Eni

AGM Information • Jun 12, 2015

DIGITAI

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e Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili

Le attività destinate alla vendita e passività direttamente di €456 milioni e €165 milioni riguaroane esserzialnente LE a thinka destinate diferencie e personia Sro, Eni Romania Sri ed Eni Slovensko Spol Sro che monita attirita di Referi (1) a cessione uer i socio in Soveblica Ceca, in Romania e in Slovacchia e il 32,445% (intera quota poseduca) della procipazione in enterest mir & market in a hollo non ella Repubblica Ceca. Le tre società e la partecipazione in CRC società e la partecipazione in CRC son state dessilicael nelle sita o crici, società a tributo della stipula nel maggio 2014 di un accordo vincolante di acquisto da parte di opeitori per opinono il cui perfezionamento è soggetto ad alcune condizioni sospensive, tra le quali, l'approvazione da parte dell'ir antitus al brovitandiline e il provincia di bron il provincia li cul peritorione di tali attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili sono stati allineati al minore tra il valore di ibro eventi i 40 i valori di cessione e ammonta e e 367 milioni (di cui attività correnti €207 milioni) e € 15 milioni (di cui susseirità correnti (1400 (in consenti nossoluta) dell' milioni). Eni rimaria attiva nei tre Paesi nella commercializzazione dei lubrificanti extrarete, (ii) la cessione del 20% (intera quota possedut) i nnitorio in miliaria citir e nec Nitrogenados de Oriente CEC e Fertilizantes Nitrogenados de Oriente SA, società attive nella provizione di Certilizzant partecipazioni in l'ettifati in recesso de cinnito in l'iii la cessione del 76% della partecipazione in Inversar de Ga Cugare Se li venezuela. Il valore partecipazione in Distribuidora de Gas Cugana SA (intera quota posseduta), il 25% della partecipazione in (Intera quota posseduta), no 3,0% della partecipazione in Distribuidora de Gas del Centro SA (intera quota pie pie pie pie pie pie pi inversitato oas del centro on (incera quoine commercializzazione del gas naturale in Argentina. Il valore di libro delle partecipazioni ammonta a €10 milioni.

a e Lu nilloni.
Le principali cessioni avvenute nel corso del 2014 hanno riguardato la partecipazione in Artic Russia BV per un valore di libro di €2.13 milioni.

Patrimonio netto

Interessenze di terzi

L'utile netto e il patrimonio netto relativo alle interessenze di terzi sono riferiti alle seguenti imprese:

	Utile netto	Patrimonio netto
	2013	2014	31.12.2013	31 12 20
(€ milioni)	1901	(345)	2.748	2.398
Saipem SpA	TT	(95)	at	57
Altre	1201	(441)	2.839	2.455

Patrimonio netto di Eni

Il patrimonio netto di Eni si analizza come segue:

		31.12.2013	31.12.2014
(€ milioni)		4.005	4.005
Capitale sociale		ਰਵਰ	વેદા
Riserva legale		6.201	6.20
Riserva per acquisto di azioni proprie
Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale		(154)	284
Riserva fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale		81
Riserva per piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale		72	(122
Altre riserve		296	207
Riserva per differenze cambio da conversione		688)	4.020
		2011	1581
Azioni proprie		626	46.057
Utili relativi a esercizi precedenti		1.993	(2.020)
Acconto sul dividendo
Utile dell'esercizio		5.160	1.291
	ל מפע "	58.210	59.754

Capitale sociale

Lapitale sociale
Al 31 dicembre 2014, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 si in ordinarie prive di indicazione del valore nominale [stessi ammontari al 31 dicembre 2013].

ordinarie prive di indicazione del Valor Intinitari di Ez Gocha deliberato: (î) la distributione del dividend i EU,5 per alone L'8 maggio 2014 i Assemble ordinata degli alienti el ell'acconto sul lividendo dell'escrito sul dividendo dell'esercito 2014 occaded pri 2014 e osendra 2014 con escusione delle azioni proprie il portanglio alla di stato il 19 maggio 2014 e recordate il 21 maggio 2014 e recorderi il 2 magio 2014. azionie; l'alto del lividendo e stato nese esta e este e esta e parte non ancora eseguita dell'Ar ll dividendo complessivo per azione del esticizio e o 2 annonta periend deliberata dal'Assemblea il 10 magio 2013; (iii) l'auto-

rizzazione al Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell'art. 2357 del Codice Civile, ad acquistare sul Mercato Telematico Azionario – in una o più volte e comunque entro 18 mesi dalla delloera – fino a un massimo di numero 363.000.000 azioni ordinarie Eni e per un ammontare comunque non superiore a € 6.000 milioni, comprensivi rispettivamente delle azioni proprie acquistate successivamente alla delibera assembleare di autorizzazione all'acquisto di azioni proprie del 16 luglio 2012, a un corrispettivo unitario non inferiore a E1,102 e non superiore al prezzo ufficiale di Borsa registrato dal titolo nella seduta di Borsa precedente ogni singola operazione, aumentato del 5% secondo le modalità operative stabilite nei regolamenti di organizzazione di Borsa Italiana SpA. Al fine di rispettare il limite previsto dal terzo comma dell'art. 2357 del Codice Civile, il numero di azioni da acquistare e il relativo ammontare terranno conto del numero e dell'ammontare delle azioni Eni già in portafoglio.

Riserva legale

La riserva legale di Eni Sph rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall'art. 2430 del codice civile, non può essere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l'ammontare massimo richiesto dalla legge.

Riserva per acquisto di azioni proprie

La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costituita per l'acquisto di deliberazioni dell'Assemblea degli azionisti. L'ammontare di €6.201 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre di libro delle azioni proprie acquistate di €581 milioni.

Riserva fair value strumenti finanziari Cash Flow Hedge, iserva fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita e riserva per piani a benefici definiti per i dipendenti.

Le riserve per valutazione al fair value degli strumenti di copertura cash flow hedge, per valutazione al fair value degli strumenti inanziari disponibili per la vendita e per piani a benefici definiti peri dipendenti, al netto del relativo effetto fiscale, si analizzano come segue:

(€ milioni)	Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge			Strumenti finanziari disponibili per la vendita			Riserva per piani a benefici definiti per i dipendenti			Totale
	Riserva lorda	Effetto liscale	Riserva neilla	Riserva lorda	Effetto fiscale	Riserva nexta	Riserva lorda	Effetto fiscale	Riserva netta	Riserva lorda	Effetto fiscale	Riserva netta
Riserva al 31 dicembre 2012	(25)	9	(18)	148	র্ব	144	(138)	50	88	(25)	55	40
Variazione dell'esercizio 2013	(301)	03	(208)			9	55	381	27	(237)	ਟ ਤ	(182)
Differenze cambio							2		(1)	2		[1]
Utilizzo a conto economico	102	321	70	74		72)				28	(30)	(2)
Riserva al 31 dicembre 2013	(224)	70	(154)	83	21	81	(82)	13	(72)	(226)	81	(145)
Variazione dell'esercizio 2014	(69)	12	(57)		11		188	19	(49)	(130)	30	(100)
Differenze cambio							11		117	1		[1]
Utilizzo a conto economico	(91)	18	(73)	177		(76)				(168)	16	(149)
Riserva al 31 dicembre 2014	(384)	100	(284)	13	(2)	11	(154)	32	(122)	(555)	130	(395)

La riserva relativa agli strumenti in anziari disponibili per la vendita al netto dell'effetto liscale di €11 milioni è riferita alla valutazione al fair value di titoli (€5 milioni al 31 dicembre 2013). La riserva al 31 dicembre 2013 relativa al fairvalue di Galp Energia SGPS SA di €76 milioni è stata utilizzata a conto economico a seguito dell'8,15% delle azioni. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 19 – Partecipazioni.

i La riserva per piani a benefici definiti per i dipendenti negativa per €72 milioni al 31 dicembre 2013), al netto dell'effeto fiscale, è riferita per €1 milione (negativa per €1 milione al 31 dicembre 2013) alle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto.

Altre riserve

Le altre riserve di €207 milioni (€296 milioni al 31 dicembre 2013) si analizzano come segue:

• per €247 milloni riguardano l'incremento del patrimonio netto di competenza Eni in contropartita alle interessenze di terzi determinatosi a seguito della vendita da parte di Eni SpA di Snamprogetti ŜpA a Saipem Projects SpA, entrambe incorporate da Saipem SpA (stesso ammontare al 31 dicembre 2013):
• per €63 milioni riguardano le riser ve di capitale di Eni SpA (€157 milioni al 31 dicembre 2013);
• per €18 milioni riguardano l'effet to rilevato a riserva a seguito della cessione di azioni proprie da parte di Saipem a fronte dell'esercizio di stock option da parte dei dirigenti (stesso ammontare al 31 dicembre 2013);
• per €5 milioni riguardano l'effetto rilevato a riserva a seguito dell'acquisto del 47,60% di interessenze di terzi relative a Tigaz 2rt (stesso ammontare al 31 dicembre 2013);
• negative per € 2 milioni riguardano la quota di pertinenza dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (negativa per €7 milioni al 31 dicembre 2013);
• negative per €124 milioni riguarda no l'effetto rilevato a riserva a seguito dell'acquisto del 45,97% di interessenze di terzi relative ad Altergaz SA, ora Eni Gas & Power France SA (s tesso ammontare al 31 dicembre 2013).

Riserva per differenze cambio

La riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operant in aree diverse dall'euro.

Azioni proprie

Le azioni proprie ammontano a €581 milioni al 31 dicembre 2013) e sono rappresentate da n. 33.045.197 azioni ordinarie Eni (n. 11.388.287 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2013) possedute da Eni SpA.

Acconto sul dividendo

L'acconto sul dividendo di €2.020 milioni riguarda l'acconto sul dividendo dell'esercizio 2014 di €0,56 per ciascone alla data di stacco cedola, 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 con data di stacco cedola fissata al 22 settembre 2014.

Riserve distribuibili

Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2014 comprende riserve distribuibili per circa €49,3 miliardi.

Prospetto di raccordo del risultato dell'esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidati

	Risultato dell'esercizio		Patrimonio netto
(€ milioni)	2013	2014	31.12.2013	31.12.2014
Come da bilancio di esercizio di Eni SpA	4.414	4.455	40.743	40.529
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio, rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate	1.519	--------- (3.548)	21.093	22.913
Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per:
- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile	(499)	(18)	324	383
- rettifiche per uniformità dei principi contabili	(SEE)	(573)	948	(44)
- eliminazione di utili infragruppo	218	770	(2.366)	(1.604)
- imposte sul reddito differite e anticipate	(440)	(238)	295	Arter 18
- altre rettifiche			12	. 14
	4.959	850	61.049	62.209
Interessenze di terzi	201	441	2.839	(2.455)
Come da bilancio consolidato	5.160	1.295	58.240	59.754

Altre informazioni

Principali acquisizioni

Acam Clienti SpA

Nel 2014 è stato acquisito il pacchetto azionario del 51% di Acam Clienti SpA. La società opera nella commercializzazione di gas ed enegia elettrica nella provincia di La Spezia. Eni, dopo l'acquisizione, possiede il 100% del capitale della società. L'allocazione di valore complessivadi €30 milioni alle attività e passività acquisite è stata effettuata in via definitiva.

Liverpool Bay Ltd

Nel 2014 è stato acquisito il 100% di Liverpool Bay Ltd che campo 01 & Gas in produzione Liverpool Bay. L'aquisizione non costituisce una step acquisition perché Eni già precedentemente deteneva una quota del 53,9% del campo Liverpool Bay e con l'aquistà della società Liverpool Bay Ltd ha raggiunto il 100% di partecipazione nel campo e l'operatorship. L'allocazione del valore complessivo di E21 milioni alle attività e passività acquisite è stata effettuata in via definitiva.

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		Acam Clienti SpA		Liverpool Bay Ltd
(€ milioni)		Ante allocazione del costo	Post allocazione del costo	Ante allocazione del costo	Post allocazione del costo
Attività correnti		80	60	કેટ	35
Goodwill		8	32		35
Altre attività non correnti				320	320
Attività acquisite		88	92	356	391
Passività correnti		61	દિર	34	34
Passività nette per imposte differite				48	48
Fondi per rischi e oneri				288	288
Altre passività non correnti		17	1
Passività acquisite		62	62	370	370
Valore corrente della quota di partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo		(31	(15)
Patrimonio netto di Gruppo acquisito			15	[14]	21

Informazioni supplementari del Rendiconto finanziario

(€ milioni)	2012	2013	2014
Analisi degli investimenti in imprese entrate nell'area di consolidamento e in rami d'azienda
Attività correnti	108	51	તેમ
Attività non correnti	171	ਤਰ	265
Disponibilità finanziarie nette [indebitamento finanziario netto]	46	(12)	19
Passività correnti e non correnti	(영암)	(38)	[291]
Effetto netto degli investimenti	226	42	51
Valore corrente della quota di partecipazioni possedute prima dell'acquisizione del controllo		(8)	115
Totale prezzo di acquisto	226	34	36
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti	(48)	(a)
Flusso di cassa degli investimenti	178	ટક	36
Analisi dei disinvestimenti di imprese uscite dall'area di consolidamento e rami d'azienda
Attività correnti	2.112	47	5
Attività non correnti	18.740	41	2
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto)	(12.443)	23
Passività correnti e non correnti	(4.123)	(ea)	(2)
Effetto netto dei disinvestimenti	4.286	42	5
Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute dopo la cessione del controllo	(943)
Plusvalenza (minusvalenza) per disinvestimenti	2021	3.359	15
Interessenze di terzi	(1.840)
Totale prezzo di vendita	3.524	3.401
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti	(3)
Flusso di cassa dei disinvestimenti	3.521	3.401

Gli investimenti del 2014 riguarda no l'acquisizione del 51% di Acam Clienti SpA e del 100% di Liverpol Bay Ltd. l disinvestimenti 2014 riguardano la cessione di un ramo d'azienda.

Garanzie, impegni e rischi

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iaria Annuale / Note al bila

Eni Relazione Finan

Garanzie

Le garanzie si analizzano come segue:

		31.12.2013	31.12.2014 11 - 1 - 3 - 1 - 3 - 1 - 5 - 1 - 1 - 6 -
(€ milioni)	Fidejussioni	Altre garanzie personali	Totale	Altre garanzie 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 Fidejussioni personall	-Totale
Imprese controllate consolidate		11.930	11.930	13.214 S Wed 35 15, 2020 12 18	13.214
Imprese controllate non consolidate		160	160	180	180
Imprese in joint operation consolidate		48	48	14 1 - - - Rt & Star Ma	2 - 14
Imprese in joint venture e collegate	6.272	124	6.396	ਰੂਰ 6.272	6.371
Altri		174	125	197 2- 12 小川台	199
	6.274	12.436	18.710	6.274 6.274 13.704	19.978

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese controllate di €13.24 milioni (€11.930 milioni al 31 dicembre 2013) riguardano principalmente: [i] contratti autonomi illasciati a terzi a fronte di partecipazioni a rispetto degli accordi contratuali per €9.074 milioni (E7.858 milioni al 31 dicembre 2013), di cui €5.945 milioni i ettre Ingegneria & Costruzioni (€4.920 milioni al 31 dicembre di credit i NA da parte dell'Amministrazione finanziaria per € 1.567 milioni al 31 dicembre 2013); (iii) rischi assicurativ pe € 1.9 milioni che Eni ha riassicurato (€293 milioni al 31 dicembre 2013). Limpegno eflettivo a fronte delle suddette garanzie è di €13.162 milioni | 31 dicembre 2013).

Le altre garanzie personali prestate nell'inprese controllate non consolidate di €180 milioni (€160 milioni al 31 dicembre 2013) rigurdano contratti autonomi e lettere di patronage rilasciani a gare d'appalto e per buona esecuzione dei lavoi per €167 milioni (€147 milioni al 31 dicembre 2013). L'impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di €21 milioni (€29 milioni al 31 dicembre 2013).

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di joint operation consolidate di €14 milioni al 31 dicembe 2013) riguardano principalmente: [] contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte di parte d'appalo e rispetto degli accordi contrattuali per 5 milioni (€31 milioni al 31 dicembre 2013 | elativi al settore Ingegioni; [i] rimborso di credit IVA da parte dell'Amministrazione inanziaria pe 3 milioni ( E11 miliori ( E11 miliori ( E11 miliori ( al 31 dicembre 2013 ). L'impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di €14 milioni al 31 dicembre 2013 J.

Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell'interese di imprese in joint venture e collegate di €6.371 milioni | 31 dicembre 2013) riguardano principalmente; [i] la fidejussione di €6.122 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2013) rilasciata da EniSpA a Teno Alta Velocità - TN - SpA (ora RF) - Rete Ferroviaria Italiana SpA) per il puntuale e corretto e dell'esecuzione lavoi dell'a tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte del CEPAV (Consorzio Eni per l'Ata Velocità) Uno; a fronte della garanzia i partecipanti del Consorzio, estiletà controllate da Eni, hanno rilasciato a Eni lettere di manie garanzie bancarie a prima richiesta in misura pari al 10% delle quote inspettivamente assegnate; [i] fidejussioni e altre garanali rilasciate a banche in relazione alla concessione di prestit e linee di credito per € 171 milioni (€ 1/0 milioni al 31 dicembre 2013); [ii] fidejussioni e altre garanzie per partecipazioni a gare d'appalo e per buona esecuzione dei lavori per €21 milioni (€31 milioni al 31 dicembre 2013). L'impegno effettivo a fronte è di €247 milioni (€284 milioni al 31 dicembre 2013 ).

Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell'interesse di altri di €1.99 milioni al 31 dicembre 2013 | rigarda no principalmente: (i) la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Pipeline e nell'interesse di Angola LNG Supply Service Llc (Eni 13,6%) a copegura degli mpegni relativi al pagamento delle fee di rigassificazione per €168 milioni al 31 dicembre 2013); (ii) le garanzie rilastite a favore di banche e di altri finanziatori per la concessione di prestiti e linteresse di partecipazioni minori o imprese cedute per €8 milioni (120 milioni al 31 dicembre 2013). L'impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di €186 milioni al 31 dicembre 2013)

Impegni e rischi
Gli impegni e rischi si analizzano come segue:
(€ milioni)				31.2.2013	31.12.2014
Impegn			C	V 14.200	15.276
Rischi				377	415
				14.577	15.691
		1-000

0li impegni di €15.276 milioni al 31 dicembre 2013) riguardano principalmente: [i] le parent company guarantes rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore Exploration per l'attività di esplorazione e produzione di idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire, in €11.12 milioni al 31 dicembre 2013); (ii) l'impegno assunto da EniUSA Gas Marketing Ll. verso la società Angola LNG Supply Service Lle per l'acquisto del gas rigassificato al terminale di Pascagoula (USA) per 20 anni (lino al 2031). L'impegno contrattuale è stimato in €2.431 milioni al 31 dicembre 2013) ed è valorizzato nella tabella degli impegni contratuali fuori bilancio indi-

0901.

cati nel successivo paragrafo "Rischio di liguidità"; (iii) l'impegno contratuale assunto de verso la società Gulf LNG Energy per l'acquisizione della capacità di rigassificazione del Pascagoula (USA) per 5,8 miliardi di metri cubi/anno per 20 anni (fino al 2031). L'impegno contrattuale previsto è stimato per un ammontare di €1.137 milioni al 31 dicembre 2013) ed è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo para "("\schio di liquidità") [v] gli impegni di acquisto e vendha relativati su valute con fair value pari a zero al 31 dicembre per €120 milioni e €116 milioni; (v) l'impego contrattuale residuo assunto da Eni USA Gas Marketing Llc verso la società Cameron LNG Lle del gruppo Sempra per l'acquisto di rigassificazione del terminale di Cameron (USA) per circa 6 miliardi di metri cubi anno e per il trasporto gas alla rete americana i stimati n €200 milloni (€942 milioni al 31 dicembre 2013) sono valorizzati nella tabelli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successwo paragrafo "Rischio di liquidità". La iduzione degli impegni è conseguente alla revisione degli accordi con Cameron LNG Lle che hanno determinato la chiusura anticipata degli impegni Eni dal 2029 al 2017 a seguito dell'ottenimento nel 2014 da parte di Cameron LGN Lle competenti autorità statunitensi per la conversione dell'impianto da unità di rigassificazione e all'esportazione del relativo GNL. Sulla base dei nuovi accordi con Sempra, il fondo rischi stanziato in bilancio a fronte della perdita attesa dall'esecuzione del contrato è stato oggetto di parziale utilizzo per esubero; ( vi) gli impegni, anche per conto del partner Shell Italia E&P SpA, derivanti dalla firma del protocollo di intenti stipulato connesso al programma di sviluppo petrolifero proposto da Eni SpA nell'area della Val d'Agri per €130 milioni al 31 dicembre 2013); questo impegno contrattuale è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità".

l rischi di €415 milioni (€377 milioni al 31 dicembre 2013) riguardano: (1) indennizzi relativi a impegni assunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per €351 milioni al 31 dicembre 2013); [ii] rischi di custodia di beni di terzi per €64 milioni | €90 milioni | €10 milioni | 81 dicembre 2013 ].

Impegni non quantificabili

La Parent Company Guarantee rilasciata nell'interesse della società a controllo congiunto CARDÓN IV [50% Eni], titolare del giacimento Perla in Venezuela, per la fornitura a PDVSA GAS del gas estatto lineralia. Tale garanzia non è quantificabile in modo oggettivo essendo venuta meno, a seguito degli accordi contrattuali, la clausola di risoluzione unilaterale anticipata prevista inizialmente per Eni con la quantificazione della relativa penale. In caso di nadempimento dell'obbligo di consegna il valore della garanzia sarà determinato secondo la legislazione locale. Il valore complessivo della fornitura in quota 510 miliardi, pur non cosituendo un riferimento vell'do per valoizare la garanzia prestata, rappresenta il valore teorico nell'ischio. Analoga paranzia è stata prestata ad Eni da PDVSA per l'adempimento degli obbligh di ritiro da parte di PDVSA GAS.

Con la firma dell'Atto Integrativo del 19 aprile 2011 En ha confermato a RF-Rete Ferroviaria taliana SpA l'impegno, precedentemente assunto in data 15 ottobre 1991 con la firma della Convenzione con Treno Alta Velocità – TAV SpA (ora RF) – Rete Ferroviaria Italiana SpA), a garantire il completamento e la buona esecuzione del lavorì relativo letto costruttivo della linea feroviaria AV Milano-Verona, Milano-Brescia. Il suddetto Atto Integnato, quale General Contractor, il CEPA! [ Consorzio Eni per l'Atta Vella garanzia prestata, il Regolamento del Consorzio CEPAV Due ibbliga i consorziati a rilasciare in favore di Eni adeguate manleve e garanzie.

A seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali per eventuali indennizzi dovuti agli acquirenti a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale. Eni rischi non comporteranno effetti negativi illevanti sul bilancio consolidato.

Gestione dei rischi finanziari

Rischi finanziari

La gestione dei inanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal CdA di Eni SpA nell'esercizio del nivel indirischio, con l'obiettivo di uniformare e contralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari ("Line di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari"). Le "Liner di indirizzo" definiscono per ciascuno dei rischi finanziari del processo di gestione e controllo, quali l'obiettivo di isk management, la metodologia di miti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.

Rischio di mercato

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influie negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei fischio di mercato è discipinata dalle spra indicate "Linee di indirizzo" e da procedure che fanno riferimento a un modello attività finanziarie, basato sulle Strutture di Finanza Qperativa [Finanza Eni Corporate, Eni Finance International SA, Eni Finance USA Inc e Banque Eni SA, quest Ulima nel limiti imposi dalla normativa bancaria in tema di "Concentration Risk") nonché su Ení Trading & Shiping per quanto attiene alle attività in derivati su commodity. In particolare Finanza Eni Corporate ed Eni Finance International SA garantiscono, rispettivamente per le società italiane ed estere Eni, la copertura dei fabilisogni e l'asurplus linarziari; su Finanza Eni Corporate sono accentrate le operazioni in cambi e in derivati finanziari non commodity di Eni. Il rischio di prezzo delle commodity associato alle esposizioni commerciali è trasferio dalle single unità di business [Divisione Midstream che gesisce la componente di rischio mercato in un'ottica di portafoglio, mentre Eni Trading SpA assicura la negoziazione sui mercai di copertura sulle commodiu attraverso l'actività di execution. En Trading & Shipping SpA (anche per tramite della propria consociata Eni Trading & Shiping Inc J svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading (DTF) e piataforme di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entra legali di Eni che hanno necessita di derivati i inanziari per il tramite di En Trading & Shippinged Eni Sp sulla base delle asset class di competenza.

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l contratti derivati sono stipulati con l'obiettivo di minini di tasso di cambio transattivo e di tasso di interese e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un'ottica di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in derivati classificat come risk reducing (ossia riconducibile a operazioni di Back, Flow Hedging o Portfolio Management) sia direttamente o indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed effettiva a cui Eni è esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati ne questi vengono riclassificati nel trading proprietario . L'atività di trading proprietario è segregata ex ante dalle altre attività in appositi portafogli di Eni Trading e soggetta a specifici contolli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo delle attività di trading proprietario, a livello di Eni, è confrontato on i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti.

Lo schema di riferimento delinito attraverso le "Lineedi indirizzo" prevede che la misurazione e il controllo determinazione di un set äl limiti massimi di rischio accettable espressi in termini di Stop Loss, ossia della massima per un deeminato portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e di Soglie di revisione strategia, ossia del livello di Profit&Loss che, se superato, attiva un processo di evisione della strategia utilizzata, e in termini di Value at Risk (YaR), che misura perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio.

Con riferimento ai rischi di tasso di tasso di canbio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Struture di Finanza Qerativa che centralizzano le posizioni a rischio di Enia livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici de netting, Le metodogie di calcalo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale nella gestine degli stessi nell'ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare piliche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Operativa.

Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le "Lines definiscono le regole per una gestione finalizzazione dell'attività "core" e al perseguimento degli obietivi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti liniti masimi di rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi con riferimento allesposizione di natura con merciale, gestita centralmente dalla Direzione Midstream, e di trading proprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trading & Shipping. La dele commodity prevede un meccanismo di allocazione dei limiti di rischio alle single unità di business esposte. Eni Trading & Shiping, dire a gestire il rischio riveniente dalla propria 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.

Nell'ambito degli obiettivi di struttura finanziario aprovato dal Cd4, Eni ha delinito la costituzione e il nantenimento di una riserva di liquidità all'interno della quale si inquidità strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabisogni stravitari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l'obiettivo di ottimizzazione del rendimento purgarantendo la massima tutela diguidabilità nell'ambito dei limiti assegnati. L'attività di gestione dell'inimità strategica comporta per Eni l'assunzione di rischio mercato riconducibile all'attività di asset management realizzata tramite operazioni in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetifici imit di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata della liquidità.

Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo sono state sopra sinteristiche di seguito specificate.

Rischio di mercato - Tasso di cambio

L'esposizione al rischio di variazioni dei va dall'operatività dell'impresa in valute diverse dall'euro (principalmente il dollaro USA) e deter mina i seguenti impatti: sul risultato economico per effetto della differente significatività di costi e ricavi denominati in culuto rispetto annominatio in curson state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari in gella (risc transattivo); sul bilancio consolidato (risultato economico e patrimonio netto) per effetto della e passivita di atività e passivita de redie po bilancio con moneta funzionale diversa dall'euro. In apprezzamento del dollaro USA rispetto all'euro ha un effetto positivo sull gle operativo Eni e viceversa. L'obiettivo di risk management Eni è la minio transattivo e l'ottimizazione del rischio di can nomico connesso al rischio prezzo commodity, il rischio derivante del reddito d'esercizio in divisa oppure dalla convergene attivita e passività di aziende che redigono il bilancio con mone di norma ogetto di copertura, salvo di copertura, salvo di pesse no Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni dalle diverse atività quanges sojovolte e coprendo con il mercato l'esposizione residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di indiriza" anmettono l'utilizzo di differenti tiplogie di strumenti derivati (in particolare swape forward, nonché opzioni su valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante dall'accentramento sulle Strutture di Fiñanza Operativa discini a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliers secondo l'approccio parametrico (varianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.

Rischio di mercato - Tasso d'interesse

Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato dell'impresa e sul livell'impresa e sul livello degli neri finanziari netti. Lobiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura linaziaria definiti e approvati nel "Pano Finanziario". Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i fabbisogni linanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di corenza con gli obiettivi del "Piano Finanziario" e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti deliniti. Eni utilizza contrati derivati su tasso di interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra

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indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variable. Per quanto attiene a fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il YaR derivante da posizioni a rischio tasso di ne 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 di mercato - Commodity

Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la prezzo delle materie prime e dei prodotti di base producano significative variazioni dei margini di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli obiettivi delinit nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle alle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione: (i) esposizioni identificate direttamente dal Consiglio di Amministrazione in quanto frutto di investimento o al di fuori dell'orizzonte di pianifcazione del rischio. Includono ad esempio le sposizioni associate al programma di produzione delle riseve certe e probabili, i contrati a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contrati di via stipulati o previsti), la porzione del margine di raffinazione che il Consiglio di Amministrazione identifica come esposizione di volumi imanenti possono essere allocati alla gestione attiva del margine stesso o alle attività di asset backed hedging) e le scorte obbligatorie minime; [i] esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni include le componenti contratualizzate collegate alle attività commerciali e, qualora connesse a impegni di take-or-pai, le componenti non contrattualizzate afferenti l'orizzonte temporale del piano quadrienale e del budget e le relative eventuali perazioni di rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione sistematica del rischio rischio/rendimento tramite l'implementazione di una o più strategie e sono soggette a limiti di rischio specifici (VaR, Sogle di revisione strategia e Stop Loss). All'interno delle esposizioni commerciali si individuano in particolare le esposizioni oggetto di aset backed hedging, derivanti dalla flesibilità degli asset; ( iii) esposizione di trading proprietario operazioni attuate in conto propriunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery, sia nell'anbito dei mercati fisici, sia dei mercati finanziari, con l'obiettivo di verificarsi di un'aspettativa favorevole di mercato, nel rispetific 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.

Il rischio strategico non è ogetto di sistematica attività di gestionertura, che è eventualmente effetuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo svolgimento di attività di hedging del rischio strattere di straordinarietà, è demandato al top management. Tale fatispecie è oggetto di misurazione e monitoraggio ma non è soggetta a specifici limiti di rischio. Previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione, le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere impresate in combinazione ad altre di siruttare 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 comment Eni è l'ottimizzazione delle attività "core" nel perseguinento degli obiettivi di stabilità dei risultati economici. Le singele Business Unità di Portfolio Management (Direzione Midstream) il rischio prezzo delle commodiy e il connesso rischio cambio associato alla propria esposizione; l'unità di Portfolio Management assicura la gestione delle posizioni ivenienti ottimizzando le opportunità di nercato, per 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 deivante dall'esposizione commenti derivati negoziati ne imercati organizzati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Dver the Counter (in particolare p, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante gregion gas, prodotti petrolferi, energia elettricati di emissione. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di mercato e su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del settore. Il VaR derivante dalle Business Unit esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio della simulazione storica ponderata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno.

Rischio di mercato - Liquidità strategica

ll rischio di mercato riveniente dall'attività di gestione di riseva di liquidità denominata "liquidità strategica" è identificato come la possibilità che flutuazioni del prezzo degli strumenti di money market e fondi comuni di invesimento) influiscano sul valore degli stessi quando sono valutati in bilancio al fine di regolare l'attività di investimento della liquidità strategica, Eni ha definito una specifica politica di investimento con obiettiv e vincoli, definità finanziarie investibili e limiti operativi, e principi di governance che regolano la pestione e i sistemi di controllo. La costiuzione e il mantenimento della riserva di liquidità strategica si propone principalmente di rispondere ai seguenti obietivi: [i] garantire la flessibilità finanziaria. La liguidità deve consentire a Eni di poter far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es. difficoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomistraordinarie); ( ij assicurare l'integrale copertura del debito a breve ternine e la copertura del debito a medio lungo termine scadente in un orizzonte temporale di 24 mesi, anche nel caso di restrizioni all'accesso al credito.

l'attività di gestione della liquidi à strategica e una struttura di imiti in termini di VaR (calcolato con metodobgia parametrica con halding period 1 giorno e intervallo di conidenza pari al 99 percentle), Stop Loss e atri limiti operativazione, duration, classe di rating, liquidità e strumenti investibili. In nessun caso è permesso i ricorso alla leva linanziaria della gestione obbligazionaria ha avuto inizio nel secondo semestre 2013 e per utto il corso dell'esercizio 2014 il portalog in rating medio pari a AA-, sostanzialmente in linea con quello di Eni.

Le seguenti tabelle iportano i valori registrati nell'all'orifrontati con quelli dell'eseccizio 2013) per quanto attiene a irischi rasso 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 espressa riportando ivalori di "Dollar Value per Basis Point" (DVBP).

(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%)

(€ milioni)		2013			2014
	Massimo			Minimo Media Fine esercizio	Massimo Minimo Media Fine esercizio
Tasso di interesse(a)	3.67	1,49 '	2.07	2.15	2,49 4,42 4,42 1,29 - 2,05
Tasso di cambiola)	0.37	0.07	0.14	0.24	0.12 0,23 0,03 0,03 0,09 0

(a l'valorielativi al l'asso di interesse e di cambio comprendive. Finanza operaliva En il Coporale, in Finance intensational Sparque Eni Sh el Chi Finance intensional Sk (Sn USA Inc.

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

(€ milioni)			2013			2014
	Massimo	Minimo		Media Fine esercizio				Massimo Minimo Media. Fine esercizio
Portfolio Management Esposizioni Commerciali(a) 108,13		36,59 59,92		66,44 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------		44,20 4,02 21,46		4,02
Tradingla	7.50	1.36	4.11	2.93	5.57	0.46 --	304	0.87

(a) | perimero consiste ella Direzione | dalle are Refining & Naketine & Marketing & Schiping por rafoglo Commerciale consciate e consciete consciete considere sere delle Div posative. Pe quanto ipsume historem a partie del 204, a seguin dell'approvazione de Col En in dora 2013, il Val e alcolato sula cosidente vista Staturu, con vizzante emprael coincidene con l'anno di Blanco not i volumi con consegra nellanto a consegura di compenza. Di conseguenza l'andonento de Val cellalireione Midistrean nel corso dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi dell'interno dell'orizzonte annuo fissato.

(b) L'attività di trading proprietano cossecondo lisic che in strument derivati finanziari, pe copo e in Trading & Shipping Sph Llondre Shipping (el a ERS Inc Housto).

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

			2013
				Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Liquidità strategica (a)	0.12	0,02 0,10			0.11 - 0.28 - 0.09 : 0.09 : 0.14 -		- 0.26

(a) L'operatività della gestione del portafoglio di liguidità strategica è iniziata nel luglio 2013,

Rischio di credito

ll rischio credito rappresenta l'esposizione dell'impresa a potenzione delle obbligazioni assunte delle controparte. Eni approccia con policy differenzate i per transazioni commerciali, ispetto a quelli riferiti a controparti per ransazioni 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 e affidata alla responsabilità delle unità di business e alle funzioni specialisiche corporate di finanza e amministrazione dedicate, sulla base di procedure e di affidamento dei partner commerciali, ii compese le attività di recupero crediti e dell'eventuale gestione del contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli indirizzione e il controllo della rischiosità del cliente. Per quanto attiene al rischio di controparte finanziaria derivante dall'impiego dell'i liquidità porește estrate e le posizioni in contratti derivati e da transazioni e fisico con controparti finanziarie, le sopra indicate "Linee di indirizza individuano obiettivo di risk management l'ottimizzazione del profilo di rischio nel perseguimento degitalija (inistin sono espressi in termini di massimo affidamento per classi di controparti, definite a livello di Amministrazione e basate sul rating form to dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalla funzione di finanza operativa e da Eni Trading & Shipping per l'attività in derivati su commodity no oble di este e aree di business limitatamente alle operazioni su fisico con controparti finanziarie, in coerenza con il modello di finanza accentrali ell'informa alle massimal definiti per classe di rating, sono individuati per clascuna struttura operativa gli ele controparti abilitate, assegario a un limite massimo di affidamento, che viene monitorato e controllato giornalmente.

Rischio di liquidità

ll rischio liquidità è il rischio che l'impresa non sia in pegni di pagamento a causa della difficottà di reperire fond ( funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza de un impatto negativo su isultato economico nel caso in cui l'impresa sia costenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale. L'obiettivo di risk management Eni è quello di porre in essere, nell'ambito del "Pano Finanziario", una struttura finanziaria che, in coerenza con i limiti deliniti dal Consiglio di Amministrazione (in terminiti: (i) apporto mas-

tto e mezzi propri (leverage), (ii) incidenza minima dell'indebitamento a medio-lungo termine sull'indebitamento simo tra indebitam totale, (iii) quota minima dell'indebitamento a medo-lungo termine e (vi) livello minimo della Riserva di Iiquidità), grantisca a Eni un ammontare adeguato di risorse prontamente disponibili. A tal fine ammontare di Riserva di liguidità [attivi finanziari e linee di credito committed), finalizzati fattori di rischio che porebbero alterare significativamente i cash flow previsti nel "Piano Finanziario" (es. modifiche di scenario e rinvii nell'esecuzione di dismissioni, effettuazione di acquisizioni opportunistiche); [ii) assicurare l'integrale copertura del debito a breve termine e la copertura del debito a medio-lungo termine scadente in un orizzonte temporale di 24 mesi, anche nel caso di restrizioni ili) assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa per i programmi di sviluppo Eni; (iv) favorire il marteniglioramento del merito creditizio (rating), Lo stock di attivi finanziari è impiegato in strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto.

Allo stato attuale, la Società ritiene, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di inee di credito nonché il sistema creditzio e i mercati dei capitali, a un'ampia gamma 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 sul mercato dei capitali ino a €15 miliardi; al 31 dicembre 2014 il programma risulta utilizzato per € 13,3 miliardi.

ll Gruppo ha un rating Standard & Poor's di A per il breve; il rating attribuito da Standard & Poor's è al momento sotto revisione per un possibile declassamento (Credit Watch Negative); Mody's assegna il rating di A3 per il debito a breve, outlods stabile. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposio, sulla base delle metodologie utilizzate da Standard & Poor's e Moody's, un downgrade del rating sovrano italiano potrebbe potenzialmente ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni. Eni, attraverso il monitoraggio costante dello scenario economico internazionale e un continuo dialogo con gli investicoi finanziari e le società di rating, è in grado di recepire eventuali fattori di criticità percepiti dalla comunità finanziaria e di individuare e comunicare tempestivamente le azioni da intraprendere al fine di mitigare tali 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 linee di credito non utilizzate a breve termine di €12.698 milioni comnitted. Le linee di credito a lungo termine committed non utilizzate, pari a €6.598 milioni scadenti entro 12 nesi, risultano pressoché tutte disponibili, i elativi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo, negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.

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

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

Nella tabella che segue sono rappresentati gli agamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi.

	Anni di scadenza
(E milioni)	2014		2015 2016 2017		2018	Oitre	Totale
31.12.2013
Passività finanziarie a lungo termine	1.737	3.700	3.211	2.937	1.392	9.781	22.758
Passività finanziarie a breve termine	2.553						2.553
Passività per strumenti derivati	ਰੋਰੇਟ	243		5		34 A Leader	1.278
	5.285	3.943	3.212 2.942		1.392	9.815	26.589
привные представляется пристические пристика при продобродни Interessi su debiti finanziari	818	710	650	557	429	1.695	4.859
BEREAS CONSTITUTION COLLECTORICAL COLLECTANCESTATICATION STEEFERED. Garanzie finanziarie	172 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 1 1						172

BAND RASTER 21350	Anni di scadenza
(€ milioni)		2015	2016	2017	2018	2019	Oltre	Totale
31.12.2014
Passività finanziarie a lungo termine		3.533	3.226	3.217	1.462	2.795	8.709	22.942
Passività finanziarie a breve termine		2.716						2.716
Passivita per strumenti derivați		4.111	101	17		25		4.254
		10.360	3.327	3.234	1.452	2.820	600000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000	29.942
Interessi su debiti finanziari		792	702	609	478	413	1.781	4.775
Garanzie finanziarie		173						173

809011

Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi.

	Anni di scadenza
(€ milioni)	2014	2015-2018	Oltre	Totale
31 12 2013
Debiti commerciali	15.584			15.584
Altri debiti e anticipi	8.117	18	56	8.191
	23.701	18	56	23.775
AND ATH BATHER 2. 2017 11:	Anni di scadenza . 1 : 1 : 2 1 . 01 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0
12 2017 1 [€ milioni] = = = = =	2015	2016-2019	Oltre	Totale
31.12.2014
Debiti commerciali	15.015			15.015
Altri debiti e anticipi	8.688	82	22	8.792
(x 200 30 Sec. 21	23.703	82	22	23.807

Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali

In aggiunta ai debiti finanziari e commerciali nello stato patrimoniale, Eni ha in essere un insieme di obbligazioni ontrattuali il cui adempimento comporterà l'effettuazione di paganenti negli esercizi futuri. Le principali sono relative ai contratti take-o-pay del settore Gas & Power in base ai quali Eni ha l'obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denao con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gi sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management. Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da fronte delle principali obbligazioni contrattuali in essere.

	Anni di scadenza
(€ milioni)	20175	2016	2017	2018	2019	Oltre	Totale
Contratti di leasing operativo non annullabili91	BUE	488	338	314	242	957	2.985
Costi di abbandono e ripristino sitilbi	217	રાજી	194	325	254	15.378	16.570
Costi relativi a fondi ambientali(c)	300	233	234	238	177	373	1.685
Impegni di acquisto(d)	19317	16.346	15.622	15.201	14.645	142.795	223.926
· Gas ·
Take-or-pay	16.479	14.725	14,034	14.078	13,616	137 8 56	200798
Ship-or-pay	1.771	1.212	1.184	a34	843	3.618	9 562
- Altri impegni di acquisto con clausola take-or-pay e ship-or-pay	123	118	106	98	97	473	965
- Altri impegni di acquisto(e)	944	291	298	91	88	888	2.801
Altri Impegni						116	130
- Memorandum di intenti Val d'Agri						116	130
	20.443	17722951	16.451	16.142	15.680	trade of the	245 275

(a) Lontratti di leasing perativo ripalmente asse per atlivita di perforazione, time charter e ndi di navi a lungo termine, terrori, stationi di servizo e immbili per ujito e generalmente, non prevedono opzioni di rinnovo. Non ci sono significative resuriti di lessing operativo con riferimento alla distribuzione di divitari o alla capacità di indebitarsi.

[b] Il londo abbandono e ripristino si i costi che si presume di sostenere al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusua n strutture e il ripristino dei siti.

(c) I costi relativi a fondi anbientali nel 2010 (€1.109 milioni) a fronte della transazione ambientale presentata da Enial Ministe

interesse nazionale perché le date di pagamento non sono attendibilmente stimabili. [d] Rieuardano impegni di acquisto di ben e servizi che l'impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto

(e ) Riguardano l'acquisto della capacità di ripassificazione di alcuni impianti negli Stati Uniti per €1.317 milioni.

Impegni per investimenti

Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma d'investimenti tecnici e in partecipazioni di €47,8 miliardi. Nella tabe e ene sono rappresentati con riferimento alla di bllancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti comnitted quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del manalmente sono stati già collocati o sono vilse di finalizzazione i contratti di procurement.

Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investimenti ambientali.

(F miliani)	Anni di scadenza
	2015	2016		2017 - 2018	Oltre	Totale
Impegni per investimenti committed	10 376	8 188	5.039	3103	5.420	32 126

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
	Proventi [oneri] rilevati a				Proventi (oneri) rilevati a
(€ milioni)	Valore di iscrizione	Conto economico	Altre componenti dell'utile complessivo	Valore di iscrizione	Conto economico	Altre componenti dell'utile complessivo
Strumenti finanziari di negoziazione:
- Titolia)	5.004	4		5.024	24
- Strumenti derivati non di coperturalbi	(21)	(180)		192	421
- Strumenti derivati di tradinglbl	(61)	(8)		(481)	27
Strumenti finanziari da detenersi sino alla scadenza:
- Titolila)	80			16
Strumenti finanziari disponibili per la vendita:
- Titoli(a)	235	2	(1)	257
Partecipazioni valutate al fair value:
- Partecipazioni non correntile)	2.770	456	(64)	1.744	(80)	(27)
· Partecipazioni non correnti destinate alla venditale)	2.131	1.702
Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammontizzato:
- Crediti commerciali e altri crediti lol	28.127	(50)		27.513	(118)
- Crediti finanziarila)	1.791			2.763	108
- Debiti commerciali e altri debitile)	23.775	28		23.807	(188)
- Debiti finanziarila)	25.560	(844)		25.891	(1.201
Attività [passività] nette per contratti derivati di copertura11	(202)	(2011	(198)	(470)	(497)	(167

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

(a) Gli effecti a cono economical nell'i proventi positi "per 226 milion'd poventi (nei per S5 milion'nel 2023) e nei "Poventi (oneri) (nanziari per LSE milini di proventi [oneri per €92 milioni nel 2013].

(c) Gli effetti a conto economico sono rilevali nei "Proventi (oneri) su partecipazioni" per €2.158 milioni nel 2013).

(d) Gi effectia cono economico sono stati illevari negli "Acosti di ecosti direns" pe € 64 milion in oneri per € 311 nilioni nel 203) ( svaluzzioni al neto degli ultiliza) e (oneri) linanziai "per €34 milioni di proventi per €34 milioni nel 2013 | differenze di cambio di line eseccio e valuazione al costo annoritzzao).

(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei "Proventi [oneri] finanziari" (differenze di cambio di line esercizio).

(1) Glefienti acono economico sono stalinica i nell'il colo pestone carateristica i negli "Acquisit per 355 milioni di oner (oner (oner (oner (oner (oner (oner (oner (oner (o proventi (oneri) operativi" per €141 milioni di oneri (proventi per €25 milioni nel 2013) [componente time value].

Informazioni sulla compensazione di strumenti finanziari

Di seguito sono riportate le informazioni relative alle attività e passività finanziarie compensate.

	Ammontare lordo delle attività	Ammontare lordo delle attività e passività finanziarie e passività finanziarie		Ammontare netto delle attività e passività finanziarie rilevate compensate nello schema di stato patrimoniale
(E milioni)
31.12.2013
Attività finanziarie
Crediti commerciali e altri crediti		30.285		1 395		28.890
Altre attività correnti		1.620		295		1.325
Altre attività non correnti		3.711		35		3.676
Passività finanziarie
Debiti commerciali e altri debiti		25.096		1.395		23.701
Altre passività correnti		1.741		304		1.437
Altre passività non correnti		2.285		ટક		2.259
31.12.2014
Attivita finanziarie
Crediti commerciali e altri crediti		29.667		1.066		28.601
Altre attività correnti		7639		3.254		4.385
Altre attività non correnti		3.329		556		2.773
Passività finanziarie
Debiti commerciali e altri debiti		24.769		1.066		23.703
Altre passività correnti		7926	215	3.437		4.489
Altre passività non correnti		2.658		373		2.285

80901.

La compensazione di attività e passività finanziarie di €4.725 milioni al 31 dicembre 2013) riguarda per €3.810 milioni (€641 milioni i 31 dicembre 2013) la compensazione di attività e passività per strumenti finanziari di Eni Trading & Shipping SpA e per €1.066 milioni (€1.084 milioni al 31 dicembre 2013) la compensazione di crediti e debiti verso enti di stato del settore Exploration & Production.

Informazioni sulla valutazione al fair value

Di seguito è indicata la classificazione delle attività e passività finanziarie, valutate al fair value nello schema di stato patrimoniale secondo la gerarchia del fair value definita in funzione degli input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda delle carateristiche 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 effetuate sulla base di input, differenti di cui al punto precedente, che, per le attività/pasività oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente [prezzi] o indirettamente [in quanto derivati dai prezzi];

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

In relazione a quanto sopra gli strumenti fal fair value al 31 dicembre 2014 sono classificati: [i] nel livello 1, le "ktività finanziarie quotate destinate al trading", le "Attività finanziarie disponibili per la vendita", le "Rimanenze – Certificati e diritti di emissione", gif "Strumenti finanziari derivati – Future" e le "Altre partecipazioni" value; [i] nel livello 2, le "Attività finanziarie non quotate destinate al trading; gli strumenti finanziari derivati diversi dai "Future" compresi nelle "Altre attività correnti", nelle "Altre passività corrent" e nelle "Altre passività non correnti". Nel corso dell'esercizio 2014 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

Gli ammontari relativi agli strumenti finanziari valutati al fair value sono di seguito indicati.

(€ milioni)	Note		31.12.2013		31.12.2014
		Livello 1	Livello 2	Livello 1	Livello 2
Attività correnti:
Attività finanziarie quotate destinate al trading	(9)	4.481		5.024
Attività finanziarie non quotate destinate al trading	(9)		543
Attività finanziarie disponibili per la vendita	(10)	235		257
Rimanenze - Certificati e diritti di emissione	(15)	22		34
Strumenti finanziari derivati - Future	(15)	64		4
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	(15)		14		41
Strumenti finanziari derivati non di copertura e di trading	( נג)		654		3.254
Attività non correnti:
Altre partecipazioni valutate al fair value	(19)	2.770		1.744
Altre partecipazioni valutate al fair value destinate alla vendita	(33)		2.131
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	(22)		6
Strumenti finanziari derivati non di copertura	(22)		256		198
Passività correnti:
Strumenti finanziari derivati - Future	(27)	12		81
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	(27)		213		510
Strumenti finanziari derivati non di copertura e di trading	(27)		270		3.520
Passività non correnti:
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	32)
Strumenti finanziari derivati non di copertura	32)		282	27	ni

Contenziosi

Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali al normale svolgimento delle sue attività. Su attualmente a disposizione, e tenuto conto dei fondi rischi esistenti, Eni ritiene che verosimilmente tali procedimenti e effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.

Di seguito è indicata una sintesi dei procedimenti più significativi; salva diversa indicazione non è stato effettuato alcuno s tanziamento a fronte d contenziosi di seguito descritti perché Eni ritiene improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti ovvero perché l'ammo dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.

1. Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente

1.1. Contenziosi in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura penale

[i] Infortunio mortale Truck Center Molfetta – Ente procedente: Procura della Repubblica di Trani. In data 11 maggio 2010, è stato notificato niforito notto dipendenti della società, nonché a un ex dipendente, un atto di chiusura indagini che contesta l'omicio colposo, le lesioni a Elli spili, a vito singli in celazione ad un incidente avvenuto a Molfetta nel marzo 2008, in cui hanno perso la

09011

vita 4 operai, dipendenti addetti alla pulizia di una ferrocisterna di proprietà del Gruppo Ferrovie dello Stato. La cisterna era stata utilizzata per il trasporto di zolfo liquido prodotto da Eni nella Raffineria di Taranto.

n data 5 dicembre 2011, il Gudice ha pronunciato sentenza di assoluzione per la stessa Eni SpA, come persona giuridica, con l'ampia formula del "perché il fatto non sussiste".

Si è in attesa della fissazione della prima udienza di appello a seguito dell'impugnativa proposta dal Pubblico Ministero.

[i] Syndial SpA (quale società incorporante EniChem Agricoltura SpA in liquidazione – EniChem Augusta Industriale Srl – Fosfotec Srl) – sito di Crotone. È pendente presso la Procura della Republica di Crotone un procedimento perale per disastro ambientale, avvelenamento di sostanze destinate all'alimentazione ed omesa bonifica in relazione ex Montedison "Farina Trappeto", divenuta di proprietà Enichem Agricoltura nel 1991.

Tale discarica, in cui sono stati depositati gli scarti dello stabilimento Montedison, oggi Edison, è stata chiusa a partire dal 1989. A decorrere dal 1991, anno in cui la discarica è divenuta di proprietà del Gruppo Eni, non vi è stato più alcun conferimento di rifuti. La nessa in sicurezza è stata effettuata nel 1999-2000 da Fosfotec Srl. Il procedimento vede imputati alcuni di società del Gruppo Eni che si sono succedute nella proprietà della discarica a partirità da parte dei periti nel corso del 2014, il giudizio prosegue.

(iii) Eni Divisione Gas & Power - sito di Praia a Mare. È pendente presso il Tribunale di Pada un procedimento penale avente ad oggetto presunte malattie professionali per tumori sviluppati dell'ex stabilimento della Marlane Spl (società gia di proprietà della Lanerossi SpA). Nel procedimento si sono costituite 189 parti civili, mentre sono state individuate altre 107 persone offese dal reato.

Ad esto dell'udienza preliminare il Giudice ha disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati per omicidio colposo plurimo (art. 589 c.p.), esioni colpose (art. 590), disastro ambientale (art. 434) e omissione dolosa di cautele antinfortunistiche (art. 437). Marzotto SpA, a seguito di accordo transattivo con Eni, ha sottoscritto singoli atti di transazione con tutte le parti civili ad eccezione degli enti territoriali. Concluso il dibattimento, in data 19 dicembre 2014 è stata emessa sentenza di assoluzione per utti gli imputati perché il fatto non sussiste. Si è in attesa del deposito delle motivazioni.

• [v] Syndial SpA e Versalis SpA Darsena Porto Torres. Il GP di Sassari, nel luglio 2012, su richiesta della Procura, ha disposto lo svolgimento di un incidente probatorio relativamente al funzionamento del sito Porto Torres [gestito da Syndial SpA] e alla sua capacità di impedire la dispersione della contaminazione, presente all'interno del sito, nel tratto di mare antistante lo stabilimento. Risultano indagati gli amministratori delegati di Syndial SpA, oltre ad alcuni altri manager delle due società, per i quali la Procura di Sassari ha richiesto il rinvio a giudizio. Il GIP ha autorizzato la citazione dei responsabili civili Syndial e Versalis. Il procedimento prosegue,
• Syndial SpA Clorosoda. Pende innanzi al Tribunale di Gela un procedimento avviato nei confronti di 17 ex dipendenti delle società Anic SpA, Enichem SpA, Enichem Anic SpA, Agip Perroli Spk e Praoil Aromatici e Raffinazione Srl. Il procedimento ha ad ogetto i reati di omicidio colposo e lesioni personali gravi elo gravissime in relazione al decesso di 12 ex dipendenti e a presunte mali dei dipendenti che avevano prestato servizio presso l'impianto Clorosoda, gestito dalle società anzidette.

l fatti contestati riguardano il periodo che va dal 1969, anno di messa in esercizio dell'impianto Clorosoda, al 1998, anno in cui sono terminate le operazioni di bonifica dell'impianto. La Procura ha chiesto e ottenuto di un incidente probatorio consistente in una perizia medico-legale su oltre cento lavoratori che hanno presso l'impianto. In data 19 settembre 2014 è stata depositata presso il Tribunale di Gela la relazione predisposta dai periti nominati dal GlP che esclude la presenza di elementi scientificamente apprezzabili per ritenere che le patologie lamentate per tutti i casi sottoposti all'accertamento siano conseguenza dell'esposizione alle sostanze proprie del ciclo produttivo dell'impiano clorosoda-diocloroetano. I periti hanno, inoltre, affermato violazioni della normativa in materia di controllo e igiene industriale. In data 23 gennaio 2015 il Giudice per le Indagini Preliminari ha dichiarato concluso l'incidente probatorio. Si attendono le valutazioni della Procura in ordine agli esiti dell'incidente probatorio.

[vi] Sequestro di aree site nei Comuni di Cassano allo Jonio e Cerchiara di Calabria - Ente procedente: Procura della Repubblica di Castrovillari. Alcune aree site nei Comuni di Cassano allo Jonio e Cerchiara di Calabria sono oggetto di sequestro preventivo a causa di un'indagine relativa alla impropria gestione dei rifiuti industriali della lavorazione dello stabilimento ex Pertusola Sud rilevata dalla Syndial ritenuti illecitamente depositati nelle aree sotto sequestro.

l fatti sono gli stessi di un procedimento per omessa bonifica chiuso nel 2008 senza conseguenze per la società e i dipendenti dell'Eni. Syndial SpA ha eseguito le operazioni di rimozione rifiuti dalle discariche in oggetto e ha sottoscrito, con il Comune di Cerchiara, apposito atto transattivo per il riconoscimento dei danni cagionati dalle discariche abusive realizzate sul territorio comunale. A fronte di detto atto transattivo, il Comune ha rinunciato ad ogni azione presențe e futura con riferimento ai fațti di cui al procedimento pendefinire transattivamente ogni pendenza, anche con il Comune di Cassano, al fine di evitare, nel procedimento penale, la costituzione di parte civile di detto Comune. In data 13 febbraio è stato sottoscrito fra Syndial e Comune di Cassano apposito atto transattivo che chiude definitivamente ogni pendenza di natura risarcitoria. Il procedimento penale è tuttora in corso. Proseguono le attività di bonifica da parte di Syndial.

(vii) Syndial SpA – procedimento amianto Ravenna. È pendente dinnanzi al Tribunale di Ravenna un procedimento penale avente ad oggetto presunte responsabilità di ex dipendenti di società riconducibili oggi dopo varie operazioni societarie, a Syndial SpA, per decessi e lesioni da amianto che si sono verificate a partire dal 1991.

Le persone offese indicate nel capo di imputazione sono 75. I reati contestati sono omicidio colposo plurimo (589 c.p.), disastro ambientale [534 c.p.). Sono costituite parti civili, oltre a numerosi familiari delle persone decedute, anche l'ASL di Ravenna, la CSL, CISL e UIL Provinciali, Legambiente ed altre associazioni ambientaliste. Syndial è costituita in giudizio quale responsabile civile. Le difese degli imputati hanno chiesto la pronuncia di intervenuta prescrizione del disastro ambientale per alcuni dei casi di malattie e decessi. Il 6 febbraio 2014, ad esito dell'udienza preliminare, il GUP di Ravenna ha disposto con decreto il rinvio a giudizio per tutti gli indagati riconoscendo invece la prescrizione solo per alcune ipotesi di lesioni colpose. Il procedimento prosegue nella fase dibattimentale.

1.2 Contenziosi in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura civile o amministrativa

Eni Relazione Finanziaria Annuale / Note al bilancio

Atto di citazione per risarcimento danni per l'inquinamento da DDT del Lago Maggiore – Ente procedente: Ministero del Ambiente. Nel mese di maggio 2003, il Ministero dell'Ambiente ha citato in giudizio la controllata Syndial SpA (già Enichem SpA) chiedendo il risacimento di un asserito danno ambientale attribuito alla gestione del sito di Pieve Vergonte da parte di Enichem nel periodo 1990-1996. On sentenza di primo grado n. 4991/08 del 3 luglio 2008 (depositata l'8 luglio 2008), provisoriamente esecutiva, il Tribunale Civile di Torino ha condannato Syndial SpA al predetto risarcimento quantificandolo in €1.833,5 milioni oltre agli interessi legali dalla data del deposito della sentenza. Sia i consulenti legali e tecnici di Syndial, sia quelli di Eni hanno concordemente ritenuto la predetta sentenza fondata su motivazioni errate in farito e in dirito tali da non far ritenere probabile un esito finale negativo del contenzioso e comunque hanno altresi ritenuto assolutamente incongrua la quantificazione del danno, mancando nella sentenza congrui riferimenti che possano giustificare l'enorme ammontare della condanna rispetto alla modestia dell'inquinamento contestato dallo stesso Ministero.

A seguito dell'atto di appello alla sentenza formulato da Syndial nel luglio 2009, il giudizio prosegue dinanzi alla Corte d'Iorino. Nel corso dell'udienza del 15 giugno 2012, l'Avvocatura dello Stato ha verbalizzato che il Ministero non intende eseguire la sentenza di primo grado fino all'esito del giudizio di merito. La Corte di Appello di Torino, dopo aver chiesto ed ottenuto la regolarizzazione di Sundial in giudizio, ha disposto la CTU, i cui contenuti, favorevoli a Syndial, sono stati contestati nel merito dall'Avvocatura di Stato. Con riguardo al merito, la Corte d'Appello ha emesso Ordinanza con la quale ha convocato le parti al fine di ricevere chiarimenti sull'iter amministrativo, ovotivando l'Ordinanza sulla base di argomentazioni, relative al concetto di danno ambientale, più in linea con la posizione sostenuta da Syndial che non con quella sostenuta dall'Avvocatura di Stato.

• (ii) Che neon con que di Carrara per il ripristino dello stato dei luoghi nel sito di Avenza e il risarcimento danii. Il Comune di Carrar ha promosso avanti al Tribunale di Genova una causa con la quale ha chiesto a Syndial SpA il ripristino dello stato di lughi nel sito di Nenza, il risarcimento dei danni ambientali non eliminati in circa €139 milioni, dei danni morali, esistenziali e all'inmagine quantificati in circa €80 milioni, nonché dei danni materiali quantificati in circa €16 milioni. La richiesta è riferita a un indente verificatosi nel 1984, a seguito del quale Enichem Agricoltura SpA (successivamente incorporata in Syndial SpA), allora proprietaria del sito, aveva posto in 130%, a seguito del quale interezza e di bonifica. Nella causa è intervenuto il Ministero dell'Ambiente che ha chiesto li isarcimento del danno ambientale, quantificato complessivamente tra un minimo di €53,5 milioni e un massimo di €93,3 milioni, da ripartire tra le diverse società che hanno gestito lo stabilimento. Sia il giudizio di primo grado sia quello in Appello hanno dismesso le posizioni delle parti attoree ritenendole ninfondate in fatto e in diritto. Il 4 dicembre 2012 il Ministero dell'Ambiente ha presentato ricorso in Cassazione avverso la sentenza della Corte di nnonillo. In intesi, il Ministero rinnova la richiesta di condanna di Syndial al risarcimento integrale individuandola quale Appeno. Il Sintes, il Ministero minova invita ) successore ex lege dei precedenti gestori del sito, b) responsabile in via diretta per il periodo sogetto responsabile per tre ordine a l'incidente del 1984, c) responsabile in via diretta per messa bonifica del sito. Sundial si è costituita in giudizio.
• Ministero dell'Ambiente Rada di Augusta. Con Conferenza dei Servizi del 18 luglio 2005, 14 settembre 2005, il Ministero (ii)) dell'Ambiente ha prescritto alle società facenti parte del polo petrolchimico di Priolo, comprese Syndial, Polimeri Europa (ora Versalis) ed Eni RRM, di effettuare interventi di messa in sicurezza di emergenza con rimozione dei sedimenti della Rada di Augusta a fronte dell'inquinamento niviri riscontrato, in particolare dovuto all'alta concentrazione di mercurio, genericamente ricondotto alle attività industiali esercitate sul polo nv frasolitato, in per lectare cocietà hanno impugnato a vario titolo gli atti del Ministero dell'Ambiente, eccependo, in particolare, le modalità con le quali sono stati progettati gli interventi di risanamento e acquisite le caratterizzazioni della Rada. le quali sono sorti vari procedimenti presso il TAR Catania, che nell'ottobre 2012 ha emesso sentenza accogliendo i ricor Desentat

nda società presenti nel sito, in relazione alla rimozione di sedimenti della Rada e alla realizzazione del barrieramento fisico. Il giglizione e gene

dalle società prescifiche, in Liberale di Gela. Nel mese di febbraio 2012, è stato notificato a Raffigato a Raffigato a Sol, Sundal ntonso per accentanento centro prevencio di 18 genitori di bambini nati malformati a Gela tra il 1992 e j'2007 Spa e c.il spor an ricoreo extri il medesimo oggetto. Il ricorso per accertamento tecnico preventivo romosso dai ricorrenti, nicine, si sono aggunti anchor 23 novembrità tra le patologie malformative di cui sono affetti i figli dei fronte o stato di inqui i e volto alla vellita dell'esistenza di al nese a consinante derivante dalla presenza e operatività degli impiantinus sola Raffineria namento delle manificalità. Sito arcelle prio e dei danni asseritamente subiti e all'eventuale composizione composizione della lite, l ui dera e di Sgnual Spaj, froncile din precedenti istruttorie, nell'ambito di differenti procedimenti penali, di curi na conclusasi senza

nielesimo cella perature, era stato ogecto di preseconda tuttora pendente in fase di indagini preminari. Le operazioni peritali sono in corso.

pentali Sollo il Col-St.
Causa promossa dal Ministero del Commissario delegato alla gestione dello stato di emergenza anbientale nel territorio cada promosoa eua minoto o solial – risarcimento del danno ambientale relativo al sito di Cengio. È pendente un procedimento che vede uer colinune al contro e un contri e il Commissario delegato alla gestione dello stato di emergenza ambientale nelterritorio del Comune parce neon e nenno citato Syndial perché venisse condannata al risarcimento del danno ambientale relativo al sito di Cengio. ul cengo i quali nalino citato ognali prene venissa di "inerzia" di Acna (oggi Syndial) nel dare esecuzione agli interventi ambientali, inerzi La donanda e Sostanzianite basoa so ancisco pestivamente, nei tempi e nei modi previsti dell'Accordo di Progamma del 4 dicembre 2000 con le pubbliche amministrazioni interessate tra le quali lo stesso Ministero dell'Ambiente.

105

8090

ll l'iribunale di Genova, con sentenza parziale del 6 febbraio 2013, ha rigettato le eccezioni e le istanze pregiudiziali e preliminari avanzate da Syndial e ha ordinato la rimessione della causa a ruolo per procedere ad indagine tecnica volta a verificare l'effettiva sussistenza di danni residui all'ambiente, con particolare riferimento alle aree esterne al sito di proprietà e alle cd. perdite temporanee.

• L'ipotesi di una transazione con il Ministro dell'Ambiente e gli enti territoriali coinvolti non ha avuto seguito. Il Giudice ha riavviato l'iter processuale. (vi) Syndial SpA e Versalis SpA Porto Torres – Ente procedente: Procura della Repubblica di Sassari. La Procura della Repubblica di Sassari ha chiesto il rinvio a giudizio, unitamente a direttori di altre società operanti nel sito, del direttore di stabilimento Syndial di Porto Torres per asserito disastro ambientale e avvelenámento di acque e sostanze all'alimentazione. Si sono costituiti parte civile: la Provincia di Sassari, il Comune di Porto Torres e altri soggetti, con esclusione delle parti civili che si erano costituite per gravi patologie associabili alle sostanze contaminanti presenti nella fauna ittica di Porto Torres. Il processo iniziato davanti alla Corte d'Assise di Sassari è stato annullato a seguito dell'eccezione di difformità tra l'ipotesi di reato contemplata nell'avviso di conclusione delle indagini preliminari ed Il capo di imputazione formulato nella rinvio a giudizio. Gli atti sono stati trasmessi alla Procura della Repubblica di Sassari. Nel febbraio 2013 è stato notificato avviso di conclusione delle indagini preliminari e nuova contestazione da parte della Procura per imputazioni in forma colposa e non dolosa. Ad esito dell'udienza preliminare, il GUP di Sassari ha disposto sentenza di non doversi procedere per intervenuta prescrizione. La Procura ha deciso di ricorrere in Cassazione.
• (vi) Kashagan. Il 7 marzo 2014, il Dipartimento Ambiente Regione Atyrau ("ARED") ha avviato una serie di azioni civili nei consorzio di sviluppo del giacimento Kashagan. Tali procedimenti si riferiscono ad emissioni avvenute il gas flaring che si è verificato in fase di avvio delle attività di produzione e che avrebbero portato a violazioni delle leggi ambientali. Limporto complessivo del claim ammonta a circa 730 milioni di dollari (134 milioni di dollari (22,5 miliardi di Tenge) in quota Eni. Il consorzio del progetto Kashagan contesta le pretese di ARED. Nel 2014 il consorzio ha pagato una quota del claim pari a 55 miliardi di Tenge), circa 9 milioni di dollari (1,4 miliardi di Tenge) in quota Eni e iniziato azioni kazake per chiedere la riduzione del ciaim. Anche alla luce di quanto concordato tra la Repubblica del Kazakhstan e il consorzio nell'ambito del Settlement del dicembre 2014, il consorzio si aspetta che l'ammontare del claim sarà ridotto significativamente e che non supererà quanto già pagato nel 2014.
• (viii) Melilli. In maggio 2014 è stato notificato a Syndial, Versalis e SMA.RI Sri atto di citazione in giudizio da parte del Comune di Melilli che lamenta un danno ambientale connesso, a suo dire, ad attività di gestione e smaltimento illecito di rifiuti e discarica abusiva da parte delle società citate. n particolare l'atto inquadra la responsabilità di Syndial e Versalis nel loro ruolo di produtore dei rifluti e committente in quanto, nell'ambilo dei procedimenti penali sorti negli anni 2001/2003 intorno al cd. caso Mare Rosso, sarebbe stata accertata la provenienza di rifiuti pericolosi (in particolare rifiuti con alte concentrazioni di mercurio e traversine dismesse] dai siti industriali di Priolo e Gela. Tali rifiuti sarebbero stati smaltiti illegittimamente presso la discarica della ditta SMA.RI comunque non autorizzata (la discarica si trova a circa 2 km dall'abiliti ( Il danno viene stimato in €500 milioni ovvero altra somma che sarà definita in giudizio. Il giudizio prosegue.

2. Altri procedimenti giudiziari e arbitrali

(i) Fos Cavaou. Con riferimento al progetto di terminale di rigassificazione di Fos Cavaou ("FOS"), il cliente Société du Terminal Methanier de Fos Cavaou ("STMFC" oggi FOSMAX LNG) ha avviato un procedimento arbitrale presso la Camera di Commercio Internazionale di Parigi nei confronti del contrattista STS ("société en participation" di dirito francese composta da Saipem SA (498), Sofregaz SA (1%) J. Il cliente FOSMAX LNG richiede la condanna dell'appaltatore al pagamento di circa €264 milioni per il risarcimento del danno, penalità di ritardo e costi sostenuti per il completamento dei lavori (mise en régie). Della somma totale richiesta, circa €142 milioni sono ascrivibili a perdita di profitto, voce contrattualmente esclusa dai danni risarcibili salvo il caso di dolo o colpa grave.

STS ha depositato la propria memoria di domanda riconvenzionale, a titolo di risarcimento del danno dovuto all'ecessiva ingerenza di FOSMAX LNG nell'esecuzione dei lavori e pagamento di extra works non riconosciuti dal diente (con riserva di quantificarne l'ammontare, nel prosieguo de l'arbitrato). Il 19 ottobre 2012 FOSMAX LNG ha depositato la "Mémoire en demande". Di contro, STS ha depositato la propria "Mémoire en défense" il 28 gennaio in €338 milioni il valore della propria domanda riconvenzionale. Sulla base del lodo depositato dal collegio arbitrale il 13 febbraio 2015 FOSMAX LNG è obbligata a corrispondere a STS la somma, comprensiva di interessi, di €69.842.899. La quota di tale somma di spettanza di Saipem SA è pari al 50%.

• (ii) Eni SpA. Procedura di amministrazione straordinaria delle compagnie aeree Volare Airlines e Air Europe. Nel marzo 2009 è stato notificato a Eni SpA e alla controllata Sofid, oggi Eni Adfin, un atto di citazione per revocatoria fallimentare con il quale le procedure di amministrazione straordinaria di Volare Group, Volare Airlines e Air Europe – procedure aperte con decreto delle Attività Produttve del 30 novembre 2004 – chiedono che siano dichiarati inefficaci tutti i pagamenti effettuati da Volare Group, Volare Airlines e Air Europe in favore di Eni e di Eni Adfin, quale mandataria di Eni all'anno anteriore alla dichiarazione dello stato di insolvenza delle suddette debitrici e cioè dal 30 novembre 2003 al 29 novembre 2004, per un ammontare complessivo indicato in circa E46 milioni oltre interessi. Eni Adín ed Eni si sono costituite. Esaurita l'istruttoria, con sentenza di 1ª grado emessa nel marzo del 2012 le domande proposte dalle procedure sono state totalmente rigettate. Avverso tale sentenza, le procedure di amministrazione straordinaria hanno interposto appello.
• (ii) Ení Sp4. Alitalia Linee Aeree Italiane SpA in amministrazione straordinaria ("Alitalia in A.S."). Con auto di citazione notificato in data 23 gennaio 2013, Alftalia in A.S. ha instaurato un giudizio civile presso il Tribunale di Roma nei confronti di Eni, Esso Italiana Sri e Kuwait Petroleum ltalia SpA, al fine di ottenere il risarcimente subiti nel periodo compreso tra il 1998 e il 2009 a seguito della presunta intesa intercorsa tra le principali compagnie petrolifere nel mercato nazionale della fornitura di jet fuel.

La richiesta di danni si fonda sul provvedimento del 14 giugno 2006 dell'Autorità Garante del Mercato ["AGM"], secondo

cui Eni e altre cinque compagnie petrolifere (Esso Italiana Srl, Kuwait Petroleum Italia SpA, Tamoil Italia SpA) avrebbero posto in essere, negli anni dal 1998 al 2006, un'intesa unica e complessa avente per effetto la ripartizione del mercato del jet fuel e l'impedimento all'ingresso di nuovi operatori sul mercato argomentativo del provedimento dell'AGCM ha trovato sostanziale conferma dinanzi ai giudici amministrativi aditi in sede di ricorso dalle compagnie petrolifere.

Alitalia in A.S. formula una richiesta di risarcimenti dei soggetti passivi della decisione. Ai fini della decerninazione del danno, Alitalia in A.S. propone due modalità alternative di quantificazione fondate su due diverse ipotesi in base alle pual il cartello avrebbe prodotto effetti sul mercato.

n via principale, la richiesta complessiva nei confronti di tutte le compagnie petrolifere in solido ammonta a circa €777 milioni per maggiori costi di fornitura del jet fuel e €131 milioni per perdita di profitto dovuta alla minore capacità competitiva. Alialia in A.S. ipotizza che l'intesa le avrebbe impedito di ricorrere all'autofornitura per approvvigionarsi di cariodo in cui il presunto cartello è stato accetato dall'AGCM [1998-2006] e nei tre anni successivi [ossia sino al 2009, anno in cui Alitalia ha interrotto i propri servizi divolo J.

In via subordinata, il danno richiesto a titolo de e pari ad almeno €395 milioni, di cui €334 milioni circa a titolo di danno emergente (quantificato da Alitalia in A.S. come sovrapprezzo rispetto al prezzo competitivo del jet fuel periodo 1998-2006) e €61 milioni circa a titolo di lucro cessante, per i pregiudizi che l'intesa avrebbe arrecato alla propria capacità competitiva.

Con provvedimento del 23 maggio 2014, il Tribunale di Roma ha dichiarato la connessione con un giudizio in precedenza proposto dalla medesima Alfalia in A.S. davanti al Tribunale di Milano avverso altre compagnie petrolifere partecipanti all'intesa. Il giudizio è stato pertanto riassunto da Alitalia in A.S. davanti al Tribunale di Milano.

1. Interventi della Commissione Europea, dell'Autorità Garante dell'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico e di altre Autorità regolamentari

2. [i] Eni SpA Istruttoria dell'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato su dichiarazione quota mercato all'ingroso di gas. On provedimento n. 25064 del 1ª agosto 2014, notificato a Eni in data 13 agosto 2014, l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato [AGCM] ha avviato un'istruttoria nei confronti di Eni al fine di verificare la veridicità dell'attestazione depositata da Eni nel maggio 2014 ("Attestazione 2014") della quota di mercato all'ingrosso detenuta dalla società per attività ed ogetto gas natuale – in osservanza di quanto disposto dal Decreto Legislativo n. 130/2010 che fissa alcune specifiche soglie di mercato – per l'anno convenzionale 2013-2014. Il procedimento è ancora in fase istruttoria. Al termine dello stesso, l'AGCM potrà archiviare il procedimento nel caso in cui condivida l'Attestazione 2014 ovvero, in caso contrario, applicare una sanzione pecuniaria. Inoltre, qualora ad esito dell'istruttoria l'AGCM accetti il superamento del valore soglia da parte di Eni, il D.Lgs. n. 130/2010 prevede che venga avviata una procedura competitiva di gas release, gestita dal Ministero dello Sviluppo Economico e dall'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico.

3. [i] Delibera Consob n. 18949 del 18 giugno 2014. Con provedimento del 18 giugno 2014 (delibera n. 18949) Consobha delberato di applicare a Saipen SpA la sanzione amministrativa pecuniaria di €80.000 in relazione a un asserito ritardo nell'emissione dell'orofit warning emesso dalla Società il 29 gennaio 2013. Il provvedimento è stato confermato dalla Corte d'Appello di Milano. Saipen presenterà ricorso in Cassazione. n relazione ad asseriti ritardi da parte della Società nelle comunicazioni al mercato, sono state minacciate possibili azioni isarcitorie da parte di azionisti ed ex azionisti. La Società ha valutato le richieste pervenute ritenendole non fondate.

4. Procedimenti in materia di responsabilità penale/amministrativa di impresa

(i) EniPower SpA. Nel mese di giugno 2004 la Magistratura ha avviato indati dalla controllata EniPower, nonché sulle forni ture di altre impresa alla stessa Enilower. Da dette indagini è emerso il pagamento illecito di somme di denaro de aziente forciatici. (i Enil rover stessa a un suo dirigente che è stato licenziato. A EniPower (committente) e a Snamprogetti SpA (oggi Saipem SpA ) Japania de le seguizi d ingegneria e di approvvigionamento ) sono state notificate informazioni di garanzia ai sensi della disciplina della responsabilita anniinistrativa 19. 3 delle persone giuridiche ex Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231.

Successivamente, nell'agosto 2007 è stato notificato il provedimento con cui il Pubblico Ministero ha chiesto del altri delle società EniPower SpA e di Snamprogetti SpA per la successiva archivizione. Il procedimento prosegue a carico delle pre dette società nonché nei confronti di dipenti di alcune società fornitrici e delle stesse ai sensi del 0.1 kg 1 EniPower SpA e Snamprogetti SpA si sono costtuite parte civile nell'udienza preliminare. Il giudice ha disposto il dell'edi tutte le parti che non hanno fatto richiesta di patteggiamento ad esclusione di alcuni soggetti nei cui confronti è internatione. Nel corso dell'udienza del 2 marzo 2010, è stata confermata la costituzione di parte civile di Eni SpA, EniPower SpA nei confronti degli enti imputati ex D.Lgs. 231/2001. Sono stati altresi citati i responsabili civili delle ulteriori società coinvolte. All'udenza del 20 settembre 2011 il Tribunale di Milano ha pronunciato sentenza. In particolare, il Collegio ha condannato 9 imputati per i reati loro al risarcimento dei danni da liquidarsi in separata sede, ed, in solido, alla rifusione delle spese processuali sostenute dalle parti civili. Il Tribunale ha dichiarato prescritti i reati contestati a 7 impresentanti di alcune società coinvolte, e ha inoltre pronunciato l'assoluzione per 15 imputati nel procedimento. Con riferimento agli enti imputati ai sensi del D.Lgs. n. 231/2001, il Collegio ha dichiarato 7 società responsabili degli illeciti amministrativi loro ascritti, applicando oltre alla sanzione amministrativa pecuniaria altresi la corrispondente confisca. Eni SpA, EniPower e Saipem SpA si erano costituite parti civili nel procedimento anche nei confronti delle predette persone giuridiche. Con la sentenza il Collegio ha dichiarato di escludere tale costituzione nei confronti degli enti imputati, così mutando la decisione assunta all'inizio del dibattimento, verosimilmente a seguito della Corte di Cassazione che ha statuito l'illegittimità della costituzione di parte civile nei

• confronti degli enti imputati ai sensi del D.Lgs. n. 231/2001. Le motivazioni della sentenza sono state depositate in data 19 dicembre 2011. Le parti condanate hanno provveduto ad impugnare tempestivamente il 24 ottobre 2013, la Corte d'Apello di Milano ha pronunciato sentenza, sostanzialmente confermando la decisione di primo grado, riformandola parzialmento ad alcune persone fisiche per le quali è stato di non doversi procedere per intervenuta prescrizione. Pende ricorso per Cassazione.
• (ii) Consorzio TSKJ. Il consorzio TSKJ (costiuito da Snamprogetti Netherlands BV, Kbr, Technipe J6C con quote partire dal 1994 ha realizzato impianti di liquefazione del gas naturale a Bonny Island in Nigeria. Snamprogetti Spl ("Snamprogetti"), società controllante di Snamprogetti Netherlands BV, è stata una diretta controllata di Eni sino al febraio 2006, quando è stato concluso un accordo per la cessione di Snamprogetti a Saipen cui è seguita l'incorporazione di Snamprogetti in Saipen SpA dal 1ª ottobre una partecipazione di circa il 43% di Saipem. Con la cessione di Snamprogetti, Eni ha concordato, tra l'altro, di indennizzare i costi e gli oneri che Saipen dovesse eventualmente sostenere, con riferimento alla vicenda TSKJ, anche in relazione alle relative controllate.

Diverse autorità giudiziaie, tra cui la Procura della Repubblica di Milano, hanno svolto indagini su presunti pagamenti illeciti da parte del consorzio TSKJ a favore di pubblici ufficiali nigeriani. I pocedimenti instaurati si sono conclusi con transazioni negli Stati Uniti e in Nigeria.

In Italia, il procedimento è stato iscritto dalla Repubblica di Milano nei confronti di Eni e Saipem ai sensi del D.Lgs. n. 231 del 2001 in relazione a ipotesi di corruzione internazionale aggravata ascritte a ex dirigenti di Snamprogetti.

La Procura della Repubblica di Milano aveva avanzato richiesta in via cautelare ex D.Lgs. n. 23/2001 di interdizione di Eni e Saipen dall'esercizio di attività comportanti rapporti con la società Nigerian National Petroleum Corporation o sue controllate. La Procura aveva poi rinunciato a fronte del deposito da parte di Snamprogetti Netherlands BV di una cauzione pari a €24.530.580, anche nell'interesse di Saipem.

E stato disposto il rinvio a giudizio di cinque ex dipendenti di Saipem SpA (in quanto incorporante della prima) per i presunti eventi corruttivi in Nigeria, commessi sino ad epoca successiva al 31 luglio 2004, con l'aggravante del conseguimento di un profitto di il'evante entità [indicata come non inferiore a \$65 milioni], asseritamente conseguito da Snamprogetti SpA.

Successivamente il Tribunale ha pronunciato sentenza di proscizione nei confronti degli imputati persone fisiche, disponendo la processo in relazione alla posizione di Saipen. Nel corso del 2013, all'esto del giudizio il Tribunale ha condannato Saipem SpA al pagamento di €600.000 a titolo di sanzione pecuniaria e alla cauzione per €24.530.580 già messa a disposizione da Snamprogetti Netherlands BV.

Saipem ha proposto appello avverso la sentenza di primo grado. In data 19 febbraio 2015, la Corte di Appello di Milano ha confermato la sertenza del Tribunale che aveva dichiarato Saipem responsabile dell'illecito amministrativo ex D.Lgs. 231/01. Contro tale decisione la società presenterà ricorso in Cassazione.

A fronte di questo contenzioso è stato stanziato in bilancio un fondo rischi.

Algeria. Autorità italiane e straniere stanno conducenti su presunti coruttivi in relazione ad alcuni contrati aggiudicati da Saipem in Algeria.

In data 4 febbraio 2011, Ení ha ricevuto della Repubblica di Milano una "richiesta di consegna" di documentazione relativa ad attività di società del gruppo Saipem in Ngeria (contratto Galsi/Saipem/Technip in relazione ad opere di îngegneria nella posa di un gasdotto). Eni ha inoltrato l'atto per competenza a Saipem che in data 16 febbraio 2011 ha depositato i documenti oggetto di richiesta.

ll reato di "corruzione internazionale" inchiesta è una delle fattispecie previste nel campo di applicazione del D.Lgs. 8 giugno 2001, n. 231 in merito alla responsabilità degli enti che prevede sanzioni pecuniarie ed interdittive in capo alla società e la confisca del profito. Eni ha provveduto al deposito di documentazione relativa al progetto MLE [al quale partecipa la Divisione E&P di Eni) su base volontaria, non essendo tali documenti oggetto di richiesta della Procura.

In data 22 novembre 2012, la Procura ha notificato a Saipem informativa di garanzia per illecito al reato di corruzione internazionale ex art. 25 comma 2 e 3 D.Lgs. n. 231/2001, unitamente ad un'ulteriore richiesta di consegna di documentazione contrattuale per attività in Algeria. Tale procedimento risultava riunito ad altro filone di indagini (cd. Iraq - Kazakhstan) avente ad oggetto attività del Gruppo Eni in Iraq e Kazakhstan (si veda la sezione 4.4 della presente relazione).

Successivamente, la Procura ha emesso ulteriori ichieste e decreti notificati a Saipem volti ad acquisire documentazione in relazione a contratti di intermediazione e sub-contrati stipulati da Saipem in connessione con i progetti algerini. Anche ex dipendenti di Saipem risultavano indagati per il medešimo procedimento. I ex Amministratore Delegato, dimissionario nel dicembre 2012 a seguito degli sviluppi delle indagini, e l'ex Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction, licenziato da Saipem ad inizio 2013.

ln data 7 febraio 2013, presso le sedi di Eni in San Donato Milanese e Roma sono state effettuate attività di perquisizione e sequesto da parte della Guardia di Finanza, disposte dalla Repubblica di Milano. Contestualmente è stata notificata ad Eni ex art. 25 comma 3 e 4 D.Lgs. 231/0rmativa di garanzia.

Dagli atti si è appreso che la Procura ha esteso le indagini oltre che a carico di Eni, anche nei confronti del suo Amministratore Delegato d'allora, di un dirigente e dell'ex CFD di Eni [che aveva precedentemente ricoperto il ruolo di CF0 di Saipem anche nel periodo di riferimento della presunta corruzione oggetto di indagine da parte della Procura e prima di essere nominato CF0 di Eni in data 1ª agosto 2012 J.

Saipem fin da subito ha fornito piena coll'Autorità Gudiziaria ed ha tempestivamente posto in essere interventi di forte disconinuità gestionale e amministrativa. D'accordo con gi organismo di Vigilanza della società e previa informativa alla Procura, ha proveduto ad avviare verifiche interne. In particolare, con il consulenti esterni, è stata effettuata una verifica sui contratti oggetto dell'indagine ed una revisione mirata alla verilica della corretta appicazione interne e di controllo inerenti all'anticorruption e la prevenzione degli illeciti. l risultati delle indagini interne sono stati presso l'Autorità Giudiziaria e trasmessi ad Eni, per linalità di direzione e cordinamento della controllante.

Nel corso del 2013 il CdA di Saipem ha deliberato e intrapreso anche azioni legali, a tutela degli interessi della Società nei confiniti di alcuni ex dipendenti e fornitori, riservandosi qualsiasi futura azione.

Eni, pur ritenendosi estranea ai fatti oggetto di indagine interna, con l'assistenza di consulentiesteni, in aggiunta alle analisi e alle attività di verifica svolte dagli organi di vigilanza e controllo interni e da un gruppo di lavoro decicato alla specifica vicenda. Ad oggi, i consulenti esterni hanno completato:

(i) la verifica dei documenti sequestrati dalla Procura di Milano e l'analisi della documentazione in possesso delle unità approvvigionamenti interne in relazione ai rapporti con i fornitori e non sono emerse prove dell'esistenza di contratti di intermedizzione o di qualsivoglia altra natura tra Eni e le terze parti oggetto di intermediazione precedentemente individuati sono stati sipulati da Saipen o sue controllate o società incorporate;

[ii] la verifica interna volontaria inerente il Progetto tra quelli sotto indagine in cui il committente è una società del Gruppo Eni) e non sono emerse evidenze della commissione di fatti illeciti da parte di personale di Eni nell'aggiudicazione a Saipen dei due maggioi contratti relativi a detto Progetto (EPC e Drilling).

lnottre, nel corso del 2014 sono stati completati approfondimenti sul tema della direzione e coordinamento di Eni nei confronti il Saipen, sia per aspetti giuridici che amministrativo-contabili, con l'assistenza di professionisti esperti di dette materie e consulenti estiti delle analisi svolte confermano l'autonomia operativa di Saipem rispetto alla controllante Eni.

i risultati delle attività di indagine interna sono stati portati a conoscenza dell'autorità giudiziaria, nello spirito di piena con i magistrati inquirenti.

In data 24 ottobre 2014, è stata notificata ad Eni e Saipem una richiesta di incidente probatorio della Procura di Milano avente ad ogetto l'esame di due indagati: l'ex Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction di Saipem e l'ex Presidente, Direttove Generale di Saipem Contracting Algerie. L'udienza in camera di consiglio si è svolta in data 1 e 2 dicembre 2014 per l'assunzione della prova utilizzabile in dibattimento. ln data 14 gennaio 2015, è stato emesso dalla Repubblica di Milano l'avviso di conclusione delle indagini prelininari nei confronti di Eni, Saipem e otto persone fisiche (tra cui l'ex CFO di Eni, il Chief Upstream Officer di Eni, all'epoca dei fati oggetto di indagine responsabile di Eni E&P per il Nord Africa) . La Procura di Milano ha formulato l'avviso per ipotesi di corruzione internazionale nei confronti di tutti gli indagati (incluse Eni e Saipem ai sensi del D.Lgs. 231/01 ), avente ad oggetto la stipula da parte di Saipem di contratti di intermediazione per attività Saipem in Algeria. Inoltre, ad alcune persone fisiche (fra cui l'ex CEO di Eni, il Chief Upstream Officer di Eni) è contestato anche il reato tributario di dichiarazione fraudolenta di Saipen, in relazione al trattamento contabile di tali contratti per gli anni dimposta 2009-2000. Acquisiti dalla difesa di Eni gli atti processuali depositati in relazione alla "richiesta di incidente probatorio", i verbali dell'ulienza camerale e gli atti depositati ai fini della conclusione delle indagini preliminari, Eni ha richiesto ai propri consulenti esterni un'ulteriore nalisi ed approfondimento, i cui esiti saranno portati a conoscenza delle autorità giudiziarie competenti.

Il 5 febraio 2015, il Nucleo di Polizia Tributaria di Milano ha avviato una verifica fiscale nei confronti di Saipem (i) a fini RES e RAP, per i periodi di imposta dal 01.01.2008 al 31.12.2010, tra l'altro riscontrando agli aspetti fiscalmenti dalle verifiche nell'ambito del presente procedimento penale; nonché (ii) relativamente ai rapporti economici intrattenuti con le imprese extra UE aventi regimi fiscali privilegiati, per il solo periodo di imposta 2010.

Il 12 febbraio 2015 la Procura ha depositato la richiesta di rinvio a giudizio per tutti gli indagati per i reati sopra indicati.

A seguito degli sviluppi delle indagini in Italia alla fine del 2012, Eni ha preso contatto con le competenti autorità americane (SEC e DJ) per avviare un'informativa volontaria sul tema.

Facendo seguito a tale comunicazione informale, la SEC e il DoJ hanno avviato indagini, nel corso delle quali è stata prodita (ed è in corso di ulteriore produzione) numerosa documentazione da parte di Eni, inclusi gli esiti delle verifiche interne sopra indicate, in risposta a richieste sia formali che informali.

Nel 2010 in Algeria sono state avviate indagini che coinvollata da Saipen (Saipem Contracting Agérie Spiri) in clazione alle modalità di assegnazione del contratto GK3 da parte di Sonatrach 1"). Alcuni conti contrach 1"). Alcuni conti contra locelle locele tale società relativi a due progetti in fase di completamento in Algeria sono stati bloccati, per un saldo totale equivaleni ai cambi correnti.

zin'dcc Nel corso del 2012 si è avuta conoscenza che l'indagine concerne un'ipotesi di reato relativa ad un'asserita magginia del ne sione dell'aggiudicazione di un contratto (GK3) concluso con una società pubblica a carattere industriale e commerciale de l'a torità o influenza di rappresentanti di tale organio 2013, la Chambre d'Accusation ha pronunciato il rivo a giodizio della stessa società e confermato il blocco dei conti correnti sopra indicati. A seguito del ricorso, nell'ottobre 2014, anche la conte na rigettato la richiesta di sblocco. Il processo dinnanzi al Tribunale, con inizio al 15 marzo 2015, potrà avere esto nel conso del 2016.

L'autorità giudiziaria algerina sta svolgendo indagini anche nei confronti della capogruppo italiana Saipem in merito quesunti fatti i corruzione (c.d. inchiesta "Sonatrach 2").

[iv] Iraq — Kazakhstan. La Procura della Repubblica di Milano ha avviato indagini in merito a ipotesi di corruzione internazione in relazione alle attività Eni in Kazakhstan riguardanti l'impianto di Karachagan con riferimento alla gestione delle gare di appalto da parte dell'operatore Agip KCD. Nell'ambito di tale procedimento risultano indagati Eni ai sensi del D.Lgs. O giugno 2001, n. 231 ed alcuni dirigenti e un ex dirigente della società. Tale procedimente è stato successivamente riunito con altro (cd. Iraq) riguardante un parallelo filme di indagini riferite specificamente ad attività condotte dal Gruppo Eni in Iraq.

Infatti, il 21 giugno 2011 si sono svolte perquisizioni disposte dalla Procura di Milano presso gli uffici di Eni Zubair Sple presso gli uffici di Saipem SpA di Fano, con riferimento agli uffici di alcuni dipendenti del Gruppo e di società terze, in relazione a ipotesi di rine di influire illecitamente nell'aggiudicazione di gare all'estero" – in particolare, per attività in Iraq – "în cui sono coinvolte, come stazione appal-

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tante, società del Gruppo En". I reati contestati sono associazione a delinquere e corruzione per attività di Eni Zubair in Iraq e di Saipen nel progetto "Jurassic" in Kuwait. Alla luce delle contestazioni descritte nell'atto, Eni e Saipem appaiono parti lese dai comportamenti contestati ai propri dipendenti, qualificati come "dirigenti infedeli del Gruppo Eni".

Contestualmente al decreto di sequestro è stata notificata a Eni ed a Saipem informativa di garanzia ai sensi del D.Lgs. n. 2312001. Dalle successive notifiche degli atti di proroga indagini isultano altresi indagati un ulteriore dipendente della società e altri fornitori.

In data 24 aprile 2012, la Procura della Repubblica di Milano ha emesso richiesta di applicare a Eni SpA la misura dell'interdizione per un anno e sei mesi dall'esercizio delle attività previste nel production sharing agreement. Il Gip di Milano ha rigetta di misura cautelare avanzata dalla Pocura ritenendola infonale del Riesame di Milano ha respinto l'appello proposto dalla Procura con valutazioni su aspetti di merito, per la mancanza di indizi sufficientemente gravi a carico di Eni, ritenendo altresi più che ragionevole la tesi difensiva circa il fatto che Eni ha subito ingenti danni in conseguenza delle cattive perfomance di alcuni fornitori coinvolti nel progetto Kashagan, Inoltre, il Tribunale ha rilevato la mancanza delle in conseguenza del riassetto delle attività in Kazakhstan, dando atto altresì delle numerose iniziative di verifica e controllo interno tempestivamente adottate da Eni.

L'ordinanza del Tribunale del Riesame non è stata ulteriormente impugnata dall'Ufficio del Pubblico Ministero.

Anche sulla base di tale provedimento, in data 13 marzo 2014 la difesa penale di archiviazione motivata al Pubblico Ministero.

DPL 245 Nigeria. È pendente presso la Procura della Repubblica di Milano un procedimento penale avente ad oggetto un'ipotesi di corruzione [v] internazionale per l'acquisizione nel 2011 del blocco esplorativo OPL 245 in Nigeria.

In data 2 luglio 2014, la Procura di Milano ha notificato ad Eni SpA "informazione di garanzia" ai sensi del D.Les. 231/01. Dall'atto emerge che la Procura ha iscritto nel registro degli indagati anche un soggetto terzo ed altri, non esplicitamente indicati nella stessa informazione di garanzia. Contestualmente, è stata notificata alla società una "ichiesta di consegna" ex art. 248 c.p.p., emessa dalla Procura della Repubblica di Milano.

Dalla lettura dell'atto emerge che il procedimento risulta avviato a seguito di un esposto presentato dalla ONG ReCommon e verte su presunte condotte corruttive che, secondo la Procura, si sarebbero verificate "in correlazione con la stipula del Resolution Agreement 29 aprile 2011 relativo alla cd. "Dil Prospecting Licence" del giacimento offshore individuato nel blocco 245 in Nigeria".

Eni assicura la massima con la magistratura ed ha proveduto tempestivamente a consegnare la documentazione richiesta. Inoltre, Eni ha preso contatto con le competenti autorità americane (SEC e DoJ) per avviare un'informativa volontaria sul tema.

Nel luglio 2014, il Collegio Sindacale e l'Organismo di Eni SpA hanno deliberato il conferimento di un incarico congiunto ad uno studio legale internazionale esperto in ambito antinché, previa informativa all'autorità giudiziaria, sia espletata una verifica indipendente di natura forense sulla vicenda.

Le verifiche interne sono in corso, gli esiti saranno tempestivamente portati a conoscenza delle autorità giudiziarie competenti, in un'otica di massima trasparenza e cooperazione.

In data 10 settembre 2014, la Procura di Milano ha notificato a Eni un "restraint order" di un giudice inglese che, a seguito di rogatoria richiesta da parte della Procura di Milano, ha disposto il sequestro di terzi aperto presso una banca londinese.

L'atto è stato notificato anche ad alcune persone fisiche, tra cui il CEO di Eni e il Chief Development, Operation & Technology Officer di Eni e l'ex CEO di Eni. Dai documenti notificati si desume che gli stessi sono iscritti nel registro degli indagati presso la Procura di Milano.

All'udienza camerale del 15 di settembre 2014, fissata presso la Corte di Londra, Eni e le due persone fisiche coinvolte hanno evidenziato la propria estraneità rispetto al conto corrente sequestrato. In esito all'udienza, la Corte ha emesso un "variation order" per sole questioni formali, confermando la decisione.

(vi) Eni SpA Divisione R&M procedimenti penali accise sui carburanti [Procedimento penale n. 6159/10 RGNR Procura della Repubblica presso il Iribunale di Frosinone e procedimento penale n. 7320/14 RGNR Procura della Repubblica presso il Tribunale di Roma). Sono pendenti due procedimenti ad oggetto la "presunta" evasione di accisa nell'ambito dell'attività di commercializzazione dei carburanti nel mercato della rete, la contestazione riguarda la presunta immissione in consumo da parte di Eni di prodotti peroliferi i quantitativi superiori rispetto a quelli assoggettati ad accisa. Un primo procedimento, avviato della Repubblica di Frosinone nei confronti di una società terza (Turrizziani Petroli) acquirenti da Eni, risulta tuttora pendente in fase di indagini preliminari. Nell'ambitodi tale ndagne, estesa poi ad Eni, sono stati acquisiti presso quest'ultima dati e informazioni il'assolvimento delle accise in relazione ai quantilativ di carburante esitati dalle tre basi oggetto d'indagine (Gaeta, Napoli e Livorno). En ha fornito la massima collaborazione possibile, consegnando tutta la documentazione chiesta con sollecitudine. In tale occasione si aveva conferma che a ad ogetto la "presunta" immissione al consumo da parte di Eni di prodotti petroliferi in quantitativi superiori rispetto a quelli assoggettati ad accisa. La Guardia di Finanza di Frosinone, unitamente alla locale Dogane (ADD) in esito alle indagini espletate ha emesso nel novembre 2013 un Processo Verbale di Constatazione (PVC) per il mancato pagamento dell'accisa negli anni 2007-2012 per un valore di €1,550 milioni. Nel maggio del 2014 l'Agenzia delle Dogane di Roma ha inottre emesso l'avviso di mancato versamento delle accise dedotto nel PVC predisposto dalla GdF e dall'Agenzia delle Dogane di Frosinone. La società ha prontamente presentato ricorso avverso i predetto avviso innanzi alla Commissione Tributaria. Il secondo procedimento, avviato dalla Repubblica di Roma, ha ad oggetto sempre la presunta sottrazione di prodotto al pagamento delle accedenze di prodotto allo scarico rispetto al quanitativi indicati nei documenti iscali di accompagnamento. Tale procedimento rappresenta uno sviluppo di quello avviato dalla Procura di Frosinone e riguarda fatti sostanzialmente analoghi a quelli oggetto del procedimento di provenienza alcune differenze sia in ordine alla natura dei reati contestati, sia in relazione alle condotte oggetto dell'accertamento. La Procura di Roma ha ipotizzato, infatti, la sussistenza di un'associazione a delinquere finalizzata alla sottrazione sistematica di prodotti petroliferi presso tutte le 22 basi di carico di Eni SpA dislocate sul territorio nazionale. La società sta fornendo all'Autoria la massima collaborazione con l'intento di chiarire innanzi al nuovo interlocutore le

proprie ragioni a sostegno della correttezza del proprio operato. Il nione Petrolifera ha interpellato l'Agenzia delle Dogane per conoscere il parere della stessa in merito alla modalità operative adottate. In data 30 settembre 2014 è stato eseguito un ulteriore decreto di perquisizione e sequestro di Roma nei confronti del precedente Direttore Generale della Divisione R&M. I presupposti del provedimento sono analoghi a quelli del precedente. Il provedimento è conseguenza delfatto che l'accertamento in corso riguarda anche il periodo in cui al vertice della Divisione R&M vi era il precedente Direttore Generale.

Eni Relazione Finanziaria Annuale //Note al bilan

80 901. 562

In data 5 marzo 2015 è stata eseguita una perquisizione su tutti i depositi del in Italia, disposta dalla Procura della Repubblica di Roma nell'ambito del medesimo procedimento.

Scopo della perquisizione è stato quello di verficare l'esistenza di comportamenti fraulzzati a manomettere i sistemi di misurazione dei carburanti movimentati presso i predetti depositi e funzionali agli adempimenti fiscali in materia di accise.

5. Contenziosi fiscali

Italia

Eni SpA

• Contestazione per omesso pagamento ICI relativamente ad alcune piattaforme petrolifere nelle acque territoriali del Mare (i) Adriatico. Nel dicembre 1999 il Comune di Pineto [provincia di Teramo] ha contestato alla Società l'omesso pagamento dell'imposta comunale sugli immobili relativamente ad alcune petrolifere di estrazione di idrocarburi localizzate nelle acque territoriali del Mare Adriatico prospicienti il territorio comunale per un ammontare di circa e 17 milioni a titolo di imposta, sanzioni e interessirelativamente agli anni 1993-1998. Avverso tale avviso la Società ha presentato tempestivo ricorso contestando: (i) in via preliminare la carenza del potere impositivo del Comune per mancanza del presupposto territoriale nel quale sono installate le piattaforme in oggetto non rientra nel territorio comunale; (ii) nel mencanza degli altri presupposti oggettivi per l'appilozione dell'imposta. La Commissione Tributaria Provinciale territorialmente competente ha accolto il ricorso di Eni; tali conclusioni sono state confermate dalla competente Commissione Tributaria Regionale. Il Comune ha proposto appello presso la Corte di Cassazione che, con sentenza del febbraio 2005, ha riconosciuto il potere impositivo del Comune sulle acque territoriali, e ha conseguentemente cassato la sentenza imviando per la decisione sugli altri motivi ad altra sezione dell'Abruzzo che ha disposto la dell'Abruzzo che ha disposto la nomina di un collegio di consulenti (CTU), incaricati di effettuare accertamenti tecno-contabili necessari ai fini del giudizio. La relazione conclusiva dei CTU conferma la non accatastabilità delle piattaforne e quindi la carenza del presupposto impositivo ai fini IC. Tale conclusione è stata accolta dalla Commissione Tributaria Regionale dell'Abruzzo. In data 25 gennaio 2011 il Comune ha notificato alla Società il riorso per la Cassazione dell'anzidetta sentenza. Nel dicembre 2005, il Comune di Pineto a Eni SpA analogo avviso di accertamento dell'Il per gli anni dal 1999 al 2004 poi estesi a tutto il 2009 per le medesime piattaforme petrolifere chiedendo il pagamento di una somma complessiva di circa €25 milioni a titolo di imposta, sanzioni per omessa dichiarazione e interessi. Il ricorso avverso tale provedimento è stato accolto con sentenza del dicembre 2007 dalla Commissione Tributaria Provinciale di Teramo. La Commissione Tibutaria Regionale de L'Aquila ha poi rigettato l'appello proposto dal Comune ha infine presentato ricorso in Cassazione. Analoghi procedimenti relativi a piattaforme petrolifere Eni installate nelle acque territoriali italiane sono pendenti con i comuni di Pedaso, Gela e Cupra Marittima per ammontari comunque non significativi.
• Rimborso dell'addizionale all'IRES introdotta con l'articolo 3 della legge 6 febraio 2009 n. 7. Per il finanziamento dei progetti infrastruturali previsti dal trattato di amicizia partenariato e collaborazione tra ltalia e Libia del 2008, la legge n. 7/2009 ha introdotto un'addizionale all'IRES applicabile con l'aliguota del 4% all'utile ante imposte nel caso in cui l'incidenza fiscale sia inferiore al 19%. Tale imposta è dovuta per oli esercizi dal 2009 al 2028. Nel 2009 Eni ha chiesto il rimborso dell'imposta ai competenti organi giurisdizionali eccependo in particolare un effetto di doppia imposizione sui dividendi distribuiti da controllate residenti nell'Unione Eugette in contrasto con la cd. direttiva madre-figlia. Nel dicembre 2013 il Giudice Tributario di secondo grado competente ha riconosciuto il finibili co L'Amministrazione Finanziaria non ha impugnato tale sentenza che quindi è diventata definitiva nel giugno 2014 la se con porta il diritto al rimborso dell'imposta relativa all'esercizio 2009 per un importo di circa €75 milioni è pina presentato stanz di interpello all'Agenzia dell'Entrate chiedma del fatto che ai fini dell'addizione dell'addizionelle (e passe monolbile deba essere calcolata prevedendo la rettifica in diminuzione di un importo pari al 95% dei dividendi distribuiti dell'Inimel europea. Il 26 settembre 2014 l'Agenzia delle entrato l'esclusione dei suddetti dividendi dalla base in projectionele in occasione delle dichiarazioni dei redditi ancora da presentare. In relazione all'interpello, Eni happocoduto a filiguidare l'imposta dovuta per l'esercizio 2012, mediante la presentazione integrativa e a liquidare l'addizione do vita per l'esercizio 2013 secondo la nuova modalità di calcolo, È confermata per la seconda rata dell'imposta relativa al 2009 e per gliestrizi 2010 è 2011 la validità delle richieste di rimborso già presentate. L'effetto a conto economico è stato un provento di € 824 milioni (ai quali si aggungono interessi per circa €40 milioni) che comprende anche le maggiori imposte versati delle quali è stata valuata la probabilità di rimborso in applicazione del principio internazionale lAS12. A dicembre 2014 l'Amministrazione finanziaria ha rimborsao da Eni per l'esercizio 2009.

Estero

Eni Angola Production BV. Le Autorità fiscali dell'Angola Production BV, quale contitolare della concessione di Cabinda, (i) la deducibilità degli ammortamenti sulle in corso ai fini del pagamento della Petroleum Income Tax. La società ha pagato le maggiori imposte oggetto di contestazione per gli anni 2002-2006 chiedendo il riconoscimento della propria posizione per gli esercizi suc-

cessivi. A tal fine ha presentato ricorso. Il giudizio prosegue presso la Corte del contenzioso la società ha effettuato uno stanziamento al fondo rischi.

(ii) Indonesia. L'Amministrazione Finanziaria contesta a Lasmo Sanga Sanga Limited, società residente in UK, l'applicazione dell'aliquota del 10% relativa alla Branch Proít Tax ai sensi della convenzione contro le doppie imposizioni tra UK e Indonesia. L'Amministrazione ritiene si sarebbe dovuta applica del 20%. Gli importi richiesti e già versati ammontano a \$148 milioni per maggiori imposte e interessi. La società ha presentato ricorso e ha effettuato un accantonamento al fondo rischi.

6. Contenziosi chiusi

Eni Spk, Polimeri Europa SpA (ora Versalis SpA - Elastomeri. La Comnissione Europea, con decisione del 29 novembre 2006, aveva accertato una vidazione della normativa antitruste ha comminato un'ammenda di €272,25 milioni, poi ridotta a €181,5 milioni, in solido a Eni e Versalis SpA (già Polimeri Europa) relativamente ad un'asserita intesa anticoncorrenziale nel settore del tipo BR/E-SBR. n conclusione, essendosi definiti i giudizi relativi ai ricorsi presentati avverso la decisione del 2006, avendo la Commissione archiviato il procedimento di rideterminazione e avendo Eni/Versalis proceduto al definitivo pagamento della sanzione, i contenziosi direttamente inerenti la decisione della Commissione possono intendersi definitivamente conclusi.

Per quanto riguarda gli elastomeri denominati CR, il Tribunale di Prima Istanza del dicembre 2012 aveva ridotto a circa €106 milioni l'ammenda, originariamente pari a €132,16 milioni, infitta solidalmente a Polineri Europa ed Eni dalla Commissione Europea in data 5 dicembre 2007 per aver dato luogo insieme ad altri operatori a un'intesa restritiva della concorrenza. Il 5 marzo 2015 la Corte di Giustizia europea ha confermato la sentenza di primo grado chiudendo il procedimento in via definitiva.

[ii] Eni SpA - Istruttoria per violazioni in materia di fatturazione clienti gas e luce. Con la delibera 477/2013/5/00m del 31 ottobre 2013, pubblicata il 5 novembre 2013, l'Autorità per l'energia elettrico (di seguito "AEEGS") ha avviato un procedimento istruttorio nei confronti di Eni per asserite violazioni dell'articolo 5 dell'AEESS in materia di periodicità di fatturazione nella vendita di gas ed energia elettrica, nonché ritardi nelle fature di chiusura per clienti che hanno cambiato fornitore. L'AEEGS ha dichiarato ammissibili gli impegni presentati da Eni che hanno recepto alcune osservazioni presentate nella fase di market test e le indicazioni dell'AEEGS! L'AEEGS! ha approvato e resi obbligatori gli impegni presentati da Eni e quindi chiuso, senza accertamento di alcun illecito o sanzione, l'istruttoria.

Attività in concessione

Eni opera in regime di concessione prevalente nei settori Exploration e Refining & Marketing. Nel settore Exploration & Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l'accesso di ini alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti. In forza dell'assegnazione della concessione mineraria, Eni sostiene i rischi e i costi connessi all'attività di esplorazione na diritto alle produzioni realizzate. A fronte delle concessioni minerarie ricevute, Eni corrisponde della legislazione fiscale vigente nel Paese, è tenuta al pagamento delle impose sul reddito derivante dallo sfruttamento della concessione. Nei Production Sharing Areement e nei contrati di service il diritto sulle produzioni realizzate è determinato dagli accordi con le compagnie perrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalità di imborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi sostenuti per le attività di esplorazione, sviluppo e dei costi perativi | cost oil | e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Nel settore Refining & Marketing alcune stazioni di servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessionarie autostradali per l'erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento dell'affidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle società autostradali royalties fisse e variabili calcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessioni è generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili non rimovibili.

809011154

Regolamentazione in materia ambientale

l rischi connessi all'impatto dell'ambiente, sulla salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fattori di rischio e di ncertezza – Rischio operation della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterà costi di ammontare gli obblighi previsi dalle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonché per il ripristino ambientale, la bonifica e messa in sicurezza di aree in precedenza adibite a produzioni industriali e siti dismessi.

ln particolare, per quanto riguarda il rischio ambiente non ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato in aggiunta ai fondi stanziati e tenuto conto degli interventi già effettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia non può essere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto tra l'altro dei seguenti aspetti. (i) la possibilità che emergano nuve contaninazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall'applicazione del Decreto Legisativo n. 152/2006; (ii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente; [iv] gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi.

Emission trading

Nel 2013 ha preso il via la terza fase del sistema europeo di scambio di quote (EU-ETS), durante la quale lo ssegnazione dei permessi di emissione è rappresentato dalla vendita all'assegnazione gratuta basata sulle emissioni storiche. Pe il periodo 2013-2020 l'assegnazione gratuita dei permessi avvene utilizzando parametri di riferimento europei settore industriale (cd. benchmark), ad eccezione del settore termoelettico per il quale non sono più previste al nuovo contesto regalatorio determina per gli impianti Eni soggetti ad emission tradine di un quantitativo di permessi di emissione generalmente inferiore rispetto alle emissioni registrate nell'anno di riferimento, con la necessarie ai fini di compliance tramite l'approvigionamento sul mercato delle emissioni.

Nell'esercizio 2014 le emissioni di anidride carbonica delle installate, complessivamente, superiori rispetto ai permessi assegnati. A fronte di 19,16 milioni di tonnellate di atmosfera sono stati assegnati 8,00 milioni di permessi di emissione, facendo registrare un deficit di 10,36 milioni di tonnellate. L'intero deficit è stato compensato tramite l'approvvigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle emissioni.

80901 345

Ricavi

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

Ricavi della gestione caratteristica

l ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:

	2012	2013	2014
Ricavi delle vendite e delle prestazioni	126 364	114.549	109.760
Variazioni dei lavori in corso su ordinazione	- 745	148	87
Copyright Canada Callery College Court Concess of A SHIPETHER PHOTO COLLEGO THE THE THE THE SELECT FIT THE SELECT CHEAR STORE THE CHEAR STEAR CHEAR THE STORE THE CHEAR STE	127109	114.697 1000 Translation Concess (Elemin Miller (Class (1) ma	109.847

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

(E milioni)	2012	2013	2014
Accise	13.823	12.650	12.289
Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise	1+ (+0.0) 2.177	2.018	1.586
Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture	4422	5.459	5.191
Vendite a gestori di impianti stradali per consegne fatturate a titolari di carte di credito	2010	1.909	1.804
	22.432 * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * *	22.036	20.870

l ricavi delle vendite e delle prestazioni di €126.364 milioni e €114.549 milioni rispettivamente nel 2012 e 2013) riguardano per €11.504 milioni (rispettivamente €10.427 milioni nel 2012 e 2013) ricavi di commessa del settore Ingegneria & Gostruzioni (Saipen) e comprendono corrispettivi aggiuntivi in corso di negoziazione (change orders e claims). L'importo cumulato dei corrispettivi aggiuntivi al 31 dicembre 2013 e al 31 dicembre 2014, in relazione allo stato di avanzamento dei progetti, ammontava fispettivamente a €1.018 milioni e a €801 milioni. Le valutazioni dei progeti con posizioni di corrispettivi a €50 milioni sono state supportate anche da pareri tecnico-legali di consulenti esterni.

l ricavi netti della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività e per area geografica di desinazioni per settore di attività e per area geografica.

I ricavi netti della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla nota n. 44 - Rapprti con parti correlate.

Altri ricavi e proventi

Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:

(E milioni)	2012	2013	2014
Proventi per variazione prezzi di vendita su operazioni overlifting e underlifting	67	44	390
Plusvalenze da vendite di attività materiali e immateriali	701	370	92
Locazioni e affitti di azienda	વેટ	88	92
Indennizzi	55	65	an
Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali	69	35	37
Altri proventi (1) .	560	785	446
.	1.548	1.387	1.101

[ * ] Di importo unitario inferiore a € 50 milioni.

Le plusvalenze da vendite di attività materiali di €92 milioni riguardano per €83 milioni asset del settore Exploration & Production. Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 44 - Rapporti con parti correlate.

Costi operativi

8090114

ni Relazione Einanziaria Annuale / Noteral bilanc

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:

(€ milioni)	2012	2013	2014
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci	74.643	62004	63.605
Costi per servizi	15.142	17711	16.979
Costi per godimento di beni di terzi	3.440	3.678	4.080
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	856	850	494
Altri oneri	1.358	1.147	1.516
	95.439	90.390	- 86.674
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali	(326)	311	(523)
- incrementi per lavori interni - attività immateriali	(79)	(76)	------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
	95.034	90.003	86.340

l costi per servizi comprendono compensi di internediazione riferiti al settore ingegneria & Costruzioni i €6 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2013].

l costi di ricerca e sviluppo privi dei requisiti pe la rilevazione all'attivo patrimoniale ammontano a €186 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2013 ].

l costi per godimento di beni di terzi comprendono canoni per €1.965 milioni (€1.432 milioni (€1.432 milioni e €1.92 milioni rispetti vamente nel 2012 e nel 2013) e royaltieri estratti per €1.278 milioni (€1.555 milioni e €1.413 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2013).

Gli altri oneri di €1.516 milioni comprendono: [1] oneri per variazione prezzi di verlifting e underlifting per €409 milioni (€57 milioni e €50 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2013); (ii) minusvalenze da radiazione di attività materiali, immateriali e rami d'azienda per € 160 milioni riferite per € 144 milioni al settore Exploration & Production.

l pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativo non annullabili si analizzano come segue:

(€ milioni)	2014 2012 2013
Pagabili entro:
1 anno	706 - 606 722
da 2 a 5 anni	1:422 1.289 1.212
oltre 5 anni	957 349 560
	2.571 - 2.267 2.985

l contratti di leasing operativo riguardano principalmente asset per attività di perforazione, time charter e noli di navi a lungo termine, terreni servizio e immobili per ufficio. Questi contratti, generalmente, non prevedono opzioni di rinnovo. Non ci sono significative restrizioni inqquest a d Endo accordi di leasing operativo con riferimento alla distribuzione di dividendi, alla disponibilità degli asset o alla capacità di indebitars Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per esuberanza di €494 milioni e €850 milioni insettivam nel 2013) riguardano l'accantonamento netto al fondo rischi per contenziosi di €536 milioni [accantonamenti netti di €688 milioni €222 tivamente nel 2012 e nel 2013) e l'accantonamento netto al fondo rischi ambientali di €177 milioni [accantonamenti netti di €77milion rispettivamente nel 2012 e nel 2013). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 29 - Fondi per rischi e oneri.

Costo lavoro

							Il costo lavoro si analizza come segue:
--	--	--	--	--	--	--	-----------------------------------------	--

Eni Relazione Finanziaria Annuale / Note al bilancio

80901. 547 (€ milioni)	2012	2013	2014
Salari e stipendi	3.904	4.395	4.645
Oneri sociali	679	(10. Sa .mark for 657	709
Oneri per programmi a benefici ai dipendenti	110	92	104
Altri costi	184	411	ડેરે
	4.877	5.555	5.693
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali	(185)	(194)	(295)
- incrementi per lavori interni - attività immateriali	(ટર)	(60)	(61)
сотвости и подобило составляется в 15 година в 45 м 10 мираниции от 10 сединание в 10 седника в 10 тександратив	4.640	5.301	5.337

Gli altri costi di €235 milioni e €411 milioni ispetivamente nel 2012 e nel 2013) comprendono oneri per esodi agevolati per €10 milioni (€64 milioni (€64 milioni e €279 milioni rispettivamente nel 2012 e nel per programmi a contributi definiti per €110 milioni e €109 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2013 ).

Gli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 30 - Fondi per benefici ai dipendenti.

Numero medio dei dipendenti

Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell'area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:

	2012			2013	2014
(numero)		Joint Controllate operations	Controllate	Joint operations	Controllate	Joint operations
Dirigenti	1.463	32	1.466	38	1.467	27
Quadri	12.936	143	13.368	156	13.727	136
Impiegati	37.135	824	39.067	860	40.052	633
Operai	23.427	805	25,882	809	27.545	559
	74.961	1.809	79.783	1.863	82.791	1.355

ll numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all'inizio e alla fine del periodo. Il numero medio dei dirigenti comprende imanager assunti e operanti all'estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente.

Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni

Nel 2009 Eni ha dato discontinuità al piano di incentivazione manageriale di stock option al dirigent di Eni SpA e delle società controllate ai sensi dell'art. 2359 del Codice Civile scadenza delle opzioni relative all'assegnazione 2008, del Piano di stock option 2006-2008, al 31 dicembre 2014 non ci sono piani di stock option ancora in essere.

L'evoluzione dei diritti di opzione è stata la seguente:

	2012			2013			2014
	Numero di azioni	Prezzo medio di esercizio ાદ)	Prezzodi mercatol31 િદો	Numero di azioni	Prezzo medio diesercizio ಲ	Prezzod mercatola) El	Numero di azioni	Prezzo medio di esercizio. (€)	Prezzo di mercato (3) (દ)
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]l prezo di mercaro delle azioni difiti assegoait, esercitato decadori nedia, ponderato pe il numero delle azioni, dei lor valui di mecato (nedia animeita dei pezziuficali iderat sul Meccao idena in nese pecedente, [i] la da di immissione nel cono i idil dell'assegation (ii) la ba di issuzione inilatea de la opporto di lavoro peri diritti decaduti , Il prezzo di mercato delle azioni all'inizio e line periodo è punuale al 31 dicembre,

Negli esercizi 2012, 2013 e 2014 non vi è alcun costo per i piani di stock option di competenza.

Compensi spettanti al key management personnel

l compensi spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione e controllo della Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilità strategica (cd. key management personnel) in carica nel corso dell'esercizio ammontano [incluso i contributi e gli oneri accessori) a €40 milioni e €43 milioni rispettivamente per il 2012, il 2013 e il 2014 e si analizzano come segue:

(€ milioni)	2012	2013 2014
Salari e stipendi	24	3
Benefici successivi al rapporto di lavoro
Altri benefici a lungo termine
Indennità per cessazione del rapporto di lavoro
	40	38

Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci

l compensi spettanti agli amministratori ammontano a €13,2 milioni e €10,1 milioni rispettivamente per gli eseccizi 2012, 2013 e 204. l compensi spettanti ai sindaci ammontano a €0,467 milioni, €0,419 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2012, 2013 e 2014. l compensi comprendono gi emolumenti e ogni altra retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni Spk e in altre di consolidamento, che abbiano costituto un costituito un costo per Eni, 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:

	2012	2013
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge			1133
Proventi [oneri] netti su altri strumenti finanziari derivati		ap	278
			145

I proventi (oneri) hetti su strumenti finanziari di copertura cash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity posti in essere dal settore Gas & Power.

l proventi (oneri) netti su altri strumenti figuardano; [i] gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli stumenti innaziari derivati di trading sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario (proventi netti per €17 milioni e €8 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2013); (ii) gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti finanziari su merci privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'iFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta del rischio commodity (proventi netti per €220 milioni e €141 milioni e €91 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2013); (ii) la valutazione a fair value di derivati impliciti presenti nelle formura di lungo termine di gas nel settore Exploration & Production [proventi netti per €1 milione, €3 milioni e €31 milioni rispettivamente nel 2012, nel 2014],

I costi operativi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 44 - Rapporti con parti correlate.

809011 549

Ammortamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:

(€ milioni)	2012 HELL () Donesto Comments ( ) ( ) ( ) )	2013	2014 any and one and and states the same the same the
Ammortamenti:
- attività materiali	7.443	7.454	8.187 .
安 世在客户 - attività immateriali	2.207	1.976	1.789 In and Lount by dans weeks of
	9.650	9 430	9.976
Svalutazioni:
- attività materiali	1.600	2.116	1.540
attività immateriali	2.375	507	53
	3.975	2.623	1.593
a dedurre:
- rivalutazioni di attività materiali	(3)	(223)	(64)
4044 48 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 2 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 x 1 - incrementi per lavori interni - attività materiali		3	(2)
- incrementi per lavori interni - attività immateriali	4	(6)	(4)
	13.617	11.821 1 1 10 100 1 4 4 4 10 1 10 10 1	11 499

Gli ammortamenti e svalutazioni sono analizzati per settore di attività alla nota n. 43 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

@ Proventi (oneri) finanziari

l proventi [oneri] finanziari si analizzano come segue:

(€ milioni)	2012	2013	2114
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari	7.208	5.732	6.459
Oneri finanziari	(8.327	(6.653)	(7.710)
Proventi netti su attività finanziarie destinate al trading			24
	[1.119]	[917]	(1.227)
Strumenti finanziari derivati	1252	(92)	162
	1.371	(1.009)	(1.065)

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

[€ milioni]	2012	2013	2054
Proventi [oneri] finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto
- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari	(729)	(742)	( Sal
- Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori	1257	(181)	(163)
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa	24	49	28
- Interessi attivi verso banche	28	43	26
- Proventi netti su attività finanziarie destinate al trading		4	24
	(934)	(827)	(844)
Differenze attive [passive] di cambio
· Differenze attive di cambio	2015	5.485	6.177
· Differenze passive di cambio	(6.884)	(5.448)	(6.427)
	131	37	(250)
Altri proventi [oneri] finanziari
· Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale	150	170	163
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	54	61	74
- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo [3]	(308)	(240)	(293)
- Altri proventi [oneri] finanziari	(215)	(118)	(77)
	(318)	(127)	(133)
	(1.119)	(917)	(1.227)

[a] La voce riguarda l'incremento dei fondi per rischi e onei che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.

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

809011 650

[€ milioni]		2012	2013 .	2014
Opzioni		(26)	(41)	68
Strumenti finanziari derivati su valute		(138)	(91)	48
Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse	(88)	40	46
		(252)	(92)	162

l proventi netti su strumenti finanziari di €162 milioni (oneri per €252 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2012 e nel 20.3 ) comprendono la valutazione al fair value degli strumenti finati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli FFS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi e su tassi d'interesse e, pertanto, non sono ifferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. Gli strumenti finanziari derivati su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio economico impiicito nelle fomule prezzo delle commodity del settore Gas & Power. La stessa carenza di requisiti formali per considerare di strumenti finanziari derivati comporta la rilevazione delle differenze attive nette di cambio in quanto al cambio di fine esercizio delle attività e passività in moneta diversa da quella funzionale non vengono contabilmente compensate dalla variazione dei fair value degli strumenti inanziari derivat. I proventi su opzioni di €68 milioni (oneri netti per €26 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2013) riguardano la valuazione al fair value delle opzioni implicite nei bond convertibili in azioni SGPS SA per €45 milioni e proventi per €14 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2013) e in azioni SpA per €23 milioni (oneri per €55 milioni nel 2013) determinati dalla riduzione della passività rilevata nell'esercizio precedente dovuta all'approssimarsi della scadenza e al prezzo di borsa delle azioni che rendono le opzioni out-of-the-money. l proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 44 – Rapporti con parti correlate.

Proventi (oneri) su partecipazioni

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto

L'effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto si analizza come segue:

(€ milioni)	2012	2013	2014
Plusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto	451	313	2115
Minusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto	(250)	(105)	86)
Utilizzi [accantonamenti] netti del fondo copertura perdite per valutazione con il metodo del patrimonio netto	151	14	81
	186	222	121

l'analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto è indicata alla nota n. 19 – Partecipazioni. L'effetto valutazione con il metodo del patrimonio ne settore di attività alla notan. 43 – Informazioni per settore di attività eper area geografica.

Altri proventi [oneri] su partecipazioni

Gli altri proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue:

(€ milioni)	2012
Dividendi	431
Plusvalenze nette da vendita	349
Altri proventi (oneri) netti	1.823
	2.603

. dividendi di €385 milioni i iguardano essenzialmente Nigeria LNG Ltd (€247 milioni), Snam SpA (€43 milioni) e Edp Energia SPS SA (€22)hügh) - 2 - 2
l dividendi relativi al 2013 di €400 milioni riguardavano essenzialmente Nigeria LNG Ltd (€224 milioni), Snam SpA (€72 milioni) e Galf Erbegia SGPS SA (
milioni J.

I dividendi relativi al 2012 di €431 milioni riguardavano principalmente Nigeria LNG Ltd (€331 milioni).

Le plusvalenze nette da vendite di €163 milioni riguardano: [i] per €96 milioni la cessione dell'8,15% del capitale di Galp Energia SPS SA, di cui €77 milioni relativi al rigiro della riserva patrimoniale di li) per €54 milioni la cessione del 20% (intera quota possedua) del capitale sociale di South Stream Transport BV a Gazprom; (iii) per €9 milioni la cessione del 50% (intera quota posseduta) del capitale sociale di EnBW Eri Verwalungsgesellschaft mbH ad EnBW Energie Baden-Württemberg AG. Maggiori informazioni sulle cessioni sono indicate alla nota n. 19 – Partecipazioni.

Le plusvalenze nette da vendite relative al 2013 di €3.598 milioni la cessone del 28,5% del capitale sociale di Eni East Africa SpA, titola re dei diriti minerari dell'Area 4 in Mozambico a China National Petroleum Corporation (CNPC) che attraverso la partecipazione in Enl East Africa acquisisce indirettamente una quota del 20% nell'Area 4; Eni, attraverso la partecipazione residua, rimane titolare del 50% e dell'operatorship; (ii) per €98 mi-

EUS

00000

Eni Relazione Finanziaria Annuale / Note al bilancio

iioni la cessione dell'8,19% del capitale sociale di Gal €67 milioni relativi al rigiro della riserva patrimoniale da valutazione al fair value; (iii) per €75 milloni la cessione dell'11,69% del capitale sociale di Snam SpA, di cui €8 milioni relativi al riserva patrimoniale da valutazione al fair value; (iv) per €63 milioni la cessione del 49% (intera quota posseduta) del capitale sociale di Super Octanos CA.

Le plusvalenze nette da vendite relative al 2012 di €349 milioni la cessione di Galp Energia SGPS SA ad Amorim Energia BV (5% del capitale sociale ) e ad investitori istituzionali [4% del capitale sociale].

Gli altri oneri netti di €179 milioni comprendono l'adeglando di 6,3 milioni di 6,3 milioni di azioni Galpri Galpri Galpei per €231 milioni al prezzo di €8,43 per azione) è di 280,7 milioni di azioni SpA (proventi per €10 milioni al prezzo di €4,1 per azione). Tali partecipazioni sono valutate in base alla fair value option perché al servizio di prestiti bbligazionari convertibili. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 19 – Partecipazioni. Gli altri proventi netti relativi al 2013 di €1.865 milioni comprendevano. [i] la rivalutazione del 60% (intera quota posseduta) dell'intera sia BV. La partecipazione in Artic Russia BV era classificata nelle attività destinate al fair value per effetto del venir meno del controllo congiunto in quanto si sono verlicate, prima dell'anno, tutte le condizioni sospensive incluse nel Sale Purchase Agreement firmato con Gazponn nel mese di novembre 2013. Ciò ha determinato una plusvazione per valutazione al fair value di €1.682 milioni. L'incasso del corrispettivo della vendita è avvenuo nel mese di gennaio 2014, ( il ) l'adeguamento al prezzo di borsa alla data di riferimento della Relazione finanziaria consolidata 2013 di 288,7 milioni di azioni Soa e di 66,3 milioni di azioni Galp Energia SPS SA per le quali è stata attivata la fair value option perchéa l'empiri obbligazionari convertibili emessi rispettivamente per Snam il 10 gennaio 2013 e per Galp il 30 novembre 2012 per, rispettivamente, €158 milioni di proventi.

Gli altri proventi netti relativi al 2012 di €1.823 milioni comprentevano: (i) un provento strandinario di €835 milioni derivante di capitali i un controllata Galp, Petrogal, sottoscritto da un socio terzo mediante apporto in denaro superiore al valore di interessenza relativa, [ii] la rivalutazione alla quotazione di mercato alla data di perdita del collegamento (€865 milioni sul 28,34% del capitale Galp Energia SPSSA) e il successivo adeguamento al prezzo di borsa alla data di bilancio limitatamente all'8% delle azioni Galp per le quali è stata attivata la fair value option perché al servizio di un presito nbligazionario convertibile (proventi per €65 milioni); [iii] l'adeguamento al prezzo di borsa alla data di bilancio di 288,7 milioni di azioni Snam Spl per le quali è stata attivata la fair value option perché al servizio di un presito obbligazionario convertibile emesso il 18 gennaio 2013 (proventi per €6 milioni).

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito si analizzano come segue:

(€ milioni)	2012	2013	2014
Imposte correnti:
-imprese italiane	751	806	(541)
-imprese estere operanti nel settore Exploration & Production	10.214	7602	6.512
-altre imprese estere	464	312	313
	11.429	8.720	6.284
Imposte differite e anticipate nette:
-imprese italiane	373	(198)	314
imprese estere operanti nel settore Exploration & Production	129	756	128
	(252)	(273)	(234)
-altre imprese estere	250	285	208
	11.679	9.005	6.492
	на продобродным свое сементание продавания подативности со подавания подативности со присточно седение на седение на седение на седение на седение на седение на седение на се

l proventi d'impose netti relativi alle imprese italiane di €541 milioni riguardano proventi IRES per €37 milioni, oneri RAP per i per imposte estere per €157 milioni. I proventi netti IRES di €735 milioni comprendono il €824 milioni determinato dall'intervenua definizione con le Autorità fiscali italiane dell'addizionale IRES del 4% di cui alla legge 7/2009 (cosidenta Lybian tax) dovuta dalla parent company Eni SpA con effetto dall'esercizio 2009.

l'incidenza dell'esercizio prima delle imposte è dell'88,4% (70,2% e 64,5% rispettivamente nel 2012 e nel 2013) a fronte dell'incidenza fiscale teorica del 33,4% (44,0% e 43,2% rispettivamente nel 2012 e nel 2013) che risulta applicando le algune (1912) (1) ha ha ha mi uella noale conce del 3,1% ( (1,0% e 40,1% (1RES) all'utile prima delle imposte e del 3,9% (stessa aliquota nel 2012 e nel 2013) (IRAP) al valor netto della produzione.

(22) Mel 202 e 2022 compendeval Sul reditorinponitile delle imponitile delle impese de settore enegit costent a forma (1870) (1 conservalizato de generio de provincia (1970) (27 Me 2012 e 2013 conpenses and Obecend is and Unecent Legen. 12/2008 (convertion) 1982) 10 per considere deserving 2013 in production or projection on production on product ennani di pintopiezzio l'ell'erito i grando colo colle propicano ad Eni Sphicano ad Eni Sph nel 2014 averdo chiuso l'esercio 203 in pedita. La Robin Inc è sta a brogat nel febbraio 2015 con sentenza della Corte Costituzionale per illegittimità con effetto "prospective" cioè senza alcun dirito di rimborso

l'analisi della differenza tra l'aliquota fiscale teorica e quella effettiva per i tre periodi messi a confronto è la seguente:

(%)	2012	2013	2014
Aliquota teorica	44,0	43.2	33.4
Variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all'aliquota teorica:
- maggiore incidenza fiscale delle imprese estere	16.8	16.0
- effetto svalutazione delle attività per imposte anticipate e rideterminazione aliquote fiscali	7.6	8,9	13.7
- effetto applicazione addizionale IRES prevista dalla Legge n. 7 del 6 febbraio 2009	1,5	1.3
- effetto rideterminazione addizionale IRES prevista dalla Legge n. 7 del 6 febbraio 2009			11,2
- differenze permanenti e altre motivazioni	0.3	(4,9)	1,8
	26.2	21.3	55.0
	70.2	64.5	88.7

La maggiore incidenza fiscale delle imprese estere riguarda il settore Exploration & Production per 49,2 punti percentuali nel 2012 e nel 2013 ].

La svalutazione delle attività per imposte a rideterminazione aliquote fiscali di 13,7 punti percentuali comprende la stività per imposte anticipate delle società italiani in relazione alle proiezioni di minori redditi imponibili futuri (€300 milioni pari a 6,8 punti percentuali Je al minore tax rate prospettico a seguito dell'addizionale IRES di cui all'art. 81 del D.L. 112/2008, osidetta Robin Tax, (€476 milioni pari a 6,5 punti percentuali) per effetto della Corte Costituzionale del febbraio 2015 che ha dichiarato l'llegittimità di tale tributo. Tale sentenza innovativamente dispone solo per il futuro negando ogni diritto di rimborso.

Nel 2014, le differenze permanenti e altre motivazioni di 1,8 punti percentuali comprendono l'effetto di 0,7 punti percentuali relativo alla tassazione dei dividendi infragruppo.

Nel 2013, le differenze permanenti e altre motivazione di 4,9 punti percentuali comprendono gli effetti relativi alla parziale non imponibilità della plusvalenza da cessione del 28,57% di East Africa SpA (6,6 punti percentuali), la non imponibilità delle plusvalenze da cessione e da rivalutazione rilevati sulle partecipate GPS SA e Snam SpA (0,9 punti percentuali) e, in aumento, gli effetti relativa il a indeducibilità della svalutazione di goodwill attribuito alla cash generating unit Mercato Gas Europeo (1,0 punti percentuali) e alla tassazione dei dividendi infragruppo (0,8 punti percentuali].

Nel 2012, le differenze permanenti e altre motivazioni comprendono l'effetto di 3,3 punti percentuali riali indeducibilità della svalutazione di goodwill attribuito alla cash generating unit Mercato Gas Europeo e, in diminuzione, 4,5 punti percentuali elativi alla non imponibilità delle plusvalenze da cessione e da rivalutazione rilevati sulla partecipata Galp Energia SGPS SA.

Utile per azione

L'utile per azione semplice è determinato divide dell'esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell'anno, escluse le azioni proprie.

Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 3.622.797.043 e di 3.610.387.582 rispettivamente negli esercizi 2012, 2013 e 2014

L'utile per azione diluito è determinato divide dell'esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell'anno, escluse le azioni proprie, incrementate delle azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in girdlazione, Al 31 dicembre 2012, 2013 e 2014 non ci sono azioni che potebbero essere messe in circolazione e, perfanto, linument nderato i delle azioni per il calcolo dell'utile semplice con il numero medio ponderato delle azioni per il calcolo dell'utile, ili jiro j

		2012	2014 2018 - 2
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice e diluito		3.622.764.007	3-622.797.043 -- 3,610.387.582
Utile netto di competenza Ent	(milioni di €)	7.790	1.291 5.180
Utile per azione semplice e diluito	(ammontari in € per azione)	2,15	0,36 1,42
Utile netto di competenza Eni - continuing operations	[milioni di €]	4.200	1.291 5.180
Utile per azione semplice e diluito	(ammontari in € per azione)	1.16	0.36 1,42
Utile netto di competenza Eni - discontinued operations	(milioni di €)	3.590
Utile per azione semplice e diluito	ammontari in € per azione	0,99

809011553 😊 Informazioni per settore di attività e per area geografica

Informazioni per settore di attività

							Altre attivitalai		Discontinued operations(a)
	Production Exploration	Powerld ક્સ્ Gas	Marketing Refining	Versalis	Costruzion gegneria	finanziarie Corporate società	Snam	Altre	Utili interni	Totale	Snam	infragruppo Elisioni	Continuing operations
(€ milioni)	વ્યુસ		ಹ		UI ల్లో రో	ರಿ
2012
Ricavi netti della gestione caratteristical3)	35.874	36.198	62.531	6.418	12.799	1-369	2.646	119	(ਨੇਡ)
a dedurre: ricavi infrasettori	(20.322)	(2.038)	(2.962)	(411)	(1.109)	(1.242)	(1.274)	(40)
Ricavi da terzi	15.552	34.160	ട്ടു. ടെല	6.007	11.690	127	1.372	79	(75)	128.481	(1.372)		127.108
Risultato operativo	18.470	3.125)	(1.264)	(PBI)	1.453	341	1.679	(300)	508	16.099	(1.679)	188	15.208
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	40	457	ਰਤ	22	36	140	72	PR		ಕಿರಿ8	(72)		856
Ammortamenti e svalutazioni	8.532	2.923	1.209	SOS	708	કર	284	3	(25)	13.901	[284]		13.617
Effetto valutazione							38	(1)		224	(38)		186
con il metodo del patrimonio netto	ਤਰੇ	81	20	2	46	(1)		474		113.404
Attività direttamente attribuibilib)	ಕ್ಕಾ 225	20.696	15.266	3.151	14.402	ase			(776)	26.188
Attivita non direttamente attribuibili
Partecipazioni valulate con il metodo del patrimonio netto	2.159	ਰੇਵੀ	72	50	179	6		36		3.453
Passività direttamente attribuibilie)	16.147	10.802	6.361	250	5.229	1.187		2.954	SI	43.451
Passività non direttamente attribuibili										34.324
				172	1.011	152	756	14	38	13.561
Investimenti in attività materiali e immateriali 2013	10.307	513	888
Ricavi netti della gestione caratteristica(3)	31.264	32.212	56.238	5.859	11.598	1.453		80	18
a dedurre: ricavi infrasettori	18:518	(1.225)	(2.897)	(588)	(1.018	(1.339)		(За)
Ricavi da terzi	13.046	30.987	54.341	5.570	10.580	114		41	18	114.697
Risultato operativo	14.868	2.967	(1.492)	1725)	(ag)	(399)		(337)	38	8.888
			100	દિર	76	178		77	(51)	850
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri Ammortamenti e svalutazioni	റ്റി	314 2.098	978	139	721	ટા		20	(52)	11.821
Effetto valutazione	7.829
con il metodo del patrimonio netto	129	71	5		2	7		8		222
Attività direttamente attribuibililib)	59.784	18.205	15 URB	3.168	14.208	888		ટકર		(793) 110.809
Attività non direttamente attribuibili										27.532
Partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto	1730	ਫਰੇਰੇ	74	148	166			36		3.153
Passività direttamente attribuibilite)	15.608	10.182	6.079	844	5,517	1.606		2.140	8P	42.490
Passivita non direttamente attribuibili										34.802
Investimenti in attività materiali e immateriali 2014	10.475	229	6/2	374	aos	190		SI	3]	12.800
Ricavi netti della gestione caratteristicala)	28.488	28.250	56.153	5.284	12.8/3	1.378		78	54
a dedurre: ricavi infrasettori	(16.618)	1.103	2.196]	(253)	(1.244)	(1.250)		(47)
Ricavi da terzi	11.870	27.147	53.957	5.031	11.629	128		31	54	109,847
Risultato operativo	10.766	186	2.2291	(704)	18	(546)		(272)	388	7.917
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	ਨਰ	(Se)	124	28	154	138		20	(3)	494
Ammortamenti e svalutazioni	9.163	359	567	ਰਿੰਦ	1.157	ea		15	(SP)	11.499
Effetto valutazione			8		51			2		121
con il metodo del patrimonio netto	55 68.113	42 16.603	12.993	(4) 3.059	14.210	1.042		258	(486)	115.792
Attività direttamente attribuibili[b]										30.415
Attività non direttamente attribuibili
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	1.959	772	73	155	120			36		3.115
Passività direttamente attribuibilitei	19.152	10.267	5.269	688	6.171	1.243		2.660	(162)	45.295
Passivita non direttamente attribuibili										38.703
Investimenti in attività materiali e immateriali 10.524		172	537	282	694	83		30	(85)	12.240

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

(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infraseแori.
[b] Comprendono le attività connesse al risultato operativo.
[c] Comprendono le passività connesse al risultato operativo,

(d) I risultati di Snam sono stati riclassilicati dal settore "Gas & Power" al settore "Altre attività" e rileval nelle discontinued operations.

· 212

1. 55

Le nuove disposizioni dell'IFRS 10 e 11 sono applicate con effetto rettificando i valori di apertura dello stato patrimoniale al 1ª gennaio 2013 e i dati economici del 2013.

Gli oneri ambientali sostenuti da Eni SpA per effetto delle garanzie intersocietarie rilasciate a Syndial sono riportati nelle "Altre attività". l ricavi infrasettore sono conseguiti applicando condizioni di mercato.

Informazioni per area geografica

Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione.

(€ milioni)	talla	G U io dell'Uni 0 Resto Europ	B d D Le Resto dell'Eu	eriche Am	B Asi	B Afric	CD ರಿ e Altre	Totale
2012
Attività direttamente attribuibilità)	31.424	15.288 11.084				7.207 14.828 31.699		1.874 113.404
Investimenti in attività materiali e immateriali	2.926	1.263 -			1.626 1.184 1.663	4.725	174	13,561
2013
Attività direttamente attribuibili[a]	28.619		14.513 7.992 8.683 17.921			31.300		1.781 110.809
Investimenti in attività materiali e immateriali		2.044 - 1.089	1.553 1.506 1.799 4.556					253 12.800
2014
Attività direttamente attribuibili(a)		26.516 15.086		8.703 8.456		20.424 34.868		1.739 115.792
Investimenti in attività materiali e immateriali	1.785	853		1.407 1.196	1.974 4.864			161 . 12.240

risultato operativo.

Ricavi netti della gestione caratteristica per area geografica di destinazione.

[€ milioni]	2012	2013	2014
Italia	33.860	31,949	29.621
Resto dell'Unione Europea	35.909	31.629	29.933.
Resto dell'Europa	9.645	11.462	12.434
America	15.244	7.752	8.944
Asia	16.394	18.608	16.257
Africa	14.710	12.073	11.640
Altre aree	1.347	1.224	1.018
	127.109	114.697	109.847.

213

Rapporti con parti correlate

214

Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:

• (a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provista e l'impiego di mezzi finanziari con le imprese collegate e con le imprese controllate escluse dall'area di consolidamento;
• [b] lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato italiano;
• (c) il rapporto intrattenuto con Vodafone Omnitel BV correlata a Eni SpA per il tramite di un componente del Consiglio di Amministrazione in applicazione del Regolamento Consob in materia di operazioni con parti correlate del 12 marzo 2010 e della procedura interna Eni "Dperazioni con interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate". I suddetti rapporti, regolati alle condizioni di mercato, riguardano essenzialmente costi per servizi di comunicazione mobile per €16 milioni e l'accordo di collaborazione commerciale relativo al loyalty program gou&eni;
• (d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono iniziative di caratere umanitario, culturale e scientifico. In particolare con: (i) Eni Foundation, costituita, su iniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l'obiettivo di perseguire esclusivamente finalità di solidarietà sociale e umanitaria nei settori dell'asanità, dell'educazione, della cultura e dell'ambiente, nonché della ricerca scientifica e tecnologica; [i] Fondazione Eni Enrico Mattei, costituita di Eni, con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative di formazione e informazione, all'arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l'economia, l'energia e l'ambiente su scala locale e globale.

Tutte le operazioni sono state compiute nell'interesse della Società e, ad eccezioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte dell'ordinaria gestione e sono regolate generalmente a condizioni dhe si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.

Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllamento sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2014" che si considera parte integrante delle presenti note.

1's ... .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .

8 - Notes of the

. .. .. . 16

Rapporti commerciali e diversi

Comments of the Wass and the

L'analisi dei rapporti di natura commerciale e diversa è la seguente:

1 2 3 4 2 3 11 2 3 11 2 3 11 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2

Esercizio 2012

(€ milioni)

ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘﻮﻯ ﺍﻟﻤﺴﺘ

	31.12.2012				5075
	Crediti	Debiti								Altri proventi (oneri)
	e altre attività	e altre passivitā	Garanzie		Costi			Ricavi		operativi
Denominazione				Beni	Servizi	Altro	Beni	Servizi	Altro
Continuing operations
Joint venture e imprese collegate
ACAM Clienti SpA	19	1	2				દિર	1
Agiba Petroleum Co	3	67			ar
Azienda Energia e Servizi Torino SpA					86
Bronberger & Kessler und
Gilg & Schweiger GmbH & Co KG	9						84
CEPAV [Consorzio Eni per l'Alta Velocità] Due	ਟੀ	ਟ ਹ			ਟ ਹ			85
CEPAV [Consorzio Eni per l'Alta Velocità] Uno	દિ	18	6.122		5			16
EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH	80						287
Gaz de Bordeaux SAS							ਵਿ
InAgip doo	54	10			24		ਟਤੋ	1
Karachaganak Petroleum Operating BV	28	ટેટ		1.331	244	14	5	8
KWANDA - Suporte Logistico Lda	54	1			2			7
Mellitah Oil & Gas BV	7	47			166		5	12
Petrobel Belayim Petroleum Co	31	328			282			79
Toscana Energia SpA					86				1
Unión Fenosa Gas SA	S	3	57			6	120		1
Altrel"]	239	ਰੇ ਹੋ	73	વેટ	420	11	229	151	8
	823	er?	6.254	1.376	1.765	37	904	330	10
Imprese controllate escluse
dall'area di consolidamento						2		1.064	5
Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV	236	172			ലോട
Eni BTC Ltd Industria Siciliana Acido Fosforico -			154
ISAF - SpA (in liquidazione)	ટવ	3	4					5	7
Altrel'I	14	ਟਰ	S	7	50	4	17	3	7
	304	234	180	7	835	6	17	1.074	ਰ
	927	a11	6.414	1.383	2.420	37	a21	1.404	29
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Enel	18	8		4	554		દર	90	1	(7)
Gruppo Finmeccanica	22	47		13	88		17
Gruppo Snam	182	482	46	13	೭೭8	2	102	26	1
GSE - Gestore Servizi Energetici	86	ee		627		ട്‌ജ	777	18	15
Gruppo Terna	45	et		156	126	12	87	67.2	14-	17
Altre(")	42	ਨਰ			ਟਰ	3	57	10
	383	833	46	813	1.365	ਡ ਦੇ	1.095	202	28: 28	10
Fondi pensione e fondazioni		1				ਨ।		ું રહ્યું
	1.320	1.605	6.460	2.196	3.785	133	2.016	1:00997		- 577 - 13
Discontinued operations								કરી ગુજરાત રાજ્યના ઉ
								8.57
Joint venture e imprese collegate									1 4 -
Azienda Energia e Servizi Torino SpA
Toscana Energia SpA									4-12-14-1
Altrel'I								3	1
Imprese controllate dallo Stato					87			ਨਰਵ
Gruppo Enel Altrel")						1		3	1
					87	1		298	1
					87	1		301	2
	1.320		1.605 6.460	2.196	3.872	134	2.016	1.907	ਦਰ	10
Totale

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

Esercizio 2013

80 9 0 11 557

(€ milioni)

	Creditie altre attivita	31.12.2013 Debiti e altre passivita	Garanzie		Losti		SULT	Ricavi		Altri proventi (oneri) operativi
Denominazione				Beni	Servizi	Altro	Beni	Servizi	Altro
Joint venture e imprese collegate
Agiba Petroleum Co	1 2	ട്രി			132
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due	78	ાકિત			127			168
CEPAV [Consorzio Eni per l'Alta Velocità] Uno	42	16	6.122		2			44
EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH	33						165	1
InAgip doo	57	22			83			34
Karachaganak Petroleum Operating BV	26	220		1.218	225	4		19
KWANDA - Suporte Logistico Lda	દર્દ	5			S			6
Mellitah Oil & Gas BV	6	ਦੀ		16	215			3
Petrobel Belayim Petroleum Co	32	380			520			47
Petromar Lda	71	5	2 ਦੇ		6			ਵਰ
PetroSucre SA	57							1
Unión Fenosa Gas Comercializadora SA	23	1			1		254
Unión Fenosa Gas SA	2	1	57			35	17	2
Altrel")	123	182	18	79	314	7	150	80	9
	807	1 200	6.226	1.313	1.707	45	286	474	10
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV	115	153			506	16		541	0
Eni BIC Ltd			147
Industria Siciliana Acido Fosforico
ISAF - SpA (in liquidazione)	62	1	10					S
Altrel"]	14	રેક	2	6	45	ਪੈ	13	8	5
	191	210	159	6	551	20	ਰੋਤ	551	9
	798	1.319	6.385	1.313	2.258	દિર	ਟੈਰਰ	1.025	19
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Enel	134	29		2	848		78	108	2	49
Gruppo Snam	337	564	13	38	2.038	4	792	87	ਦੀ
Gruppo Terna	43	58		124	149	13	118	38	2	19
GSE - Gestore Servizi Energetici	86	135		811		ਰੇਦ	See	ನ	9
Altrel'I	47	70		7	107	4	48	4
	647	856	13	982	3.142	117	1.301	259	14	ਦਿੱਤ
Fondi pensione e fondazioni		2			4	ਟੈਂਡ
Totale	1.445	2.177	8 388	2.301	5.404	233	1.900	1.284	33	88

[*] Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.

216 .

8 0 9 0 1 558

Esercizio 2014

E millioni
	Crediti	31.12.2014 Debiti		2017 - 2225			2014 1 2 52 27			Altri proventi
	e altre	e altre								(oneri)
	attività	passivitā	Garanzie		Costi			Ricavi		operativi
Denominazione				Beni	Servizi	Altro	Beni	Servizi	Altro
Joint venture e imprese collegate										art 2017-1
Agiba Petroleum Co	2	60		12365	169		144 10 10 10 10	38 - 38 -		11 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 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due	120	152			159			216 - 12
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno	ਨਤੋ	12	-- 6.122	128 22 22	3 - 3:		2 2 2 4 1 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 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	14-17		1 : 193
EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH				1155 201	100 100		134			2012 - 21 - 21 - 21 - 2 - 2 - 2 - 1 - 2 - 1 - 2 - 1 - 2 - 1 - 2 - 1 - 1 - 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 -
InAgip doo	55	11	13.2	5 2012	44			2: n 13 - 12 - 12 - 12
Karachaganak Petroleum Operating BV	43	233	215	1.246	320		22 . 22
KWANDA - Suporte Logistico Lda	e8	15	7.454		10			ਰੇ
Mellitah Oil & Gas BV	88	ਵਿ		10	235			7
Petrobel Belayim Petroleum Co	32	375			603		18.5	85
Petromar Lda	ਰੇਤੋ	4	21		1-2	1		દિ
South Stream Transport BV	112			1612 3				495	120 1 :	125
Unión Fenosa Gas Comercializadora SA	15	1					157
Unión Fenosa Gas SA		:	57		1-1	1 1,000
Altre("]	122.05	67		17	182 :	18	ਰੇਤ	92	15 .	1000 - 100 - 100
	868	688	6.200	1.273	1.727-1			42 387 1.008 1.008 16
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento	MATER	空调 高	网站 Bon Can Carley Book			年 原因為了官 人 法人 出 出 意 的 意 我都在一次都被到我的意见。因此在一周六度的一次的
Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV	SE - 3 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1	182.2017		1 2 2 1 1 2 6 1		342 342 342 187 187 187 187 187 188 16 188 16
Eni BIC Ltd			16 Partis 167		- 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0			在外交流、同年的有限公路等的官方的方法的方法的方法的
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione)	ટા		10 1 10 10	A BREACH A BREACH A BEACH A				10.6 3 . 3 . 3 . 3 . 3 . 3 .
Altrel')	13	52 - 3	1		· 13.00 · 13. 13. 13			= 12 = 4 = 2 = 2 = 4 = 4 = 4 = 4 = 1 = 4 = 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 =
	74	ਟੌਤ	. 178 .	20173 355			27 - 4	192	16
	742	1.041	6:378	1.273	2.082	49	: 387	1.200	22 22	Partic Port
Imprese controllate dallo Stato			3 13 1				్రామంలో		12.9.8.3	116 - 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
Gruppo Enel	156	122		40.00	933	Fire and to	184	133	1	183
Gruppo Snam	147	રકાર	7	155	1.867	5	235	72		13
Gruppo Terna	ਤੇਤੇ	દિર		89	154	7	120	રેસ	44	12
GSE - Gestore Servizi Energetici	88	124		580	2	60	172	14		30
Altre(")	44	83		8	111.	3	45	ട്	2	6.28
	488	a8a	7	832	3.067	75	753	260	47	· 208
Fondi pensione e fondazioni		2			4.	er
Totale	1.210	2.032	6.385	2.105	5.153	185	1.144	1.460	ല്ല	208

[*] Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.

8090155

• l rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:
• la fornitura di servizi specialistici nel campo dell'ero e la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di giacimenti petrolíferi dalle società Agiba Petroleum Co, Agip Kazakhstan North Co NV, Karachaganak Petroleum Dperating BV, Mellitah Ul & Gas BV, Petrobel Belayim Petroleum Co e, limitatamente a Karachaganak Petroleum Operating BV, l'acquisto di greggi e ad Agjo Kazakhstan North Caspian Operating Co NV, la fornitura di settore logegneria & Costruzioni; i riaddebiti dalle collegate a Eni sono faturati sulla base dei costi sostenuti:
• le prestazioni relative al progetto e all'esecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte del consorzio CEPN (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno, nonché il rilascio di garanzie per la buona esecuzione dei lavori;
• le prestazioni relative al progetto e allesecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Verona da parte del consorzio CEPN [Consorzio Eni per l'Alta Velocità | Due;
• la fornitura di gas all'estero alle società En Verwaltungsgesellschaft mbH e Unión Fenosa Gas Comercializadora SA. I rapportiverso la EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH sono riportati fino al 5 agosto 2014, data di cessione a terzi;
• i rapporti verso hAgip do si riferiscono alla rideterminazione di partecipazione in un giacimento minerario situato nell'off-shore adriatio;
• la fornitura di servizi di progettazione e di assistenza tecnica alla società KWANDA Suporte Logistico Lda e Petromar Lda e, imitatamente a Petromar Lda, le garanzie rilasciate per l'impegno a garantire la buona esecuzione della progettazione e dei l'avori;
• le prestazioni di servizi alla società South Stream Transport BV per attività di ingegneria, installazione e costruzione della prima linea del gasdotto sottomarino South Stream:
• · la garanzia di performance rilasciata nell'interesse della società Union Fenosa Gas SA a fronte degli impegni contrattuali connessi all'attività di gestione operativa e la vendita di GNL;
• la garanzia rilasciata a favore della società Eni BTC Ltd a fronte della costruzione di un oleodotto;
• la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla società Industria Siciliana Acido Fosforico ISAF SpA (in liquidazione).
• I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:
• la vendita di gasolio, la compravendita di gas, titoli trasporto e il fair value degli strumenti inanziari derivati con il Grupo Enel;
• l'acquisizione di servizi di trasporto, stoczagio e servizi di distribuzione dal Gruppo Snam sulla base dell'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico nonchè la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici, analogamente alle prassi seguite nei rapporti con terzi;
• la compravendita di energia elettrica e l'acquisizione di sispacciamento di energia elettrica sulla rete di trasporto nazionale e il fai value degli strumenti finanziari derivati inclusi nei prezzi di acquisto/cessione dell'energia elettrica con il Gruppo Terna;
• la compravendita di energia elettrica con GSE Gestore Servizi Energetici.

I rapporti verso i fondi pensione e le fondazioni riguardano:

• i costi per contributi versati ai fondi pensione per €61 milioni;
• i contributi erogati alla Fondazione Eni Enrico Mattei per €4 milioni.

Rapporti di natura finanziaria

L'analisi dei rapporti di natura finanziaria è la seguente:

80 9 0 11 560

Esercizio 2012

2017 20:31

(€ milioni)
		31.12.2012			2012
Denominazione	Crediti	Debiti	Garanzie	Oneri finanziari	Proventi finanziari	Proventi su partecipazioni
Continuing operations
Joint venture e imprese collegate
CARDON IV SA	80				3
CEPAV [Consorzio Eni per l'Alta Velocità] Due			84
Société Centrale Electrique du Congo SA	92		5
Altrel')	405	105	7	1	18
	577	105	ਰੇਵ	1	21
lmprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Altrel")	ટક	49	1	1
	દક	49	ਰ	1
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti	883				6
Gruppo Snam	141				1
	1.024				2
	1.659	154	97	2	28
Discontinued operations
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti						2.019
						2.019
Totale	1.659	154	97	2	28	2.019
[*] Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.

Esercizio 2013

(e minuti)
	31.12.2013	2013
Denominazione	Crediti	Debiti	Garanzie	Oneri finanziari	Proventi finanziari
Joint venture e imprese collegate
CARDON IV SA	236
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due			150
Matrica SpA	100			2018 11
Shatskmorneftegaz Sarl	51
Société Centrale Electrique du Congo SA	74
Unión Fenosa Gas SA		120		Si 112 10/34
Altrel'I	281	86	15
	742	206	170	85.7.
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Altrel"]	ਟੇਡ	57
	ਤੇ ਤੇ	57
Imprese controllate dallo Stato
Altrel®)
Totale	801	264	11 - 174	85	41

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

Esercizio 2014

809015

(€ milioni)

		31.12.2014		2014
Denominazione	and Credition of		Debiti Garanzie finanziari	Oneri	Proventi finanziari
Joint venture e imprese collegate
CARDON IV SA	621
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due			150
Matrica SpA	200
Société Centrale Electrique du Congo SA .	84
Unión Fenosa Gas SA
Altrel")	84	13	19	ટેટ
	089	103	171	55	44
mprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Altrel")	68	23
	68	73
Imprese controllate dallo Stato
Altrel']
Totale	1.057	181	173	35	46

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

l rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:

• il deposito di disponibilità monetarie presso le società finanziarie di Gruppo per Unión Fenosa Gas SA;
• il finanziamento concesso alla società CARDÓN V SA per le attività di esplorazione e sviluppo di un giacimento minerario e alla Société Entrale Electrique du Congo SA per la costruzione di una centrale elettrica in Congo;
• la garanzia per affidamenti bancari rilasciati nell'interesse della società CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due;
• il finanziamento concesso alla società Matrica SpA nell'ambito del progetto "Chimica Verde" di Porto Torres.

80901/562

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

112016-01-24 24 25 2

(€ milioni)	31.12.2012			31.12.2013			31,12,2014
	Totale	Entità correlate	Incidenza ાજી	Totale	Entità correlate	Incidenza ಹಿ	Totale	Entità correlate	Incidenza (%) %)
Crediti commerciali e altri crediti	28 ક્યાર	2.594	9,06	28.890	1.869	6.47		28.601 1.973	6,90
Altre attività correnti	1.617	8	0.49	1.325	15	1,13	4.385	43	-0.98
Altre attività finanziarie non correnti	913	334	36,58	858	320	37,30	1.022	239	23,39
Altre attività non correnti	4.398	43	0.98	3.676	42	1.14	2.773	12	0.43
Passività finanziarie a breve termine	2.032	154	7.58	2.53	264	10,34	2.716	181	6,66
Debiti commerciali e altri debiti	23-666	1.583	6.69	23.701	2.160	9.11	23.703	1954	8,24
Altre passività correnti	1.418	6	0.42	1.437	17	1.18	4.489	58	1,29
Altre passività non correnti	2.598	16	0,62	2.259			2.285	20	0.88

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

(€ milioni)		2012			2013			2014
	Totale	Entità correlate	Incidenza (%)	Totale	Entita correlate	Incidenza િક	Totale	Entità correlate	Incidenza ાજી
Continuing operations
Ricavi della gestione caratteristica	127.109	3.622	2,85	114.697	3.184	2,78	109.847	2.604	2,37.
Altri ricavi e proventi	1.548	57	3,68	1.387	33	2,38	1.101	ea	6,27
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	95.034	6.093	6,41	90.003	7.897	8,77	86.340	7382	8,55
Costo lavoro	4.640	21	0,45	5.301	41	0,77	5.337	et	1,14
Altri proventi (oneri) operativi	(158)	10		(71)	88		145	208:
Proventi finanziari	7.208	28	0,39	5.732	41	0,72	6.459	46	0,71
Oneri finanziari	8.327	2	0,02	6.653	85	1,28	2.710	55	0,71
Discontinued operations
Totale ricavi	1.886	303	16,07
Costi operativi	ਰੇਹੀ ਦੇ	88	8,84
Proventi (oneri) su partecipazioni	3.508	2.019	57,55

Le operazioni con parti correlate fanno parte dell'ordinaria gestione a condizioni di mercato, cidè alle condizioni i he si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:

		158 - 15
(€ milioni)		2012 # 12013 3	2014
Ricavi e proventi	31628	3.217 1	12.673
Costi e oneri	(4.864) --	(6231) 56	8.262
Altri proventi (oneri) operativi	10	100000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000	/208
Variazione crediti e debiti commerciali e diversi	1831	4957495	132
Interessi	26	2 W3 40	46
Flusso di cassa netto da attività operativa - Continuing operations	(1.332)	(5.911)	(3.203)
Flusso di cassa netto da attività operativa - Discontinued operations	1577
Flusso di cassa netto da attività operativa	(1.117	(2.911)	(3.203)
Investimenti in attività materiali e immateriali	(1.250)	(1.207	[1.181]
Disinvestimenti in partecipazioni	3.517
Variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento	281	(13)	(114) =
Variazione crediti finanziari	[1.043]	0888	1183 1
Flusso di cassa netto da attività di investimento	1.485	(390)	(1.458)
Variazione debiti finanziari	(93)	119	(99)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	(93)	110	(Bal
Totale flussi finanziari verso entità correlate	275	(3.182	(4.760)

9011:2563

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

(€ milioni)		2012			2013			2014
	Totale	Entità correlate	Incidenza (ત્રી	Totale	Entita correlate	Incidenza (સ)	Totale	Entita correlate	Incidenza 1%)
Flusso di cassa netto da attività operativa	12 567	(1.117)		11.026	[2.911]		15.110	(3.203)
Flusso di cassa netto da attività di investimento	(8.377)	1.485		[10.981]	(390)	3,55	(8.943)	[1.458]	16,30
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	2.071	(93)		(2.510)	119		(5.062)	(aa)	1,96

Altre informazioni sulle partecipazioni23

Informazioni sulle società controllate consolidate con significative interessenze di terzi

Di seguito sono riportat i dati economici, patrimoniani, al lordo delle elisioni infragruppo, relativi al Gruppo Saipem controllato di fatto da Eni per effetto dell'anpia diffusione dell'azionariato di minoranza della capogruppo Saipem Spk. Le percentuali di possesso del non controlling interest corrispondono ai diritti di voto assembleari.

(E milioni)	2013
	Gruppo Saipem	Gruppo Saipem
Non controlling interest [%]	56,89%	56,89%
Attività correnti	7763	8.632
Attività non correnti	9.129	8.996
Passività correnti	8.769	9.605
Passività non correnti	3.349	3.828
Ricavi	11 398	12.873
Utile [perdita] netto dell'esercizio	(349)	(621)
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio	[435]	(555)
Flusso di cassa netto da attività operativa	455	1.198
Flusso di cassa netto da attività di investimento	(208)	(699)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	153	(214)
Flusso di cassa netto dell'esercizio		305
Utile (perdita) netto dell'esercizio di pertinenza delle interessenze di terzi azionisti	(190)	(345)
Dividendi pagati alle interessenze di terzi azionisti	245	45

ll patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi è di €2.398 milioni relativo al gruppo Saipen (€2.839 milioni al 31 dicembre 2013, di cui €2.748 milioni relativo al gruppo Saipem).

Modifiche dell'interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo

Nel corso del 2014 non si segnalano modifiche di interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo.

Nel corso del 2013 è stato acquistato il 45,27% della controllata Tigaz Zrt per un corrispettivo di €28 milioni. Il patrimonio netto a valore di libro acquisito è stato di €32 milioni con un minor costo di €4 milioni.

(23) Llenco delle partecipazioni in imprese controllo congunto e collegate al 31 dicembre 2014 è indicate nell'allegao "Parecipazioni di Eni Spla 31 dicembre 2014'.

80 9 0 11 564

Principali accordi a controllo congiunto e società collegate al 31 dicembre 2014

1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000

Denominazione	Sede legale		Settore di attività	% interessen za partecipativa	% diritti di voto
Joint venture
CARDON IV SA	Laracas (Venezuela)	Venezuela	Exploration & Production	50,00	50,00
Eteria Parohis Aeriou Thessalonikis AE	Ampelokipi-Menemeni (Grecia)	Grecia	Gas & Power	49,00	49,00
Unión Fenosa Gas SA	Madrid (Spagna)	Spagna	Gas & Power	50,00	50,00
Joint operation
Blue Stream Pipeline Co BV	Amsterdam (Paesi Bassi	Russia	Gas & Power	50,00	50,00
Eni East Africa SpA	San Donato Milanese [MI] [Italia]	Mozambico	Exploration & Production	71,43	71,43
GreenStream BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Libja	Gas & Power	50,00	50,00
Raffineria di Milazzo ScpA	Milazzo (ME) Italia	Italia	Refining & Marketing	50,00	50,00
Collegate
Angola LNG Ltd	Hamilton (Bermuda)	Angola	Exploration & Production	13,60	13,60
PetroSucre SA	Caracas (Venezuela	Venezuela	Exploration & Production	26,00	26,00
United Gas Derivatives Co	Il Cairo (Egitto)	Egitto	Exploration & Production	33,33	33,33

新闻 新闻网 作 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11

l dati economico-finanziari a ciascuna partecipazione in joint venture significativa, ifieriti ai valori inclusi nei billanci l'FRS delle parteripats sono di seguito riportat

(€ milioni)		2013			2014
	IV SA	Eteria Parohis Aeriou CARDON Thessalonikis AE	Unión Fenosa Gas SA	Altre non rilevanti	CARDON IV SA	Eteria Parchis Aeriou Thessalonikis AE	Unión Fenosa Gas SA	Altre non rilevanti
Attività correnti	341	61	751	1 740	871	43 12	715	дзя
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti	32	31	92	258	43	25	87	361
Attività non correnti	alle	213	1.352	380	1.674	208	1.246	1.439
Totale attività	1,257	274	2.103	2.620	2.545	221	1.987	338
Passività correnti	907	8	304	1.968	2.089	ನ		1.469
- di cui passività finanziarie correnti	492		78	290	1.248		62	2:408
Passività non correnti	146		900	ਰਤ	154		732	33 188
- di cui passività finanziarie non correnti			803	25	13 - 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 -		647	361 131
Totale passività	1.053	8	1.204	2.081	2.253	24	1.002 1.002	1.657
Net equity	204	See	899	ਦੇਵਰ	62 62 292	227	656	224
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo	50,00%	49,00%	50,00%		50,00%	49,00%	50,004-
Valore di iscrizione della partecipazione	102	130	547	262	146	112	577	346
Ricavi e altri proventi operativi		130	1.586	1.899		117	1.619	1.174
Costi operativi	(a)	(88)	(1.413)	(1.759)	7	(80)	1.463	(918)
Ammortamenti e svalutazioni	(1)	(13)	(55)	(241	(2)	(14)	(50)	284
Risultato operativo	(10)	ਡਰ	218	(101)	9	23	108	(28)
Proventi (oneri) finanziari	16)	1	28	267	୧3		34	-14
Proventi (oneri) su partecipazioni			12	(B			26	20)
Risultato ante Imposte	(26)	30	102	157	ਟ ਪੈ	24	a8	(34)
Imposte sul reddito	68	(7)	56	(108)	2	el	14)	97)
Risultato netto	42	23	76	49	56	18	84	(137)
Altre componenti dell'utile complessivo	8)		4	49	33		22	45
	33	23	80	0	89	18	108	(86)
Totale utile complessivo Utile (perdita) di competenza del Gruppo	21	11	38	31	28	9	42	26

223

l dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in società ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati:

80901,560 (€ milioni)			2013				2014
	Angola LNG Ltd	tungsgesellschaft EnBW Eni Verwal- mbH	SA PetroSucre	Co Derivatives United Gas	rilevanti non Altre	LNG Ltd Angola	SA PetroSucre	Co Derivatives S Ga United	Altre non rilevanti
Attività correnti	241	328	883	255	973	318	1.503	381	1.232
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti	108	રેક	59	83	274	167	5	171	124
Attività non correnti	8.109	414	788	144	1.629	9.389	736	137	835
Totale attività	8.350	742	1.671	3 а	2.602	9.707	2.239	498	1.867
Passività correnti	234	263	935	ਰੋਣ	983	484	1.515	167	1.118
· di cui passività finanziarie correnti		254			125				કદ
Passività non correnti	Sea	137	71	20	318	210	67	24	202
- di cui passività finanziarie non correnti					21				46
Totale passività	503	400	1.006	112	1.301	894	1.582	191	1.320
Net equity	7.847	342	દિશ્વિક	287	1.301	8.013	657	307	547
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo	13,60%	50,00%	26,00%	33,33%		13,60%	26,00%	33,33%
Valore di iscrizione della partecipazione	1.067	179	173	95	373	1.226	1771	112	208
Ricavi e altri proventi operativi	194	1.678	911	312	1.272		824	229	1.391
Costi operativi	(413)	(1.619)	(621)	(54)	(1.191)	12371	(554)	(64)	(1.333)
Ammortamenti e svalutazioni		24 J	(148)	(32)	(79)		(214)	(23)	(ез)
Risultato operativo	(STA)	કર	142	226	2	(237)	ਦੇਵ	142	(5)
Proventi (oneri) finanziari	(16)		46		5	(14)	(6)	3	(2)
Proventi (oneri) su partecipazioni					1				7
Risultato ante imposte	(235)	35	188	226	10	(SET)	50	145
Imposte sul reddito	(76)	(7)	(20)	(58)	(12)		(27)	(50)	(14)
Risultato netto	(311)	28	168	168	(2)	(251)	23	ਚ 2	[14]
Altre componenti dell'utile complessivo	(352)		32)	(13)	(10)	1.075	82	37	3
Totale utile complessivo	(ees)	28	136	ਸਵੰਦ	(12)	824	105	132	(11)
Utile [perdita] di competenza del Gruppo	(42)	14	44	56	25	(34)	8	32	(6)
lividendi perceniti dalla collega			105	60	30		29	36	13

Eventi ed operazioni significative non ricorrenti

Nel 2012, 2013 e 2014 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.

Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Nel 2012, 2013 e 2014 non si segnalano 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.

■ Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas previste dalla SEC (non sottoposte a revisione contabile) 80901

Le seguenti informazioni, elaborate in base agli "Internal Reporting Standards" (FRS), sono presentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - 0il & Gas (Topic 932). Gli ammontari relativi ai terzi azionisti non sono rilevanti.

Costi capitalizzati

l costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle attività relative a iserve certe, probabili e possibili, delle attività utiiizate nell'esplorazione e produzione del fondo ammortamento e svalutazione. I costi capitalizzati si analizzano pera geografica come segue:

E Willioni
	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Africa Sub-Sahariana	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2013
Società consolidate
Attività relative a riserve certe	13.465	12.497	18.237	21.854	2.351	6.604	10.652	1.662	87.322
Attività relative a riserve probabili e possibili	31	385	428	2.835	37	1.441	1.419	190	6.766
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni	569	37	1.370	ggz	78	90	57	12	2.905
Immobilizzazioni in corso	799	2.803	1.105	1.851	6.088	634	eea	24	13.954
Costi capitalizzati lordi	14.564	15.722	21.140	27.532	8.535	8.769	12.797	1.888	110.947
Fondi ammortamento e svalutazione	(10.241)	8.581	(11.370)	(15.562)	(1.000)	6.269	(8.406)	(723)	(62.152)
Costi capitalizzati netti società consolidate(3)[b]	4.323	7.141	9.770	11.970	7.535	2.500	4.391	1.185	48.795
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe		S	77	34		438	429		880
Attività relative a riserve probabili e possibili		52				74			126
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni			7			1	3		11
Immobilizzazioni in corso		20	4	1.059			378		1.461
Costi capitalizzati lordi		74	88	1.093		ਜੀਤ	810		2.578
Fondi ammortamento e svalutazione		56	67			(405)	(145)		1673)
Costi capitalizzati netti società in
oint venture e collegate [5]		18	21	1.093		108	eep		11905
2014
Società consolidate
Attività relative a riserve certe	14.862	13.754	21.549	27.697	2.917	8.827	13.050.	855	04.481
Attività relative a riserve probabili e possibili	31	399	433	3:263	43	1.590	1.588	:4.214	7.621
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni	346	42	1.589	1:164	04	35	66	14.7	0 3.329
Immobilizzazioni in corso	816	3.527	1:411	2.988	7.140	eao	810		18811
Costi capitalizzati lordi	16.055	17522	25.022	32,775	10.194	11.142	15:523	2.172	132.942
Fondi ammortamento e svalutazione	11.154]	a stall	14.335]	2010391	1.241	8.042 J	10:605	1.009	75.944
Costi capitalizzati netti società consolidatelalo)	4.901	8.203	10.687	15.073	8.95	3:100	4.91B	1.183	56.998
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe		2	27	24		539	549		1.191
Attività relative a riserve probabili e possibili		31				84			115
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni
mmobilizzazioni in corso		12	5	1.245			276		2:034
Costi capitalizzati lordi		45	89	1.265		624	1.329		3.352
Fondi ammortamento e svalutazione		39 F	1691			522]	12301		880]
Costi capitalizzati netti società in pint venture e collegate(alb)		6	20	1.265		102	1.099		2.492

(a) Gilinpori compendono oneri inanzializzat net i per €7.5 milion i nel 2013 e per €868 milioni nel 2012 e le società conscidate e per €22 milioni nel 2013 e 646 milioni nel in joint venture e collegate.

(b) Gli inporti indical non conqrendone che sono impulati al'ativo patrimoniale, per rappresentare la natura di investimento, e amore tizzati interamente ell'esecizio in cui sono sosenui. Lapplicazione del Clor Method" a rebbe determinato un incemento dei costi capitalizzati netti, e la tività di sephrazione, delle società consolidae pari a €4.370 milioni nel 2014 e per le società in joint venture e collegate pari a €66 milioni nel 2013 e £23 milioni nel 201,

Eni Relazione Finanziaria Annuale / Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas

809011567

Costi sostenuti

l costi sostenuti rappresentano gli importi capitalizzati o imputati a conto economico relativi alle attività di esplorazione. I cost sostenuti si analizzano per area geografica come segue:

€ milioni)
		Resto	Africa	Africa		Resto		Australla
	Italia	d'Europa	Settentrionale	Sub-Sahariana	Kazakhstan	dell'Asia	America	e Oceania	Totale
2012
ocietà consolidate
cquisizioni di riserve certe			14	27			S		43
cquisizioni di riserve robabili e possibili
osti di ricerca	32	151	123	1.142	3	183	80	ഒല	1.850
Costi di sviluppola)	1.045	2.485	1.441	2.246	762	702	1.071	16	9.768
otale costi sostenuti società consolidate	1.077	2.636	1.608	3.415	785	8 ટેટ	1.153	112	11.661
Società in joint venture e collegate
cquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve robabili e possibili
Costi di ricerca		13	2	11					30
Costi di sviluppolbi		19	7	117		188	154		485
Totale costi sostenuti società n joint venture e collegate		32	9	128		192	154		રાટ
2013
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe			64						64
Acquisizioni di riserve probabili e possibili			45						45
Costi di ricerca	32	357	વેરે	757	1	233	110	84	1.669
Costi di sviluppo (a)	697	1.855	765	2.617	600	719	1.141	57	8.451
Totale costi sostenuti società consolidate	729	2.212	ala	3.374	801	952	1.251	141	10.229
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca		n	3			81	1		an
Costi di sviluppo(6)		1	5	ਤਰ		353	318		716
Totale costi sostenuti società
in joint venture e collegate		6	8	30		434	3 गढ		806
2014
Societa consolidate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca	29	188	227	835		180	139	20	1.398
Costi di sviluppo(3)	1.385	2.395	વેટર	3.479	572	1.118	1.169	122	11.192
Totale costi sostenuti società consolidate	1.411	2.583	1.182	4.114	572	1.278	1.308	142	12.590
Società in Joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca		2				33	1		36
Costi di sviluppolb)				22		38	375		436
Totale costi sostenuti società vantura a collagate				22		71	376		472

(a) Gli impori indicati compendono i costi ela ività per E.3.38 milioni nel 2012, decrenci pe € 19 milion in 2013 e così pe € 2.02 milion i el 2014.
10.0 h l' lease de l' (e) 9) il movi indicati contrelativ all'abbandono delle attività per E.S. milioni nel 2013 e decrementi per E47 milioni nel 2014.
[b] Gili mporti indicati comprendono delle a

Risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi.

l risultati delle attività di esplorazione di idrocarburi derivano esclusivamente dalla differenza tra i ricavi e gli oneri direttamente connessi a queste attività comprese le relative spese generali. Non includione di interessi passivi o di spese generalisostenute per funzioni di nolding e quindi non sono necessariamente indicativ i della contribuzione al risultato di Eni. Le relative impose su lreddito sono calcolate applicando l'aliquota fiscale vigente nel l'impresa opera all'utile, ante imposte, derività di esplorazione e produzione. I ricavi e le imposte sul reddito includono le imposte dovute nei Production Sharing Agreement (PSA) dove l'onere tributario viene asollo dal partner a controllo statale in nome e per conto di Eni a valere sulle quote di Profit oil.

I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi si analizzano per area geografica come segue:

(€ milioni)
	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Africa Sub-Saharlana	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2012
Società consolidate
Ricavi:
· vendite a imprese consolidate	3.712	3.177	2.338	6.040	459	425	1.614	425	18.190
- vendite a terzi	50	715	9.129	2.243	1.388	1.387	106	333	15.331
Totale ricavi	3.762	3.892	11.467	8.283	1.827	1.812	1.720	758	33.521
Costi operativi	(302)	(655)	(806)	8131	188	(289)	ਤੇ ਹੋਈ।	1341	(3.368)
Imposte sulla produzione	(307)		(390)	8181		(43)			(1.558)
Costi di ricerca	(32)	(154)	153	(993)	(3)	(230)	(147)	1231	[1.835
Ammortamenti e svalutazioni[3]	(777)	(883)	1.137	(1.750)	(120)	(720)	(1.256)	(167)	(6.610)
Altri (oneri) proventi	(201)	(125)	(934)	(435)	206	(149)	14	(42)	1.603
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi	2.143	2.278	8.247	3.374	1.722	461	30	292	18.547
Imposte sul risultato	aial	1.524)	5.194)	2.508]	(736)	(176)	14	(164)	(11.235)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate (b)	1.224	754	3.053	865	986	285	16	128	7.312
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate
- vendite a terzi		2	20	44		144	300		510
Totale ricavi		S	20	44		144	300		210
Costi operativi			(10)	(5)		(14)	(20)		(49)
Imposte sulla produzione		(1)	(3)			(4)	158		(36)
Costi di ricerca		(દ)	(5)	(11)		(4)			55
Ammortamenti e svalutazioni		(20)	(2)	131		41)	(35	的	141)
Altri (oneri) proventi		(7)	2	48]		ાં ર	ટર 87	30	(114
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		(e)	5	(33)		75	1 dé-		2015 48
mposte sul risultato			(3)	4		38	(38		(23)
lotale risultato delle attività di esplorazione e produzione li idrocarburi società in oint venture e collegate(b)		[81]	2	(Sal		ਤੇ ਰੋ	24	. augury 3 per 1 2 3 . 1 . 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 . 发布了 9 69 3	(25)

(a) Include svalutazioni di attività per €547_milioni.

(b) L'applicazione dei ciner l' Successfull Effor Method "avebbe determinato un incremento de lisultato delle società conspillate di ESO milioni e per società in junt venture gate una riduzione di €10 milioni.

Eni Relazione Finanziaria Annuale / Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas

$$\text{Qẹ̀ọ̀lọ́ ọ o } \mathbf{o} \text{ } \mathbf{o} \text{ } \mathbf{o}$$

(€ milioni)

	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Africa Sub-Sahariana	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2013
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate	3.784	2.468	2.341	5.264	396	870	1.537	146	16.806
- vendite a terzi		704	7.723	1.855	1.175	864	ਰੇਤੇ	338	12.752
Totale ricavi	3.784	3.172	10.064	7.119	1.571	1.734	1.630	484	29.558
Costi operativi	(381)	(717)	(649)	(a35)	(192)	(224)	(342)	(119)	(3.566)
Imposte sulla produzione	(326)		(317)	(710)		(38)		(SE)	(1.416)
Costi di ricerca	(32)	288	(ಇನ)	(869)	(1)	(205)	(136)	(110)	(1.736)
Ammortamenti e svalutazioni[3]	(907)	(5/3)	(1.192)	(1.882)	(111)	(524)	(848)	43	(5.994)
Altri (oneri) proventi	(277)	181	(1.009)	(219)	(105)	(140)	20	[11]	(1.880)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi	1.851	1.755	6.802	2.207	1.162	SOB	324	262	14.966
Imposte sul risultato	(872)	(1.006)	(4.281)	(1.702)	396)	(178)	(117)	(149)	(8.701)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate(b)	azg	749	2.521	205	766	425	207	113	6.265
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
· vendite a imprese consolidate
· vendite a terzi			20	26		199	243		488
Totale ricavi			20	26		199	243		488
Costi operativi			(11)	(44)		181	(53)		las)
Imposte sulla produzione			(4)			14	(113)		1311
Costi di ricerca		(8)	(3)			(52)	(1)		(37)
Ammortamenti e svalutazioni		(1)	(1)			(୧୮)	(40)		(107)
Altri (oneri) proventi		(4)	5	(12)		(13)	(38)		(82)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		(13)	6	(30)		64	28		55
Imposte sul risultato			(4)	1101		35)	30		(19)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate (b)		(13)	2	(40)		ਡਰੇ	28		36

ni yanı ve kircu e ye de be este e este en ministra de risutan delle societat el E25 milloni e per le secietat pier venue e cole(1) L'estaure de Critici in merito d'Success

Eni Relazione Finanziaria Annuale / Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas-

80 90.11 570

	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Africa Sub-Sahariana	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2014								1991 153
Società consolidate	100000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000	18.00	And Carlos		135 1-2		2000	1 = 1 = 32
Ricavi:	25	2 3144	2.75 15/		一本の出版などです。	29,500	2017-01-	10.00
· vendite a imprese consolidate	3.028	2.721	2.010	4.716	346	589	1.691	167 67	15.168
- vendite a terzi	13	Sale	7415	1.369	976	774	- 129	662 299	11.558
Totale ricavi	3.028	3.317	9.425	6.085	1.322	1.363	1.820	366	26.726
Costi operativi	(423)	6871	(694)	(935)	(208)	223]	357	124 J	3.651
Imposte sulla produzione	293]		(291)	(648)	15 3 3 3 3 4 3 4 3 4 3 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3	(33)	2014	(15)	(1.280)
Costi di ricerca	(29)	(227)	(207)	206)	- 3 mil. 13	(182)	(189)	(46)	(1.589)
Ammortamenti e svalutazionilal	(818)	(1.083)	1.288	(2.010)	City of State	(850)	(1.181)	(172)	17.493
Altri [oneri] proventi	(184)	(ae)	(773)	3581	(251)	(117)	1781	(30)	1.887
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi	1.281	1.224	6.172	1.428	7872	(45)	ਹਵ	(21)	10.826
Imposte sul risultato	(351)	(803)	3.928)	(1.273)	Sat	(115)	(6)	(18)	(6.780)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate(b)	第一次公 030	421 :	2.244		155 481 481 3	(157) (356)	9-20		(37) == 4.046
Società in joint venture e collegate Ricavi:									1175 A 1968 11
- vendite a imprese consolidate			A THE SEAST ME		かつつかとつのですが、なんているというという		1-87	18 8 8 12 24	2019
- vendite a terzi			19 - 19 - 19 - 19		A 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 11 11	87	232	11 1 1 1	338
Totale ricavi		1913 8 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1			後於一名義的力量的意義的分子,不可以	87	232	:3 12 2017	338
Costi operativi					【1】【年】【於】【於】【於】【1】【1】【於】【於】【於】【於】【於】【		27. (27.)	A BUT START AND CONSTITUTED THE OF	(49)
Imposte sulla produzione					のお気になると、気を出るときになる。(3)ですが、それできるときになるときになるときになる		(94) -	20) Franchise Backs
Costi di ricerca		(8) --			The first the first to the state the states	(45)	1	(54) = 1 = 1 = 1 = (54)
Ammortamenti e svalutazioni	Comments of the comments of	11 1 1	1) 1 (1) 1		A 2007 And 1980 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1990 And 1	(44)	60)	106
Altri (oneri) proventi		17:30 (1)			1 1 - 1 - (32) 132 - 132 - 132 -	(3)		(42) : (42) : : (12)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		(10)	റ 1997	(32)		. (18)	8.8		(45)
Imposte sul risultato		12.00	(4)			(23)	(17)	State of the 11	[44]
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società In inint venture e collegatelo)		Call - - - - - - 10 - - -	法人心做人民的人民代理	132 32 33 132 1334			1950 - 1970 - 1970 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 1990 - 291 - 191 - 191		Discolar Any 15-100 (89)

(E milioni)

[a ] heluce selection di atività per E00 nillant.
[1] L'aplicazione di chi in merio al "Successiul Effor Method" avebe determinato un increnento del lisultato delle cocietà i

Eni Relazione Finanziaria Annuale / Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas

8090157

Riserve di petrolio e gas naturale

Le definizioni utilizzate da Eni per la valutazione delle iserve certe di petrolio e gas sono in accordo con la Regulation S-X 4-10 della US Securities and Exchange Commission.

Le riserve certe sono rappresentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Dil & Gas (Topic 932).

Le riserve certe sono le quantità di idrocarburi che a l'alingeologici e di ingegneria, possono essere stimate economicamente producibili con ragionevole cettezza in giacimenti noti, a partire da una certa data, secondo le condizioni economiche, i metodi operative esistenti, antecedenti le scadenze contrattuali, a meno che il rinnovo sia ragionevolmente certo, senza distinzione tra l'uso di metodi probabilistici o deterministici usati per la stima. Il progetto di sviluppo deve essère iniziato oppure l'operatore deve avere la ragionevole certézza che inizierà entro un tempo ragionevole.

Le condizioni economiche esistenti ncludono prezzi e costi usati per la determinazione del giacimento. I prezzi sono deteminati come media aritmetica semplice dei prezzi di primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell'esercizio, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall'applicazione di formule contrattuali in essere.

Nel 2014 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 101 \$/barile.

Le riserve certe non comprendono le quote di riserve e le royalty di spettanza di terzi.

Le riserve certe di petrolio e gas sono classificate come sviluppate e non-sviluppate.

Le riserve certe sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso pozzi esistenti, con impianti esistenti, pppure possono riguardare quel casi in cui i costi degli interventi da sostenere sui pozzi esistenti sono relativamente inferiori rispetto al costo di un nuovo pozzo.

Le riserve certe non sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso nuovi pozzi in aree non perforate, oppure da pozzi esistenti che richiedono costi consistenti per la loro messa in produzione.

Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri, tra i più qualificati sul mercato, il compito di effettuare una valutazione4 indiperdente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati del provalutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, poduzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi e altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni effettuate suj pozzi, le misure della deviazione, l'analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri.

Per la determinazione delle riserve di spettanza Eniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le ventuali variazioni contrattuali future ogni altra informazione necessaria alla valutazione indipendente condotta nel 204 da Ryder Scott Company e DeGolger and MacNaughton25 hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne.

In particolare nel 2014 sono state oggetto di valutazioni indipendenti riserve certe per circa il 27% delle riserve Eni al 31 dicembre 20148.

Nel triennio 2012-2014 le valutazioni inano riguardato il 94% del totale delle riseve certe. Al 31 dicembre 2014 i principali giacimenti non sottoposti a valutazione indipendente nell'ultimo triennio sono M'Boundi (Congo) e Junin 5 (Venezuela).

Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in diversi Paesi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione di petrolio e gas. Le riserve certe relative ai PSA sono stimate in funzione dei costi di e del Profit oil di spettanza Eni e includono le quote di idrocarburi equivalenti agli obblighi di imposte a carco di Eni assolte in suo nome e per suo conto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle atività di estrazione e produzione. Le riserve certe relative ai PSA rappresentano il 47%, il 51% del totale delle riserve certe in barill di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2012, 2013 e 2014. Effetti analoghi a quelli dei PSA si producono nei contratti di service e buy-back; le riserve certe elative a tali contratti rappresentano il 2%, il 3% deltotale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 202, 2013 e 2014. Sono inclusi nelle riserve: (1) I volumi di idrocarburi in eccesso rispetto ai costi da recuperare (Excess Cost 01) che l'impresa ha l'obbligo di ritirare a titolo oneroso in base agli accordi con la società perrolifera di Stato in alcune iattispecie di PSA. Le riserve iscritte in base a tale obbligo rappresentano"1,1%, l' 1. e lo 0,6% del totale delle riserve certe in barii di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2012, 2013 e 2014; (ii) le quantità di gas naturale destinate all'autoconsumo; (iii) le quantità di idrocarburi afferenti all'impianto di liquefazione di Angola LNG.

l metodi di valutazione delle riseve certe, l'andazioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di incertezza. L'accuratezza delle stime è funzione della qualità delle valutazioni di tipo ingegneristico e geologico. I successiv i isuccessiv i isultati dei pozzi, delle verifiche e della produzione possono comportare delle revisioni, in aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziali. Anche le variazioni dei prezzi del perrolio e del gas naturale hanno un effetto sui valutazioni delle riserve si basano sui prezzi e sui osti alla data in cui sono effettuate. Le valutazioni delle riserve potrebbero conseguentemente divergere anche in misura significativa di volumi di petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti.

Le tabelle che seguono indicano le variazioni delle iserve certe, sviluppate e non sviluppate, di perrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) e di gas naturale di Eni per gli anni 2012, 2013 e 2014.

(24) Dal 1991 al 2002 la società DeGolyer and MacNaughton a cui è stata affiancata, a partire dal 2003, la società Ryder Scott. (25) I report degli ingendenti sono disponibili sul sito Eni all'indirizzo eni.com nella sezione "Documentazionel'inanziaria annuale 2014". [26] Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.

Petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale)

809011 (522

iziaria Annuale: / Informazioni: supplementarii sulliattivita Oil & Gas

(milioni di barili)

		Resto	Africa	Africa		Resto		Australia e Oceania
	Italia	d'Europa	Settentrionale	Sub-Saharlana	Kazakhstan	dell'Asia	America		Totale
2012
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2011	SEG	372	917	670	653	105	132	25	3.134
di cui: sviluppate	184	ગઢર	622	483	215	34	ਰਣ	25	1.850
non sviluppate	75	177	295	187	438	72	40		1.284
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime	ਰੇ	10	દર્	26	62	(a)	40	6	181
Miglioramenti di recupero assistito		1	20	7					28
Estensioni e nuove scoperte		3	10	દર્દ			8		86
Produzione	(23)	(35)	(98)	(90)	(22)	(15)	(26)	(2)	(316)
Cessioni				(6)	(23)				(29)
Riserve al 31 dicembre 2012	227	321	904	672	670	82	154	24	3.084
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2011			17	22		110	151		300
di cui: sviluppate			16	4			25		45
non sviluppate			1	18		120	126		255
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime				(1)		S			1
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte			1			3			4
Produzione			(1)	(1)		(1)	(4)		(7)
Cessioni				(4)			(28)		(32)
Riserve al 31 dicembre 2012			17	16		114	119		266
Riserve al 31 dicembre 2012	227	351	921	888	670	198	273	24	3.350
Sviluppate	165	180	801	456	203	49	1228	24	1.806
consolidate	165	180	584	456	203	41	109	24	1.762
joint venture e collegate			17			8	10		44
Non sviluppate	62	171	320	232	467	147	145		1.544
consolidate	62	171	320	216	467	41	45		1.322
joint venture e collegate				16		106	100		222

Eni Relazio

Eni Relazione Finanziaria Annuale / Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas

8 0 9 0 1 (573

(milioni di barili)

	italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Africa Sub-Sahariana	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2013
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2012	227	351	904	672	eso	82	154	24	3.084
di cui: sviluppate	165	180	584	456	203	41	109	24	1.762
non sviluppate	62	171	320	216	467	41	45		1.322
Acquisizioni			3						3
Revisioni di precedenti stime	19	16	12	83	31	22	11	U	236
Miglioramenti di recupero assistito				5					5
Estensioni e nuove scoperte		1	2	ਤਾ			4		58
Produzione	(26)	(28)	(91)	(88)	(22)	(16)	(22)	(4)	(297)
Cessioni		(10)							(10)
Riserve al 31 dicembre 2013	220	330	33 0	223	679	128	147	22	3.079
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2012			17	16		114	119		266
di cui: sviluppate			17			8	19		44
non sviluppate				16		106	100		222
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime				(1)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(1)			(2)	(4)		17)
Cessioni						(111)			(111)
Riserve al 31 dicembre 2013			16	15		1	116		148
Riserve al 31 dicembre 2013	220	330	846	738	679	129	263	22	3.227
Sviluppate	177	179	577	465	205	38	115	20	1.866
consolidate	177	179	561	465	ટેકેટ	38	ਰੇਵ	20	1.831
joint venture e collegate			16				19		35
Non sviluppate	43	151	269	273	384	91	148	2	1.381
consolidate	43	151	Sea	258	384	90	ਟੀ	2	1.248
joint venture e collegate				15		1	97		113

80 90 11 2 54

Eni Relazione Finanziaria Annuale / Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas

(milioni di barili)

	Italla	Resto d'Europa	Africa	Africa. Settentrionale: Sub-Sahariana	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2014
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2013	220	330	830	723	679	128	147	22	3.079
di cui: sviluppate	127	179	561	465	295	38	96	20	1:831
non sviluppate	1-43	151	269	258	384	90	51	2	1 248
Acquisizioni		- Ta							1. 31
Revisioni di precedenti stime	49	35	32	20	35	. 16	22	(7) 25 - 12	252
Miglioramenti di recupero assistito			3	1	2				196
Estensioni e nuove scoperte	Program Pro 1		2	36			5	20-06-27	44
Produzione	(27)	341	al	841	191	(13)	27]	2 22 2	297
Cessioni		(1		(2)	28 - 1				8 8 8 8
Riserve al 31 dicembre 2014	243	331	776	739	697	131	147	13	3:077
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2013			16	15		11	116		148
di cui: sviluppate			16				19	11 11-23 35 0 0 10 10 10	35
non sviluppate				15		1	97		113
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime	のお気になる		(1)	3	ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪﺓ		5
Miglioramenti di recupero assistito	:
Estensioni e nuove scoperte	:							8:20	176
Produzione	: 2017		(1).	(1)			(4)	のお	(6)
Cessioni	,
Riserve al 31 dicembre 2014	2009-12-12-1	1,772	: 14	117	32.37	ri	117		149
Riserve al 31 dicembre 2014	243	331	790	756	697	132	264	13	3.226
Sviluppate	184	174	534	477	306	64	142	12	1.893
consolidate	184	174	221	470	306	:64	116	12	1.847
joint venture e collegate	新闻:2		13	1:7		్ట్స్ ﺍﻟﻤﺴﺘﻘﻠﺔ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘ	26		46
Non sviluppate	59 59	157	256	279	301	188	122	1 -	1.3.33
consolidate	65 - 39	157	255	269	391	67	31	1-	1.230
joint venture e collegate	本三六四十		1	10		=- 1	91		103

233

Gas naturale 80 90 11 575

Eni Relazione Finanziaria,Annuale / Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas

[milioni di metri cubi]

234

2012 Società consolidate 16.699 17103 19.405 46.642 55 186 175,303 40.360 Riserve al 31 dicembre 2011 70.520 10.887 13.909 14.958 41.917 40.699 86.929 55.989 28.156 di cui: sviluppate 5.812 3.194 4.447 4.725 14.487 88.374 non sviluppate 12.204 14.531 Acquisizioni (1.171) 139 515 4.006 4 8.038 1.272 Revisioni di precedenti stime 4.353 Miglioramenti di recupero assistito 118 48 23 3.188 13.290 436 ୧୫୮ Estensioni e nuove scoperte (1.045) (2.938) (4.043) (2.298) (5.537) (7.204) (4.751) 17.912 Produzione (3.939) 2.534) (22.153) Cessioni 12.709 16.197 15.925 57.701 157,418 58.341 37.317 Riserve al 31 dicembre 2012 46.201 Società in joint venture e collegate 32015 85.880 9.580 568 50 Riserve al 31 dicembre 2011 237 655 108 3 498 di cui: sviluppote 85.215 36.778 70 9.472 47 non sviluppate	Totale
	441 218
	293.444
	147.774
	17.156
	17.789
	(45.728)
	(28.626)
	401.809
	133.093
	1.511
	131 582
Acquisizioni
33 37.950 ਰੇਵ (53) (43) Revisioni di precedenti stime	37982
Miglioramenti di recupero assistito
20.917 1.082 477 Estensioni e nuove scoperte	22.476
(5) (812) (46) (5) ારકા Produzione	(923)
(871) (99) Cessioni	(970)
95.006 86.183 10.007 2 460 Riserve al 31 dicembre 2012	191.658
16.197 107715 102.108 57701 68.348 157.878 37.349 Riserve al 31 dicembre 2012 46.201	593.467
33000 21,926 9.617 39.886 40.477 77.473 26.186 37.512 Sviluppate	265.880
9.453 13.003 10.538 39.686 40.477 77013 26.184 37.512 consolidate	253,866
164 11.388 S 460 joint venture e collegate	12.014
3.194 88.098 80.182 18.045 27871 11.133 80.405 8.689 Non sviluppate	327.587
3.194 3.256 5.387 18.015 17864 80.405 8.689 11.133 consolidate	147.943
74.795 94.842 10.0107 joint venture e collegate	179.644

(a) Le riserve certe al 31 dicembre 2011 comprendono 21.728 milioni di metri cubi di gas naturale nei campi di stoccaggio in Italia.

(milioni di metri cubi)

80 90 1 576

Eni;Relazione Finanziaria Annuale;//linformazioni supplementarii sull'attività Oli & Gas --

		Resto	Africa	Africa		Resto		Australia e Oceania	Totale
	italla	d'Europa	Settentrionale	Sub-Saharians	Kazakhstan	dell'Asia	America
2013
Società consolidate								16.197	401.809
Riserve al 31 dicembre 2012	46.201	37.317	157.418	58.341	57.701	15.925	12.709
di cui: sviluppate	37.512	26.184	77083	40.477	39.686	10.538	9:453	13.003	253.866
non sviluppate	8.689	11 13 3	80.405	17.864	18.075	5.387	3.256	3.194	147.943
Acquisizioni			130						130
Revisioni di precedenti stime	2.963	2.929	7.173	13.455	(93)	2.951	4.008	8.945	42.331
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte	679	15	687	385		5.881	208		7.855
Produzione	(6.514)	4.440)	(17.246)	(4.979)	(2.206)	(3.668)	(2.528)	(1.141)	(42.722)
Cessioni		(480)							[480]
Riserve al 31 dicembre 2013	43.329	35.341	148.162	67,202	55.402	21.089	14.397	24.001	408,923
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2012		S	460	101007		86.183	95.006		191.658
di cui: sviluppate		2	460			11.388	164		12.014
non sviluppate				10.007		74.795	94.842		179.644
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		(2)	18	(510)		460	(43)		(77)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(57)	(147)		(1.712)	(8)		(1.924)
Cessioni						(84.128)			(84.128)
Riserve al 31 dicembre 2013			421	9.350		803	94.955		105.529
Riserve al 31 dicembre 2013	43.329	35.341	148.583	76.552	55.402	21.892	109.352	24.001	514.452
Sviluppate	35,835	25.587	89.282	36.666	42.144	8.483	8.920	15.894	242,811
consolidate	35.835	25.587	68.864	36.666	42.144	8 (01	8.769	15.894	241.860
joint venture e collegate			418			382	151		951
Non sviluppate	7.494	9.754	79.301	39.886	13.258	13.409	100.432	8.107	274.641
consolidate	7.494	9.754	79.298	30.536	13.258	12.988	5.628	8.107	167.063
joint venture e collegate			3	9.350		421	94.804		104.578

Eni Relazione Finanziaria Annuale / Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas

80901

(milioni di metri cubi)

	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Africa Sub-Sahariana	Kazakhstan	Resto dell'Asla	America	Australia e Oceania	Totale
2014
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2013	43.329	35.341	148.162	67.202	55.402	21.089	14.397	24.001	408.923
di cui: sviluppate	35.835	25.587	68.864	36.666	42.144	8.101	8.769	15.894	241.860
non sviluppate	7.494	9.754	79.298	30.536	13.258	12.988	5.628	8.107	167.063
Acquisizioni		607							607
Revisioni di precedenti stime	3.189	2.790	18.923	6.054	4.885	4.414	638	(37)	40.656
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte		8	ਟੇਕਰ	9.646		1.683	464		12.350
Produzione	(6.034)	(5.531)	(17.765)	(5.245)	(2.074)	(3.208)	(2.253)	[1.143]	(43.253)
Cessioni		(19)		(6)					(SE)
Riserve al 31 dicembre 2014	40.484	33.198	149.869	77851	58 0-8	23.978	13.246	22.874	419.258
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2013			421	9.350		803	94.955		105.529
di cui: sviluppate			418			385	151		951
non sviluppate			3	a 350		421	94.804		104.578
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime			53	713		(54)	(3)		209
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(ટેટ)	(106)		(239)	(8)		[409]
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2014			419	9.957		510	84.943		105.829
Riserve al 31 dicembre 2014	40.484	33.196	150.288	33808	58.013	24.488	108 33	22.821	525.087
Sviluppate	34.754	25.125	60.170	38.520	43.966	2.886	11.286	19-102-	239.589
consolidate	33.754	25.125	59.755	35.980	43.966	7393	11.141	19.102	236.216
joint venture e collegate			415	2.540		273	145		3.373
Non sviluppate	6.730	8.071	80 118	49.088	14.047	16.822	96.903	3.749	285.498
consolidate	6.730	8.071	90 114	41.671	14.047	16.585	2.105	3.719	183.042
joint venture e collegate			4	7.417		237	94.798		102.456

Valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati

l futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili della produzione e sono determinati applicando alla stima delle riserve certe i prezzi del petrolio e del gas medi dell'anno relativamenti il prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinati sulla base delle spese da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati consibili variazioni future dei prezzi, né i prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi.

ll valore standard è calcolato come il valore atuall'applicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell'eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui edditi futuri. l costi futuri di produzione includono le spese stimate relative alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura. I costi futuri di sviluppo i di sviluppo, dell'installazione di attrezzature produtive e il costo netto connesso allo smantellamento e all'abbandono dei pozzi e delle attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla líne dell'esercizio, senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura.

Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo con la normativa fiscale dei Paesi nei quali Eni opera.

ll valore standard dei flussi netti di cassa futui alle riserve certe di petrolio e gas, è calcolato in accordo alle regole del FASB Extractive Activities - Oil & Gas [Topic 932].

ll valore standard non pretende di riflettere la stima delle riserve certe di Eni. Una stima del valore di mercato considera, tra le altre cose, oltre alle riserve certe, anche le riserve probabili, cambiamenti futuri di costi e prezzi e un fattore di sconto rappresentativo dei rischi inerenti alle attività di esplorazione e produzione.

809011 5,78

ll valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati si analizza per area geografica come segue:

Africa Africa Resto Resto e Oceania Totale America dell'Asia Italla Settentrionale Sub-Sahariana Kazakhstan d'Europa 31 dicembre 2012 Società consolidate 11.008 4.957 311.891 7.881 108.343 53.504 Entrate di cassa future 30.308 38.912 56.978 63.345 ası 2.520 (2.854) (18.555) (9.561) Losti futuri di produzione (5.900) (8.190) (14.844) Costi futuri di sviluppo (197) (33.923) (1.974) (1.502) (3.802) e d'abbandono (3.652) (6.873) (7.511) (8.412) Flusso di cassa netto futuro 3.839 214.623 6.986 40.141 81.376 35.261 3.053 20.756 23.211 prima delle imposte sul reddito (102.861) (1.181) (10.293) (803) 2.906) (6.911) (44.256) 21.348) (15.063) Imposte sul reddito future Flusso di cassa netto futuro 111.762 2.658 4.080 29.848 2.150 37.120 13.913 prima dell'attualizzazione 13.845 8.148 Valore dell'attualizzazione (50.470) (1.337) (1.030) (496) (5.519) (2.630) al tasso del 10% (16.539) (4.976) (17.943) Valore standard attualizzato 1.628 61.292 1.654 2.743 11.905 20.581 8.937 dei flussi di cassa futuri 8.326 5.518 Società in joint venture e collegate 18.135 29.074 6.689 1 858 3.594 Entrate di cassa future (5998) (5.003) (2.216) Costi futuri di produzione (203) (56) Costi futuri di sviluppo (3.743) (1) (1.061) (2.563) (101) e d'abbandono (17) Flusso di cassa netto futuro 17,333 3.412 10.588 2.917 438 prima delle imposte sul reddito (7.851) (795) (5.729) 1.291) (36) Imposte sul reddito future Flusso di cassa netto futuro 9.482 2.617 4.837 402 1.626 prima dell'attualizzazione Valore dell'attualizzazione (1.747) (6.536) (3.621) (206) (aes) al tasso del 10% Valore standard attualizzato 2.946 1.216 870 196 664 dei flussi di cassa futuri 64.238 2.524 3.959 1.628 11.905 20.777 9.601 Totale 8.326 5.518 31 dicembre 2013 Società consolidate 10.227 5.294 291.823 12.487 58.252 50.754 Entrate di cassa future 33.319 92.661 28.829 1.417 62.427 (3.876) (2.379) Costi futuri di produzione (9.072) (16.611) 15.986) (6.250) (6.836) Costi futuri di sviluppo 35.184) (3.960) (1.561) (279) 17.061 (3.445) e d'abbandono (6.202) (8.083) (4.593) Flusso di cassa netto futuro 194.212 3.598 6.287 35.205 38.237 4.651 67.967 20.281 17.986 prima delle imposte sul reddito (1.093) (2.387) (1.391) (9.939) Imposte sul reddito future (35.887) (20.491) (5.776) (12.746) Flusso di cassa netto futuro 2:505 3.900 104.502 28.298 3.260 14.714 32.080 prima dell'attualizzazione 12.210 7.535 Valore dell'attualizzazione (48-355) [1:353] :: [1.201] (1.683) (16.984) (5.619) (14.327) al tasso del 10% (5.048) (2.110) Valore standard attualizzato 1:304 55 56.177 2.547 ప్ర 1.577 11.314 17.753 9.085 7.162 5.425 dei flussi di cassa futuri 2435 22.066 282 17.239 524 4.041 Entrate di cassa future 38] 15.467 (7.134) (1.465) (164) Costi futuri di produzione Costi futuri di sviluppo (2.299) (73) (2.474) 821 (17) e d'abbandono Flusso di cassa netto futuro 12.458 151 9.473 2.491 343 prima delle imposte sul reddito (5.854) (61 ) (4.156) (1.617) 201 Imposte sul reddito future Flusso di cassa netto futuro 90 5.317 6.604 874 323 prima dell'attualizzazione Valore dell'attualizzazione [4.277] [20] (3.681) (401) (175) al tasso del 10% Valore standard attualizzato 2.327 70 1.636 148 473 dei flussi di cassa futuri 1.647 4.183 1.304 58.504 11.314 9.568 5.425 17.901 7.162	€ milioni)
					Australia
						89.7181
	Società in joint venture e collegate
	Totale

– Casilia Callia

80 9 0 1 : 5 79

(€ milioni)
	Italia	Resto d'Europa	Africa Settentrionale	Africa Sub-Sahariana	Kazakhstan	dell'Asia	America	Australla e Oceania	Totale
31 dicembre 2014
Società consolidate
Entrate di cassa future	24.951	29.140	96.372	65.853	55.740	13.664	10.955	4.849	301.524
Costi futuri di produzione	(6.374)	(6.856)	(19.906)	(18.236)	(9.878)	(4.158)	(2.680)	(1.092)	(69.180
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	4.698)	5.292	(9.673)	(9.139)	(4.576)	(4.600)	(1.892)	(356)	(40.226)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito	13.879	16.992	66.793	38.478	41.286	4.906	6.383	3.400	192.118
Imposte sul reddito future	(3.583)	(10.595)	(35.484)	(20.514)	(10.400)	(1.462)	(2.401)	(989)	(85.428)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	10.296	6.397	31.309	17.964	30.886	3.444	3.982	2.412	106.690
Valore dell'attualizzazione altasso del 10%	(4.064)	(1.464)	(13.905)	(7.164)	(19.699)	(1.900)	[1.353]	(1.106)	50.655
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri	6.232	4.933	17.404	10.800	11.187	1.544	2.629	1.306	56.035
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future			485	3.881		200	18.871		23.417
Costi futuri di produzione			165 )	(892)		(33)	(5.724)		(6.614)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono			(18)	(104)		(21)	(2.032)		(2.205)
Filusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito			302	3.065		115	11.155		14.598
Imposte sul reddito future			(23)	(426)		(45)	(4.608)		(5.102)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione			279	2.639		71	6.507		9.496
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%			(158)	(1.442)		[11]	(4.327)		(5.938)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri			124	1.987		60	2.380		3.558
Totale	6.232	4.933	17,525	1.997	11.187	1.604	4.809	1.306	Saladas

ﺔ ﻣﺎ ﺣﺎ
ﺍﻟﻤﺠ

238

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Variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati | 8 0 | 1,588

1003 at 1

La tabella seguente indica le variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati relativi agli esercizi 2012, 2013 e 2014.

(€ milioni)	Società consolldate	Società In joint venture e collegate	Totale
	62.238	2.660	64.898
Valore al 31 dicembre 2011
Aumenti (diminuzioni):	(28.595)	(325)	(28.920)
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	2.264	(50)	2.208
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	4.868	875 (357)	5.680 (4.159)
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	(3.802)	403	8.608
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	8.199	824	4.549
- revisioni delle quantità stimate	3.725	477	13.004
· effetto dell'attualizzazione	12.527	(830)	1.377
- variazione netta delle imposte sul reddito	2.207
- acquisizioni di riserve			(2.124)
- cessioni di riserve	(1.509)	ાિક )	(883)
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	(830)	(53)	(680)
Saldo aumenti [diminuzioni]	(946)	286	64.238
Valore al 31 dicembre 2012	61.292	2.946
Aumenti (diminuzioni):			24.837
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	(24.576)	(26)	(3.855)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione	(3.632)	(223)
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero,	1.699	3	1.702
al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	(6.821)	(427)	(7.248)
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	8.456	655	9.121
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	6.385	298	6.087
- revisioni delle quantità stimate	11.937	521	12.458
- effetto dell'attualizzazione	5.587	379	5.966
- variazione netta delle imposte sul reddito	74		74
- acquisizioni di riserve	(252)	(770)	(1.022)
- cessioni di riserve	(3.972)	(508)	(4.180)
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	(5.115)	lexal	(5.734)
Saldo aumenti [diminuzioni]	56.177	2:327. -	-58.504
Valore al 31 dicembre 2013
Aumenti (diminuzioni):	(21.795)	(192) ---	(21.987)
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	[12.053]	1500] ! !	(12:553)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione			, BAZ
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	1.567		1.667 223 == [5.824];
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	(6.047)	49167	9.196
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	8.745	a GM BBB).	7.760
- revisioni delle quantità stimate	8.085		11.576
· effetto dell'attualizzazione	11.064	215	7.753
- variazione netta delle imposte sul reddito	7.049	704
- acquisizioni di riserve	60		67
	(271)		(271)
· cessioni di riserve - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	3.347	328	3.705
	(142)	1.231	1.089
Saldo aumenti [diminuzioni] Valore al 31 dicembre 2014	56.035	3.558	59.593

Fro MARCEGASLIA EXIMA

239 ..

80901 581

Attestazione a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)

• 1. documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
• · l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
• · l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato nel corso dell'esercizio 2014.
• 1. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2014 sono state della co loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie delinite da Eni in coerenza con il modello Internal Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsorins of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.
• Si attesta, inoltre, che: ന്
• 3.1 Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2014:
  • a) è redatto in conformità ai principi contabili irconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
  • b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
  • c) delle imprese incluse nel consolidamento.
• 3.2 La relazione sulla gestione comprende un'andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposti.

12 marzo 2015 /firma/ Claudio Descalzi Claudio Descalzi

Amministratore Delegato

/firma/ Massimo Mondazzi

Massimo Mondazzi Chef Financial and Risk Management Officer

116 240

Reconta Ernst & Young S.p.A. Via Po, 32 00198 Roma

Tel: +39 06 324751 Fax: +39 06 32475504 ey.com

809011

Relazione della società di revisione ai sensi degli artt. 14 e 16 del D.Lgs. 27.1.2010, n. 39

Agli Azionisti della Eni S.p.A.

• 1. Abbiamo svolto la revisione contabile del bilancio consolidato, costituito dallo stato patrimoniale, dal conto economico, dal prospetto dell'utile complessivo, dal prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto, dal rendiconto finanziario e dalle relative note esplicative, della Eni S.p.A. e sue controllate ("Gruppo Eni") chiuso al 31 dicembre 2014. La responsabilità della redazione del bilancio in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D. Lgs. n. 38/2005, compete agli amministratori della Eni S.p.A.. E' nostra la responsabilità del giudizio professionale espresso sul bilancio e basato sulla revisione contabile.
• 2 Il nostro esame è stato condotto secondo i principi e i criteri per la revisione contabile raccomandati dalla Consob. In conformità ai predetti principi e criteri, la revisione è stata pianificata e svolta al fine di acquisire ogni elemento necessario per accertare se il bilancio consolidato sia viziato da errori significativi e se risulti, nel suo complesso, attendibile. Il procedimento di revisione comprende l'esame, sulla base di verifiche a campione, degli elementi probativi a supporto dei saldi e delle informazioni contenuti nel bilancio, nonché la valutazione dell'adequatezza e della correttezza dei criteri contabili utilizzati e della ragionevolezza delle stime effettuate dagli amministratori. Riteniamo che il lavoro svolto fornisca una ragionevole base per l'espressione del nostro giudizio professionale.

Il bilancio consolidato presenta ai fini comparativi i dati dell'esercizio precedente, lo stato patrimoniale al 1º gennaio 2013 e i dati riferiti all'esercizio 2012, ad esclusione dello stato patrimoniale. Come illustrato nelle note esplicative, per effetto dell'applicazione retroattiva dell'IFRS 10 e IFRS 11, gli amministratori hanno riespøst alcuni dati comparativi relativi all'esercizio precedente, allo stato patrimoniale al/ c gennaio 2013, che deriva dal bilancio consolidato al 31 dicembre 2012, ed all'eserist 2012, rispetto ai dati precedentemente presentati e da noi assoggettati a revisione contabile, sui quali avevamo emesso le nostri relazioni rispettivamente in data 10 april 2014 ed in data 8 aprile 2013. Le modalità di rideterminazione dei dati comparative la relativa informativa, presentata nelle note esplicative, sono state da noi esaminate pi fini dell'espressione del giudizio sul bilancio consolidato chiuso al 31 dicembre 201

1. A nostro giudizio, il bilancio consolidato del Gruppo Eni al 31 dicembre 2014 è conforme agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D. Lgs. n. 38/2005; esso pertanto è redatto con chiarezza e rappresenta in modo veritiero e corretto la situazione patrimoniale e finanziaria, il risultato economico ed i flussi di cassa del Gruppo Eni per l'esercizio chiuso a tale data.

1. La responsabilità della relazione della relazione sulla gestione e della relazione sul governo societario e gli assetti proprietari, pubblicata nella sezione "Governance" del sito internet della Eni S.p.A., in conformità a quanto previsto dalle norme di legge e dai regolamenti compete agli amministratori della Eni S.p.A.. E' di nostra competenza l'espressione del giudizio sulla coerenza con il bilancio della relazione sulla gestione e delle informazioni di cui al comma 1, lettere c), d), f), l) ed m) e al comma 2, lettera b) dell'art. 123-bis del D.Lgs. 58/98, presentate nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari come richiesto dalla legge. A tal fine, abbiamo svolto le procedure indicate dal principio di revisione 001 emanato dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili e raccomandato dalla Consob. A nostro giudizio la relazione sulla gestione e le informazioni di cui al comma 1, lettere c), d), f), l) ed m) e al comma 2, lettera b) dell'art. 123-bis del D.Lgs. 58/98 presentate nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari sono coerenti con il bilancio consolidato del Gruppo Eni al 31 dicembre 2014.

Roma, 2 aprile 2015

Reconta Ernst & Young S.p.A.

ASD Massimo Antonelli

(Socio)

80 9 0 11 58 4

রু:

Bilancio di Esercizio 2014

• 244 Schemi di bilancio
• 250 Note al bilancio di esercizio
• Proposte del Consiglio di Amministrazione 315 all'Assemblea degli azionisti Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli azionisti 316
• ai sensi dell'art. 153 D.Lgs. 58/1998 10219
• Attestazione del management 320
• Relazione della Società di revisione 321
• Deliberazioni dell'Assemblea degli azionisti 323 135 - 13

Eni Bilancio di esercizio / Schemi

80 90 11 585 Stato patrimoniale

		01.01.2013 [2]		31.12.2013 (3)		31.12.2014
			di cui verso parti		di cui verso parti		di cui verso parti
(€) .	Note	Totale	correlate	Totale	correlate	Totale	correlote
ATTIVITA
Atțivita correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti	(2)	6.399.949.254	19.305.267	3.894.418.405	27.563.102	4.280.353.132	234.952.009
Altre attività finanziarie destinate al trading	(8)			5.004.361.244		5.023.97 1,368
Crediti commerciali e altri crediti:		(9) 22.881.108.151	13.863.826.806	18.783.782.461	10.042.738.579	20.830.851.693	12.228.345.669
- crediti finanziari		9.414.553.851		5.744.461.602		6.788.420.381
- crediti commerciali e altri crediti		13.466.554.300		13.039.320.859		14.042.431.312
Rimanenze	(10)	2.465.321.727		2.189.730.372		1.699.015.880
Attività per imposte sul reddito correnti	(11)	314.108.872		292.937.343		154.902.363
Attività per altre imposte correnti	(12)	376.329.124		174.884.865		399.000.715
Altre attività correnti	(13)	659.281.820	349.868.658	845.600.124	360.579.234	2.417.245.948	1.225.749.251
		33.096.098.948		31.185.714.814		34.805.341.099
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	(14)	7.237.526.878		6.792.237.601		7.421.744.565
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo	(15)	2.663.844.670		2.648.904.840		1.529.686.249
Attività immateriali	(16)	1.157.083.351		1.212.240.234		1.196.898,982
Partecipazioni	(15)	31.856.864.630		34.746.838.306		32.871.507.365
Altre attività finanziarie	(18)	2.767.315.004	2.719.601.220	2.872.667.683	2.824.786.224	3.979.607.879	3.924.296.968
Attività per imposte anticipate	(19)	1.834.302.294		1.926.947.621		1.726.861.294
Altre attività non correnti	(20)	3.094.788.693	225.116.851	2.492.896.958	178.594.589	1.672.882.680	114.738.436
		50.611.725.520		52.692 88.243		50.399.189.014
Attività destinate alla vendita	121)	15.595.336		10.212.375		14.477.711
TOTALE ATTIVITA		83.723.419.804		83.888.660.430		85.219.007.824
PASSIVITA E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine	221	4.794.855.134	4.717.715.225	4.535.810.535	4.360.494.485	3.798.653.941	3.630.498.344
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	(23)	2.704.598.113	975.783	1.929.193.988	808.795	3.487.775.696	780.255
Debiti commerciali e altri debiti	(24)	9.685.364.154	4.347.498.556	8.478.090.084	4.290.638.348	9.533.078.571	6.049.948.966
Passività per imposte sul reddito correnti	િટરો	81.425.853		1.869.000		3.382.843
Passività per altre imposte correnti	(26)	1.515.190.973		1.599.691.360		1.227.274.640
Altre passività correnti	(27)	943.754.953	508.484.294	1.293.564.079	601.319.217	2.647.654.320	1.120.671.406
		19.725.189.180		17.838.219.041		20.697.820.011
Passivita non correnti
Passività finanziarie a lungo termine		(28) 16.833.824.42Z	296.726.257	18.783.683.993	296.476.641	17.400.018.122	297.226.370
Fondi per rischi e oneri	(29)	4.097.570.996		4.212.324.114		4.514.056.841
Fondi per benefici ai dipendenti	(30)	335.881.394		344.316.925		381.117.207
Altre passività non correnti	(31)	2.187.034.685	20.309.652	1.967.409.827	438.666.395	1.697.183.848	412.881.098
		23.454.311.497		25.307.734.859		23.992.376.018
Passività direttamente associabili
ad attività destinate alla vendita		567.570
TOTALE PASSIVITA		43.180.068.247		43.145.953.900		44.690.196.029
PATRIMONIO NETTO	(35)
Capitale sociale		4.005.358.876		4.005.358.876		4.005.358.876
Riserva legale		959.102.123		959.102.123		959.102.123
Altre riserve		28.657.895.854		33.557.560.399		33.710.381.852
Acconto sul dividendo		(1.956.310.403)		(1.992.538.374)		[2.019.687.674]
Azioni proprie		(200.981.512)		(200.981.512)		(581.047.644)
Utile netto dell'esercizio		9.078.486.619		4.414.205.018		4.454.704.262
TOTALE PATRIMONIO NETTO		40.543.351.557		40.742.706.530		40.528.811.795
TOTALE PASSIVITA E PATRIMONIO NETTO		83.723.419.804		83.888.660.430		85.219.007.824

(a) Le informazionisulla riesposizione dei dati comparati in applicazione dei nuovi principi IFRS I De 11 sono indicate alla nova n. 4- Modilita dei criteri conabili.

Fro PARCEGAGAGASA GAMA

Conto economico

80 9 0 11/586

		201313		2014 - 10 16 1
(€)	Note	Totale	di cui verso parti correlate	Totale	di cui verso Partic of Productions parti correlate
REAVI	(34)
Ricavi della gestione caratteristica		48.018.257.668	16.242 320 359	42.349.647.865	14.736.630.787
Altri ricavi e proventi		270.698.920	39818 159	359213,904	86.391 383
Totale ricavi		48.288.956.588		42.708.861.769
COSTI OPERATIVI	(35)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi		48.516.896.424	(25.771.874.265)		(41.781.292.583) [21.699.368.527
Costo lavoro		1.196.885.337		1.073.035.032
ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI		(167.500.094)	(218.743.820)	(79.273.951)	(318.021.813)
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI		(1.740.134.536)		[1.260.347.578]
UTILE OPERATIVO		(3.332.459.803)		[1.485.087.375]
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI	(38)			2017 02:22
Proventi finanziari		2.080.926.355	252.644.558	1.426.005.179	247.165.038
Oneri finanziari		2.464.343.423]	(22.098.332)	[1.919.215.997]	(16.631.194)
Proventi netti su attività finanziarie destinate al trading		3.792.751		23.799.369
Strumenti derivati		(90.902.345)	(930.344)	330.028.966	232,296,144
		(470.526.662)		(139.387.483)
PROVENTI [ONERI] SU PARTECIPAZIONI	(37)	8.401.534 12		5.522.666.992	4.609.419
UTILE ANTE IMPOSTE		4.598.547.647		3.898192.134
Imposte sul reddito	38	(184.342.629)		556.512.128
UTILE NETTO DE LESEXOMO		4.414.205.018		4.454.704.262

[a] Le informazioni sulla i comparativi determinatiin applicazione dei nuovi principi l'FRS 10 e 11 sono indicace alla noto n. 4 - Modifica dei criteri contabili.

F. F. RARCEGAGLIA EALTA

Eni Bilancio di esercizio / Schemi

Prospetto dell'utile complessivo

(E milioni)	NOTE	2013131	2014
Utile netto dell'esercizio		4.414	4.455
Altre componenti dell'utile complessivo:
Componenti non riclassificabili a conto economico
Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti	(32)	8	(Sa)
Effetto fiscale relativo alle altre componenti dell'utile complessivo non riclassificabili a conto economico	(32)	(3)	10
		5	(fa)
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	(32)	(227)	(232)
Variazione valutazione fair value di partecipazioni al netto dei reversal	(32)	(64)	27
Effetto fiscale relativo alle altre componenti dell'utile complessivo riclassificabili a conto economico	(32)
		(228)	(244)
Totale altre componenti dell'utile complessivo, al netto dell'effetto fiscale		(223)	(263)
Totale utile complessivo dell'esercizio		4.191	4.192

[a] Le informazionis ulla i comparativi determinati in appiicazione dei nuovi principilFRS IO e 11 sono indica dei crieni con . 4 - Hodifica dei criteri contabili.

Fro MARCEGAGCIA FARMA

Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

ﺍﻟﺘﻲ ﺗﺮﻳﺎﺕ ﺍﻟﺘﻲ ﺗﺄﻫﻞ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﻮﻗﻊ ﺍﻟﺘﻲ ﺗﺴﺘﺨﺪﻡ ﺍﻟﻤﺘﻮﻗﻊ ﺍﻟﺘﻲ ﺗﺴﺘﺨﺪﻡ ﺍﻟﻤﺘﻮﻗﻊ ﺍﻟﻤﺘﻮﻗﻊ ﺍﻟﻤﺘﻮﻗﻊ ﺍﻟﻤﺘﻮﻗﻊ ﺍﻟﻤﺘﻮﻗﻊ

Silver Constitute of Con-

(€ milioni)	Capitale sociale	Altre riserve di capitale	Riserva legale	Azioni proprie acquistate	Riserva per acquisto di azioni proprie	finanziari derivati cash flow hedge Riserva fair value strumenti al netto dell'effetto fiscale	disponibili per la vendita al netto Riserva fair value partecipazioni dell'effetto fiscale	Altre riserve di utili non disponibili	Altre riserve di utili disponibili	Riserva IFRS 10 e 11 non disponibile	ਦੇ ਚ Riserva IFRS 10 disponibile	Acconto sul dividendo	Utile dell'esercizio	Totale
Saldi al 31 dicembre 2012	4.005	06888	a 20	[201]	6.201	(13)	138		[31] 12.367			(1.956)	9.078	40.537
Modifica criteri contabili IFRS 10 e 11										6				6
Saldi al 1ª gennaio 2013 riesposto	4.005	9.990	ਹੋਵਿਊ	[201]	6.201	(13)	138		(31) 12.367	6		(1.956)	9.078	40.543
Utile netto dell'esercizio													4.414	4.414
Altre componenti dell'utile complessivo:
Componenti non riclassificabili a conto economico
Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale								5						5 5
Componenti riclassificabili a conto economico								5
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale						(168)								(166
Variazione valutazione fair value di partecipazioni disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale							(62)							(ട്ടി
						(188)	(62)							(228)
Operazioni con gli azionisti: Acconto sul dividendo 2013 (€0,55 per azione)												(1.993		(1.993)
Attribuzione del dividendo residuo 2012 (€0,54 per azione)									(829)				1.956 (3.083)	(1.956)
Attribuzione utile 2012 a riserve								2.803	3.392				(5.995)
								2.603	2.563				(37) (9.078) (3.949)
Altri movimenti di patrimonio netto:
Riduzione riserva art. 6 comma 1 lettera a] D.Lgs. 38/2005								(1.088)	1.088
Operazioni straordinarie under common control									(32)					(ਤੇਨੀ
Diritti decaduti stock option									(13)					(13)
Altre variazioni									3					3
Saldi al 31 dicembre 2013	4.005			9.990 959 (201)		6.201 (179)	86	(1.088) 1.489	1.046 15.976	6		(1.993)		(42) 4.414 40.743

247

Eni Bilancio di esercizio / Schemi '

2 201

80 90:1: 1589

							segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
--	--	--	--	--	--	--	-----------------------------------------------------------------	--

(€ milioni)	ਰ Capitale social	Altre riserve di capitale	Riserva legale	Azioni proprie acquistate	Riserva per acquisto di azioni proprie	finanziari derivati cash flow hedg Riserva fair value strumenti al netto dell'effetto fiscale	Riserva fair value partecipazioni disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale	di utili non disponibil Altre riserve	Altre riserve di utili disponibili	Riserva IFRS 10 e 11 non disponibile	e 11 Riserva IFRS 10 disponibile	Acconto sul dividendo	Utile dell'esercizio	Totale
Saldi al 31 dicembre 2013		4.005 9.990 959		[201]	6.201	(179)		76 1.489 15.976		e		(1.993)		4.414 40.743
Utile netto dell'esercizio													4.455	4.455
Altre componenti dell'utile complessivo:
Componenti non riclassificabili a conto economico Valutazione di piani a benefici definiti								(18)						(19)
per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale								( ( 19)						(19)
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale						(168)								(188)
Variazione valutazione fair value di partecipazioni disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale							(76)							(78)
						(Tes)	(76)							(244)
Operazioni con gli azionisti:
Acconto sul dividendo 2014 ['80,56 per azione)												(2.020)		(2.020)
Attribuzione del dividendo residuo 2013 [€0,55 per azione													1.993 (3.959) (1.986)
Attribuzione utile 2013 a riserve								176	255	ਧੇ			(435)
Acquisto azioni proprie				(380)										(380)
				(380)				175	255	4			[27] [4.414] [4.386]
Altri movimenti di patrimonio netto:
Riduzione riserva art. 6 comma 1 lettera a 0.Lgs. 38/2005								(538)
Dividendi distribuiti dalle joint operation										(4)
Operazioni straordinarie under common control									[14]					14
Diritti decaduti stock option									(7)					7
Costi accessori all'acquisto azioni proprie									(1)					1
Altre variazioni									1					2
								( 239)	218	(3)				(20)
Saldi al 31 dicembre 2014	4.005	066.6	asa	(581)	6.201	(347)			1.107 16.749		4 (2.020)			4.455 40.529

1

80 90.1.590

Rendiconto finanziario

Koles | House as and Color

アイマリア アウトレット (

(€ milioni)	2013 (2)	2014
Utile netto dell'esercizio	4.414	4.455
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operativa:
- Ammortamenti	aeo	1.100
- Svalutazioni nette di attività materiali e immateriali	780	180
- Svalutazioni (rivalutazioni) partecipazioni	1.659	1.521
· Plusvalenze nette su cessioni di attività	(106)	197
Dividendi	9.888	6.992
Interessi attivi	1235	1977 1991 527
Interessi passivi	680	1892 . 692
Imposte sul reddito	184	556
Altre variazioni	(8)	(24)
Variazioni del capitale di esercizio:
· rimanenze	284	1.606 11
- crediti commerciali	442	07:57 13
- debiti commerciali	(544)	25 100 734
- fondi per rischi e oneri	bec	12012 52)
- altre attività e passività	328	2018 686
Flusso di cassa del capitale di esercizio	1.132	2.987
Variazione fondo benefici per i dipendenti	(10)	2
Dividendi incassati	9.888
Interessi incassati	214	6.316 549 15
Interessi pagati		204
Imposte sul reddito pagate al netto dei rimborsi e crediti di imposta acquistati	(818)	(715)
Flusso di cassa netto da attività operativa	(159)	ਵਰ
di cui flusso di cassa netto da attività operativa verso parti correlate	8.689	8.881
Investimenti:	19.535/	ಿ ಸಾರ್ವಹಿಸಿದ (6.547) and and of the comment
· attività materiali
- attività immateriali	[1.110]	11.189]
	(237)	(299)
· partecipazioni	(7.343)	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
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa	(325)	(1:415)
- variazione debiti e crediti relatività di investimento e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale	(146)	11 2017 11:21
- acquisto rami d'azienda e fusioni	(8)
Flusso di cassa degli investimenti	(9.167)	(3.420) 100 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10 - 10
Disinvestimenti:
- attività materiali	7	1770 6 11 4
- attività immateriali	4	2007 2017 10:00 10
- partecipazioni	2.317	1488 1 1 841
- attività destinate alla vendita		6
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa	320	199 - 103 - 499
- variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento	4	ਰੇਟ 658.11
- cessioni rami d'azienda	4
Flusso di cassa dei disinvestimenti	2.656	1:448
Flusso di cassa netto da attività di investimento	1999 (6.511) C	1.972
di cui flusso di cassa netto da attività di investimento verso parti correlate :	0 ান ব 0.77 (213)	(1:165)
Altre attività finanziarie destinate al trading	15.001 V	第一次 第一次 [8]
Assunzione (rimborsi) di debiti finanziari a lungo	ESS ਰਈ	(223) ========================================================================================================================================================================
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine	త్ర 23/1	1212) (712)
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	3.636 175-545	1.124 1.124
Acquisto azioni proprie		(380)
Dividendi pagati	(3.949)	(4.006).
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	4.684]	(6.503)
di cui flusso di cassa netto da attività di finanziamento verso parti correlate	2.165	(1.830)
Flusso di cassa netto dell'esercizio	(2.506)	386
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio	6.400	3.894
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio	3.894	0824 4:280

[a] Le informazioni sullarie posizione de interninatiin applicazione dei nuovi principil FRS 10 e 11 sono indicate alla nota n. 4 - Modifica dei criteri contribuli.

Eni Bilancio di esercizio / Note al bilancio

80901-591 Note al bilancio di esercizio

Criteri di redazione

Il bilancio di esercizio è redatto secondo gli International Financial Reporting Standards (nel seguito "IFRS" o "principi contabili internazionali") emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell'art. 9 del D.Lgs. 38/05.

Il bilancio è redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle rettifiche di valore, con l'eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione.

Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2014 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 12 marzo 2015. Le informazioni a commento dello stato patrimoniale e del conto economico, tenuto conto della rilevanza degli importi, sono espresse in € milioni.

Criteri di valutazione

I criteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazione del bilancio consolidato, cui si rinvia, fatta eccezione per la rilevazione e valutazione delle partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate, che sono valutate al costo di acquisto4. Con riferimento alle partecipazioni in società classificate come joint operation, nel bilancio di esercizio è rilevata la quota di spettanza Eni delle attività/passività e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività/passività e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformità ai criteri di valutazione applicabili alla singola fattispecie.

In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, la recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione della partecipazione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d'uso. Il valore d'uso è determinato, generalmente, nei limiti della corrispondente frazione del patrimonio netto dell'impresa partecipata desunto dal bilancio consolidato, attualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipazione e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e dimostrabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall'esterno. L'attualizzazione è effettuata a un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate con imputazione dell'effetto a conto economico alla voce "Proventi [oneri] su partecipazioni".

La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione, è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque a coprirne le perdite.

Le altre partecipazioni sono valutate al fair value con imputazione degli effetti alla riserva di patrimonio netto afferente alle altre componenti dell'utile complessivo; le variazioni del fair value rilevate nel patrimonio netto sono imputate a conto economico all'atto della svalutazione o del realizzo. Differentemente, le quote di partecipazioni a servizio di prestiti obbligazionari convertibili in azioni Galp e Snam sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico, in applicazione della fair value option attivata al fine di ridurre l'accounting mismatch con la rilevazione dell'opzione di conversione, implicita nel prestito obbligazionario convertibile, valutata al fair value con imputazione delle variazioni di valore a conto economico.

Quando le partecipazioni non sono quotate in un mercato regolamentato e il fair value non può essere attendibilmente determinato, le stesse sono valutate al costo rettificato per perdite di valore; le perdite di valore non sono oggetto di ripristino2.

I dividendi da società controllate, joint venture e collegate sono imputati a conto economico quando deliberati, anche nel caso in cui derivino dalla distribuzione di riserve di utili generatesi antecedentemente all'acquisizione della partecipazione. La distribuzione di tali riserve di utili rappresenta un evento che fa presumere una perdita di valore e, pertanto, comporta la necessità di verificare la recuperabilità del valore di iscrizione della partecipazione.

Schemi di bilancio3

Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura4.

Il prospetto dell'utile complessivo indica il risultato economico integrato dei proventi e oneri che per espressa disposizione degli IFRS sono rilevati direttamente a patrimonio netto.

Il prospetto delle variazioni del patrimonio netto presenta i proventi [oneri ) complessivi dell'esercizio, le operazioni con gli azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto.

Lo schema di rendiconto finanziario è predisposto secondo il "metodo indiretto", rettificando l'utile del periodo delle altre componenti di natura non monetaria.

Modifica dei criteri contabili

Le disposizioni dell'IFRS 11 "Accordi a controllo congiunto" (di seguito IFRS 11], omologate con il regolamento n. 1254/2012, emesso dalla Commissione Europea in data 11 dicembre 2012, sono applicate con effetto retroattivo rettificando i valori di apertura dello stato patrimoniale al 1º gennaio 2013 e i dati economico-patrimoniali del 2013 posti a confronto. Il concetto di controllo è definito dalle disposizioni dell'IFRS 10 "Bilancio consolidato" anch'esso omologato con il medesimo regolamento della Commissione Europea; per ulteriori informazioni si rinvia a quanto

(3) li Kremazioni relaive apli steatio costi cost.
(4) Le informazioni relaive a lorestica o prevista dagli FFS son indicate nella nota n. 33 "Ganzie, impegni e rischi - Ake

^{[ ]} la caso di acquisizione del controlo in fasi successive, il valore di iscrizione e delerminato come sommatoria del coso sostenulo in ciascuna tranche di acquista (1) il caso a cupazione in las successore, con me popule nel caso in cui, sulla base delle condizini esistenti in un periodo infranciale successiva, la svaluazione sarebe sat minore ovvero non rilevata.

⁽³⁾ Gli schemi di bilancio sono gli stessi adottati nel bilancio di esercizio 2013.

80901,592

indicato nel paragrafo "Principi di consolidamento - Imprese controllate". L'IFRS 11 definisce la contabilizzazione degli accordi a controllo congiunto, in relazione ai diritti e alle obbligazioni delle parti rivenienti dall'accordo. L'IFRS 11 identifica due tipologie di accordi a controllo congiunto. Una joint venture è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto dell'accordo vantano diritti sulle attività nette dell'accordo. Una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto dell'accordo vantano diritti sulle attività e obbligazioni per le passività [cd. enforceable rights and obligations) relative all'accordo. Le interessenze in joint operation sono contabilizzate rilevando la quota di competenza del partecipante di attività/passività e di ricavi/costi sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali.

I principali impatti connessi con l'adozione delle nuove disposizioni riguardano la classificazione come joint operation di alcune imprese precedentemente classificate come controllate congiunte e valutate al costo. I valori dello stato patrimoniale di apertura al 1ª gennaio 2013, dello stato patrimoniale al 31 dicembre 2013, nonché del conto economico e del rendiconto finanziario 2013 posti a confronto, sono stati rideterminati a seguito dell'adozione dell'IFRS 11. Di seguito è fornito l'impatto quantitativo sulle voci di bilancio interessate:

(€ milioni)	01 gennalo 2013
	Ante applicazione IFRS 10 e 11	Applicazione IFRS 10 e 11	Post applicazione IFRS 10 e 11
Voci di bilancio
Attività correnti	33 096		33 096
Attività non correnti	50.487	124	50 :: 1
- di cui: Immobili, impianti e macchinari	6.927	311	7.238
- di cui: Partecipazioni	32.024	(168)	31.856
Attività destinate alla vendita	16		18
Passività correnti	19 815	110	19.725
- di cui: Altre passività correnti	889	કર	944
Passività non correnti	23.446	8	23.454
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
Totale patrimonio netto	40.537	6	40.543

(€ milioni)	31 dicembre 2013
	Ante applicazione IFRS 10 e 11	Applicazione IFRS 10 e 11	Post applicazione IFRS 10 e 11
Voci di bilancio
Attività correnti	31.238	ાંડરી	31 186
Attività non correnti	52.494	199	52.693
- di cui: Immobili, impianti e macchinari	6.468	324	6.792
- di cui: Partecipazioni	34.961	(214)	34.747
Attività destinate alla vendita	10		10
Passività correnti	17.709	130	17839
- di cui: Altre passività correnti	1.203	G	1.294
Passività non correnti	25.300		25,307
Totale patrimonio netto	40.733	1977	40.743

		2013
(€ milioni)	Ante applicasione JERS 10 e N	Applicazione IFRS 10 e 11	Post applicazione IFRS 10 e 11
Voci di bilancio
Ricavi	. : 48.215 .	(197)	48.018
Utile operativo	(3.260)	(73)	(3.333)
Proventi (oneri) finanziari	(466)	S	(471)
Proventi [oneri] su partecipazioni	Super 13	62	8.402
Utile netto del periodo			4.414
	Portan
Flusso di cassa netto da attività operativa	8.646	43	8.689
Flusso di cassa netto da attività di investimento	(6.433)	781	6.511
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento	(4.725)	41	(4.684)
Flusso di cassa netto del periodo	(2.512)		(2.506)

Eni Bilancio di esercizio / Note al bilancio

8090115

Con il regolamento n. 634/2014 emesso dalla Commissione Europea in data 13 giugno 2014 è stato omologato I'IFRIC 21 "Tributi" (di seguito IFRIC 21), che definisce il trattamento contabile dei pagamenti richiesti dalle autorità pubbliche (es. contributi da versare per operare in un determinato mercato), diversi dalle imposte sul reddito, dalle multe, dalle penali. L'IFRIC 21 indica i criteri per la rilevazione della passività, stabilendo che l'evento vincolante che dà origine all'obbligazione, e pertanto alla rilevazione della liability, è rappresentato dallo svolgimento dell'attività d'impresa che, ai sensi della normativa applicabile, comporta il pagamento. Il regolamento di omologazione ha previsto l'entrata in vigore dell'IFRIC 21 a partire dal primo esercizio che abbia inizio il, o dopo il, 17 giugno 2014, fatta salva la possibilità di applicazione anticipata. Le disposizioni dell'IFRIC 21 sono state applicate, in via anticipata, a partire dall'esercizio 2014. L'applicazione delle disposizioni dell'IFRIC 21 non ha prodotto effetti significativi. Gli altri principi contabili e interpretazioni entrati in vigore a partire dal 1º gennaio 2014 non hanno prodotto effetti significativi.

Utilizzo di stime contabili

Con riferimento all'utilizzo di stime contabili si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.

Principi contabili di recente emanazione

Con riferimento ai principi contabili di recente emanazione si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.