazioni monetarie consentite dalle diverse leggi che si tempo. Parte delle riseve (€8.001 milioni) deivano dalle ricostiuzioni delle corrispondenti riserve risultanti dal bilanci dell'esporate 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. 73011985, 41/1986: €63 milioni. Accoglie i rimborsi effettuati dal Ministero dell'Economia e delle Finanze sulla base delle Leggi citate che hanno autorizato Eni a Banca Europea degli Investimenti [Leggi nn. 730/1986 e a emettere il prestito obbligazionario Eni 1986/1995 (Legge n. 749/1985) con ammortamento a carico dello Stato.

Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale

La riserva negativa di €347 milion i riguarda la riserva per la value degli strumenti finanziari di copertura cash flow hedge strulati dalla Gas & Power al netto del relativo effetto fiscale, come di seguito indicato:

(€ milioni)	Derivati di copertura cash flowhedge
	Riserva lorda	Effetto fiscal	Riserva netta
Riserva al 31 dicembre 2013	[248]	ਡਰ	179)
Variazione dell'esercizio 2014	(232		(168)
Riserva al 31 dicembre 2014	480	133	347

La variazione di €232 milioni include il reversal a conto economico di oneri di €101 milioni rilevati negli acosti di proventi di € 134 milioni rilevati nei ricavi della gestione caratteristica.

Riserva fair value partecipazioni disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale

La riserva, costituita ai sensi dell'art. 6 comma 1, lettera b] D.Lgs. 38/2005 e relativa alla valutazione al fair value delle partecipationi disponibili per la ve dita, si riduce integralmente di €76 milioni a seguito dell'8,15% del capitale sociale di Galp Energia SPS SA avvenutanel primo semestre 20

80901

Riserva IFRS 10 e 11 non disponibili

La riserva di €7 milioni si è costituita a seguito dell'adone, con efficacia 1º gennaio 2014, delle disposizioni l'FRS 10 e IFRS 11 omologati dalla Commissione Europea l'11 dicembre 2012 con Regolamento n. 1254/2012. Le nuove disposizioni sono state applicate con effetto retroattivo rettificando i valori di apertura della se gennaio 2013 e i dati economici del 2013. Nel bilancio, l'appicazione delle nuove disposizioni ha comportato al 1º gennaio della iserva di €6 milioni. Nel corso del 204, la riserva si incrementa essenzialmente per effetto dell'attribuzione dell'utile netto 2013 delle joint operation (€4 milioni a seguito della distribuzione di dividendi da parte della Società Oleodotti Meridionali SpA, società in joint operation.

Riserva IFRS 10 e 11 disponibili

La riserva di €4 milioni è relativa ai dividendi distribuiti dalla Società Dleodotti Meridionali SpA, società in joint operation.

Altre riserve di utili non disponibili

Le altre riserve di utili non disponibili di €1.107 milioni riguardano:

· riserva art. 6 comma 1, lettera a] D.Lgs. 38/2005: la riserva di €1.152 milioni a seguito della delibera dell'Assemblea ordinaria dell'8 maggio 2014 in sede di attribuzione dell'uile 2013 e corrispondenze iscritte nel conto economico, al netto del relativo onere fiscale e diverse da quelle riferibili agli strumenti in cambi e di copertura in cambi e di copertura, che discendono dall'applicazione del criterio del valore equo [fair value] ai sensi del D.Lgs. 28 febbraio 2005. La riserva si riduce di €339 milioni ai sensi dell'art. 6, comma 3, del 0.Lgs. 28 febraio 2005 in misura corrispondente all'importo realizzato nel corso del 2014 come di seguito indicato:

(€ milioni)		Galp Energia SGPS SA		Snam SpA		Valutazione rimanenze
	Riserva lorda	Effetto fiscale	Riserva lorda	Effetto fiscale	Riserva lorda	Effetto fiscale	Riserva netta
Riserva al 31 dicembre 2013	1.132	22	413	(8)			1.515
Attribuzione utile 2013	10		158		20	ਰੇ।	176
Variazione dell'esercizio 2014	538	10			20		(539)
Riserva al 31 dicembre 2014	604	12	571	[11]			1.152

riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al necto dell'effetto fiscale: la riserva negativa delle variazioni dei fondi per benefici ai dipendenti che per effetto dello IAS 19 sono rilevate nel prospetto dell'utile complessiva. Le rivalutazioni, comprensive degli utili e delle perdite atuariali, rilevate nel prospetto dell'utile complessivo non sono oggetto di successiva imputazione a conto economico.

Altre riserve di utili disponibili

Le altre riserve di utili disponibili di € 16.749 milioni riguardano:

riserva disponibile: €16.230 milioni con un incremento di €768 milioni dovuto essenzialmente; il alla riserva art. 6, comma 1, lettera a) del D.Lgs. 28 febraio 2005 costituita in sede assembleare per effetto delle plusvalenze realizzate nel corso del 2014 (E539 milioni); (ii) all'attibuzione dell'utile residuo dell'esercizio 2013 (€255 milioni). Tali incrementi sono stati parzialmente compensati: (i) dalle operazioni under common control (€19 milioni)3; (ii) dal fair value dei diritti decaduti relativi ai piani di stock option (€7 milioni);
riserva da contributi in cleaptale art. 88 D.P.R. n. 917/1986: €412 milioni. Accoglie: [1] ai sensi dell'art. 173, comma 9, del D.P.R. n. 917/1986, in icostituzione per la parte relativa al patrimonio netto scisso delle riserve risultanti dal bilancio 2003 di italgas Sph in sospensione di mposta in quanto costituite con contributi in conto capitale incasati fino all'esercizio 1988 [€43 milioni]; [i] ai sensi dell'art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, la ricosituzione delle corrispondenti riserve risultanti dagli ultimi bila società incorporate relative ai contributi in conto capitale per la parte accantonata in sospensione di imposta ai soli fini RES 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 riscalmente riconosciuti ai maggiori valori civilistici delle immobilizzazioni materiali per le quali erano stati anticipati in sede di attribuzione dell'utile dell'eseccizio 199. La riserva è stato costituita riclassificando la "Riserva ammortamenti anticipati ex art. 67 D.P.R. n. 917/1986" per la parte da considerars i in IRES;
riserva plusvalenze da realizzo titoli azionari legge n. 169/1983: €19 milioni. Accoglie la ricostituzione, ai sensi del D.P.R., n. 917/1986, della corrispondente riserva dell'incorporata Agip relativa alle plusvalenze in sospensione d'ini IRES realizzate nel 1986 a fronte di cessioni di partecipazioni;
riserva da avanzo di fusione: €13 milioni. Accoglie l'avine derivante dall'incorporazione di Eni Hellas SpA, decorsa dal 1ª novembre 2012 (€8 milioni) e di Eni Gas & Power GmbH, decorsa dal 1ª ottobre 2014 (€5 milion)). Alla riserva è attribuita la natura di utili;

(9) Nel 2014 sono state effettuate le seguenti are: [1] incoprazione estata approvati nota 30 uglio 204; fato di fusione i stato finalo in da 20 roventore 204 con efficacia da L' dican in el colorati a 1 " ottobe 204 La fusione e stato precedula du na filto of ranno dazentado de (ii) (ii) (ii) e i anno daziendo del 1 acquisizione del anno di aziendo a n Back Office" of Eniling Sph. L'ato di acquisizione è stao supularo in data 24 gennaio 204, con efficaio 11 (ebraio 204, (11) acquisition ramo d'azienda "Midstream Gas" dalla società Eni Gas & Power NY. L'atto e stipulato in data 1° ottobre 2014, con efficacia contabile e fiscale a partire dalla stessa data.

80901 626

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 dalle assemblee in misura pari al 3% dello stanziamento di fine rapporto versato nel corso dell'esercizio ai fondi pensione Fondenergia ai quali partecipano, rispettivamente, i diri dipendenti del Gruppo. Quanto a €0,5, €0,2 e €0,06, €0,006 e €0,006 milioni la riserva rappresenta la ricostituzione, ai sensi del D.P.R. n. 917/1986, delle corrispondent riserve delle incorporate AgipPetroli, Snam, EniData, Enifin, AgipFuel e Praoil. La riserva è in sospensione d'imposta ai soli fini IRES.

Acconto sui dividendi

Riguarda per €2.020 milioni l'acconto sul dividendo dell'esercizio 2014 di €0,56 per azione deliberato il 17 settembre 2014 dal Consiglio di Amministrazione ai sensi dell'art. 2433-bis, comma 5, del Codice Civile e messo in pagamento a partire dal 25 settembre 2014.

ll patrimonio netto comprende riserve soggette a tassazione in caso di distribuzione, sulle quali tuttavia non sono state stariate imposte differite perché non se ne prevede la distribuzione. In tal caso sarebbero dovute imposte per circa €1,32 miliardi. Le riserve vincolate a fronte di rettifiche di valore ed accantonamenti dedotti ai solf fini fiscali ammontano a €0,5 miliardi. Le riserve che possono essere discribuite senza concorrere alla formazione del reddito imponibile ammontano a €24,24 miliardi.

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
(€ milioni)	2013	2014	31.12.2013	31.12.2014
Eni SpA	4.410	4.460	40.733	40.523
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati
di esercizio, rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in joint operation		(5)	10
Eni SpA - applicazione IFRS 10 - 11	4.414	4.455	40.743	40.529

Per maggiori informazioni, si rinvia al paragrafo n. 4 - Modifica dei criteri contabili.

Garanzie, impegni e risc

Garanzie

Le garanzie di € 70.238 milioni [ € 65.156 milioni al 31 dicembre 2013 ] si analizzano come segue:

	31.12.2013			31.12.2014 REFERENT
(€ milioni)	Fidejussioni	Altre garanzie personali	Totale	Fidejussioni	Altre garanzie personali	Totale
Imprese controllate	17.761	39.517	57.278	20.435	41.429	61.864
Imprese collegate e joint venture	6.249	133	6.382	6.122	117	6.239
Imprese in joint operation		83	83		126	126
Proprio		1.253	1.253		1.834	1.834
Altri		160	160		175	175
Totale	24.010	41.146	65.156	26.557	43.681	70.238

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

11 .. . . . . .

Le fidejussioni prestate nell'interesse di imprese controllate di €20.435 milioni riguardano:

per €20.331 milioni le fidejussioni prestate a garanzia deli assunti dalle imprese controllate operanti nel settore Exploration, essenzialmente a eseguire investimenti per un livello minimo. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2014 ammonta a €11.717 milioni;
per €104 milioni le fideiussioni prestate a garanzie degli impegni contrattuali assunti essenzialmente dalla Polimeri Europa France SAS e dalla Syndial SpA L'impegno effettivo al 31 dicembre 2014 è pari al valore nominale.

Le fidejussioni prestate nell'interesse di imprese collegate e joint venture di €6.122 milioni sono relative:

per €6.122 milioni la fidejussione prestata a Treno Alta Velocità - TN - SpA (ora RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA) con la quale e n corretto adempimento del progetto e della esecuzione lavori della no - Bologna da parte del CEPAV (Consorzio Eni per (Alta Velocità) Uno. Limpegno effettivo al 31 dicembre 2014 ammonta a €3 milioni. I partecipanti al Consorzio hanno rilasciato a Eni lettere di manleva nonché, escluse le società controllate da Eni, garanzia bancaria a prima richiesta in misura pari al 10% delle quote lavoi rispettivamente assegnate.

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese controllate di €41.429 milioni riguardano:

per €15.000 milioni la garanzia rilasciata a favore dei titoli emessi da Eni Finance International SA a fronte del programma di emissione di "Medium Term Notes". Al 31 dicembre 2014 l'impegno effettivo, corrispondente al valore nominale e agli interessi da Eni Finance International SA, ammonta a €1.389 milioni;
per €4.000 milioní la garanzia rilasciata a favore dei itioli emessi da Eni Finance International SA a fronte del programma di emissione di Euro Commercial Paper, fino a un massimo di €4.000 milioni. Al 31 dicembre 2014 l'impegno effettivo è di €294 milioni;
per €2.471 milioni la garanzia rilasciata a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance USA Inc. a fronte del programma di emissione di USA Conmercial Paper, fino a un massimo di 3.000 milioni di dollari USA. Al 31 dicembre 2014 l'impegno effettivo è di €1.871 milioni;
per €1.647 milioni la garanzia rilasciata a favore dei itoli emessi da Eni Finance International SA a fronte del programma di emissione di USA Commercial Paper, fino a un massimo di 2.000 milioni di dollari USA. Al 31 dicembre 2014 l'impegno effettivo è di €103 milioni;
per €11.685 milioni, le garanzie rilasciate a fronte di società controllate a fronte in particolare di partecipazioni a gare di appalto e rispetto e rispetto e rispetto e ri accordi contratuali relativi al settore Ingegneria e C.4.498 milioni), Refining & Marketing (€6.147 milioni), Altre attività e società finanziarie (€567 milioni), Gas & Power (€375 milioni) e Petrolchini) e da questi manlevate a favore di Eni. Umpegno effettivo al 31 dicembre 2014 è pari al valore nominale;
per €3.117 milioni le garanzie concesse a favore in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito a imprese controllate. L'impegno effetivo al 31 dicembre 2014 ammonta a €2.511 milioni:
per €1.470 milioni le garanzie concesse a favore dell'Amministrazione finanziaria dello Stato essenzialmente per i rimborsi IVA;
per €1.153 milioni la garanzia rilasciata a favore di LNG Pipeline nell'interesse di Eni Usa Gas Marketing LLC (100% Eni ) a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle fee di rigassificazione relative al GNL immesso al terminale di Pascagoula negli Stati Uniti da Eni Usa Gas Marketing LLC. La garanzia ha efficacia dalla di sottoscrizione del contratto (10 dicembre 2007) al 2031 e riguarda il 100% del contratto. Limpegno effettivo al 31 dicembre 2014 è pari al valore nominale;
per €322 milioni le garanzie rilasciate a favore di Cameron LNG nell'interesse di Eni USA Gas Marketing LC (100% Eni) essenzialmente a fronte del contrat to di rigassificazione sottoscritto in data 1º agosto 2005;
per €241 milioni le garanzie concesse a favore di terzi in relazione agli impegni assunti da Singea SpA in liquidazione [ incorporata da Syndial nel 2002] per la cessione di PortoVesme Srl;
per €179 milioni i contrati di rissicurazione nell'interesse di Eni Insurance Ltd a favore di imprese assicuratici a seguisizione in riassicurazione delle coperture finanziarie emesse da queste ultime a favore di imprese del gruppo;
per €47 milioni garanzie rilasciate a favore di Česká Ralínteresse dell'Eni Česká Republika Sro (100% Eni International BV) e da questa manlevate a favore di Eni. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2014 è pari al valore nominale;

287

809011628

per €34 milioni le garanzie rilasciate a favore dell'interesse di Eni France Sàrl (100% Eni International BV) e da questa manlevate a favore di Eni. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2014 ammonta a €16 milioni;
per €33 milioni la garanzia prestata a favore di Cameron Interstate Pipeline LLC nell'interesse di Eni USA Gas Marketing LLC (100%En) a fronte del contratto di trasporto per la commercializzazione del gas nelle ale mercato americano. L'impegno effettivo al 31 dicembre 204 è pari al valore nominale;
per €30 milioni la garanzia rilasciata a favore di Mol Plc nell'interesse di Tigáz (97,88% Eni) a copertura degli impegni contrattuali di pagamento del gas acquistato da Tigáz dal fornitore Mol Plc. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2014 è pari al valore nominale.

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese collegate e joint venture di €117 milioni riguardano essenzialmente:

le controgaranzie di e57 milioni, illasciate a favore di Unión Fenosa SA nell'interesse di Unión Fenosa Gas SA (50% Enì) a fronte degli impegni contrattuali connessi all'attività operativa di quest'ultima. Limpegno effettivo al 31 dicembre 2014 ammonta a € 53 milioni;
per €54 milioni, le garanzie prestate a terzi e a società controllate a fronte essenzialmente di partecipazioni a gare di appalto e rispetto di acondi contrattuali relativi al settore Ingegneria e Costruzioni. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2014 è pari al valore nominale;
per €6 milioni le garanzie concesse a favore dell'Amministrazione finanziaria dello Stato essenzialmente per i rimborsi IVA.

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese in joint operation di €126 milioni riguardano:

le manleve e le lettere di patronage rilasciate a favore di banche in relazione essenzialmente alla concessione di finanzia di Milazzo ScpA, società in joint operation. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2014 è pari al valore nominale.

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse proprio di €1.834 milioni riguardano:

le manleve a favore di banche a fronte delle fidejussioni da queste rilasciate a favore delle Amministrazioni statali e società private per partecipazioni a gare d'appalto, acconti ricevuti su contributi a fondo perduto, buon e sontratti di fornitura e le lettere di patronage rilasciate a favore di banche a fronte di finanziamenti concessi. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2014 è pari al valore nominale.

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di altri di €175 milioni riguardano essenzialmente:

per €168 milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Pipeline e nell'interesse di Angola LNG Supply Service LLC (13,6% Eni) a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle fee di rigassificazione relative al GNL acquistato da Angola LNG Ltd e immesso aterninale di Pascagoula negli Stati Uniti. La garanzia ha efficacia dalla di sottoscrizione del contratto [10 dicembre 2007] al 2031 e riguarda il 13,6% del contratto. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2014 è pari al valore nominale;
per €7 milioni le garanzie rilasciate a fronte essenzialmente di partecipazioni a gare di appalto relative al Gruppo Snam. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2014 è pari al nominale.

L'impegno effettivo al 31 dicembre 2013 è pari al nominale.

Impegni e rischi

(€ milioni)	31.12.2013 31.12.2014
Impegni acquisto valuta	268
lmpegni vendita valuta	238
Totale impegni acquisto/vendita valuta	506
Altri Impegni	226 214
Rischi	35
	249

Gli impegni di acquisto/vendita valuta di €506 milioni riguardano strumenti finanziari derivati non di copertura su cambi, la cui sambi la prima settimana del 2015. Al 31 dicembre 2014 il fair value di tali strumenti finanziari derivati è pari a zero.

Gli altri impegni di €226 milioni riguardano essenzialmente dal protocollo di intenti stipulato nel 1998 copyra Regione Basiliga connesso al programma di svilupo petrolifero proposto da Eni nell'area della Val d'Agri che prevede diversi interventi projenti in gran parte, ga regolamentati da accordi attuativi; relativamente a quest'ultimo al 31 dicembre 2014 l'impegno massimo, anche per contodel parte Shqil (l'ialia E&PSA, è quantificabile in €130 milioni in quota Eni, di cui €63 milioni come anticipazione finanziaria sulle royalty do vire al produzione e €8 milioni come impegno economico ); (ii) gli impegni assunti a seguito della vendita del 100% delle partecipazioni di Italgas " e Stockaggi Gas Italia SpA ("Stogit") a Snam SpA (ex Snam Rete Gas SpÀ) per €76 milioni. In particolare, con riferimento alla vendra del 100% delle,partecipazioni di Italgas e Stogit a Snam SpA (ex Snam Rete Gas SpA), perfezionatasi in data 30 giugno 2009, Ení SpA ha ancora l'impegno ad acquistãre da Italgas alcuni immobili, tramite la controllata EniServizi SpA, di cui all'accordo del 24 ottobre 2012, che include una clausola di salvaguardia che concede a Snam SpA 120 giorni di tempo dalla data in cui EniServizi e/o Italgas abbiano comunicato alla rispettiva controparte l'intenzione di non dare esecuzione al contratto di compravendita del Complesso Imdennizzo degli oneri ambientali relativi esclusivamenteall'immobile. L'eventuale indennizzo, al netto dell'effetto fiscale, sarà dovuto fino a un massimo di circa €76 milioni.

l rischi di €25 milioni riguardano essenzialmente i rischi di beni di terzi costituiti essenzialmente da greggio e prodotti petroliferi presso le raffinerie e i depositi della Società per i quali esiste una polizza assicurativa.

Altri impegni e rischi

Gli altri impegni e rischi includono:

· gli impegni derivanti di contrati di as naturale di lungo termine si pulati da Eni, che contengono clausole di lake-opay, sono indicati nell" Andamento operativo - Gas & Power - Quadro normativo" della Relazione sulla gestione al bilancio consolidato;

、八六日、第二次

19.412

gli impegni derivanti da contratti di lungo termine di trasporto di gas naturale di ship-or-pay, stipulati da Eni con le società proprietarie, o titolari dei diritti di trasporto, dei gasdotti di importazione;
con la firma dell'Atto Integrativo del 19 aprile 2011 Eni ha confermato a RFI · Rete Ferroviaria Italiana SpA l'impegno, precedentemente assunto in data 15 ottobre 1991 con la firma della Convenzione con Treno Alta Velocità - TN SpA [ora RFI- Rete Ferroviaria Italiana SpA], a garantire il conpletamento e la buona esecuzione della linea ferona tratta Treviglio-Brescia. Il suddetto Atto Integrativo vede impegnato, quale General Contractor, il Consorzio Eni per l'Alta Velocità Due. A tutela della garanzia prestata, il Regolamento del Consorzio CEPAV Due obbliga i consorziati a rilasciare in favore di Eni adeguate manleve e garanzie;
· Parent Company Guarantees rilasciate nell'interesse di società del settore Exploration il cui ammontare massimo garantio non è definibile a priori in quanto a copertura di tutti gli obblighi contratti dalla firma dei contratti pet roliferi, di acquisizione e cessione di quote societarie e di acquisizione di servizi;
le garanzie rilasciate a favore di Syndia (i contratti di cessione di complessi immobiliari per mantenerla indenne da eventuali oneri sopravvenuti;
le Parent Company Guarantee rilasciate nell'interesse di Eni Insurance Ltd a seguito del portafoglio di Padana Assicurazioni a Eni Insurance Ltd a favore di Oil Insurance Limited-Bermuda;
l'impegno a smantellare un impianto dimostrativo a Porto Torres delle tecnologie di "benefication" del carbone a basso impatto ambientale, la cui costruzione è stata realizzata da Eni attraverso società controllate e l'inanziata dell'Agenzia per la Promozione dello Sviluppo del Mezzogiorno. L'impianto al collaudo sperimentale definitivo è risultato non suscettiva. Gli oneri di smantellamento, dedotti ricavi della vendita delle componenti dell'impianto, sono a carico di Eni;
gli impegni con le autorità locali svizzere assunti in realizzazione dell'oleodotto Genova-Ingolstadt a garanzia degli obblighi delle società controllate, in relazione e all'esercizio del tratto svizzero (Dleodotto del Reno SA - 100% Syndial SpA), Dal 31 dicembre 2012 il tratto rimasto e per il quale vige l'imitato alla tratta da Thusis al passo Spluga, tratto per il quale vi è l'interesse di Greenconnector di utilizzare la tratta per il trasporto di energia;
gli impegni derivanti dalle "Letter of Undertaking" sottoscritte da Eni e OMV a seguito del contratto di finanziamento richiesto da TAG GnbH alla ING. Bank N.V. Gli impegni assunti dai due partner si configurano come segue: (() impegno a non modificare o recedere anticipatamente dal contratto pluriennale di ship-or-pay con TAG; (ii) impegno a versare i corrispettivi per il servizio di trasporto erogato da TAG;
le reside manleve rilasciate in proporzione alla partecipazione Eni in Unión Fenosa SA a fronte di Unión Fenosa SA a fronte degli impegni assunti dalle società del Gruppo Unión Fenosa Gas SA per l'adempimento dei contratti n essere all'atto di acquisto del SO% del capitale sociale di Unión Fenosa Gas SA avvenuto in data 24 luglio 2003;
l'impegno sorto nell'ambito dell'acquisizione di Eni G&P SA/NV (ex Distrigas NV) di riconoscere agli ex azionisti l'aggiustamento del prezzo ("Tariff Adjustement") legato all'eventuale rialzo delle tariffe di trasporto, per garantire tali obblighi, ha rilasciato delle Parent Company Guarantees di importo al momento non quantificabile.

Gli impegni e le manleve per qualungue fatto, anche di ambientale, che dovesse insorgere dopo i conferimentí.cessinni di rami d'azienda, derivante e/o comunque riconducibile ad attività svolte anteriormente alla data di decorrenza degli stessi. Tra gli altri:

ramo d'azienda "Ramo Clienti" da Eni ad ACAM Clienti SpA; decorrenza 28 febbraio 2005;
ramo d'azienda "Sistema di Trasporto Gregio Viggiano-Taranto" da Eni alla Società Dleodotti Meridinali · SOM SpA; decorrenza 11 dicembre 2006;
ramo d'azienda "Attività E&P Pianura Padana" da Enia Società Padana Energia SpA; decorrenza 31 dicembre 2009;
ramo d'azienda "Attività E&P Marche, Abruzzo e Molise" da Eni a Società Adriatica Idrocarburi SpA; decorrenza 31 dicembre 2009;
ramo d'azienda "Attività E&P Area Crotone" da Eni a Società lonica Gas SpA; decorrenza 31 dicembre 2009.

Gestione dei rischi d'impresa

Premesso

Nell'ambito dei rischi d'impresa, i principali, monitorati e gestiti da Eni sono i seguenti: (î) l'irischio mercato derivante dall'esposizione alle lluttuazioni delle commodity energetiche, dei tassi di cambio tra l'euro e le altre valute nelle quali opera l'impresa; [i] il rischio di credito derivante dalla possibili di una controparte; [iii] il ischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni finanziari a breve termine.

La gestione dei rischi finanziari si basa su linee guida emanate con l'obiettivo di uniformare e coordinare le politiche Eni in materia di rischi finanziari ("Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari"). La parte fondamentale di tale "policu" è la gestione integrata e accentrata del rischio di prezzo commodity e l'adozione di strategie di Asset Backed Hedging per ottimizzare l'Eni a tall rischi. Con riferimento agli altri rischi che caratterizzano la gestione si rinvia alla nota "Garanzie, impegni e rischi d'impresa" delle Note al bilancio consolidato.

Rischio di mercato

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire negativamente sul valore delle attività, del flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopra indicate

30901630

"Linee di indirizzo" e da procedure che lanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato solle Strutture di Finan za Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance USA Ince Banque Eni SA, quest'ultima nei limiti imposti dalla normativa za operativa (i maliza Eni Concentration Risk") nonché su Eni Trading & Shipping per quanto attività in derivati su commodity. In if (fobiolare Finanza Eni Corporate ed Eni Finance International SA garantiscono, rispettivamente per le società italiane ed estere Eni, la copertura dei fabbisogi e l'assorbimento dei surplus finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati inanziari di Eni. Uristio di e razzo delle commodity associato alle esposizioni commerciali è trasferito dalle singole unità di business (Direzione Midstream che gestisce la componente di rischio mercato in un ottica di portafoglio, mentre Eni Trading & Shipping SpA assicura sui mercati del relativati di copertura sulle commodiţy attraverso l'attività di execution. Eni SpA ed Eni Trading & Shipping SpA (anche per tranite della propria relativa En l'inding & Shippino la negoziazione di derivati linanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercali regionentati curopeie non europei, Multilateral Trading Facilty (MT), Drganised Trading Facility (OTF) e piattaforme di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia curopei l'intreal oper ha controparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari, at tivano tali operazioni per il tramite di Eni Trading & Shipping ed Eni SpA sulla base delle asset class di competenza.

zioni per il derivati con l'obietivo di minimizzare l'esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestir l l'ischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un'ottica di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in derivati il hasel brezzo dake educing o il conducibile ad operazioni di Back to Backed Hedging o Porfolio Management) sia direttamente o indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed effettivamente ottimizzi il profilo di rischio a cui fini è esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati non sono riclassiliatine! trading proprietario. e sogetti in caso in real calle altre attività in appositi portafogli d'Eni Trading & Shipping e la relativa esposizione è sogetti a specifici controlli, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attività di trading proprietario, alivello di Eni, è confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti.

e contronta di riferimento de "Linee di indirizzo" prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determi co sone di un set di limiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Stop Loss, overo della massima perdita realizzabile per un e esmannato nezone un un sector mini masorizato, e in termini di Value at Risk (YaR), metodo che fornisce una rappresentazione dei rischi nella prospettiva portalogio ni di rucentini contenziale del portafoglio esposto al rischio, dato un determinato livello di confridenza i potitzzano valizzioni del variabili di mercato, tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio. Con riferimente ai rischi di tasso di inaverse di tasso di cambio, i limit (espressi in termini di VaR) sono deliniti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che, datoil modello organizativo ceresse di dosso le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici dell'hedging natuale. Le metodogei di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea e i limiti di rischio ul calculo i i concenzio prudenziale nella gestione degli stessi nell'ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare solitiche linalizzate alla minimizzazione il trasferimento alle Struture di Finanza Operativa. Per quanto iguarda il rischio di prezzo politere malizzato di indirizzo" definiscono le regole per una gestione di questo rischio finalizzata all'ottimizzazione dell'attività "core" e a perseuelle connino degli obiettivi di stabilità relativa i margini commercial/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di rischi in tenhi il viele, l guinento degli obcorrera coante i con l'erimento all'esposizione di natura commerciale e di trading proprietario. La delega a gestire il rischio di ul soglie di revisione di ellocazione e sub-allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Traving & orezzo dell'e a gestire il rischio riverita attività (di natura commerciale e di trading), accentra le richieste di copertura in strumenti derivati della Direzione Midstream Eni, garantendo i servizi di execution nell'ambito dei mercati di riferimento.

uella pinezione missicani elle grutura linel Piano Finanziario approvato dal CdA, Eni ha delinito la costituzione e il mantenimento di nell'anno de grobicta di incrorcere i nulla l'ammontare di liquidità strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straoulia i ise va uniquolta un morno dell'Eni SpA con l'obiettivo di ottimizzazione del rendimento pur garantendo la massima utela del capitale e la sua onali, gestia dalla luizione infanza di Littività di gestione della liquidità strategica comporta per Eni l'assurione di rischio mercato ninnelucibile all'attività di asset mane operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del regione (nanziaria del regione (nam nel rispetto di specifici il rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela della liquidità immediata della liquidità. Le quattro tipobele di nieriispetto a specificilini di riscilio dell'ontrollo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.

Rischio mercato tasso di cambio

Riscino nierza di canno
L'esposizione al rischio di tassi di cambio deriva dall'operatività dell'impresa in valute diverse dall'euro (principali e di Lespus).libre al raniazioni de tassi dreatinato ediferente significatività di costi e ricavi denomina (in ya disente al momento ueten nun seguenti info n. Seritatio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti commercialio figati al prografi in cul solu state uelline le condidato (risultato economico e patrimonio netto) per effetto della convelsione di alla convels di n valua (inscilio calisattivo), su bilancio considere piversa dall'euro. In generale, un apprezzamento del dollaro USA decine allerio ba'upento azellue che leugulo il bilancio con nonec noi isk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di combinitis i viol pusitro Sun due operativo di Linc Viso volo connesso al rischio prezzo commodity, il rischio derivante del reddito d'esercizio in timizzazione dell'a conversione delle attività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale divers dell'euro non è di norma uvisa oppure dalla conversa valutazione specifica. Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di seogge tro drever i dalle diverse attività di business coinvolte e coprendo con il mercato l'esposizione residua, massimizzando i benefici derivanti gno opposito di rivanti di l'esidi i nesidua, le "Linee di ndirizzo" ammettono l'utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in particolare uarireting, krini origistici i er quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi dicambio, essa viene alsviap e nulla base di alguritmi di vircato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info provider pubblici. Il VaR

8090.113 63

derivante dall'accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio parametrico (varianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.

Rischio mercato tasso d'interesse

Le oscillazioni dei tassi di interesse influise di mercato delle attività e passività finanziarie dell'impresa e sul livello degli inneri ilinanziari netti. L'obiettivo di risk management Eni è la mini di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti e approvati nel "Piano Finanziario". Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestisconole posizioni i, incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del "Piano Finanziari" e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro il initi definiti. En utilizza contratti derivati su tasso di interess Rate Swap, per gestire il bilanciamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con freguenza giornaliera secondo l'approccio parametrico (varianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.

Rischio mercato commodity

ll rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prozzo delle materie prime e dei producano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile alle seguenti categorie di esposizione:

a esposizione strategica: esposizioni identificate direttamente dal CdA in quanto frutto di investimento o al di fuori dell'orizzonte di pianificazione del rischio. Includono ad esempio le esposizioni associate al programma di produzione delle riserve certe e probabili, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (già stipulati o previsti), la porzione del margine di raffinazione che il CdA identifica come esposizione di natura strategica (i volumi rimanenti possono essere allocati alla gestione attiva del margine stesso o alle attività di asset backed hedging) e le scorte obbligatorie minime:
b) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni includizzate collegate alle attività commerciali/industriali e, qualora connesse ad impegni di take-or-pay, le componenti non contrattualizzate afferenti l'orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget e le relative eventuali operazioni di rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione sistematica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimentazione di una o più strategie e sono soggette a limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop Loss). All'interno delle esposizioni commerciali si îndividuano in particolare le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flessibilità/opzionalità degli asset:
c) esposizione di trading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e non finalizzate alla delivery, sia nell'ambito dei mercati finanziari, con l'obiettivo di ottenere un profitto al verificarsi di un'aspettativa favorevole di mercato, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Rientrano nelle esposizioni di trading proprietario le attività di origination qualora queste non siano collegabili ad asset fisici o contrattuali.

ll rischio strategico non è oggetto di sistematica attività di gestione/copertura che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di nercato. Lo svolgimento di attività di hedging del rischio strattere di straordinarietà, è demandato al to management. Tale fattispecie è oggetto di misurazione e monitoraggio ma non è soggetta a specifici limiti di rischio. Previa autorizzazione da parte del CdA, le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere impiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commerciale al fine di sfruttare opportunità di naturale compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso agli strumenti derivati [attivando pertanto logiche di mercato interno]. Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l'obiettivo di risk management Eni è l'ottimizzazione delle attività "core" nel perseguimento degli obiettivi di stabilità dei risultati economici. Le singole Business Unit trasferiscono all'unità di Portfolio Management (Direzione Midstream) il rischio prezzo delle commodity e il connesso rischio cambio economico associato alla propria esposizione; l'unità di Portfolio Management assicura delle posizioni rivenienti ottimizzando le opportunità di netting e gestendo lo sbilancio sul mezzo dell'unità di Trading (Eni Trading & Shipping), per la gestione del rischio commodity, e delle competenti funzioni di finanza operativa, per la gestione del collegato rischio cambio. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dall'esposizione commerciale, Eni utilizza strumenti derivati nei meccati MTF, 0TF e strumenti derivati negoziati sui circuiti 0ver The Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle business unit esposte a rischio conmodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio della simulazione storica ponderata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno.

Rischio mercato liquidità strategica

ll rischio di mercato riveniente dall'attività di gestione di riserva di liquidità denominata "liquidità strategica" è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli strumenti di money market e fondi comuni di investimento infuiscano sul valore degli stessi quando sono valutati in bilancio al far value. Al fine di regolare l'attività di investimento della liquidità strategica, Eni ha definito una specifica politica di investimento con obiettivi e vincoli, definità linanziarie investibili e limiti operativi, e principi di governance che regolano la gestione e i sistemi di controllo. La costituzione e il mantenimento della riserva di liquidità strategica si propone

principalmente di rispondere ai seguenti obiettivi:

a) garantire la flessibilità linanziaria. La liquidità deve consentire a Eni di fabbisogni straordinali fes difficoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie);

b] assicurare l'integrale copertura del debito a breve termine e la copertura del debito a medio lungo termine scadente in un orizzonte emporale di 24 mesi, anche nel caso di restrizioni all'accesso al credito.

L'attività di gestione della liquidità strategica è sottoposta a una struttura di VaR (calcolato con la metodologia parametrica con holding period 1 giorno e intervallo di confidentile), Stop Loss e altri limiti operativ in termini di concentrazione, duration, classe di rating, liguidità e strumenti investibili. In nessun caso è pernesso il nicorso alla leva finanziaria della coperto. L'operalività della gestione obbligazionaria ha avuto inizio nel secondo semestre 2013 e per tutto il corso dell'esercizio 2014 il portafoglio investio ha mantenuto un rating medio ponderato pari ad A/A-, sostanzialmente in linea con quello di Eni.

La seguente tabella riporta i valori registrati nel 2014 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell'esercizio 2013) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione).

Per quanto riguarda l'attività di gestione della liquidità strategica, la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse viene espessa riportando valori di "Dollar Value per Basis Point" (DVBP).

[Value at Risk - approccio parametrico varianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%]

(€ milioni)		2013		12 22 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
		Massimo Minimo Media periodo		Eine	Friday of State of the Production of the Friday of Fine Massimo - Minimo Media periodo
Tasso di interessela)	3.67 -		1.49 - 2.07	2.15	4.42 - - 1.29 - 2.05 - 2.05 2.49
lasso di cambio		0,37 0,07 0,14 0,14 0,24			0,23 - 0,03 - 0,03 - 0,09 - - 0.12

(a l valori elavi a l'Arcesse e di contino conprendono le seguent scutture di Finanza operativa: Finance International SA, baque Eni She Eni Finance International SA, bague E

(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)

	2013				· Franch 2014
(€ milioni)	Massimo	Minimo - - -	Media periodo	Fine	Fine periodo. Massimo Minimo Minimo Media
Portfolio Management Esposizioni Commerciali[a]		108,13 36,59 59,92		- 66,44	44,20 - 4,02 - 21,46 4.02
Tradinglb)	7.50	1,36	4.11 -	2.93	0.87 5,57 0,46 : 3,04

(a)l perimetro consistenella (resposition) in and alle are Refining & Makeling e Gra & Powel, Versalis, En iTrading Lonnecide consiciale sere delle Divisioni operalie. Pe quanto iguado a Direzine Millaçorovazione del Col Eri in da 2 Dicenhe 2013, il Vall e calcala o sulla cosidetta visa Satutou, con vizante emporale coincidente con l'anno di Blanco, includento e utili i deirali inanzian di consetura di consegenza l'andamento del Val elle Direzione WaStean nel corse dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi dell'interno dell'orizzonte annuo fissato.

[b] Lattività di trading prose commodiu, sia su contrati listic che in strumenti devival (inanzia), la copa Enil TradingeShipping Spi (Londro-Broxeles-Sngane) da ETS& Inc (Ho

[Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP]

		2013		12.18 2014
(€ milioni)	Massimo	Minimo	Media	Fine periodo	Massimo	cine
Liquidità strategica (a)	0.12	0.02	0.10	0.11	0:28 : 6000 8809	26
[a] L'operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata a luglio 2013. 14		1				1 ב

80901

Rischio credito

l rischio credito rappresenta l'esposizione dell'impresa a potenzioli dal mancato adempimento delle obligazioni assunte dalla controe. Eni approccia con policy differenziae i rischi a controparti per transazioni commerciali rispetto a quelli irferiti a controparti per transazioni finanziarie, in funzione anche, per quanto attiene a questi ultimi, del modello di finanza accentrato al rischio di controparte in contratti di natura commerciale, la gestione a afidata alla responsabilità delle unità di business e alle funzioni specialistiche coporate di finanza e amministrazione dedicate, sulla base di procedure e di afidamento de partner commerciali, in i comprese le attività di recupero crediti e dell'eventuale gestione del contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli indirizzi e le metodogje per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente. Per quanto al rischio di controparte dall'impiego dell'impiego della liquidità corrente e strategica, dalle posizioni in contrati derivati e da transazioni con controparti finanziarie, le sopra indicate "Linee di indirizzo" ndividuano come obiettivo di risk management l'ottimizzazione del profilo di rischio nel perseguimento degli obiettivi operativi.

l limiti massimi di rischio sono espressi in termini di massimo afidamento per classi di controparti, definite a livello di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali agentito dalla funzione di finanza operativa e da Eni Trading & Shipping per l'attività in derivati su commodity nonché dalle società e aree di business limitatamente alle operazioni su fisico con controparti finanziarie, in coerenza con il modello di inanza accentrata. Nell'ambito deliniti per classe di rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegna un limite massimo di afidamento, che viene monitorato e controllato giornalmente.

Rischio di liquidità

ll rischio liquidità è il rischio che l'impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato [asset liguidity risk] ] La conseguenza del verificarsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cul l'impresa sia costenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio di risk management Eni è quello di porre in essere, nell'ambito del "Piano Finanziario", una struttura finanziaria che, in coerenza con i limiti definiti del Consiglio di Amministrazione (in termini di: (i) rapporto massimo tra indebitanento e nezzi propri (leverage); [ij incidenza minima dell'indebitamento a medio/ lungo termine sull'indebitamento totale; [ii] quota minima dell'indebitamento a medio/lungo termine; [iv] livello minimo della Riserva di liquidità, garantisca a Eni un ammontare disponibili. A tal fine Eni mantiene un significativo ammontare di Riserva di liquidità (attivi finanziari e linea di credito committed), finalizzati fattori di rischio che potrebbero alterare significativamente i cash flow previsti nel "Pianziario" (es. modifiche di scenario e o dei volumi di produzione, rinvii nell'esecuzione di dismissioni effettuazione di acquisizioni opportunistiche); [i] assicurare l'integrale copertura de la copertura del debito a medio lungo termine scadente in un orizzonte temporale di caso di restrizioni all'accesso al credito; (ii) assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa per i programmi di sviluppo Eni; [iv] favorire il mantenimento/miglioramento del merito creditizio (rating), Lo stock di anniegato in strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privlegiando un profilo di rischio molto contenuto.

Allo stato attuale, la Società itiene, attraverso la divine di credito nonché l'accesso – tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali – a un'ampia gamma di tipologie di finanziamento a costi competitivi, di disporre di fonti di finanziamento adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie.

Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €15 miliardi; al 31 dicembre 2014 il programma risulta utilizzato per €13,3 miliardi.

Il Gruppo ha un rating Standard & Poor's di Aper il debito a lungo termine e A-1 per il breve; il rating attribuito da Standard & Poor's è al momento sotto revisione per un possibile declassamento (Credit Watch Negative); Moody's assegna il rating di A3 per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve, outlook stabile. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate da Standard & Poor's e Moody's, un downgrade del rating sovrano italiano potrebbe potersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni, attraverso il monitoraggio costante dello scenario economico internazionale e un continuo dialogo con gli investitori finanziari e le società di recepire eventuali fattori di criticità percepiti dalla comunità linanziaria e di ndividuare e comunicare tempestivamente le azioni da intraprendere al rischi, in coerenza con le strategie aziendali. Nel 2014 è stato emesso un bond per €1 miliardo nell'ambito del programma EMTN.

Al 31 dicembre 2014, Eni dispone di linzate a breve termine di € 12.141 milioni, di cui €40 milioni committed Le linee di credito a lungo termine comnitted paria €6.597 milioni scadenti entro 12 mesi, risultano pressoché tutte disponibili; i relativi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo, negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.

Nelle tabelle che seguno sono rappresentati pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari, compresi i pagamenti per interessi, nonché il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi.

ln aggiunta ai debiti finanziari e commerciali nello stato patrimoniale, Eni ha in essere un insieme di obbligazioni contrattuali il cui adempimento comporterà l'effettuazione di pagamenti negli esercizi futuri.

Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti

Nella tavola che segue sono rappresentati contrattualmente dovuti relativi aidebiti inanziari compresi pagamenti per interess.

80901634

(€ milioni)	Anni di scadenza
	2014	1 2015	2016	2017	2018	Oltre	Totale
31.12.2013
Passività finanziarie a lungo termine	1.926			3.143 3.076 2.710 1.102 8.452 20.409
Passività finanziarie a breve termine	4.495						4.495
Passività per strumenti finanziari derivati	961	256	3	26	22	124	1.392
	7.382	3.399 3.079		2.736	1.124	8.576	26.296
Interessi su debiti finanziari	693	618	568	481	359	1.215	3.934
Garanzie finanziarie	97						97

						Anni di scadenza
(€ milioni)			2015	2016	2017	2018	2019	Ditre	Totale
31,12,2014
	Passività finanziarie a lungo termine		3.180 ---	3.104		2.745 1.321 2.402 7.899 20.651
	Passività finanziarie a breve termine	16678 - 1988 - 1998 - 3.799		- 1 - 1 - 1 - 2 - 1 - 8 - 8 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 -				6976 (1) = 1 = 3 7 9 = 3 7 9 = 3 7 ( 1 = 1 = 3 7 9 = 1 = 3 7 9 = 1 = 1 = 3 7 ( = 1 = 1 = 1 = 3 7 ( = 1 = 1 = 1 = 1 = 1 = 1 = 3 7 ( = 1 = 3 7 9
	Passività per strumenti finanziari derivati		2.278	114 -	26	39 - 1. 37 -	43 .	79	2.579
			9.257	3.218	2.74	1.360	2.445	7.978	27.029
			667	617	531	409	367	1.364	3.955
Interessi su debiti finanziari Garanzie finanziarie			18						18

Nella tavola che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti:

	Anni di Scadenza
(€ milioni)		2014 2015-2018	Oltre	Totale
31.12.2013				7.354
Debiti commerciali	7354
Altri debiti e anticipi	1.124	226	23	1.373
	8.478	226	23	8.727

		Anni di scadenza
(€ milioni)	2015	2016-2019	-- Oltre	Totale:
31.12.2014
Debiti commerciali	8.377			8.377
Altri debiti e anticipi	1.157	224	23	1.404
	9.534	- 224	23	9.781

Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali

l aggiunta ai debiti finanziari e commerciali nello stato patrimoniale, Eni ha in essere un insieme di obbligazioni contrasto dell'a con on n aggunia al deblimi in libritali l'eprescificati i l'e principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take orgau della Gas & Power in comportera i enere di paganen i negri socielle reso di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirae i volumi sottostanti negli dase al qualle di ni l'obligo di nulla minin al gas e plagese del essunzioni di prezzo di acquisto del gase dei servizi fomulate nel piano indeciriale esericizi successivi sulla sua sua sua successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del manage ment Nella tabella che qualifennale approvato dalla birezerizi dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni contrattuali in essere.

				Anni di scadenza			A STATE THE COLLECT CONTRACT CONTRACT CONTRACT CARACT CARACT CARACT CARACT CARACT CARACT CARACT CARACT CARACT CARACT CARACT CARAL CARA CARA CARA CARA CARA CARA CARA CARA CARA
(€ milioni)	2015	2016	2017	2018	2019	Oltre !	Totale
Contratti di leasing operativo non annullabili(a)	118	117	103	90		133 --	2008
Costi di abbandono e ripristino sitilb)			11	15		70 3.256	3.330
Costi relativi a fondi ambientali	211	101	65	61	ਸ ਰੇ	1 - 256	743
Impegni di acquisto	17.425	15.361	14.587	14.259	13.58%	126.844 202.037
- Gasle)						15 JAMA /
Take-or-pay	15.359	13.881	13.155	13.103	12.563	423.603 1. 191.664
Ship-or-pay	2.066	1.480	1.432	1.156	data	3.241	10.373
Altri Impegni, di cui:
Memorandum di intenti Val d'Agri	2		3			116	130
Altri	76					20	96
Totale	17.833	15.585	14.769	14.428	13.698	130.625	206.938

(a) I contratti di leasing operativo riguardano principalmente immobili per ufficio.

(a) l'i contanti di lessing principalmente i costi citizes.
(b) ll findo abbandone rincipalmente i così che si pesune di sosener al emine dell'atività di produzione di idoca strutture e il ripristino dei siti.

strutture e il npristino dei siti.
(c ) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa è obbligata ad adempiere in quanto incolanti in base a contrato.

8090 lit

Impegni per investimenti

Nel prossimo quadriennio Eni SpA prevede di effettuare un programma di investimenti tecnici di circa €4 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti elativi ai progetti committed di maggetto è considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del managemente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement.

			Anni di scadenza
(€ milioni) .	2015	2016	. 2017		2018 2019 e Oltre	Totale
Impegni per progetti committed	971	578	490	421	39	2.499
	971	578	490	421	39	2.499

Altre informazioni sugli strumenti finanziari

ll valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue:

	2013			2014
(€ milioni)	Proventi (oneri) rilevati a		Proventi (oneri) rilevati a
	Valore di ISCrizione	Conto economico	Patrimonio netto	Valore di iscrizione	Conto economico	Patrimonio netto
Strumenti finanziari di negoziazione:
· Strumenti finanziari derivati non di copertura e di tradingla1	(285)	(267)		(180)	188
· Strumenti finanziari derivati di copertura CFH(6)	(191)	8	(227)	(462)	(ટ)	(232)
Strumenti finanziari da detenersi sino alla scadenza:
- Titoli	20			20
Strumenti finanziari destinati al trading:
- Titolile)	5.004			5.024
Partecipazioni valutate al fair value:
- Altre imprese disponibili per la vendita[0]	2.770	168	11	1.744	(221)
Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato
- Crediti commerciali e altri creditile)	13.040	(280)		14.042	(269)
· Crediti finanziari(c)	8.597	1547		10.749	616
- Debiti commerciali e altri debitili]	(8.478)	76		9.534	(222)
- Debiti finanziarile	25.249)	(2.088)		(24.687)	(1.083)

(อ) (Slefteria cono economico son stati illeval negli peralivi per 680 milioni (onei (onei per € 193 milioni nel 203) e na "Proventi (oneri) linanziari" e € 286 milioni di pr (oneri per €74 millioni nel 2013).

[b] Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi [oneri] finanziari" e "Altri proventi [oneri] operativi".

[c] Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi (oneri) finanziari".

[d] Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi [oneri] su partecipazioni".

(e) Gli effeti a cono economico sono stati ille restazioni di servizi e costi divers" per €383 milioni nel 203) (svaluzzioni al neto degli ultizzi) e nel 'l'inventi (onerì) linanziari" per le differenze di cambio di line esercizio per €114 milioni di proventi (oneri per €3 milioni nel 2013).

(1) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati (oneri) finanzian" per le differenze di cambio da allineamento al cambio di line esecizio,

Informazioni sulle valutazioni al fair value

Di seguito è indicata la classificazione delle attività e passività value nello schema di stato patrimoniale secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli 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, diferenti di cui al punto precedente, che, per le attività/passività ogetto di valutazione, sono osservabili direttamente (prezzi) o indirettamente (in quanto derivati dai prezzi);

c) Livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.

809011

n relazione a quanto sopra le attività e passività valutate al fair value al 31 dicembre 2014 di Eni SpA sono classificate:

不会 (2017年10月) 2017

	2013		2014
(€ milioni)	Livello 1	Livello 2	Livello 1	Livello 2
Attività correnti:
Attività finanziarie destinate al trading	4 481	543	5.024
Rimanenze - Certificati bianchi.			34
Strumenti finanziari derivati non di copertura e di trading		589		1.659
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge				40
Attività non correnti:
Altre partecipazioni valutate al fair value	2.770		1.744
Altre attività finanziarie - Titoli			20
Strumenti finanziari derivati non di copertura		310		238
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge		0
Passività correnti:
Strumenti finanziari derivati non di copertura e di trading		751		1.776
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge		210		502
Passività non correnti:
Strumenti finanziari derivati non di copertura		430		301
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge

Nel corso dell'esercizio 2014 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

Contenziosi

oci le parte in procedimenti civili e anministrativi e in azioni legali collegate al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente a disposizione, e tenuto conto dei fondi rischi esistenti, Eni SpA ritiene che verosimilmente tali procedimente e ranno effetti negativi rilevanti sul bilancio di esercizio. Per una sintesi dei riguardanti Eni SpA si rinvia al paragrafo "Garanzie, in pegni e rischi - Contenziosi" delle Note al bilancio consolidato. Per tali contenziosi, come indicato nelle note al bilancio consolidato, oblanzio, inpegine riosi con effettuato alcuno stanziamento perché Eni SpA ritiene improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti ovvero perché l'ammontare dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.

Regolamentazione in materia ambientale

negalinentazione in niscerta annovane in materia ambientale" delle Note al bilancio consolitato. Con riferimento allo Schilva a paragino Unanzio, mille nerezizio 2014, a fronte di 5,38 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera, sono stati assegnati 4,24 milioni di permessi di emissione. Il deficit risultante (1,14 milioni di tonnellate di permessi di enissione) è stato interamente colmato mediante ricorso al mercato.

295

090163

Ricavi

Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i "Ricavi". l ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:

(€ milioni)	2013	2014
Ricavi delle vendite e delle prestazioni	48.012	42.356
Variazioni dei lavori in corso su ordinazione	. 8	(7) .
Variazione delle rimanenze per la quota di accise su prodotti petroliferi	(2)
	48.018	42.350

I ricavi delle vendite e delle prestazioni si analizzano come segue:

(€ milioni)	2013	2014
станиемовности подативные королические составляется во - - - - Gas naturale e GPL	19,924	17.013
Как (1) седини (1) и при седения с трание при страние при подательно политика социального поставляется собставляется собставляется собставляется составляется составляется сос Prodotti Petroliferi	18.901	16.465
мого составности в принания по ветом полности содерение · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · Energia elettrica e utiliry (1878) - 1992 - 1992 - 1992 - 1992 - 1992 - 1992 - 1992 - 1992 - 1992 - 19		3.387
	1.786	1.988
------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Greggi 11:30 0 11:30 0 11:50 11:50 11:50 11:50 11:50 11:50 11:50 11:	1.900	1.809
Vettoriamento gas su tratte estere рестротаристического поставляется в собствовность - - - - - ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	151	103
Gestione sviluppo sistemi informatici mornities and and more commendent in the lates to the same to the land in the commendent of seconding the commended within the	104	ଚିତ୍ର
Gestione energia	G
Altre vendite e prestazioni	1.357	1517
TO THE PERSONAL PARTY COLOR COLLECTION CONCELLERS CONSULTERS CONSULTERS CONSULTERS CONSULTERS CONSULTERS CONSULTERS CONSULTERS CONSULTERS CONSULTERS CONSULTERS CONSULTERS CON	48.012	42.356

i ricavi da vendita di gas naturale e GPL (€17.0.3 milioni) riguardano le vendite di gas in Italia per €9.697 miliardi di metri cubi), le vendite di gas naturale all'estero per €6.470 milioni (24,12 miliardi di GPL sul mercato rete ed extrarete e su altri canali di vendita (€846 milioni).

l ricavi da vendita di prodotti petroliferi (€16.465 milioni) riguardano le vendite effettuate sulle stazioni di servizio della rete di distribuzione in Italia (€4.392 milioni), le vendite a società controllate e collegate in Italia e allestero (€3.668 milioni), le vendite di prodotti per la petrolchimica, di Lubrificanti e altri prodotti (€4.095 milioni), le vendite di carburanti e combustibili extrarete (€2.184 milioni), le vendite per combustibile navi e avio (€2.126 milioni).

i ricavi da energia elettrica e utiliy (€3.387 milion) e a società controllate (€1.088 milioni) e a società controllate (€1.088 milioni), in particolare in Italia. I ricavi da vendita GNL [€1.988 milioni] riguardano essenzialmente vendite a terzi.

l ricavi da vendita greggi (€1.809 milioni) riguardano le vendite a società controllate.

l ricavi da vettoriamento gas su tratte estere (€103 milioni) riguardano i capacità di trasporto su tratte di gasdotti esteri non utilizzata a valere su contratti di acquisto di capacità di trasporto a lungo termine.

l ricavi derivanti dalla gestione e dallo sviluppo dei (€69 milioni) riguardano le attività di gestione e di presidio dei sistem i informativi nonché le attività di progettazione e realizzazione di sistemi informatici per le società del Gruppo.

l ricavi derivanti dall'attività di gestione energia (€5 milioni) riguardano la gestione di impianti di riscaldamento.

Le altre vendite e prestazioni (€1.517 milioni) riguardano principalmente le prestazioni tecniche e di assistenza svolte dalla Exploration & Production nell'interesse di imprese controllate e altre imprese (€793 milioni); la quota di competenza dell'esercizio dei proventi poliennali derivanti dalla cessione di contratti di trasporto a lungo termine (€70 milioni) e da acconti icevuti da terzi relativamente a contratti di fornitura di energia elettrica e di gas naturale rispettivamente da Electrabel Italia e da GDF Suez SA (€97 milioni), le prestazioni di trasporto per oledotto (€25 milioni) e di trasporto marittimo e controstalle (€16 milioni), il corrispettivo per lavorazioni di terzi presso le Raffinerie Eni (€27 milioni) e le prestazioni di magazinaggio e bunkeraggi (€5 milioni).

l ricavi delle vendite e delle prestazioni sono indicati al netto delle seguenti voci:

(€ milioni)	2013	2014
Accise	(9.402)	(8.853)
Vendite a gestori di stazioni di servizio per consegne fatturate a titolari di carte di credito e carte prepagate	(1.925)	(1.821)
Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise	(1.157)	(997)
Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture	(236)	(326)
Ricavi operativi relativi a permute greggi	(81]	(es)
Ricavi per operazioni a premio per fidelizzazione clientela	(32)	(32)
	(12.833)	(12.091)

l ricavi netti della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività e per area geografica di destinazione alla nota n. 40 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

I ricavi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 41 - Rapporti con parti correlate.

80901

Altri ricavi e proventi

Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:

		2013	2014
(€ milioni)		45	89
Proventi per attività in joint venture			63
Locazioni, affitti e noleggi		64
Plusvalenze da cessioni e da conferimenti			225
Altri proventi	156 271	359

l proventi per attività in joint venture di €69 milioni riguardano l'addebito ai partner delle prestazioni interne.

l proventi per attiva in John Venture di ese nililori i proventi dei contratti di locazione ai gesti delle stazioni di sevvizion i evolusione i pesori de l'ementi da Fitto de Le locazioni, gli antitt e nulle none esta natività non-oil (officine, lavaggi, bar, ristoranti e convenience-store) e i proveni da affitto del rano d'azienda "Attività logistiche" alla Petrolig Srl (70% Eni) e alla Petroven Srl (68% Eni),

Costi operativi

Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i "Costi operativi".

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi si analizzano come segue:

	2013	2014
(€ milioni)	37.232	30.633
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci	8.673	8.048
Costi per servizi	684	644
Costi per godimento di beni di terzi	1.003	142
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	289	1.620
Variazioni rimanenze	636	695
Altri oneri	48.577	41.782

l costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci riguardano:

	8043	~ 2014
(€ milioni)	17/408	14.115
Gas naturale
Materie prime, sussidiarie	14.104	11.081 3.951
Prodotti	1 4:031 14 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1
Semilavorati		1.265 434
Materiali e materie di consumo	/322 SARAN
a dedurre:	(175)	(182)
Acquisti per investimenti Ricavi recuperi da partner quota costi acquisto per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci	(19)	(31)
	37.232	- 30.633

l costi per approvvigionamento del gas naturale di €14.115 milioni per effetto principalmente della riduzione dei prezzi l costi per approvvigionamento di alcuni contratti di approvvigionamento di ungo termine.

d'acquisto a rronte della megoziazione di approvinzioni di 2008 milioni della riduzione della riduzione della riduzione della riduzione della couisti e della riduzione del costo medio di approvvigionamento.

I costi per servizi riguardano:

	8.673	8.048
Ricavi recuperi da partner quota costi per servizi	(Suil	(276)
Servizi per investimenti	(1.154)	(1.071)
a dedurre:
	10.028	9.395
Altri	1.003	894
Viaggi, missioni e altri	119	80
Pubblicità, promozione e attività di comunicazione	201	118
Compensi di lavorazione	409	137
Postali, telefoniche e ponti radio	153	149
Servizi di modulazione e stoccaggio	162	170
Costi di vendita diversi	293	296
Manutenzioni	335	324
Consulenze e prestazioni professionali	336	309
Trasporti e movimentazioni	388	357
Sviluppo, gestione infrastrutture e applicativi ICT	417	371
Progettazione e direzione lavori	514	462
Tollig fee per la produzione di energia elettrica	754	676
Costruzioni, rilievi geologici e geofisici e perforazioni	698	900
Trasporto e distribuzione di energia elettrica	1.036	1.112
Trasporto e distribuzione di gas naturale	3.210	3.040
(€ milioni)	2013	2014

l costi di ricerca e sviluppo che non soddisfano le condizioni stabilite per la loro rilevazione nell'attivo patrimoniale ammontano a €122 milioni. l costi per godimento beni di terzi di €644 milioni comprendono royaltieri estrati per 220 milioni €250 milioni €250 milioni €13 milioni €13 milioni €1.20 milioni €1.20 milio 2013) e canoni per contrativo per €190 milioni (€185 milioni al 31 dicembre 2013). L'anoni per contratti di Ieasing non annullabili ammontano a €145 milioni (€140 milioni al 31 dicembre 2013). I canoni minimi futuri per anno e per tipologia di contretto non annullabili si analizzano come segue:

(€ milioni)	G 0	0 u 0	0 U u B p U 0 U G 5	0 U U a 0 rz ਰ	U U B 0 4	0 C C 0	5
PT. Inter I primare ( 1941) Immobili per uffici	519	94	ਰੇਤ		0 Challer ##1 #11 #11 #
	. -			82	74	41	133
Altri	83	24	ટિક	18	16
Totale pagamenti minimi futuri per operazioni di leasing non annullabili	602	118 A FEND FOR TO DO DO CARDO COLORIO COLLEGION COLLEGO FOR	117	103	90 -	41	133

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri di € 142 milioni essenzialmente per effetto della circostanza che nel 2013 furono rilevati naggiori accantonamenti a fronte di contrati onerosi della Gas & Power. Le informazioni relative al fondi inche e orosi son inclate e lla c nota n. 29 - Fondi per rischi e oneri, cui si rinvia.

La variazione rimanenze di € 1.620 milioni include l'adore delle scorte di grodotti perrolferi al prodotti perrollieri al prezzi correnti dell'esercizio.
Cli altri ese l' il Gli altri oner di E695 milioni i iguardano essenzialmente netto al fondo svaluazione crediti (€383 milioni) ( il le imposte indicato e tasse (€ 131 milioni); (iii) gli oneri elativi a differenziali addebitati da Gestore Servizi Energetici GSE, oneri coereni elle brea elettrica e oneri relativi a CTR (Corrispettivo per il servizio di Trasmissione) dell'energia elettrica.immessa nella rete nazionale (672 milioni).

Costo lavoro

Il costo lavoro si analizza come segue:

(€ milioni)	2013	2014
Salari e stipendi	806	856
Oneri sociali	231	243
Oneri per benefici ai dipendenti	66	86
Costi personale in comando	58	75
Altri costi	197	(19)
	1.358	· 1.241
a dedurre:
- proventi relativi al personale	(g3)	(92)
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni	(81)	(୧୫)
- ricavi recuperi da partner quota costo lavoro	(2)	(8)
	1.197	1.073

ll costo lavoro di €1.073 milioni è dimilioni in relazione essenzialmente ai minori oneri di incentivazione allesodo e comprende oneri per programmi a contributi definiti per €54 milioni.

Gli altri costi includono l'utilizzo per esuberanza dei fondi prevalentemente a minori costi sostenuti per la mobilità 2013-2014 per effetto delle caratteristiche del personale che ha aderito al piano e alle stime relative al fondo mobilità 2010-2011.

Numero medio dei dipendenti

Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:

(€ milioni)	2013	2014
Dirigenti	607	643
Quadri	4.091	4.359
Impiegati	6.236	6.556
Operai		1.242 : 1.143
		12.176 -- 12.701

Il numero medio dei dipendenti è calcolato come media mensile dei dipendenti per categoria.

Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni

n seguito alla scadenza delle opzioni relative all'assegnazione 2008 del Piano di stock option 2006-2008, al 31 dicembre 2014 non sono in essere piani di stock option. Il Piano di stock option 2006-2008 era stato approvato dall'Assemblea degli azionisti di Eni SpA del 25 maggio 2006 e successivamente Eni non ha più deliberato piani di incentivazione basati sull'assegnazione di strumenti finanziari.

l Piani di stock option prevedevano l'assegnazione a titolo gratuito di dirigenti di Eni ai dirigenti di Eni e delle società controllate [esclus le società quotate) più direttamente responsabili dei interesse strategico. I diritti di opzione davano la facoltà a ciascun assegn tario di acquistare le azioni, in un rapporto di 1:1, a un prezzo pari alla media artmetica dei prezzi ufficiali di Borsa nel mese gazione o, se maggiore, al costo medio delle azioni proprie in portafoglio rilevato il giorno precedente la data dell'assegnazione. Al 31 dicembre d opzioni in essere.

L'evoluzione dei diritti di opzione nel 2014 è costituita dal carry-over dei diritti assegnati negli anni precedenti, come di s

		2012			2013
	Numero di azioni	Prezzo medio diesercizio ਵਿ	Prezzodi mercatolal દ	Numero di azioni	Prezzo medio diesercizio ਵਿ	Prezzo di mercatola) ਵ	Numero di azioni	Rezzomedio dieser cirio	Prezzo di mercatol3
Diritti esistenti al 1ª gennaio	11.873.205	23,101	15,941	8.259.520	23,545	18,457	2.980.725	22,540	17,533
Diritti esercitati nel periodo	(93.000)	16,576	16,873
Diritti decaduti nel periodo	(3.520.685)	22,233	16,637	(5.278.795)	24,112	16.278	[2.980.725]	22,540	19.766
Diritti esistenti al 31 dicembre	8.259.520	23,545	18,457	2.980.725	22,540	17,533
di cui: esercitabili al 31 dicembre	8.243.205	23,544	18,457	2.969.450	22,540	17,533

(a) ll prezo di nercato delle azioni afferenti i dicaduri nel perioto corrisponde alla media, ponderata per il numero delle azioni, dei loro valoi di nercale (media arimeites dei prezi uficiali rilevali sul Mecelo Telmese pecedente (i) la data di ssegnazione; [i] la data di mnissione nel conto tidi lessegnato; [ii] | a da di iristicone unilaterale del rapporto di lavoro peri dinti desabui). Il prezzo di nititi esistenti a inizio e fine periodo è punuale al Il dicentre.

80901

Compensi spettanti al key management personnel

l compensi spettanti a soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i dirgenti con responsabilità strategiche (cd. key management personnel) in carca dell'esercizio ammontano (inclusi i contributi e gli oneri accessori) a €34 milioni rispettivamente per il 2013 e il 2014 e si analizzano come segue:

(E milioni)		2013	2014
Salari e stipendi		22	22
Benefici successivi al rapporto di lavoro	.
Altri benefici a lungo termine		11	10
Indennità per cessazione rapporto di lavoro
		34	3 a

Compensi spettanti agli amministratori e sindaci

l compensi spettanti agli amministratori ammontano a €10,1 milioni e i compensi spettanti ai sindaci ammontano a €419 milla (art. 2427, n. 16 del Codice Civile). Questi compensi irguardano gli emolumente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuta per lo svolgimento della funzione che abbiano costituito un costo per la Società, anche se non soggetti all'imposta sul reddito delle persone fisiche.

Altri proventi (oneri) operativi

Gli altri proventi (oneri) operativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:

	2013	2054
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati non di copertura e di trading	122	(80)
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
		791

Gli altri oneri operativi netti di €79 milioni di €168 milioni al 31 dicembre 2013) riguardano: (1) la rilevazione a cono economico degli effetti relativi al regolamento e all air value degli strumenti finanziari derivati su comnodity in parte privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting ( il') la rilevazione a conto economico degli effetti relativi alla quota inefficace del fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity posti in essere dalla Gas & Power [provento netto di €1 milione]. I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 41 - Rapporti con parti correlate.

Ammortamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come di seguito indicato:

(E milioni)	2013	2014
больствов советностивные всемее зарява с правления с вестрания в селения с визани Ammortamenti:
странтическое приводительности по полнение пристеменные консти и сельности с конститующее собство собство собство собство собство собство собство сединание собство сединание - immobili, impianti e macchinari вастинания с мостивные светского политического и ставляется для повен	776	804
- attività immateriali 1 · 1 · 1 · 1 · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · ·	184	296
	960	1.100
Svalutazioni:
- immobili, impianti e macchinari	778	160
- attività immateriali	2
	780	Beatle in the necess 180
(t-See) more of came at sense and may in	1.740	1.260

Gli ammortamenti e le svalutazioni di €1.260 milioni di €400 milioni a seguito essenzialmente della circostanza che nel 2013 furono rilevate maggiori svalutazioni (€618 milioni) in particolare degli impianti di raffinazione (€432 milioni). Per maggiori informazioni, si rinvia alle note n. 14 - Immobili, Impianti e Macchinari e n. 16 · Attività immateriali.

@ Proventi [oneri] finanziari

l proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

(€ milioni)	2013	2014
Proventi (oneri) finanziari:
Proventi finanziari	2.080	1.426
Oneri finanziari	(2.464)	(1.919)
Proventi netti su attività finanziarie destinate al trading
	1380	(469)
Strumenti finanziari derivati	191	- 16.94 330
	[471]	(139)

Il valore netto dei proventi e oneri finanziari si analizza come segue:

(€ milioni)	2013		2014
Proventi [oneri] finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto:
Interessi e altri oneri su prestiti obbiligazionari	(୧୫୨)		(880)
Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori	(72)		(52)
Interessi attivi su depositi e c/c	27		-12
Proventi netti da attività finanziarie destinate al trading	4		24
Interessi e altri proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	94		ee
Commissioni mancato utilizzo linee di credito	(27)		51]
	(833)		(est)
Differenze attive [passive] di cambio:
Differenze attive realizzate	1.688		692
Differenze attive da valutazione	84		371
Differenze passive realizzate	[1.555]		(823)
Differenze passive da valutazione	(79)		4 ------------------------------------- (234)
	119		1533 6.
Altri proventi (oneri) finanziari:
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (6)	(49)		rali
Interessi e altri proventi su crediti finanziari strumentali all'attività operativa	109		128
Commissioni per servizi finanziari	50		52
Oneri correlati ad operazioni di factoring	26		32)
Interessi su crediti d'imposta	3		44
Altri proventi	23		el
Altri oneri	27		58)
	83	1999 -	136
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale	51		40
	(380)		(469) (469)
[a] La voce riguarda l'incremento dei fondi rischi e oneri che sono indicati, a un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.

l proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati si analizzano come segue:

(€ milioni)	- 2014 2013
Strumenti finanziari derivati su valute	(દર) 258
Strumenti finanziari derivati su tassi d'interesse
Opzione implicite su prestiti obbligazionari convertibili	68 411
	- Bollar . (84) 3303

l proventi netti su strumenti finanziari derivati su valute e su tassi di interesse di €330 milioni si determinano per effetto: [] jdella rilevazione a conto i provani n degli effetti relativi ai regolamenti e alla valutazione al fair value dei contratti derivati che non possono considerarsi di copertura secondo gli iFRS in quanto realizzati per importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi e su tassi di interesse e, pertanto, non sono riferibili a speciiiche transazioni commerciali o finanzione a conto economico degli effetti relativi alla quota inefficace delfair value degli strumenti finanziari derivati su cambi posti in essere dalla Gas & Power (onere netto di €6 milioni).

l proventi netti su opzioni di €68 milioni riguardano la value delle opzioni implicite dei prestiti obbligazionari convertibili in azioni or i portate la nergia SEPS SA (€45 milioni) e in azioni ordinario Snam SpA (€23 milioni). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 28 - Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine.

I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 41 - Rapporti con parti correlate.

l proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue:

(€ milioni)	2013	2014
Dividendi	9.888	6.992
Plusvalenze nette da vendite	173	97
Altri proventi	175	10 .
Totale proventi	10.236	7.099
Svalutazioni e perdite	(1.834)	(1.576)
	8.402	5.523

l proventi su partecipazioni si analizzano come segue:

(€ milioni)	2013	2014
Dividendi
Eni International BV	6.966	6.523
Ecofuel SpA	116	116
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	135	80
Eni Finance International SA	57	e?
Trans Tunisian Pipeline Company Ltd	ao	ез
Snam SpA	72	43
Unión Fenosa Gas SA		23
Galp Energia SGPS SA	43	52
Eni Insurance Ltd	27	10
Eteria Parohis Aeriou Thessalonikis AE	11	10
LNG Shipping SpA	153	6
Eteria Parohis Aeriou Thessalias AE	6	5
Tecnomare SpA	11	4
Eni Adfin SpA	4	4
Eni Investments Plc	1.964
Saipem SpA	129
EniPower SpA	85
Altre	22	18
	8.888	6.992
Plusvalenze nette da vendite
Rigiro Riserva patrimoniale da valutazione al fair value - Galp Energia SGPS SA	67	77
Vendita azioni Galp Energia SGPS SA	31	19
Vendita azioni Snam SpA	67
Rigiro Riserva patrimoniale da valutazione al fair value - Snam SpA	8
Vendita Isontina Reti Gas SpA		1
	173	az
Altri proventi
Proventi da valutazione al fair value azioni Snam SpA al servizio del Bond Convertibile	158	10
Proventi da valutazione al fair value azioni Galp Energia SGPS SA al servizio del Bond Convertibile	10
Rivalutazione Immobiliare Est SpA	1
	175	18
Totale proventi

809011-64

Le svalutazioni e gli altri oneri si analizzano come segue:

(€ milioni)	2013		2014
Svalutazioni
Versalis SpA	630		546
Società Adriatica Idrocarburi SpA			278
Syndial SpA	299		255
Raffineria di Gela SpA	21		107
Eni West Africa SpA	20		47
Società lonica Gas SpA	331		32
Eni Mozambico SpA	8		21
Eni Gas & Power NV	308		10.06.55
Eni East Africa SpA	85		a state the
Tigáz Zrt	81		-------
leoc SpA	20	్యాల	224 1948 000
Distribuidora de Gas del Centro SA	g		198678
Eni Adfin SpA	8		4 - 1 - 1 4
Altre minori	12		10
	1.833		1.300
Altri oneri
Oneri da valutazione al fair value azioni Galp Energia SGPS SA al servizio del Bond Convertibile			. 231
Perdite su partecipazione Raffineria di Gela SpA			15
Oneri per cessione Snamprogetti SpA			30
Vendita azioni Est Reti Elettriche SpA	1
	1		276
Tatala angri	1.834		1.576

Composte sul reddito

Le imposte sul reddito si analizzano come segue:

	2013	2014
(€ milioni)	60	20182"
- IRES	ਰੇ
- IRAP
Addizionale Legge n.7/09	(184)	824
Totale imposte correnti	(133)	834
Imposte differite	42	48
Imposte anticipate	790	214
Svalutazione imposte anticipate(a)	(903)	1500 E
Totale imposte differite e anticipate	(71)	(833) -
Totale imposte sul reddito di Eni SpA	2041 2015-18	201 100 100
Imposte correnti relative alla joint operation	2374	54
Imposte anticipate nette relative alla joint operation	్రస్త్రం 1
Totale imposte sul reddito joint operation		રેક 556
[a] Per il commento alla svalutazione delle imposte anticipate si rinvia alla nota n. 19 - Attività per imposte anticipate.	(184)

Alla data del 31 dicembre 2014 risultano definiti periodi d'imposta fino al 2009 compress, si per quanto contro contro solo pocioti Specient Spa Alla del 31 dicembre 2014 hisultano dell'ini per Lin sprivato iperiodo d'imposta 2005 per la società Snampogetti SpA per quanto edn d'imposta 2008 per la società Versalis SpA, già incluse nel consolidato fiscale.

e per il periodo dimposta zuo per la Società versans spri, garmente no delle joint operation, è riferibile essenzialmente alla differenza [40,15%] tra il tax rate effettivo [-12,65%] e teorico [27,50%10] di Eni SpA.

[10] Nel 2013 l'aiquot teolia del 38 compensati su reditorio in editorio in editorio ele lestine enver assemble de assemble de 12 ennal 1 tenner le 12 (ennal 1 "generito in [1] Nel 2013 liquot tenier de l'aipus al di 5 puni perient de le scinie de le provincie e per in legen . I 2000 (concentuit cope, in 12000 (concentuito nellio de l'activatio 200 e gluterial id I punto percentuale statio Creman 2009 come privano de inforne (confection in Capit Learent Present Proseting Propent of Chishel Chispines de Propented Chi gennaio 2011 come previsto dal Decreto Legent (convertion in Leggen: 240 controlle dellenter nel organiver nelle l'appentive cioè senza alcun dirito di rimborso.
Tax è stata

L'analisi della differenza tra l'aliquota teorica e l'aliquota effettiva di Eni SpA è dovuta essenzialmente:

80 901 645 (€ milioni)		2013			2014
		Aliquota	Imposta		Aliquota	Imposta
Utile prima delle imposte	4.614	38,00%	1.753	3.959	27,50%	1.089
Differenza tra valore e costi della produzione rettificata	(2.086)	3,90%		(257)	4,26%
Aliquota teorica		38,00%			27,50%
Effetto delle variazioni in aumento [diminuzione] rispetto all'aliquota teorica:
- dividendi esclusi da tassazione		-77,36%			-46,18%
- perdite fiscali società incluse nel consolidato fiscale		-1,63%			-2,14%
- svalutazioni/rivalutazioni partecipazioni		15,58%			9,93%
· addizionale IRES Legge 7/2009		4.00%			-20,82%
· svalutazioni anticipate		19,57%			12,63%
effetto eliminazione addizionale all'Ires Robin Tax					9,45%
altre variazioni		6,28%			-2.42%
Aliquota effettiva		4,44%			-12,65%

Questa differenza di Eni SpA è dovuta essenzialmente: [i] alla quota non imponibile dei dividendi incassati nell'esercizio (con un effetto sul tax rate del 46,18%); (ii) al provento per il rimborso dell'addizionale all'IRES di cui alla legge n. 7 del 6 febbraio 2009 (con un effetto del 20,02%) e al survi fronomi di minore imprto. Tali effetti sono stati parzialmente compensati: (i) dall'accantonamento al fondo svalutazione delle imposte anticipae (f-in un effetto del 12,63%); (ii) dall'adeguamento delle imposte differite conseguente alla sentenza con la quale la Corte Costituzionale ha dichiarato l'ileejit irità costituzionale dell'addizionale all'IRES cosidetta Robin Tax (con un effetto del 9,45%); (iii) dalla svalutazione di partecipazi non delucibili il l'arta dell'effetto della contabilizzazione delle imposte relative alle società incluse nel consolidato fiscale (7,19%) e da altri fenomeni di minore importo,

Discontinued operations

Non si rilevano discontinued operations per l'anno 2014.

@ Informazioni per settore di attività e per area geografica

Informazioni per settore di attività

(€ milioni)	Exploration & Production	ower d ళ్ళ S e 9	8 efining Marketing Refinin & Mark	Corporate	Elisioni	Totale
Esercizio 2013
Ricavi netti della gestione caratteristicalal	3.827	25.596	22.284	1.055		52.762
a dedurre: ricavi tra linee di business/staff	(3.124)	(546)	(227)	(847)		4.744
Risultato operativo	1.414	(2.606)	(1.564)	(459)	(118)	(3.333)
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	10	903	81	0		1.003
Ammortamenti e svalutazioni	841	31	835	33		1.740
Attività direttamente attribuibilibl	3.922	13.593	10 377	404		28.386
Passività direttamente attribuibilite)	2.559	8.056	3 099	1.211		14.925
Investimenti in attività materiali e immateriali	673	36	534	104		1.347
Esercizio 2014
Ricavi netti della gestione caratteristica (3)	3.319	22.597	19.449	981		46.346
a dedurre: ricavi tra linee di business/staff	(2.531)	15021	(139)	(824)		(3.996)
Risultato operativo	889	(332)	(1.898)	(340)	216	(1.485)
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	10	(16)	124	24		142
Ammortamenti e svalutazioni	855	21	344	40		1.260
Attivita direttamente attribuibili (3)	4.660	13.213	8.638	501		27.012
Passività direttamente attribuibilità	3.264	8.898	3.206	1.125		16.493
Investimenti in attività materiali e immaterial	1.006	30	410	42		1.488

(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi tra linee di business/staff.

(b) Comprendono le attività connesse al risultato operativo. [c] Comprendono le passività connesse al risultato operativo.

I ricavi tra linee di business/staff sono conseguiti applicando le condizioni di mercato.

Informazioni per area geografica

Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione:

(€ milioni)	talia	Resto dell'Unione Europea	pa d'Euro Resto	Asia	0 0 V Altre	Totale
Esercizio 2013
Attività direttamente attribuibili[9]	24.364	1.659	170	29 1.687	477	28.386
Investimenti in attività materiali e immateriali[6]	1.271				76	1.347


Esercizio 2014	22.684		2.170 - 202	151 1.172	833	27.012
Attività direttamente attribuibili[a]					260	1.488
184937 lovestimenti in attività materiali e immateriali(6)	1.228

(a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.

[b] Dato non significativo a livello Eni SpA.

Ricavi netti della gestione caratteristica per area geografica di destinazione

	2013	2014
(€ milioni)	32.052	- 26.508
Italia	12.987	· 12.654
Resto dell'Unione Europea	1.459	1.725
Asia	741	670
Resto dell'Europa	224	-461 4 26 -
Africa	537	1 19 . 292
Americhe		18 ------------------------------------------- 40
Altre aree	48.018	- 42.350

@ Rapporti con parti correlate

Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano:

Le operazioni compute da cin con le parti correlate ngandano.
a) lo scambio di beni, la prestazione di mpiego di mezzi linanziari con le imprese controllate, collegate e joi meglio specificato nel prosieguo;

meglio specificato nel prosteguo,
b] lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato, come meglio specificato nel prosieguo;

b | J scambio di beni e la prestazione di Selvizione il tranite di un componente del Consiglio di Aministrazione interess (do c) il rapprto intrattentto con vocature un neri correlate a En Spri Pari Paris Chi "Demann Coni" (en Specificano international porticologico per includenti porticologico per ne del Regilamento Lonson i materia droparti conparti condizioni di mercar, rigurdano narticlere i servizioni di mercam investi aministratori e sindad e operazioni con parti collectoriale . I sudacto repporty, ogolaborazione commerciale ellativo allugally program gou&eni (importo non significativo nel 2014);

(importo non signicativo nel 20 +);
d ji contributi a enti che perseguono inizario, culturale e scientifico e i contributi yersati al fonticolare nel foriginalis di formazi d J i contributi a enti che perseguno inizactie di carattere di nontibuire, attraverso sudi ricerche en infractive di fornazio
corso del 2014 con: (i) Fondazione Eni Enrico M corso del 2014 con: (1) Fondazione Elli Elife (1 LE-r), costranti borno corpo (1 morgie e (ambiente suscale o globale ( € 4 milioni); (ii) fondo pensione dirigenti (€20 milioni).

eguono iniziative di carattere milioni); (II) fondo pensione un'interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli è în i de esse l'utte le operazioni sono state compute nella soccio e e soccio e e soccare e esperalmente a condizioni di merging cipe alle condizioni di merca giocalle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.

L'analisi dei rapporti di natura commerciale e diversa controllate, collegate e joint venture e con altre società controllate dallo Stato è la seguente: 7 8 0 9 0 1 8 6 4 7

Esercizio 2013

(€ milioni)

			31.12.2013						2013
							Costila)			Ricavill		Derivati
	Crediti e altre	Debiti e altre	Derivati	Derivati
Denominazione	attività	passività	attivi	passivi	Garanzie	Beni	Servizi	Altro				Beni Servizi Altro Commodity
Imprese controllate
Agip Caspian Sea BV	11				11.418
Agip Karachaganak BV	12				2.506					11	2
Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV	52
Agip Oil Ecuador BV										52
Distrigas LNG Shipping SA	2				100					3
Ecofuel SpA		3			105			18
Eni Adfin SpA	3	20			55	215				1	2
Eni AEP Ltd	9	8			I		61	10		1 ਰੇ	3
					67
Eni Angola Exploration BV	6				67					6
Eni Austria GmbH	9				9			1	125	1
Eni Congo SA	31	1						1	1	79
Eni Croatia BV	1	13				120				1	1
Eni Deutschland GmbH	168	9				108			1.841	3
Eni Finance International SA	2		67	164						1
Eni France Sarl	8	7			as	119			22	1
Eni Fuel Centro-Sud SpA	132								681	1	1
Eni Fuel Nord SpA	146				17				701	1	1
Eni Gas & Power France SA	122	3			9	ব	5		782		1
Eni Gas & Power GmbH	183	3					10		1.003
Eni Gas & Power NV	490	381	15	13	56	2.542	(36)	14	2.214	20	1	[1]
Eni Insurance Ltd	5				348		23			1	3
Eni Lasmo Ltd					469
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	24	57				490	1		137	34
Eni Middle East BV					388
Eni Norge AS	11	12		3	560	124				17	2
Eni North Africa BV	13	47			ટેરે	355				15	2
Eni Petroleum Co Inc	6	6			863		b			16
Eni Rete oil&nonoil SpA	18	28				5	10		567	4	5
Eni Slovenija Doo	29				23				223
Eni Suisse SA	18	3				53	1		ਨੀ ਨ	1
Eni Trading & Shipping Inc					120
Eni Trading & Shipping SpA	1.422	1.811	Sua	289	4.453	14.454	183	(8)	2.840	35
Eni UK Ltd	7	દર્			4		ਟੋਲ			11	3	(237)
Eni Usa Gas Marketing LIC					1.331
Eni West Africa SpA	1				75					2
EniPower Mantova SpA	31	38			e	22	115
EniPower SpA	113	284	8		30	. 145	527	e	140	10
EniServizi SpA	55	22			35	1	143	17	398	37	3
First Calgary Petroleums LP					1.099				19	16	5
LNG Shipping SpA	8	10			4
Nigerian Agip Oil Co Ltd	દર	ટેટ			ਟਰੇ		8	135	4		1
Polimeri Europa France Sas							(7)	16		36
Raffineria di Gela SpA	50	102			ਰੇਖ
Saipem America Inc					139	1	390	7	165	16	3
Saipem Australia Pty Ltd					ਤੇਤੇ
Saipem (Portugal) Comércio Marítimo,					120
Sociedade Unipessoal, Lda			51	86	ena				1

306

8090114668

(€ milioni)									2013
			31.12.2013				Costila)	Ricavilb)			Derivati
Denominazione	Crediti ealtre attivitā	Debiti e altre passività	Derivati attivi	Derivati passivi	Garanzie	Beni	Servizi	Altro	Beni	Servizi	Altro	Commodity
Saipem Contracting Algerie SpA					128
Saipem Contracting (Nigeria) Ltd					486
Saipem Ltd			2	5	102		3
Saipem Misr for Petroleum Service Sae			1	9	75
Saipem SA		4	7	26	384		10				6
Saipem SpA	18	105	47	82	2.661	2	203	24	4	23
Snamprogetti Canada Inc					100
Snamprogetti Saudi Arabia Co Ltd Llc					136
Società Adriatica Idrocarburi SpA	18	22			9	89			3	24
Società lonica Gas SpA	ਰ ਰੋ	40				235			14	8	5
Syndial SpA	ટર્ટ	38			ਰ 13		11	ਰ	11	30
Tecnomare SpA	3	40			10		ਦਿੱਤ	2		3	1
ligáz Zrt	11		3	2	159				82	1	1
Trans Tunisian Pipeline Company SpA	9	371					343			ਟਰੇ
Versalis SpA	180	દિર	1		1.013	3	7		837	115	5
Altrel")	239	150	5	9	547	47	149	74	84	337	60
	3.730	3.817	417	888	31.792	19.104	2.287	336	13.111	1.058	120	(238)
Imprese collegate e joint venture
CEPAV [Consorzio Eni per l'Alta Velocità] Uno					6.122
EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH	33								165	1
Eni East Africa SpA										ਟਤ	5
InAgip doo	ਟੀ	5					(2)		(4)	5
Società EniPower Ferrara Srl	31	22			31	55	1 19		100	17
Unión Fenosa Gas Comercializadora SA	ਨਤੋ	1					1		254
Unión Fenosa Gas SA	1				57				17	1	1
Altrel®)	33	13			es		ਟਤ		79		4
	172	91			6.272	22	1751		811	77	10
Imprese controllate dallo Stato
	ਰੇਟ					2	843		77	103
Gruppo Enel Gruppo Gestore Servizi Energetici	70	134				810		88	265	21
	310	537			13	38	2.037	4	290	37		1
Gruppo Snam	7	41				38	148	10	10	32		19
Terna SpA	36	21				1	44	4	45	2
Altre imprese a controllo statale(")	218	733			13	888	3.072	86	1.187	198		ਰ 1

Fondi pensione e fondazioni		1					4	28
	4.420	4.642	417	888	38.077	20.015	5.534	450	14.909	1.333	131	(STA)

[ a] | costi si differenziand donto economico peché sono esposi al lordo delle quot capinisizzae e de costo per personale in comando.
[ b ] ricavi si differenziano di contre

307

80 90 11 1649

Esercizio 2014

(€ milioni)

		31.12.2014							2014
							Costilal			Ricavila)		Derivati
	Crediti	Debiti
Denominazione	e altre attività	e altre passività	Derivati attivi	Derivati
Imprese controllate					passivi · Garanzie	Beni	Servizi	Altro	Beni	Servizi		Altro Commodity
Agip Caspian Sea BV	27				12.970
Agip Karachaganak BV	22									23
Agip Oil Ecuador BV	1				2.846		2			18	3
Ecofuel SpA	3	22			112					3
Eni AEP Ltd					15	220
Eni Angola SpA	42				105
Eni Austria GmbH	3				31					11
					9				rua	1
Eni Ceská Republika Sro					ਟ੍ਰ	26
Eni Congo SA	54								1	108
Eni Croatia BV	1					81				2
Eni Deutschland GmbH	140					122			1.751	e
Eni Engineering Ltd	3	57					80			2
Eni Finance International SA	2		47	247
Eni France Sarl	14	14			45	132			18	1
Eni Fuel Centro-Sud SpA	118				1				673	2
Eni Fuel Nord SpA	119				16				615	S
Eni Gas & Power France SA	198	1			23				633
Eni Gas & Power GmbH							10		830
Eni Gas & Power NV	179	44			161	1.372	5		1.296	19		(4)
Eni Insurance Ltd					234		24
Eni Lasmo Ltd					533					9
Eni Liverpool Bay Operating Co Ltd					138
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	37	36			6	433	1		158	29
Eni Middle East BV					417
Eni Norge AS	ટક	15	1		240	133		2		30
Eni North Africa BV	15				61	755			દિવ	27
Eni Petroleum Co Inc	9				239			8			2
Eni Rete oil&nonoil SpA	23	24			5		10			13
Eni Slovenija Doo	14					4 11			258	4	3
Eni Suisse SA	15	3			4	39			SOE
Eni Trading & Shipping Inc					186				185	1
Eni Trading & Shipping SpA	3.341	4.010	389	288
Eni ULX Ltd					5.957	11.919	138	ટ	4.159	15	8	353
Eni UK Ltd	10	82			134
Eni US Operating Co Inc					12		51			15	ਤੇ
Eni West Africa SpA					741
EniPower Mantova SpA					85					4
EniPower SpA	ਟਰੇ	રેટ			5	20	114	I	130	15
EniServizi SpA	છે.	292	ട്		ਨਰੋ	134	448	4	383	ટક
	23	18			46		158	15	14	16
First Calgary Petroleums LP					1.248
Floaters SpA		21						50
LNG Shipping SpA	13	15			2	15	ರ	111	14
Nigerian Agip Oil Co Ltd	78	75			88		15			33
Raffineria di Gela SpA Saipem (Portugal) Comércio Marítimo,		ડિ			143	I	140		21	12	3
Sociedade Unipessoal, Lda			110	41	464		7		2
Saipem Contracting Algerie SpA					110

110

80 901 650

€ milioni)	31.12.2014								2014
						Costila)				Ricavi(b)	Derivati
Denominazione	Crediti ealtre	Debiti e altre- attività passività	Derivati attivi	Derivati passivi	Garanzie	Beni	Servizi	Altro	Beni	Servizi	Altro	Commodity
Saipem Contracting [Nigeria] Ltd					417
Saipem Ingenieria y Construcciones SLU					513
Saipem Ltd				18	89
Saipem Misr for Petroleum Service Sae			18	3	85
Saipem SA			49	114	340		6					ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺔ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤ
Saipem SpA	18	124	380	167	2.429		224		7	ਹਰ	1
Snamprogetti Canada Inc					129
Snamprogetti Saudi Arabia Co Ltd LIc					73
Società Adriatica Idrocarburi SpA	10	11			. g	54			রে	26
Società lonica Gas SpA	4	33	1 2		1	162				6	2018	Stade 2021
Sofresid SA		12.0	244	1	15.00			1 122 54.
Syndial SpA	27	eI			883	2	20	30	6	35	1
Tecnomare SpA	5	49			਼ ਰੇ		72	1		4	2
ligáz Zrt			6	4	189				27
Trans Tunisian Pipeline Company SpA	2	308		2			315			ਵਰੋ
Versalis SpA	143	44	5	2	1.116	2	20		ન્નર્ટક	111	5	27
Versalis France Sas					08
Altre(")	288	122	18	2	424	11	101	114	140	331	86
	5.126	5.586	1.273	1.200	34.006	15.650	1.948	348 -	12.337	1.122	121	(330)
Imprese collegate e joint venture	રિકર્મના						11 : 252
CEPAV [Consorzio Eni per l'Alta Velocità] Uno	e				6.122			11 11 2017 11:00 13 11 11 11			ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤ	ಬ್ಬಾತ್ 8
EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH						2.22		1000 1000 100 Carl	134	S		1997 1997
Società EniPower Ferrara Srl	19	29	100			12	110		12 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 89	28		Carlo Controller
Unión Fenosa Gas Comercializadora SA	15	1			Carrier 2012				157			19, 2017 - 16:40
Unión Fenosa Gas SA					57		1
Altre(")	62	12		11:00:00:1	21	2120200000	89		1 - 1 - 112 29	10	13	11384
	102	42		11:33 27	6.200	12	200	1 -	409	40	13
Imprese controllate dallo Stato					14.1					- - - -
Gruppo Enel	59	14		110: 32		2020-02-	914	11:48:00	179	127		13 2-1
Gruppo Gestore Servizi Energetici	75	123				576	2	ਟਰ	- 172	13		And And And States
Gruppo Snam	129	541			7	ਸਟਦ	1.866	5	233	ਨਰੇ		12 2017
Terna SpA	3	46				18.	148	3	2	31	43	a sure and s 12
Altre imprese a controllo statale(")	32	30		12007			41	3	41	2	1
	298	754			7	749	2.971	74	- 627	202	44	12
												10 - 1 - 1
Fondi pensione e fondazioni	1 2009 2000 2000		からいつけるとなっているのですけど、そのたくなる			12.2017 11:22	4	20	12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 - 12 -
		and and and and and		The France Tourself of the College of					3 - 1 - 2 - 2 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1		ಿ ಸ	រវាង
		000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000			4.900 10 942		40.444 - 1.6 4.29		CAC CA CAN	1201	170	(248)

[a] Lresti si differenziand da quelli dello scheneconnico perché sono espasi al lordo delle quot capitalizzate e de costo per personale in comando.
[b] ricevi si differenzi

309

80 9011

I rapporti più significativi con le imprese controllate, collegate e joint venture riguardano:

· l'acquisto di greggio da Eni Tradine Spi e da Eni Mediterranea ldrocarburi SpA sulla base dei corrispettivi legati alle quotazioni dei greggi di riferimento sui mercati internazionali riconosciuti;
la fornitura di prodotti petroliferi a società italiane controlate (tra le principali, Eni Trading & Shipping SpA, Versalis SpA, Eni Fuel Nord Sp4, Eni Rete oil&nonoil SpA, Eni Mediterranea Idrocarburi SpA), nonchè di greggi a Eni Deutschland GmbH e prodott perrolífei a controllate estere, principalmente europee (tra cui Eni Suise SA, Eni Austra GmbH), I rapporti sono regolati sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni sui mercati internazionali riconosciuti dei grodotti e dei greggi di riferimento, analogamente alle prassi seguite nei rapporti coni terzi;
la fornitura di gas a società controllate e collegate (es. Versais SpA, Eni Trading & Snipping SpA, Raffineria di Gela SpA, sulla base di corrispettivi legat all'andamento dei principali prodotti energetici, analogamente alle prassi seguite nei rapporti con terzi;
la fornitura di energia elettrica e vapore a società controllate [es. Eni Gas & Power NJ, Eni Trading & Shipping SpA] sulla base di corrispettivi determinati con criteri analoghi alle prassi seguite nei rapporti con terzi;
l'acquisto di gas da società controllate e collegal Società Adriatica Idrocarburi Sp4, Società Innica Gas Sp4, Eni North Mirica DV, Eni Croatia BV, Eni Mediterranea ldrocarburi Spl, Eni Gas & Power NV, Eni Trading & Shipping SpA) sulla base di corrispettiv legati all'andamento dei principali prodotti energetici, analogamente alle prassi seguite nei rapporti con terzi;
· la fornitura di gas allestero a En Gas & Power GmbH, Eni Gas & Power NV, EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH, Union Fenosa Gas Comercializadora SA, Tigáz Zrt sulla base di corrispettivi determinati con criteri analoghi alle prassi seguite nei rapporti con i terzi;
l'acquisizione di servizi di ingegneria da Tecnomare SpA ed Eni Engineering Ltd regolati da contratti stipulati all'intercato;
l'acquisto di carburante per aviazione da Eni Deutschland GmbH sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni del prodotto sui mercati internazionali riconosciuti, analogamente alle prassi seguite nei rapporti con terzi;
la fornitura di servizi specialistici nel campetrolifero a società controllate e collegate (tra le principali Eni Congo SA, Eni Norge AS, Eni North Africa BV, Nigerian Agio Dil Co Ltd, Società Adriatica Idrocarburi SpA, Agjo Caspian Sea Ltd J fatturati sulla base dei costi sostenuti;
l'acquisizione di servizi tecnici e di coordinamento gestionale da Eni UK Ltd fatturati sulla base dei costi sostenuti;
l'acquisizione di servizi di trasporto gas all'este Company SpA regolati sulla base di corrispetti i determinati con criteri analoghi alle prassi seguite nei rapporti con terzi; i ricavi veline Company SpA riguardano essenzialmente la vendita del gas utilizzato dalla società per assolvere il proprio debito d'imposta in natura nei confronti dello stato tunisino;
l'acquisizione di servizi di trasporto marittimo da LNG Shipping SpA;
· l'acquisizione di servizi relativi all'utilizzo del mezzo navale Firenze FPS0 impiegato nel giacimento offshore Aquila da Floaters SpA;
· l'acquisto di prodotti petrolchimici da Ecoluel SpA sulla base di crispettivi legati internazionali inconosciuti dei prodotti, analogamente alla prassi seguita nei rapporti con terzi:
i compensi di lavorazione greggi dalla Raffineria di Gela SpA sulla base di corrispondente ai costi sostenui;
l'acquisizione di vapore ed energia elettrica da Eniro da Società EniPower Ferrara Srl e Raffineria di Gela SpA sulla base di corispettivi determinati con criteri analoghi alle prassi seguite nei rapporti con terzi;
l'acquisizione del servizio di cabotaggio (via mare) di proding & Shipping SpA sulla base dei corrispettivi determinati con criteri analoghi alle prassi seguite nei rapporti con terzi;
il servizio di Tolling che Eni acquista dale società EniPower Mantova SpA prevede, a fronte di un corrispettivo determinato con citeri analoghi alle prassi seguite nei rapporti con i terzi, la consegna in conto lavorazione del gas e la messa a disposizione dell'energia elettrica prodotta;
l'acquisizione di servizi di ingegneria e di perforazione da Salpem Sph regolati alle normali condizioni di mercato;
il riconoscimento a Syndial degli oneri a fronte di garanzie rilasciate all'atto della cessione delle partecipazioni in Agricoltura Sple e Singea SpA.

Eni ha inoltre raporti commerciali con società di alla prestazione di servizi al Gruppo Eni, principalmente con EniServizi SpAche servizi generali quali la gestione di immobili, la ristorazione, l'approvvigionamento dei beni non strategici e la gestione di magazzini. In considerazione dell'attività svolta e della natura della correlazione (società possedute interamente), i servizi forniti da queste società sono regolati sulla base di tariffe definite sulla base dei così come quelli che Eni fornisce alle proprie controllate in ambito informatio, anministrativo, finanziario, legale e di procurement - e della remunerazione del capitale investito.

Eni stipula con Eni Trading & Shipping Splaci a copertura del ischio commodity sulla base dei corrispettivi determination criteri analghi alle prassi seguite nei rapporti con terzi.

I rapporti più significativi con le imprese controllate dallo Stato riguardano:

la vendita di gasolio, la compravendita di gas, titoli ambientali e servizi di trasporto con il Gruppo Enel;
la compravendita di energia elettrica con il Gruppo GSE Gestore Servizi Energetici;
la compravendita di energia elettrica e l'acquisizione da Terniz legati al dispacciamento di energia elettrica sulla rete di trasporto nazionale;
l'acquisizione di servizi di trasporto gas, servi di distribuzione e vettoriamento dal Gruppo Snam sulla base delle tariffe stabilite dall'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico;
la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema con il Gruppo Snam sulla base di corrispettivi legati procipali prodotti energetici, analogamente alle prassi seguite nei rapporti con terzi;
· la stipula di contratti derivati su commodity con Tema Sph rispettiva del rischio di volatilià del corrispettivo per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto.

L'analisi dei rapporti di natura finanziaria con le imprese controllate, collegate e joint venture e con altre società controllate dallo Stato è la seguente:

Esercizio 2013

809011652

(€ milioni)
			31.12.2013			2013
Denominazione	Crediti		Debiti	Garanzie	Oneri	Proventi	Derivati
Imprese controllate
Ecofuel SpA			100				2
Eni Adfin SpA			179
Eni Angola SpA		494				5
Eni Finance International SA	2.296		430	21.217	7	32	10
Eni Finance Usa Inc				2.335		2
Eni Gas & Power GmbH			83
Eni Hewett Ltd				146		1
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA		135	4			1
Eni Trading & Shipping Inc		15		ਟੀ
Eni Trading & Shipping SpA			872	1.123	2	8	47
EniPower Mantova SpA		138				S
EniPower SpA		218	33			2
EniServizi SpA		દર	3			1
LNG Shipping SpA			158		2
Raffineria di Gela SpA		20				3
Saipem SpA	2.197		8	ਨਰੋ		74	1
Serfactoring SpA		185	19			3
Società Adriatica Idrocarburi SpA			107
Società lonica Gas SpA			126			27	(70)
Syndial SpA			2.193	39	11	2
Tigáz Zrt			4	298		1	7
Trans Tunisian Pipeline Company SpA		904	10			14	10
Versalis SpA	1.434		28	13		41	9
Altrel")		274	305	199		25	(17)
	8.403		4.682	25.450	22	244	(1)
Imprese collegate e joint venture
Società EniPower Ferrara Srl		163				3
Transmediterranean Pipeline Co Ltd				127
Altrel")		41	2	14		3
		204	2	141		6
Imprese controllate dallo Stato
Altre imprese a controllo statale(1)						3
						3
	8.607		4.664	25.521	22	253	((1)

(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.

09011

Esercizio 2014

(€ milioni)

	31.12.2014					2014	Proventi (oneri)
Denominazione	Crediti	Debiti	Garanzie	Oneri	Proventi		ਟੈਨ Derivati partecipazioni
Imprese controllate
Banque Eni	235
Eni Adfin SpA		158
Eni Finance International SA	2.719	449	21.517	7	34	(453)
Eni Finance Usa Inc			2.652		1
Eni Hewett Ltd			86		1
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	118				2
Eni Trading & Shipping Inc			ಲೆಕ
Eni Trading & Shipping SpA	2.024	198	1.777	1	18	1
EniPower Mantova SpA	132				2
EniPower SpA	164	ല്ല			1	1
EniServizi SpA	81	13			1
LNG Shipping SpA		178		1
Raffineria di Gela SpA	157				1
Saipem (Portugal) Comércio Marítimo, Sociedade Unipessoal, Lda		1	10		: W	156
Saipem SA		15	ટ્વ		2	(54)
Saipem SpA	1.797	18	30		ਰੇ ਹ	308	(ടി
Serfactoring SpA	190	11			2
Società Adriatica Idrocarburi SpA		21
Società lonica Gas SpA		178
Sofresid SA		23				262
Syndial SpA		2.113	11	7	2
Trans Tunisian Pipeline Company SpA	758	ਰ			11	(15)
Versalis SpA	2.191	24	15		44	[10]
Altre(")	223	386	97	1	22	35
	10.769	3.914	26.317	17	236	232	(5)
Imprese collegate e joint venture
Società EniPower Ferrara Srl	122				2
Altrel")	38	14	18		9
	180	14	18		11
Imprese controllate dallo Stato
Altre imprese a controllo statale [1]

	10.929	3.928	26.335	17	247	235	(5)

(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.

Eni provede alla centralizzazione e copertura dei rischi di cambio e di tasso di interesse delle società del Gruppo attraverso la stipula di contratti derivati con le stesse e con le controparti terze. Le condizioni applicate alle società del Gruppo sono in linea con le migliori condizioni di mercato. l rapporti finanziari con le imprese del Gruppo sono regolati in base alla quale Eni provvede alla copertura dei fabissogni inanziari e all'impiego della liquidità del Gruppo. Le condizioni applicate fanno riferimento ai tassi di mercato correnti al momento delle transazioni (tassi Euribor e cambi Banca Centrale Europea), con spread coerenti con i livelli di primarie controparti attribuibili alla società del Gruppo. er l'illustrazione delle principali garanzie con parti correlate si rinvia alla nota n. 33 - Garanzie, Impegni e rischi delle presenti Note al bilancio.

809011654

lncidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui fiissi finanziari L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella riepilogativa:

				31.12.2014
Totale			Totale	Entità	correlate Incidenza (%)
18.784	10.043	53.47	20.831	-12.228	58.70
846	350	42.55	2.417	-1.226	50.72
2.873	2.825	98.33	3.980	3.924	88.59
2.493	179	7,18	1.673	115	6,87
4.536	4.381	96.14	3.799	3.630	95,55
1.929		0,05	3.488		0,03
8.478	4.291	50,61	9.534	6.050	63,46
1.294	601	46.45	2.647	1.121	42,35
18.784	296	1.58	17400	297
1.967	438	22,27		413	24.34
		Entita	31.12.2013 correlate Incidenza (%)		-1.697

L'incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:

	2013			2014
Totale	Entità		Totale	Entità	correlate Incidenza (%)
48 018	16.242	33,82	42.350	14.737	34,80
271	40	14,76	359	88	23,96
48.517	25.772	53,12	41.782	6689998	- 51,93
(168)	(STal	n.S.	(79)	(318)	n.S.
2.080	253	12,16	1.426	247	17,32
2.464	22	0,89	1.919	17	0,89
(91)	(1)	n.S.	330	232 (1)	n.s.
8.402			5.523		n.s.
			correlate Incidenza (%)		(5) -

l principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella:

directorial " in case delo

(€ milioni)	2013	. 2014
Ricavi e proventi	16.821	16.351
Costi e oneri	(26.496)	(23.316)
Variazione dei crediti commerciali, diversi ed altre attività	152	(1.965
Variazione dei debiti commerciali, diversi ed altre passività	(172)	2.222
Interessi	160
Flusso di cassa netto da attività operativa	19.535	6.947
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immaterial	। ਚੰਚ
Variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento	78	36
Variazione crediti finanziari		(1.018)
Flusso di cassa netto da attività di investimento	(213)	(1.165)
Variazione debiti finanziari/crediti finanziari non strumentali	202165-1	(1.830)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	2 165	(1.830)
Totale flussi finanziari verso entità correlate	7,583 -	(9.542)

80901=655

L'incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

				2014
(E milioni)	Totale	Entita	correlate Incidenza (%)	Totale	Entita	correlate Incidenza (%)
Flusso di cassa da attività operativa	8.689	(9.535)	n.S.	8.861	(6.547)	n.S.
Flusso di cassa da attività di investimento	[6.511]	(213)	n.S.	(1.972)	(1.165)	n.S.
Flusso di cassa da allività di finanziamento	(4.684) .	2.165	n.S.	(6.503)	(1.830)	n.s.

e Eventi e operazioni significative non ricorrenti

Non si rilevano eventi e operazioni significative non ricorrenti per l'anno 2014.

[ Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Non si rilevano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

😊 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio

Non si segnalano fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio.

314

9 0 % Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli azionisti

Signori Azionisti,

Il Consiglio di Amministrazione Vi propone di:

approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2014 di Eni SpA che chiude con l'utile di 4.454.704.262,21 euro;

attribuire l'utile dell'esercizio di 4.454.704.262,21 euro, che residua in 2.435.016.587,73 euro dopo la distribuzione dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2014 di 0,56 euro per azione deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 17 settembre 2014, come segue:

alla riserva di cui all'art. 6, comma 1, lettera a) del D. Lgs. 28 febbraio 2005 n. 38, 32.908.326,92 euro;
agli Azionisti a titolo di saldo del dividendo 0,56 euro per ciascuna delle azioni che risulteranno in circolazione alla data di stacco cedola, escluse le azioni proprie in portafoglio a quella data, a saldo dell'esercizio 2014 di 0,56 euro per azione. Il dividendo relativo all'esercizio 2014 si determina pertanto tra acconto e saldo in 1,12 euro per azione;
il pagamento del saldo dividendo 2014 di 0,56 euro per azione a partire dal 20 maggio 2015 con stacco cedola il 18 maggio 2015 e "record date" il 19 maggio 2015.

12 marzo 2015

per il Consiglio di Amministrazione

La Presidente Emma Marcegaglia

FTo MARCEGAGUIA EMMA. 11 PAOLO CASTEMINI - NOFALO

AI Terminal

Eni

4348_rns_2015-06-12_c5fd0fd2-230c-4a5d-a858-3ef74ffa620b.pdf

Attività correnti

Disponibilità liquide ed equivalenti

Attività finanziare destinate al trading

Eni Bilancio di esercizio / Note al bilancio

80901

Crediti commerciali e altri crediti

I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

80901.596

@ Rimanenze

Attività per imposte sul reddito correnti

Attività per altre imposte correnti

e Altre attività correnti

Attività non correnti

Immobili, impianti e macchinari

I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli:

809011 600

8090160

B Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo

Attività immateriali

Partecipazioni

Le partecipazioni sono diminuite di €1.876 milioni per effetto della sariazioni indicate nella tabella seguente:

8090112606

ll valore di mercato al 31 dicembre 2014 relativo alle partecipazioni disponibili per la vendita è il seguente:

e Altre attività finanziarie

Attività per imposte anticipate

Altre attività non correnti

I crediti di imposta sono così costituiti:

1901

Attività destinate alla vendita

Passività correnti

Passività finanziarie a breve termine

Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine

2 Debiti commerciali e altri debiti

Passività per imposte sul reddito correnti

0901 Passività per altre imposte correnti

Altre passività correnti

Passività non correnti

@ Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine

Fondi per rischi e oneri

Fondi per benefici ai dipendenti

l costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell'utile complessivo si analizzano come di seguito indicato:

e Altre passività non correnti

Patrimonio netto

Capitale sociale

Riserva legale

Azioni proprie acquistate

Riserva per acquisto azioni proprie

Altre riserve di capitale

Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale

Riserva fair value partecipazioni disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale

Riserva IFRS 10 e 11 non disponibili

Riserva IFRS 10 e 11 disponibili

Altre riserve di utili non disponibili

Altre riserve di utili disponibili

Acconto sui dividendi

Garanzie

Impegni e rischi

Altri impegni e rischi

Gestione dei rischi d'impresa

Premesso

Rischio di mercato

30901630

Rischio mercato tasso di cambio

Rischio mercato tasso d'interesse

Rischio mercato commodity

Rischio mercato liquidità strategica

[Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP]

Rischio credito

Rischio di liquidità

Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti

80901634

Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali

8090 lit

Impegni per investimenti

Altre informazioni sugli strumenti finanziari

Informazioni sulle valutazioni al fair value

Contenziosi