Annual Report • Aug 1, 2017
Annual Report
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2017
Siamo un'impresa dell'energia. Lavoriamo per costruire un futuro in cui tutti possano accedere alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile. Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l'innovazione. Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze. Sul valore della persona, riconoscendo la diversità come risorsa. Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità che ci ospitano.
Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2017
La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata contiene dichiarazioni previsionali (forwardlooking statements), in particolar e nella sezione "Evoluzione prevedibile della gestione", relative a: piani di investimento, dividendi, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell'esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l'evoluzione futura della domanda, dell'offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l'instabilità sociopolitica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l'impatto delle regolamenta-zioni dell'industria degli idrocarburi, del settore dell'energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell'applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l'azione della concorrenza.
Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse nell'area di consolidamento.
Per il Glossario si rinvia al sito internet eni.com
| Highlight |
|---|
| Andamento operativo |
| Exploration & Production |
| Gas & Power |
| Refining & Marketing e Chimica |
| Commento ai risultati e altre informazioni |
| Commento ai risultati economico-finanziari |
| Conto economico |
| Stato patrimoniale riclassificato |
| Rendiconto finanziario riclassificato |
| Fattori di rischio e incertezza |
| Evoluzione prevedibile della gestione |
| Altre informazioni |
| Schemi contabili |
|---|
Risultati adjusted > L'utile operativo adjusted del semestre è quasi quadruplicato a €2,85 miliardi rispetto al primo semestre 2016, per effetto oltre che della ripresa del prezzo del petrolio (+30% il riferimento Brent), della crescita delle produzioni d'idrocarburi e dell'eccellente performance dei business mid e downstream grazie alle rinegoziazioni dei contratti gas e alle ristrutturazioni eseguite negli esercizi passati che hanno consentito di catturare in modo pieno lo scenario più favorevole.
Risultato netto adjusted: €1,21 miliardi (+€1,52 miliardi). Risultato netto reported: €0,98 miliardi (+€1,81 miliardi rispetto al 2016).
Cash flow > Robusta generazione di cassa operativa a €4,64 miliardi, +50% rispetto al semestre 2016. Su base adjusted, prima della variazione del circolante ed escludendo l'utile/perdita di magazzino il flusso di cassa operativa si ridetermina in €4,88 miliardi.
Ottimizzazione dei capex e autofinanziamento > Investimenti pari a €4,97 miliardi nel semestre (€4,27 miliardi su base pro-forma1) finalizzati al completamento dei grandi progetti avviati come da programma nella prima parte nel 2017. Nel semestre copertura organica capex pro-forma a circa il 110%. Su base annua prevista riduzione dei capex 2017 su base pro-forma di circa il 18% vs 2016.
Free cash flow > Generati circa €700 milioni a copertura del dividendo.
Cash neutrality > Confermata copertura organica degli investimenti e del dividendo allo scenario Brent di circa 60 \$/barile nel 2017.
Dismissioni > Definita la cessione del 25% dell'Area 4 in Mozambico a ExxonMobil per il corrispettivo di circa \$2,8 miliardi. A luglio perfezionata la cessione delle attività di vendita retail di gas e di power in Belgio. Complessivamente nel 2017 sono state definite dismissioni per circa €2,9 miliardi pari al 60% del target minimo di cessioni annunciate nel piano industriale '17-'20.
Leverage > Al 30 giugno 2017 leverage pari a 0,32, in aumento rispetto allo 0,28 al 31 dicembre 2016; ben al di sotto dello 0,30 a fine anno sulla base delle assunzioni Eni di scenario, per effetto della gestione e delle dismissioni definite.
Acconto dividendo > Sulla base dei risultati del primo semestre 2017 e dell'outlook della Compagnia, proposto un acconto dividendo di €0,40 per azione.
Produzione di idrocarburi > 1,783 milioni di boe/giorno nel primo semestre 2017, in crescita del 2,8%. Escludendo l'effetto prezzo negativo nei contratti PSA e i tagli OPEC (complessivamente 50 mila boe/giorno), la produzione è in crescita del 6,1%. Per l'intero 2017 confermato il target di 1,84 milioni boe/giorno (+5% rispetto al 2016) grazie agli avvii di nuovi progetti e ai ramp-up dei giacimenti avviati nel 2016.
Successi esplorativi > Nel semestre 2017 è proseguito il track-record di successi esplorativi. Perforati con successo due pozzi nell'Area di scoperta Amoca, nell'offshore del Messico, incrementando fino a 1,3 miliardi di barili di olio in posto le risorse dell'intera Area 1. Prevista entro fine anno la definizione del piano
1 Al netto dei rimborsi associati alle cessioni e l'incasso di anticipi da parte di partner di Stato previsti in relazione al progetto Zohr.
di sviluppo. Conseguiti ulteriori successi esplorativi in Libia, Indonesia e Norvegia, per un totale di circa 500 milioni di boe di riserve esplorative.
Mozambico > Entra nella fase esecutiva il progetto gas Coral South nell'Area 4 offshore del Mozambico grazie alla firma dei contratti di costruzione del mezzo di LNG floating production e di project financing.
East Hub > Eni ha avviato, in anticipo di 5 mesi rispetto al piano di sviluppo e con un time-to-market tra i migliori dell'industria la produzione dell'East Hub Development Project, nel Blocco 15/06 del deep offshore angolano.
OCTP > Avviato in soli 2 anni e mezzo e in anticipo di 3 mesi rispetto al piano di sviluppo l'Integrated Oil&Gas Development Project del blocco Offshore Cape Three Points Block (OCTP) in Ghana con riserve di oltre 770 milioni di barili di olio equivalente.
Jangkrik > Avviato, in anticipo rispetto ai piani, la produzione a gas del progetto in acque profonde "Jangkrik Development Project", in Indonesia. La produzione ha raggiunto il target produttivo di 13 milioni di metri cubi di gas al giorno, equivalenti a 85 mila boe/giorno.
Avvii produttivi > Complessivamente gli avvii dei nuovi giacimenti e il ramp-up dei progetti del 2016 hanno contribuito nel semestre con 192 mila boe/giorno.
Gli start up realizzati testimoniano la validità del modello operativo Eni finalizzato al miglioramento continuo del time-to-market.
Zohr > Progress Zohr: 80%, confermato start-up entro dicembre.
Acreage > Acquisite licenze esplorative in Cipro, Costa d'Avorio e Norvegia, per una superficie complessiva di circa 11.000 chilometri quadrati.
Val d'Agri > Il 18 luglio 2017 Eni ha riavviato l'attività petrolifera presso il Centro Olio Val d'Agri ("COVA") dopo aver ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte della Regione Basilicata, una volta completati gli accertamenti e le verifiche che hanno confermato l'integrità dell'impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza.
Sicurezza delle persone > Migliorato l'indice di frequenza degli infortuni totali registrabili (-20,1% rispetto al periodo di confronto 2016), in riduzione sia per i dipendenti (-9,5%) sia per i contrattisti (- 24,6%), grazie all'implementazione di progetti specifici di formazione e sensibilizzazione delle persone Eni in materia di salute e sicurezza.
Emissioni GHG > Incrementate del 2,3% rispetto al primo semestre 2016 per la crescita della produzione nei settori E&P e G&P. L'indice delle emissioni di metano, in miglioramento del 15,6%, ha beneficiato della conclusione delle attività di monitoraggio e contenimento delle emissioni fuggitive in Kazakhstan e in altre realtà del Gruppo.
| Principali dati ed indicatori economici e finanziari | |||
|---|---|---|---|
| Primo semestre | |||
| 2017 | 2016 | ||
| Ricavi della gestione caratteristica | (€ milioni) | 33.690 | 26.760 |
| Utile (perdita) operativo | 2.674 | 325 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted | 2.853 | 771 | |
| Utile (perdita) netto adjusted | 1.207 | (315) | |
| ‐ per azione (a) | (€) | 0,34 | (0,09) |
| ‐ per ADR (a) (b) | (\$) | 0,74 | (0,20) |
| Utile (perdita) netto (c) (d) | 983 | (1.242) | |
| ‐ per azione (a) | (€) | 0,27 | (0,23) |
| ‐ per ADR (a)(b) | (\$) | 0,58 | (0,51) |
| Utile (perdita) complessivo (c) | (€ milioni) | (2.725) | (1.761) |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | (€ milioni) | 4.638 | 3.100 |
| Flusso di cassa netto da attività operativa adjusted (e) | 4.881 | 2.477 | |
| Investimenti (tecnici e in partecipazioni) | 4.973 | 6.031 | |
| di cui: ricerca esplorativa | 284 | 170 | |
| sviluppo riserve di idrocarburi | 4.309 | 4.293 | |
| Totale attività a fine periodo | 117.820 | 122.341 | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi a fine periodo | 48.929 | 52.303 | |
| Indebitamento finanziario netto a fine periodo | 15.467 | 13.814 | |
| Capitale investito netto a fine periodo | 64.396 | 66.117 | |
| di cui: Exploration & Production | 54.455 | 55.181 | |
| Gas & Power | 3.949 | 5.526 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 7.003 | 6.545 | |
| Leverage | 0,32 | 0,26 | |
| Coverage | 5,5 | 1,1 | |
| Current ratio | 1,3 | 1,6 | |
| Debt coverage | 30,0 | 22,4 | |
| Prezzo delle azioni a fine periodo | (€) | 13,2 | 14,5 |
| Numero medio ponderato di azioni in circolazione | (milioni) | 3.601,1 | 3.601,1 |
| Capitalizzazione di borsa (f) | (€ milia rdi ) | 47,4 | 52,0 |
(a) Interamente dilui to. Calcola to come ra pporto tra l'utile ne tto/ca s h flow e il numero medio di azioni in ci rcolazione nell'eserci zio.
(b) Un ADR ra ppresenta due azioni. L'ammonta re in dolla ri è converti to sulla base del cambio medio di periodo rileva to dalla BCE. (c) Di compe tenza Eni.
(d) La perdi ta 2016 comprende il ri s ul ta to delle continuing opera tions e delle di s continued opera tions ra ppresenta te dalla minusvalenza sulla rileva zione iniziale dell'interes t residuo in Saipem a segui to della ces sione del controllo.
(e) Mi sura Non‐GAAP. Flusso di cas sa ne tto da a ttivi tà opera tiva prima della va ria zione del ca pi tale di eserci zio ed es cludendo l'utile/perdi ta di magazzino.
(f) Prodotto del numero delle azioni in ci rcola zione per il prezzo di ri ferimento di borsa di fine periodo.
| Principali indicatori di performance | |||
|---|---|---|---|
| Primo semestre | |||
| 2017 | 2016 | ||
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 33.227 | 33.882 |
| di cui: ‐ donne | 7.741 | 7.776 | |
| ‐ all'estero | 12.388 | 12.883 | |
| Donne in posizioni manageriali (dirigenti e quadri) | (%) | 24,3 | 23,6 |
| Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) | (infortuni totali regi s trabili /ore lavora te ) x 1.000.000 | 0,33 | 0,41 |
| ‐ dipendenti | 0,30 | 0,33 | |
| ‐ contrattisti Emissioni dirette di gas serra |
0,34 20,03 |
0,45 19,58 |
|
| di cui: ‐ da combustione e processo | (milioni di tonnella te di CO2 eq) | 15,12 | 14,68 |
| ‐ da metano | 1,02 | 1,21 | |
| ‐ da flaring | 3,02 | 2,85 | |
| ‐ da venting | 0,87 | 0,84 | |
| Costi di ricerca e sviluppo | (€ milioni) | 72 | 69 |
| Exploration & Production | |||
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 12.186 | 12.670 |
| Produzione di idrocarburi (a) | (migliaia di boe/giorno) | 1.783 | 1.734 |
| ‐ petrolio e condensati | (migliaia di ba rili /giorno) | 830 | 871 |
| ‐ gas naturale | (milioni di me tri cubi /giorno) | 147 | 133 |
| Produzione venduta (a) | (milioni di boe) | 301 | 299 |
| Prezzi medi di realizzo degli idrocarburi (a) | (\$/boe ) | 32,73 | 26,69 |
| Acqua di formazione reiniettata | (%) | 60,2 | 56,7 |
| Emissioni dirette di gas serra | (milioni di tonnella te di CO2eq) | 10,64 | 10,15 |
| Community investment | (€ milioni) | 27 | 22 |
| Gas & Power | |||
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 4.219 | 4.338 |
| Vendite gas mondo | (milia rdi di metri cubi ) | 41,91 | 43,77 |
| ‐ in Italia | 19,88 | 19,42 | |
| ‐ internazionali | 22,03 | 24,35 | |
| Vendite di energia elettrica | (te rawa ttora ) | 17,76 | 18,09 |
| Emissioni dirette di gas serra | (milioni di tonnella te di CO2eq) | 5,57 | 5,19 |
| Refining & Marketing e Chimica | |||
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 10.915 | 10.977 |
| Lavorazioni in conto proprio | (milioni di tonnella te ) | 11,45 | 12,09 |
| Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa | 4,19 | 4,21 | |
| Erogato medio per stazione di servizio Rete Europa | (migliaia di li tri ) | 869 | 839 |
| Produzioni di prodotti petrolchimici | (migliaia di tonnella te ) | 3.033 | 2.898 |
| Vendite di prodotti petrolchimici | 2.066 | 1.931 | |
| Tasso di utilizzo medio degli impianti | (%) | 77 | 73 |
| Emissioni dirette di gas serra | (milioni di tonnella te di CO2 eq) | 3,82 | 4,24 |
| Emissioni di SOx (ossidi di zolfo) |
(migliaia di tonnella te di SO2 eq) | 2,50 | 2,10 |
(a ) Include la quota Eni delle joint venture e collega te valuta te con il me todo del pa trimonio netto.
Avviati i grandi progetti a elevato cash flow di East Hub in Angola, Jangkrik in Indonesia e OCTP in Ghana. Confermato lo start-up di Zohr in Egitto a fine 2017.
Continua il track record di successi esplorativi con un totale di circa 500 milioni di boe di riserve esplorative. Confermato il target 2017 di nuove risorse esplorative di 0,8 miliardi di boe al costo unitario di circa 1 \$/boe.
Nel primo semestre 2017 Eni ha condotto operazioni in 44 paesi dei cinque continenti. Al 30 giugno 2017 il portafoglio minerario di Eni consiste in 763 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l'esplorazione e lo sviluppo con una superficie totale di 328.053 chilometri quadrati in quota Eni (323.896 chilometri quadrati in quota Eni al 31 dicembre 2016). Nel primo semestre 2017 le principali variazioni derivano: (i) dall'acquisto di nuovi titoli principalmente in Cipro, Costa d'Avorio e Norvegia, per una superficie di circa 11.000 chilometri quadrati; (ii) dal rilascio di licenze principalmente in Egitto e Kenya per circa 4.700 chilometri quadrati; (iii) dalla riduzione di superficie netta per rilascio parziale in Gabon e Pakistan e per variazione di quota in Egitto, per circa 2.100 chilometri quadrati.
Nel semestre sono stati ultimati 7 nuovi pozzi esplorativi (4,7 in quota Eni), a fronte di 8 pozzi (4,8 in quota Eni) del primo semestre 2016.
La produzione di idrocarburi del primo semestre 2017 è stata di 1,783 milioni di boe/giorno con una crescita del 2,8% rispetto al primo semestre 2016. La performance riflette gli avvii di nuovi giacimenti e il ramp-up dei progetti del 2016 in particolare in Angola, Egitto, Ghana, Indonesia, Kazakhstan e Norvegia (per un contributo di 192 mila boe/giorno) nonché la circostanza che il corrispondente periodo del 2016 registrava maggiori fermate per attività manutentive. Tali fattori sono stati parzialmente compensati dai tagli produttivi OPEC, dall'effetto prezzo e dal declino di giacimenti maturi. Escludendo l'effetto prezzo negativo nei contratti PSA e i tagli OPEC (complessivamente circa 50 mila boe/giorno), la produzione è in crescita del 6,1%.
La produzione di petrolio è stata di 830 mila barili/giorno nel primo semestre 2017, in riduzione del 4,7% rispetto al corrispondente periodo del 2016. Le fermate produttive e il declino dei giacimenti maturi sono stati parzialmente compensati dagli start-up e ramp-up del periodo in particolare in Angola, Ghana, Kazakhstan e Norvegia.
La produzione di gas naturale è stata di 147 milioni di metri cubi/giorno nel primo semestre 2017, in crescita del 10,5% rispetto al corrispondente periodo del 2016. Gli start-up e ramp-up produttivi sono stati parzialmente compensati dal declino di giacimenti maturi.
La produzione venduta di idrocarburi è stata di 301 milioni di boe. La differenza di 21,7 milioni di boe rispetto alla produzione di 322,7 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di gas destinati all'autoconsumo (16,6 milioni di boe), alla variazione delle rimanenze e altri fattori.
| Produzione di idrocarburi (a) (b) | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | |||||
| (migliaia di boe/giorno) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| Italia | 127 | 125 | 2 | 1,6 | |
| Resto d'Europa | 210 | 189 | 21 | 11,1 | |
| Africa Settentrionale | 692 | 634 | 58 | 9,1 | |
| Africa Sub‐Sahariana | 324 | 346 | (22) | (6,4) | |
| Kazakhstan | 139 | 104 | 35 | 33,7 | |
| Resto dell'Asia | 101 | 136 | (35) | (25,7) | |
| America | 168 | 176 | (8) | (4,5) | |
| Australia e Oceania | 22 | 24 | (2) | (8,3) | |
| 1.783 | 1.734 | 49 | 2,8 | ||
| Produzione venduta | (milioni di boe) | 301,0 | 299,0 | 2,0 | 0,7 |
| Produzione di petrolio e condensati (a) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | ||||||
| (migliaia di barili/giorno) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | ||
| Italia | 46 | 40 | 6 | 15,0 | ||
| Resto d'Europa | 116 | 94 | 22 | 23,4 | ||
| Africa Settentrionale | 219 | 246 | (27) | (11,0) | ||
| Africa Sub‐Sahariana | 227 | 260 | (33) | (12,7) | ||
| Kazakhstan | 86 | 58 | 28 | 48,3 | ||
| Resto dell'Asia | 57 | 86 | (29) | (33,7) | ||
| America | 76 | 84 | (8) | (9,5) | ||
| Australia e Oceania | 3 | 3 | ||||
| 830 | 871 | (41) | (4,7) |
| Produzione di gas naturale (a) (b) | ||||
|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | ||||
| (milioni di metri cubi/giorno) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
| Italia | 12 | 13 | (1) | (7,7) |
| Resto d'Europa | 15 | 15 | ||
| Africa Settentrionale | 73 | 60 | 13 | 21,7 |
| Africa Sub‐Sahariana | 15 | 13 | 2 | 15,4 |
| Kazakhstan | 8 | 7 | 1 | 14,3 |
| Resto dell'Asia | 7 | 8 | (1) | (12,5) |
| America | 14 | 14 | ||
| Australia e Oceania | 3 | 3 | ||
| 147 | 133 | 14 | 10,5 |
(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
(b) Comprende la quota di gas naturale utilizzata come autoconsumo (14,2 e 12,7 milioni di metri cubi rispettivamente nel primo semestre 2017 e 2016).
Il 18 luglio 2017 Eni ha riavviato l'attività petrolifera presso il Centro Olio Val d'Agri ("COVA") avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte della Regione Basilicata, una volta completati gli accertamenti e le verifiche che hanno confermato l'integrità dell'impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza. L'interruzione dell'attività del COVA avveniva il 18 aprile 2017. Nel periodo dell'interruzione Eni ha eseguito tutte le prescrizioni dell'Ente, compresa la dotazione di un doppio fondo al serbatoio che aveva dato origine allo sversamento. Maggiori informazioni sono fornite nella nota 29 "Garanzie, impegni e rischi" al Bilancio consolidato semestrale abbreviato.
Nell'offshore Adriatico le iniziative di sviluppo hanno riguardato: (i) la manutenzione e l'ottimizzazione della produzione principalmente nei campi di Barbara e Porto Garibaldi-Agostino; (ii) l'avvio del progetto Poseidon, realizzato in collaborazione con Enti e Istituti scientifici nazionali, con l'obiettivo di convertire alcune piattaforme in stazioni scientifiche per lo studio dell'ambiente marino.
Nell'ambito del Protocollo d'Intesa per l'area di Gela, firmato nel novembre 2014 presso il Ministero dello Sviluppo Economico, proseguono le attività per lo sviluppo dei giacimenti offshore Argo e Cassiopea. È stato presentato alle competenti autorità un progetto di ottimizzazione delle attività con l'obiettivo di minimizzare l'impatto migliorando significativamente gli indicatori ambientali con l'azzeramento dell'impatto visivo e l'abbattimento delle emissioni e allo stesso tempo promuovendo il contenuto locale e il rilancio delle attività. L'ottimizzazione del piano di sviluppo prevede importanti sinergie con la Raffineria di Gela attraverso il recupero di alcune aree già bonificate per la realizzazione degli impianti di trattamento del gas. Le attività programmate sono in attesa di autorizzazione da parte delle competenti autorità.
Inoltre nell'ambito del rilancio e riqualifica delle attività socioeconomiche del territorio, in accordo con il Comune di Gela e la Regione Siciliana, sono state completate le attività relative al primo anno del progetto Obiettivo Scuola, tra cui i progetti Alternanza Scuola-Lavoro, Apprendistato di Primo Livello, iniziative contro la dispersione scolastica e borse di studio universitarie.
Norvegia L'attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) con la scoperta Cape Vulture a gas e olio nelle licenze PL128/128D (Eni 11,5%) nel Mare di Norvegia, in prossimità delle facility produttive del giacimento Norne (Eni 6,9%). La scoperta è stimata in circa 130 milioni di boe; e (ii) con la scoperta Kayak nella licenza PL532 (Eni 30%), mineralizzata a olio. Il pozzo si trova in prossimità dell'area in sviluppo denominata Johan Castberg sempre nella medesima licenza. Le stime preliminari delle dimensioni della scoperta Kayak sono tra i 100 e 180 milioni di barili di olio in posto.
Le recenti scoperte rappresentano un altro importante risultato della strategia near field che, permette in caso di successo la veloce messa in produzione delle riserve, grazie alle sinergie con le infrastrutture produttive.
Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente: (i) la perforazione di un nuovo pozzo iniettore e l'avvio della perforazione di un pozzo produttore nel giacimento di Goliat (Eni 65%, operatore); (ii) attività di infilling a sostegno della produzione nei giacimenti Ekofisk e Eldfisk (Eni 12,39%) nel Mare del Nord e Heidrun (Eni 5,2%) e Norne (Eni 6,9%) nel Mare Norvegese; e (iii) la prosecuzione delle attività di pre-execution del progetto Johan Castberg (Eni 30%) nel Mare di Barents, la cui autorizzazione è prevista entro la fine dell'anno.
Algeria Nel giugno 2017 è stato firmato l'accordo di estensione contrattuale per 15 anni dei giacimenti del Blocco 403 (Eni 50%). L'accordo prevede la possibilità di sviluppo del potenziale gas dell'area anche attraverso l'utilizzo delle facility di trattamento del progetto MLE del Blocco 405b (Eni 75%). Inoltre è prevista la possibilità di estensione contrattuale per ulteriori 10 anni. L'efficacia dell'accordo è attesa entro la fine del 2017, all'avverarsi di tutte le necessarie condizioni previste dal Paese.
È stato completato l'impianto di trattamento, con capacità pari a 32 mila barili/giorno, del progetto CAFC olio nel Blocco 405b, in produzione alla fine del 2016. Sono proseguite le attività di perforazione dei pozzi di sviluppo. Il ramp-up produttivo è atteso nel 2018 con il completamento delle attività di drilling e allacciamento dei pozzi di sviluppo pianificati.
Egitto Nel febbraio 2017, con l'approvazione del governo egiziano, è stata perfezionata la cessione a BP di una quota del 10% della scoperta di Zohr nella licenza operata di Shorouk. L'accordo per la cessione di una quota del 30% a Rosneft sarà perfezionato nei prossimi mesi e soggetto all'approvazione del governo del Paese. Gli accordi raggiunti garantiscono l'opzione per l'acquisto da parte di ciascuno dei nuovi partner di un'ulteriore quota del 5% alle medesime condizioni.
Lo sviluppo della scoperta giant a gas di Zohr è proseguito nel corso del primo semestre con le attività di perforazione e completamento dei pozzi produttori, di costruzione dell'impianto onshore di trattamento del gas e di installazione delle facility offshore. Lo start-up è previsto a fine 2017.
Nel marzo 2017 è stata avviata la seconda unità di trattamento del progetto Nidoco nell'ambito della Great Nooros Area nella concessione Abu Madi West (Eni 75%). Il progetto ha raggiunto il target produttivo di circa 30 milioni di metri cubi/giorno grazie al completamento del pozzo NW-4, undicesimo pozzo produttivo dell'area.
Le altre attività di sviluppo hanno riguardato attività di infilling e ottimizzazione della produzione nelle concessioni a olio di Sinai 12 (Eni 100%) e Meleiha (Eni 76%) per sostenere la capacità produttiva.
Nel corso del primo semestre 2017 Eni ha proseguito il programma a supporto dello sviluppo socioeconomico e sanitario delle comunità locali, in particolare nell'area di Port Said. Il progetto rientra negli accordi previsti dal Memorandum of Understanding firmati nel marzo 2017, che affianca alle attività di sviluppo del progetto Zohr, la realizzazione di diversi programmi di community investment a medio-lungo termine, in corso di definizione con tutti gli stakeholder locali. È in corso di completamento l'attività di ristrutturazione della clinica di El Garabaa che consentirà il rafforzamento dei servizi di emergenza e di assistenza sanitaria primaria, in particolare nell'ambito della salute materna e infantile.
Libia L'attività esplorativa ha avuto esito positivo nell'area contrattuale D (Eni 50%) con una nuova scoperta a gas e condensati. La scoperta è situata in prossimità dei campi in produzione di Bouri (Eni 50%) e di Bahr Essalam (Eni 50%). Il successo esplorativo rientra nella strategia Eni di esplorazione near field che, in caso di successo, permette di sfruttare le sinergie con le infrastrutture produttive esistenti riducendo il tempo di messa in produzione della scoperta e permettendo di fornire nuova produzione di gas destinata al mercato locale e all'export. Nell'aprile 2017, le autorità del Paese hanno esteso il periodo esplorativo della licenza fino al 2019, non inserendo ulteriori attività di commitment.
Nel marzo 2017 è stato firmato un Memorandum of Understanding per la realizzazione di interventi nell'ambito della salute ed educazione nelle comunità locali prossime all'area operativa dell'impianto di Mellitah. In particolare sono stati definiti i primi due programmi di intervento: (i) ristrutturazione della clinica presso l'area di Jalo; (ii) la realizzazione di una pipeline per l'impianto di desalinizzazione per fornire acqua potabile alle comunità dell'area.
Angola Nel febbraio 2017, è stata avviata la produzione del progetto East Hub nel Blocco 15/06 (Eni 36,84%, operatore), in anticipo di 5 mesi rispetto ai piani di sviluppo e con un time-to-market tra i migliori dell'industria. Lo start-up è stato conseguito con il collegamento del campo di Cabaça South East alla FPSO Armada Olombendo. Nel medesimo Blocco è in produzione dalla fine del 2014 anche il progetto West Hub. Con l'avvio del progetto East Hub, nell'area sono state messe in produzione 5 scoperte. Lo sviluppo dell'East Hub, nel rispetto della policy zero flaring e zero water discharge, include pozzi di iniezione acqua e gas.
Continua l'attività di perforazione dei pozzi di sviluppo del progetto in produzione Mafumeira Sul nel Blocco 0 (Eni 9,8%).
Le altre attività di sviluppo hanno riguardato il progetto Kizomba Satellite Fase 2 nel Blocco 15 (Eni 20%) che farà leva sulle facility produttive e di trattamento presenti nell'area.
Congo Sono proseguite le attività di sviluppo sul progetto in produzione Nené Marine Fase 2A nel blocco Marine XII (Eni 65%, operatore). Le attività hanno riguardato lo start-up di due ulteriori pozzi produttivi, il collegamento alle piattaforme di Kitina e Litchendjili presenti nell'area e l'installazione di un ulteriore piattaforma produttiva. A seguito del completamento delle attività, è atteso il ramp-up produttivo del blocco entro la fine del 2017.
Nell'aprile 2017 è stata firmata l'estensione del gas sale agreement che regola le forniture del blocco Marine XII alla centrale elettrica CEC (Eni 20%). La fornitura addizionale prevista dal 2019 sarà necessaria per l'espansione della capacità della stessa centrale.
Sono in corso di definizione le attività della seconda fase del Progetto Integrato Hinda (PIH), con l'obiettivo di migliorare le condizioni di vita della popolazione che risiede nel Distretto di Hinda. Il progetto definito prevede diverse iniziative per incentivare lo sviluppo socio-economico della popolazione attraverso programmi di educazione primaria, salute e accesso all'energia e all'acqua.
Ghana È stato avviato in soli 2 anni e mezzo, in anticipo di 3 mesi rispetto al piano di sviluppo e con un time-to-market record, l'Integrated Oil&Gas Development Project, nel blocco Offshore Cape Three Points Block (OCTP) operato da Eni con una quota del 44,44%.
Il progetto OCTP ha messo in produzione i campi di Sankofa Main, Sankofa East e Gye-Nyame, che comprendono complessivamente volumi per oltre 770 milioni di boe, di cui 500 milioni di barili di olio in posto e 270 milioni di boe di gas non-associato (circa 40 miliardi di metri cubi). Il progetto include lo sviluppo dei campi a gas, la cui produzione sarà dedicata interamente al mercato domestico. Il progetto mediante l'utilizzo di una FPSO, produrrà fino a 85 mila boe/giorno attraverso 18 pozzi sottomarini. Tramite un gasdotto sottomarino, il gas arriverà alle facility onshore, dove verrà raccolto, compresso e trasmesso sulla rete nazionale, con una fornitura di circa 5 milioni di metri cubi/giorno.
Il progetto OCTP è stato sviluppato in conformità ai requisiti più stringenti in materia ambientale, zero gas flaring e re-iniezione dell'acqua prodotta, compresi i Performance Standards on Environmental and Social Sustainability dell'International Finance Corporation (IFC) parte della World Bank Group.
Mozambico Nel marzo 2017 ExxonMobil ed Eni hanno firmato un accordo di compravendita per l'acquisto di una partecipazione indiretta del 25% nell'Area 4, nell'offshore del Mozambico, tramite cessione di una quota del 35,7% della società Eni East Africa. Le condizioni concordate prevedono un prezzo di circa \$2,8 miliardi. L'acquisizione è soggetta a una serie di condizioni sospensive, tra cui l'approvazione da parte delle autorità del Mozambico e di altri enti regolatori. A seguito del completamento della transazione, Eni East Africa sarà controllata pariteticamente da Eni ed ExxonMobil, ciascuna con il 35,7% di partecipazione azionaria, mentre CNPC deterrà il 28,6%. Eni continuerà a gestire il progetto Coral South FLNG e tutte le operazioni upstream nell'Area 4, mentre ExxonMobil guiderà la costruzione e la gestione degli impianti di liquefazione di gas naturale a terra. Questo modello operativo consentirà l'utilizzo delle migliori competenze tecniche sia di Eni sia di ExxonMobil, ognuna delle quali si concentrerà su ambiti distinti e scopi chiaramente definiti pur mantenendo i vantaggi di un progetto completamente integrato.
Nel giugno 2017 è stata avviata la fase realizzativa del progetto Coral South FLNG. Sono stati firmati tutti i contratti per la perforazione, la costruzione e installazione delle facility di produzione, nonché gli accordi con i finanziatori e il governo mozambicano per il project financing ed il quadro regolatorio del progetto. Si tratta del primo progetto per la messa in sviluppo e produzione delle importanti risorse a gas scoperte da Eni nell'Area 4 del bacino di Rovuma. Questo risultato è stato conseguito a soli tre anni dalla perforazione dell'ultimo pozzo esplorativo.
Il progetto Coral South FLNG prevede la messa in produzione di 140 miliardi di metri cubi di gas attraverso la realizzazione di un impianto galleggiante ("Coral South FLNG") per il trattamento, la liquefazione e lo stoccaggio del gas con una capacità di circa 3,4 milioni di tonnellate all'anno, equivalenti a circa 5 miliardi di metri cubi annui, alimentato da 6 pozzi sottomarini con start-up nel 2022. La costruzione del Coral South FLNG verrà finanziata tramite Project Finance a copertura del 60% dell'investimento. Si tratta del primo caso al mondo di project finance per una unità galleggiante di liquefazione. L'accordo di finanziamento è stato sottoscritto da 15 istituti di credito di primaria importanza e garantito da 5 agenzie di Export Credit.
Sulla base dell'accordo vincolante siglato nell'ottobre 2016 si prevede la vendita di tutto il GNL che sarà prodotto alla società BP.
Nella provincia di Cabo Delgado e a Maputo, Eni è impegnata in un vasto programma di attività a favore della popolazione, tra cui programmi di accesso all'energia, accesso all'acqua, salute pubblica, nonché attività di istruzione e formazione.
Nigeria Nel gennaio 2017 è stato firmato con la Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) un Memorandum of Understanding che promuove nuove attività in grado di contribuire in misura significativa allo sviluppo economico e sociale del Paese. In particolare l'accordo di cooperazione include: (i) un maggior focus delle attività di esplorazione e sviluppo nelle aree onshore, offshore e offshore ultraprofondo; (ii) i termini della cooperazione per la ristrutturazione e l'ampliamento della raffineria di Port Harcourt; (iii) l'ampliamento della centrale a ciclo combinato di Okpai con il raddoppio della capacità di generazione elettrica; (iv) la valutazione di ulteriori progetti per assicurare l'accesso all'energia anche nelle aree più remote del Paese e le possibili applicazioni di nuove tecnologie nel campo delle energie rinnovabili.
Nel corso del secondo semestre 2017 è atteso lo start-up produttivo della seconda fase di sviluppo del giacimento Forcados-Yokri nel blocco OML 43 (Eni 5%).
Nel giugno 2017, Eni ha raggiunto una serie di accordi strategici di cooperazione negli ambiti upstream ed energie rinnovabili nel Paese.
Eni e KazMunayGas (KMG) hanno firmato un accordo che rinnova le condizioni per il trasferimento a Eni di una quota del 50% dei diritti per la ricerca e la produzione di idrocarburi del blocco di Isatay, situato nelle acque kazake del Mar Caspio. Il perfezionamento dell'accordo avverrà una volta ottenute le approvazioni di legge richieste. Il blocco, che si stima abbia un notevole potenziale di risorse petrolifere, sarà operato da una joint operating company paritetica tra Eni e KMG. Le due società hanno firmato un ulteriore accordo per espandere la cooperazione tecnologica in ambito upstream e valutare potenziali sviluppi congiunti in nuovi progetti.
Eni, KMG e il Comitato Kazako di Geologia, insieme ad altri partner, hanno firmato un Memorandum of Understanding con il Ministero dell'Energia della Repubblica del Kazakhstan per valutare i termini futuri di cooperazione nel bacino Precaspico Kazako-Russo, dove sono state effettuate numerose scoperte di giacimenti di petrolio di dimensioni considerevoli.
Inoltre Eni e General Electric (GE) hanno siglato un accordo con il Ministero dell'Energia della Repubblica del Kazakhstan per promuovere lo sviluppo di progetti di generazione di energia da fonte rinnovabile nel Paese. In particolare Eni e GE coopereranno per valutare la realizzazione di un impianto eolico della capacità di circa 50 MW e per identificare ulteriori possibili future iniziative.
Kashagan Prosegue il ramp-up e la stabilizzazione della produzione del giacimento Kashagan (Eni 16,81%). Nel secondo semestre sarà avviata la parziale re-iniezione del gas prodotto che permetterà, entro la fine del 2017, di raggiungere il target produttivo di 370 mila barili/giorno.
Continuano gli studi per l'ottimizzazione del progetto di re-iniezione gas CC01 che, attraverso l'installazione di facility per la compressione addizionale permetterà il raggiungimento di 450 mila barili/giorno al 2022.
Nell'ambito degli accordi raggiunti con le Autorità locali, prosegue il programma di formazione professionale di risorse locali nel settore Oil & Gas, oltre alla realizzazione di infrastrutture a scopo sociale.
Karachaganak Nell'ambito dei progetti di ampliamento della capacità di trattamento gas degli impianti del giacimento di Karachaganak (Eni 29,25%) è in corso di finalizzazione lo sviluppo dell'ingegneria di dettaglio del progetto Karachaganak Debottlenecking con Final Investment Decision (FID) prevista entro la fine del 2017. Capacità di re-iniezione addizionale sarà garantita negli anni successivi dall'installazione di facility di re-iniezione di gas che si aggiungerà a quelle esistenti. Il progetto è in fase di FEED e le principali attività sono state avviate per assicurare la FID nel 2018.
Prosegue l'impegno di Eni a sostegno delle comunità presso l'area del giacimento di Karachaganak. In particolare continuano gli interventi in ambito di: (i) formazione professionale; e (ii) realizzazione di asili, manutenzione di ospedali e strade, costruzione di impianti di riscaldamento e di centri sportivi.
Inoltre, a seguito della ridefinizione della Sanitary Protection Zone (SPZ) associata allo sviluppo del giacimento ed in conformità alle best practice e standard internazionali, proseguono le attività di rilocazione degli abitanti dei villaggi di Berezovka e Bestau, avviato nel 2015. Il completamento è previsto nel secondo semestre del 2017.
Sono proseguite le attività di monitoraggio su biodiversità ed ecosistemi presso le aree produttive.
Indonesia L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di appraisal Merakes 2 che ha confermato l'estensione dell'omonima scoperta a gas nella parte occidentale del Blocco East Sepinggan (Eni 85%, operatore).
È stata avviata, in anticipo rispetto a quanto previsto, la produzione a gas del progetto Jangkrik nel blocco Muara Bakau (Eni 55%, operatore). La produzione, assicurata da dieci pozzi sottomarini collegati all'Unità Galleggiante di Produzione (FPU), ha già raggiunto il target produttivo dei 13 milioni di metri cubi/giorno, equivalenti a 85 mila boe/giorno. Il gas prodotto, dopo essere stato trattato dalla FPU, viene spedito tramite pipeline all'impianto onshore, per poi raggiungere l'impianto di liquefazione di Bontang. Il gas prodotto è venduto con contratti di lungo termine, sia alla compagnia di stato Indonesiana Pertamina sia alla stessa Eni che lo commercializzerà nell'ambito dell'accordo raggiunto con la società statale Pakistan LNG contribuendo alla fornitura di oltre 11 milioni di tonnellate di GNL per 15 anni.
Sono in corso diverse iniziative sui temi di protezione ambientale, sanitario e scolastico per le comunità locali nelle aree operative del Kalimantan orientale, di Papua e del Nord Sumatra.
Oman Nel maggio 2017, Eni e la società di stato Oman Oil Company (OOC) hanno firmato un Memorandum of Understanding (MoU) per valutare le opportunità di cooperazione nel settore del petrolio e del gas. Inoltre, a seguito di gara internazionale, è stata comunicata l'assegnazione ad Eni dell'operatorship del Blocco 52 (Eni 85%) nell'offshore del Paese. La ratifica è soggetta all'approvazione delle competenti autorità.
Messico L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la perforazione dei pozzi di appraisal Amoca-2 e Amoca-3 mineralizzati a olio nell'Area 1 (Eni 100%), nell'offshore del Messico. La campagna di drilling nell'Area 1 proseguirà con la perforazione di ulteriori due pozzi sulle scoperte di Mitzon e Tecoalli con lo scopo di delineare il giacimento e verificare ulteriore potenziale addizionale.
Nel giugno 2017 Eni si è aggiudicata l'operatorship del Blocco 10 (Eni 100%), del Blocco 14 (Eni 60%) e del Blocco 7 (Eni 45%) nell'offshore del Messico. I nuovi blocchi sono vicini all'Area 1 e permetteranno, in caso di successo esplorativo, sinergie operative nell'attività di sviluppo.
Gli investimenti tecnici del settore Exploration & Production (€4.615 milioni) hanno riguardato in particolare gli investimenti di sviluppo (€4.309 milioni), realizzati prevalentemente all'estero in particolare in Egitto, Ghana, Angola, Congo, Iraq e Indonesia. In Italia gli investimenti di sviluppo hanno riguardato interventi di sidetrack e workover nelle aree mature, in particolare nell'offshore Adriatico e in Val d'Agri, nonché attività di manutenzione straordinaria e asset integrity.
Gli investimenti di ricerca esplorativa (€284 milioni) hanno riguardato le attività all'estero, in particolare in Cipro, Norvegia, Libia, Egitto e Messico.
Al netto dei rimborsi di capex previsti nell'ambito della cessione definita delle quote dei progetti Area 4 nell'offshore del Mozambico e Zohr, nonché degli anticipi incassati dai partner di stato nel progetto Zohr, gli investimenti tecnici si rideterminano in €3.910 milioni.
| Investimenti tecnici | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | |||||
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| Italia | 109 | 250 | (141) | (56,4) | |
| Resto d'Europa | 308 | 351 | (43) | (12,3) | |
| Africa Settentrionale | 2.323 | 1.339 | 984 | 73,5 | |
| Africa Sub‐Sahariana | 1.160 | 1.297 | (137) | (10,6) | |
| Kazakhstan | 84 | 392 | (308) | (78,6) | |
| Resto dell'Asia | 492 | 753 | (261) | (34,7) | |
| America | 134 | 123 | 11 | 8,9 | |
| Australia e Oceania | 5 | 4 | 1 | 25,0 | |
| 4.615 | 4.509 | 106 | 2,4 |
Perfezionata a luglio la cessione delle attività di vendita retail in Belgio.
Utile operativo adjusted di €192 milioni, pari a oltre il triplo del semestre di confronto (+€136 milioni).
Previsto risultato strutturale positivo dal 2017.
I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 40,00 miliardi di metri cubi con un calo di 1,02 miliardi di metri cubi, pari al 2,5%, rispetto al primo semestre del 2016.
I volumi di gas approvvigionati all'estero (37,48 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari a circa il 94% del totale, sono diminuiti di 0,63 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2016 (-1,7%), per effetto dei minori volumi approvvigionati nei Paesi Bassi (-2,74 miliardi di metri cubi), in Russia (-0,54 miliardi di metri cubi), parzialmente compensati dai maggiori acquisti effettuati in Algeria (+1,36 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (2,52 miliardi di metri cubi) sono in calo del 13,4% rispetto al periodo di confronto per effetto di minori forniture equity.
| Approvvigionamenti di gas naturale | ||||
|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | ||||
| (miliardi di metri cubi) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
| ITALIA | 2,52 | 2,91 | (0,39) | (13,4) |
| Russia | 13,86 | 14,40 | (0,54) | (3,8) |
| Algeria (incluso il GNL) | 7,49 | 6,13 | 1,36 | 22,2 |
| Libia | 2,38 | 2,41 | (0,03) | (1,2) |
| Paesi Bassi | 2,50 | 5,24 | (2,74) | (52,3) |
| Norvegia | 4,06 | 4,42 | (0,36) | (8,1) |
| Regno Unito | 1,29 | 0,86 | 0,43 | 50,0 |
| Ungheria | 0,02 | 0,01 | 0,01 | |
| Qatar (GNL) | 1,22 | 1,49 | (0,27) | (18,1) |
| Altri acquisti di gas naturale | 3,65 | 2,22 | 1,43 | 64,4 |
| Altri acquisti di GNL | 1,01 | 0,93 | 0,08 | 8,6 |
| ESTERO | 37,48 | 38,11 | (0,63) | (1,7) |
| TOTALE APPROVVIGIONAMENTI DELLE SOCIETA' CONSOLIDATE | 40,00 | 41,02 | (1,02) | (2,5) |
| Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio | 0,83 | 1,58 | (0,75) | (47,5) |
| Perdite di rete, differenze di misura ed altre variazioni | (0,30) | (0,03) | (0,27) | |
| DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE | 40,53 | 42,57 | (2,04) | (4,8) |
| Disponibilità per la vendita delle società collegate | 1,38 | 1,20 | 0,18 | 15,0 |
| TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA | 41,91 | 43,77 | (1,86) | (4,2) |
| Vendite di gas per mercato | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | |||||
| (miliardi di metri cubi) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| ITALIA | 19,88 | 19,42 | 0,46 | 2,4 | |
| Grossisti | 5,08 | 3,99 | 1,09 | 27,3 | |
| PSV e borsa | 5,75 | 6,40 | (0,65) | (10,2) | |
| Industriali | 2,29 | 2,29 | |||
| PMI e terziario | 0,52 | 1,01 | (0,49) | (48,5) | |
| Termoelettrici | 0,53 | 0,30 | 0,23 | 76,7 | |
| Residenziali | 2,72 | 2,59 | 0,13 | 5,0 | |
| Autoconsumi | 2,99 | 2,84 | 0,15 | 5,3 | |
| VENDITE INTERNAZIONALI | 22,03 | 24,35 | (2,32) | (9,5) | |
| Resto d'Europa | 19,76 | 21,66 | (1,90) | (8,8) | |
| Importatori in Italia | 1,93 | 2,12 | (0,19) | (9,0) | |
| Mercati europei | 17,83 | 19,54 | (1,71) | (8,8) | |
| Penisola Iberica | 2,51 | 2,45 | 0,06 | 2,4 | |
| Germania/Austria | 3,51 | 4,18 | (0,67) | (16,0) | |
| Benelux | 2,75 | 4,04 | (1,29) | (31,9) | |
| Ungheria | 0,87 | (0,87) | |||
| Regno Unito | 1,25 | 0,72 | 0,53 | 73,6 | |
| Turchia | 3,81 | 2,98 | 0,83 | 27,9 | |
| Francia | 3,57 | 3,91 | (0,34) | (8,7) | |
| Altro | 0,43 | 0,39 | 0,04 | 10,3 | |
| Mercati extra europei | 2,27 | 2,69 | (0,42) | (15,6) | |
| TOTALE VENDITE GAS MONDO | 41,91 | 43,77 | (1,86) | (4,2) |
In uno scenario caratterizzato dalla crescente pressione competitiva, le vendite di gas naturale del primo semestre 2017 di 41,91 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi e la quota Eni delle vendite delle società collegate valutate a equity) hanno evidenziato un calo di 1,86 miliardi di metri cubi rispetto al semestre 2016 (-4,2%).
In aumento le vendite in Italia (19,88 miliardi di metri cubi) per maggiori consumi e per l'effetto di nuovi contratti. In lieve calo i ritiri degli importatori in Italia (-0,19 miliardi di metri cubi) a seguito della ridotta disponibilità di gas libico.
Le vendite sui mercati europei di 17,83 miliardi di metri cubi sono diminuite dell'8,8% principalmente a causa del calo delle vendite in Germania, Benelux e Francia ed in Ungheria per la cessione nel 2016 del portafoglio clienti, parzialmente compensate da maggiori vendite in Turchia, per maggiori ritiri da parte di Botas, e dall'aumento dei volumi commercializzati in Regno Unito.
In calo le vendite nei mercati extra europei (-0,42 miliardi di metri cubi) a seguito delle minori vendite di GNL in Giappone, Argentina ed Emirati Arabi.
| Vendite di gas per entità | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | ||||||
| (miliardi di metri cubi) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | ||
| Vendite delle società consolidate | 40,17 | 42,36 | (2,19) | (5,2) | ||
| Italia (inclusi autoconsumi) | 19,88 | 19,42 | 0,46 | 2,4 | ||
| Resto d'Europa | 18,61 | 20,76 | (2,15) | (10,4) | ||
| Extra Europa | 1,68 | 2,18 | (0,50) | (22,9) | ||
| Vendite delle società collegate (quota Eni) | 1,74 | 1,41 | 0,33 | 23,4 | ||
| Resto d'Europa | 1,15 | 0,90 | 0,25 | 27,8 | ||
| Extra Europa | 0,59 | 0,51 | 0,08 | 15,7 | ||
| TOTALE VENDITE GAS MONDO | 41,91 | 43,77 | (1,86) | (4,2) |
Le vendite di GNL (6,0 miliardi di metri cubi) sono in lieve calo rispetto al primo semestre 2016 (-0,1 miliardi di metri cubi) a causa di minori vendite in Giappone, Argentina ed Emirati Arabi.
Le vendite di GNL del settore Gas & Power (3,5 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) hanno riguardato principalmente il GNL proveniente dal Qatar, Nigeria, Oman ed Algeria e commercializzato principalmente in Europa, Far East, Kuwait ed Egitto.
| Vendite di GNL | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | |||||
| (miliardi di metri cubi) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| Vendite G&P | 3,5 | 3,9 | (0,4) | (10,3) | |
| Resto d'Europa | 2,5 | 2,6 | (0,1) | (3,8) | |
| Extra Europa | 1,0 | 1,3 | (0,3) | (23,1) | |
| Vendite E&P | 2,5 | 2,2 | 0,3 | 13,2 | |
| Terminali: | |||||
| Soyo (Angola) | 0,3 | ||||
| Bontang (Indonesia) | 0,2 | 0,2 | |||
| Point Fortin (Trinidad & Tobago) | 0,3 | 0,4 | (0,1) | (16,5) | |
| Bonny (Nigeria) | 1,5 | 1,3 | 0,1 | 9,8 | |
| Darwin (Australia) | 0,2 | 0,3 | (0,0) | (14,8) | |
| 6,0 | 6,1 | (0,1) | (1,8) |
Nel primo semestre 2017, la produzione di energia elettrica è stata di 10,71 terawattora, in aumento di 0,83 terawattora rispetto al primo semestre 2016 per minori fermate agli impianti. Al 30 giugno 2017 la potenza installata in esercizio delle centrali Enipower di 4,7 gigawatt è immutata rispetto al 31 dicembre 2016. In diminuzione gli acquisti (-1,16 terawattora) per effetto dell'ottimizzazione del portafoglio fonti/impieghi.
| Primo semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | ||
| Acquisti di gas naturale | (milioni di metri cubi) | 2.103 | 1.987 | 116 | 5,8 |
| Acquisti di altri combustibili | (migliaia di tep) | 196 | 182 | 14 | 7,7 |
| Produzione di energia elettrica | (terawattora) | 10,71 | 9,88 | 0,83 | 8,4 |
| Produzione di vapore | (migliaia di tonnellate) | 3.928 | 4.254 | (326) | (7,7) |
Nel primo semestre 2017 le vendite di energia elettrica (17,76 TWh) sono state destinate ai clienti del mercato libero (74%), borsa elettrica (16%), siti industriali (8%) e altro (2%). Le vendite di energia elettrica nel primo semestre 2017 sono in calo di 0,33 TWh, pari all'1,8%, per effetto della diminuzione delle vendite al middle market (-0,91 TWh), al residenziale (-0,31 TWh) e alle PMI (-0,28 TWh), parzialmente compensate dall'aumento delle vendite ai clienti large (+1,00 TWh) e ai grossisti (+0,17 TWh).
| Disponibilità di energia elettrica | ||||
|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | ||||
| (terawattora) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
| Produzione di energia elettrica Acquisti di energia elettrica (a) |
10,71 7,05 |
9,88 8,21 |
0,83 (1,16) |
8,4 (14,1) |
| 17,76 | 18,09 | (0,33) | (1,8) | |
| Mercato libero | 13,13 | 13,46 | (0,33) | (2,5) |
| Borsa elettrica | 2,80 | 2,79 | 0,01 | 0,4 |
| Siti | 1,50 | 1,57 | (0,07) | (4,5) |
| Altro (a) | 0,33 | 0,27 | 0,06 | 22,2 |
| Vendite di energia elettrica | 17,76 | 18,09 | (0,33) | (1,8) |
(a) Include gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata).
Nel primo semestre 2017 gli investimenti tecnici di €49 milioni hanno riguardato essenzialmente le iniziative relative all'attività di commercializzazione del gas (€34 milioni) e le iniziative di flessibilizzazione e upgrading delle centrali a ciclo combinato per la generazione elettrica (€14 milioni).
| Investimenti tecnici | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | |||||
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| Mercato | 48 | 41 | 7 | 17,1 | |
| Mercato | 34 | 29 | 5 | 17,2 | |
| Italia | 15 | 12 | 3 | 25,0 | |
| Estero | 19 | 17 | 2 | 11,8 | |
| Generazione elettrica | 14 | 12 | 2 | 16,7 | |
| Trasporto internazionale | 1 | 3 | (2) | (66,7) | |
| 49 | 44 | 5 | 11,4 | ||
| di cui: | |||||
| Italia | 29 | 24 | 5 | 20,8 | |
| Estero | 20 | 20 |
Confermato margine di raffinazione 2017 di breakeven inferiore a 4 \$/barile (media annua).
Utile operativo adjusted R&M di €231 milioni, +110% nonostante la parziale indisponibilità della Raffineria di Sannazzaro.
Utile operativo adjusted record della Chimica di €310 milioni, +39%.
Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Europa nel primo semestre 2017 sono state di 11,45 milioni di tonnellate con una flessione del 5,3% rispetto al corrispondente periodo del 2016 (- 0,64 milioni di tonnellate).
In Italia il decremento dei volumi processati (-5,8%) riflette l'indisponibilità di alcuni impianti a Sannazzaro e la fermata di Taranto, parzialmente compensati dalle maggiori lavorazioni della raffineria di Milazzo.
All'estero le lavorazioni in conto proprio di 1,39 milioni di tonnellate sono in lieve calo rispetto all'anno precedente (-1,4%), a causa di alcune fermate presso la raffineria di Bayern Oil in Germania nel primo trimestre 2017.
Il 13% del petrolio lavorato è di produzione Eni, in calo di circa 1 punto percentuale rispetto al primo semestre 2016 (14%).
Sostanzialmente stabili rispetto al 2016 i volumi di green feedstock processati presso Venezia. Il forte incremento produttivo (+60%) registrato nel secondo trimestre è stato compensato dagli effetti della fermata di manutenzione programmata nel primo trimestre 2017.
| Disponibilità di prodotti petroliferi | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | |||||
| (milioni di tonnellate) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| ITALIA | |||||
| Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà | 7,58 | 8,72 | (1,14) | (13,1) | |
| Lavorazioni in conto terzi | (0,15) | (0,07) | (0,08) | ||
| Lavorazioni sulle raffinerie di terzi | 2,63 | 2,03 | 0,60 | 29,6 | |
| Lavorazioni in conto proprio | 10,06 | 10,68 | (0,62) | (5,8) | |
| Consumi e perdite | (0,59) | (0,76) | 0,17 | (22,4) | |
| Prodotti disponibili da lavorazioni | 9,47 | 9,92 | (0,45) | (4,5) | |
| Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte | 3,50 | 3,06 | 0,44 | 14,4 | |
| Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero | (0,21) | (0,20) | (0,01) | 5,0 | |
| Consumi per produzione di energia elettrica | (0,17) | (0,18) | 0,01 | (5,6) | |
| Prodotti venduti | 12,59 | 12,60 | (0,01) | (0,1) | |
| Totale Lavorazioni Green | 0,10 | 0,09 | 0,01 | 11,1 | |
| ESTERO | |||||
| Lavorazioni in conto proprio | 1,39 | 1,41 | (0,02) | (1,4) | |
| Consumi e perdite | (0,11) | (0,11) | |||
| Prodotti disponibili da lavorazioni | 1,28 | 1,30 | (0,02) | (1,5) | |
| Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte | 2,10 | 2,29 | (0,19) | (8,3) | |
| Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia | 0,21 | 0,20 | 0,01 | 5,0 | |
| Prodotti venduti | 3,59 | 3,79 | (0,20) | (5,3) | |
| Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero | 11,45 | 12,09 | (0,64) | (5,3) | |
| di cui: lavorazioni in conto proprio di greggi equity | 1,38 | 1,59 | (0,21) | (13,2) | |
| Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero | 16,18 | 16,39 | (0,21) | (1,3) | |
| Vendite di greggi | 0,48 | 0,12 | 0,36 | ||
| TOTALE VENDITE | 16,66 | 16,51 | 0,15 | 0,9 |
Nel primo semestre 2017, le vendite di prodotti petroliferi (16,18 milioni di tonnellate) sono diminuite di 0,21 milioni di tonnellate rispetto al corrispondente periodo del 2016, con un decremento dell'1,3%.
| Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero | ||||
|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | ||||
| (milioni di tonnellate) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
| Rete | 2,96 | 2,87 | 0,09 | 3,1 |
| Extrarete | 3,66 | 3,85 | (0,19) | (4,9) |
| Petrolchimica | 0,40 | 0,52 | (0,12) | (23,1) |
| Altre vendite | 5,57 | 5,36 | 0,21 | 3,9 |
| Vendite in Italia | 12,59 | 12,60 | (0,01) | (0,1) |
| Rete resto d'Europa | 1,23 | 1,34 | (0,11) | (8,2) |
| Extrarete resto d'Europa | 1,46 | 1,50 | (0,04) | (2,7) |
| Extrarete mercati extra europei | 0,22 | 0,21 | 0,01 | 4,8 |
| Altre vendite | 0,68 | 0,74 | (0,06) | (8,1) |
| Vendite all'estero | 3,59 | 3,79 | (0,20) | (5,3) |
| VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO | 16,18 | 16,39 | (0,21) | (1,3) |
Nel primo semestre 2017, le vendite sulla rete in Italia (2,96 milioni di tonnellate) risultano superiori al corrispondente periodo del 2016 (+3,1%) in un contesto di consumi sostanzialmente stabili, grazie a mirate azioni di marketing e alla differenziazione dell'offerta. La quota di mercato media del primo semestre 2017 è del 25%, in aumento di 0,9 punti percentuali rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (24,1%).
Al 30 giugno 2017, la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.359 stazioni di servizio, con un decremento rispetto all'anno precedente (4.396 stazioni di servizio al 31 dicembre 2016) per effetto del saldo negativo tra acquisizioni e risoluzioni di contratti di convenzionamento (31 unità) e chiusure di impianti a basso erogato (6 unità).
L'erogato medio (777 mila litri) è in crescita di 31 mila litri rispetto al primo semestre 2016 (746 mila litri), a seguito delle iniziative commerciali.
Le vendite rete nel resto d'Europa pari a 1,23 milioni di tonnellate sono in calo (-8,2%) rispetto al corrispondente periodo precedente, per effetto delle attività cedute nell'Europa dell'Est.
Al 30 giugno 2017 la rete di distribuzione nel Resto d'Europa è costituita da 1.228 stazioni di servizio (+ 2 unità rispetto al 31 dicembre 2016).
L'erogato medio (1.183 mila litri) è in aumento di 66 mila litri rispetto all'anno precedente.
Le vendite extrarete in Italia di 3,66 milioni di tonnellate hanno registrato un decremento di circa 0,19 milioni di tonnellate, pari al 4,9%. Le minori vendite di gasolio e bunker sono state solo parzialmente compensate dai maggiori volumi di jet fuel.
Le vendite al settore Petrolchimica (0,40 milioni di tonnellate) registrano un decremento del 23,1% riferibile alle minori forniture di feedstock.
Le vendite extrarete nel resto d'Europa, pari a 1,46 milioni di tonnellate, sono diminuite del 2,7% rispetto al primo semestre 2016 per effetto delle attività cedute nell'Europa dell'Est.
Le altre vendite in Italia e all'estero (6,25 milioni di tonnellate) sono aumentate di circa 0,15 milioni di tonnellate, pari al 3,9%, per effetto delle maggiori vendite ad altre società petrolifere.
| Vendite rete ed extrarete per prodotto/canale | ||||
|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | ||||
| (milioni di tonnellate) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
| Italia | 6,62 | 6,72 | (0,10) | (1,5) |
| Vendite rete | 2,96 | 2,87 | 0,09 | 3,1 |
| Benzina | 0,74 | 0,74 | ||
| Gasolio | 2,01 | 1,94 | 0,07 | 3,6 |
| GPL | 0,19 | 0,17 | 0,02 | 11,8 |
| Altri prodotti | 0,02 | 0,02 | ||
| Vendite extrarete | 3,66 | 3,85 | (0,19) | (4,9) |
| Gasolio | 1,65 | 1,73 | (0,08) | (4,6) |
| Oli combustibili | 0,04 | 0,07 | (0,03) | (42,9) |
| GPL | 0,11 | 0,11 | ||
| Benzina | 0,22 | 0,23 | (0,01) | (4,3) |
| Lubrificanti | 0,04 | 0,04 | ||
| Bunker | 0,42 | 0,51 | (0,09) | (17,6) |
| Jet fuel | 0,87 | 0,83 | 0,04 | 4,8 |
| Altri prodotti | 0,31 | 0,33 | (0,02) | (6,1) |
| Estero (rete + extrarete) | 2,90 | 3,06 | (0,16) | (5,2) |
| Benzina | 0,58 | 0,63 | (0,05) | (7,9) |
| Gasolio | 1,57 | 1,71 | (0,14) | (8,2) |
| Jet fuel | 0,26 | 0,26 | ||
| Oli combustibili | 0,07 | 0,08 | (0,01) | (12,5) |
| Lubrificanti | 0,05 | 0,05 | ||
| GPL | 0,25 | 0,24 | 0,01 | 4,2 |
| Altri prodotti | 0,12 | 0,09 | 0,03 | 33,3 |
| 9,52 | 9,78 | (0,26) | (2,7) |
| Disponibilità di prodotti | ||||
|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | ||||
| (migliaia di tonnellate) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
| Intermedi | 1.802 | 1.755 | 47 | 2,7 |
| Polimeri | 1.231 | 1.143 | 88 | 7,7 |
| Produzioni | 3.033 | 2.898 | 135 | 4,7 |
| Consumi e perdite | (1.191) | (1.115) | (76) | 6,8 |
| Acquisti e variazioni rimanenze | 93 | 148 | (55) | (37,1) |
| Vendite | 1.935 | 1.931 | 4 | 0,2 |
Le vendite di prodotti petrolchimici di 1.935 mila tonnellate sono sostanzialmente in linea rispetto al primo semestre del 2016 (+4 mila tonnellate, pari allo 0,2%). In aumento le vendite di polietilene (+16,7%) per la maggiore disponibilità di prodotto rispetto al 2016 penalizzato dalle fermate accidentali degli impianti di Ragusa e Ferrara, e di stirenici (+4,7%) per maggiori vendite di polistirolo espandibile per fermata non programmata dell'impianto produttivo di Mantova nel 2016. In calo le vendite di etilene negli intermedi (-10,8%) per effetto della circostanza che nel semestre 2016 le citate fermate accidentali avevano favorito la vendita diretta al mercato. In aumento le vendite di butadiene trainate dallo scenario favorevole.
I prezzi medi unitari sono stati complessivamente superiori del 23% rispetto al primo semestre del 2016. I prezzi dei monomeri (+39%), in particolare del butadiene (+187%) e del benzene (+44%), riflettono la forte ripresa del mercato, così come i prezzi dei polimeri (+18%), in particolare negli elastomeri (+38%) e negli stirenici (+15%).
Le produzioni di prodotti petrolchimici di 3.033 mila tonnellate sono aumentate di 135 mila tonnellate (+4,7%). I principali incrementi hanno riguardato i siti di Oberhausen (+33,7%) grazie all'ottimizzazione degli impianti produttivi e Grangemouth (+19,5%) grazie all'entrata in esercizio della nuova linea produttiva di gomma butadiene-based. In flessione le produzioni di sito di Dunastyr (-14,5%) per fermata accidentale e Porto Torres (-5,9%).
Nel primo semestre 2017, gli investimenti tecnici del settore di €251 milioni hanno riguardato principalmente: (i) l'attività di raffinazione in Italia e all'estero (€141 milioni), finalizzati essenzialmente al mantenimento dell'affidabilità degli impianti, nonché interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; (ii) obblighi di legge e stay in business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d'Europa (€38 milioni); (iii) investimenti di varia natura nella Chimica (€72 milioni).
| Investimenti tecnici | ||||
|---|---|---|---|---|
| Primo semestre | ||||
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
| Refining | 141 | 107 | 34 | 31,8 |
| Marketing | 38 | 33 | 5 | 15,2 |
| 179 | 140 | 39 | 27,9 | |
| Chimica | 72 | 72 | ||
| 251 | 212 | 39,0 | 18,4 |
| 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
|---|---|---|---|
| 33.690 | 26.760 | 6.930 | 25,9 |
| 626 | 502 | 124 | 24,7 |
| (27.628) | (22.964) | (4.664) | (20,3) |
| 17 | 1 | 16 | |
| (3.777) | (3.705) | (72) | (1,9) |
| (61) | (148) | 87 | 58,8 |
| (193) | (121) | (72) | (59,5) |
| 2.674 | 325 | 2.349 | 722,8 |
| (485) | (288) | (197) | (68,4) |
| 147 | 78 | 69 | 88,5 |
| 2.336 | 115 | 2.221 | |
| (1.351) | (939) | (412) | (43,9) |
| 57,8 | |||
| 985 | (824) | 1.809 | |
| (413) | 413 | ||
| 985 | (1.237) | 2.222 | |
| 983 | (1.242) | 2.225 | |
| 983 | (829) | 1.812 | |
| (413) | 413 | ||
| 2 | 5 | (3) | (60,0) |
| 2 | 5 | (3) | (60,0) |
| (€ milioni) | Primo semestre |
Nel primo semestre 2017 l'utile netto reported di competenza degli azionisti Eni è stato €983 milioni che si confronta con la perdita di €1.242 milioni nel primo semestre 2016 dovuta allo scenario depresso degli idrocarburi e alla minusvalenza sulla partecipazione Saipem di circa €413 milioni rilevata per effetto della cessione del controllo. Nel complesso il primo semestre 2017 ha beneficiato di un prezzo del Brent aumentato del 30% rispetto al primo semestre 2016, della crescita delle produzioni e del significativo miglioramento della performance dei business mid e downstream grazie alle rinegoziazioni dei contratti long-term e alle ristrutturazioni eseguite negli esercizi passati che hanno consentito di catturare in modo pieno lo scenario più favorevole. Questi driver hanno determinato un incremento di oltre il 700% dell'utile operativo reported (+€2,35 miliardi). Tuttavia l'andamento del primo semestre 2017 non è stato lineare, con l'utile realizzato interamente nel primo trimestre, riflettendo la volatilità delle quotazioni del greggio che nei primi tre mesi dell'anno sono state sostenute dall'effetto annuncio dei tagli OPEC per poi rallentare in modo significativo nel secondo trimestre a causa delle incertezze del mercato circa i tempi di riequilibrio dei fondamentali. Inoltre il risultato in valore assoluto è stato penalizzato dalla fermata protrattasi per quasi l'intero periodo del secondo trimestre del centro olio Val d'Agri per effetto di fattori HSE (tale evento non rileva nel confronto anno su anno poiché il primo semestre 2016 era stato anch'esso penalizzato da una fermata del COVA per un periodo analogo sempre in relazione a cause HSE).
Infine alla variazione dell'utile netto ha contribuito la normalizzazione del tax rate che si attesta al 57,8% rispetto a un dato non significativo nel 2016 come commentato nel paragrafo che segue.
| Primo semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| Utile (perdita) operativo adjusted ‐ continuing operations | 2.853 | 771 | 2.082 | ||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni ‐ continuing operations |
983 | (829) | 1.812 | ||
| Eliminazione (utile) perdita di magazzino | (6) | 101 | |||
| Esclusione special item | 230 | 413 | |||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni ‐ continuing operations |
1.207 | (315) | 1.522 | ||
| Tax rate (%) | 55,4 |
L'utile operativo adjusted di €2.853 milioni è quasi quadruplicato rispetto al primo semestre 2016 (+€2.082 milioni) grazie alla solida performance di tutti i settori di business. La E&P ha quintuplicato l'utile operativo con un incremento di €1.810 milioni, trainato dalla crescita produttiva e dalla ripresa dello scenario petrolifero (+30% l'incremento del prezzo di riferimento del Brent). G&P chiude con l'utile operativo di €192 milioni, pari a oltre il triplo del risultato 2016, grazie agli effetti positivi delle rinegoziazioni sulla posizione di costo, che hanno consentito di catturare l'andamento positivo dello scenario nel primo trimestre. I business R&M e Chimica hanno realizzato performance record, con incrementi dell'utile operativo adjusted rispettivamente del 110% e del 39%, per effetto delle azioni di riduzione del margine di breakeven e di upgrading dell'assetto impiantistico e del portafoglio prodotti che hanno consentito di catturare appieno il moderato miglioramento dello scenario e altre opportunità di mercato. Le principali cause dello scostamento dell'utile operativo tra il primo semestre 2017 e il primo semestre 2016 sono state: la ripresa dello scenario per +€1,9 miliardi e la crescita dei volumi e delle azioni di efficienza e ottimizzazioni per +€0,2 miliardi.
Il risultato netto adjusted di €1.207 milioni si confronta la perdita di €315 milioni registrata nel primo semestre 2016 (+€1.522 milioni). Tale miglioramento riflette il forte incremento della redditività operativa, nonché la normalizzazione del tax rate che si attesta al 55,4% come commentato precedentemente nel risultato netto per effetto della migliorata redditività che consente una migliore valorizzazione dei costi riconosciuti anche nei contratti di PSA, nonché della rilevazione di imposte differite attive in connessione con l'avvio della fase esecutiva del progetto Coral in Mozambico e con lo start-up produttivo in Ghana.
Gli special item dell'utile operativo sono rappresentati da oneri netti di €186 milioni nel semestre, relativi principalmente a:
Gli special item non operativi comprendono principalmente l'effetto d'imposta di quelli operativi e la quota di competenza Eni degli oneri straordinari/svalutazioni rilevati dalla partecipata Saipem (€62 milioni).
L'analisi dell'utile netto adjusted per settore di attività è riportata nella seguente tabella:
| Primo semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | ||
| Exploration & Production | 1.191 | (338) | 1.529 | |||
| Gas & Power | 77 | 3 | 74 | |||
| Refining & Marketing e Chimica | 354 | 248 | 106 | 42,7 | ||
| Corporate e altre attività | (510) | (325) | (185) | (56,9) | ||
| Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato (a) | 97 | 102 | (5) | (4,9) | ||
| Utile (perdita) netto adjusted ‐ continuing operations | 1.209 | (310) | 1.519 | |||
| di competenza: | ||||||
| ‐ interessenze di terzi | 2 | 5 | (3) | (60,0) | ||
| ‐ azionisti Eni | 1.207 | (315) | 1.522 |
(a) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a fine periodo nel patrimonio dell'impresa acquirente.
Nel primo semestre 2017 i risultati di Eni sono stati realizzati in uno scenario caratterizzato dalla ripresa del prezzo di riferimento del Brent (+30%) in particolare nel primo trimestre grazie all'effetto annuncio dei tagli OPEC ai quali hanno aderito anche paesi non membri. Nei mesi successivi la dinamica del Brent ha registrato un evidente rallentamento a causa del ramp-up più rapido del previsto delle produzioni di Libia e Nigeria (paesi OPEC esonerati dal contingentamento) e della ripresa di quelle unconventional USA che hanno fatto riaffiorare incertezza nel mercato globale circa i tempi di riequilibrio dei fondamentali. I prezzi del gas di produzione sono stati favoriti dalla ripresa dei mercati di riferimento (USA ed Europa).
Il margine benchmark dell'attività di raffinazione Eni (Standard Eni Refining Margin – SERM) che approssima il sistema e i bilanci materia delle raffinerie Eni si è apprezzato del 6,8% attestandosi a 4,7 \$/bl. L'incremento del margine di scenario si colloca in un quadro di tenuta degli spread dei prodotti rispetto alla carica petrolifera.
Il cambio euro/dollaro pari a 1,083 fa registrare un deprezzamento (-3%) rispetto al cambio medio registrato nel primo semestre 2016.
| Primo semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | Var. % | |||
| Prezzo medio del greggio Brent dated (a) | 51,81 | 39,73 | 30,4 | ||
| Cambio medio EUR/USD (b) | 1,083 | 1,116 | (3,0) | ||
| Prezzo medio in euro del greggio Brent dated | 47,84 | 35,60 | 34,4 | ||
| Standard Eni Refining Margim (SERM)(c) | 4,7 | 4,4 | 6,8 | ||
| PSV (d) | 206 | 156 | 32,1 | ||
| TTF (d) | 180 | 138 | 30,4 | ||
| Euribor ‐ euro a tre mesi (%) | (0,33) | (0,22) | 50,0 | ||
| Libor ‐ dollaro a tre mesi (%) | 1,14 | 0,63 | 81,0 |
(a) In USD per barile. Fonte: Platt's Oilgram.
(b) Fonte: BCE.
(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie.
(d) In Euro per migliaia di metri cubi.
| Primo semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| Exploration & Production | 9.326 | 7.243 | 2.083 | 28,8 | |
| Gas & Power | 25.652 | 19.764 | 5.888 | 29,8 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 10.859 | 8.698 | 2.161 | 24,8 | |
| ‐ Refining & Marketing | 8.461 | 6.802 | 1.659 | 24,4 | |
| ‐ Chimica | 2.601 | 2.102 | 499 | 23,7 | |
| ‐ Elisioni | (203) | (206) | |||
| Corporate e altre attività | 687 | 629 | 58 | 9,2 | |
| Elisioni di consolidamento | (12.834) | (9.574) | |||
| Ricavi della gestione caratteristica | 33.690 | 26.760 | 6.930 | 25,9 | |
| Altri ricavi e proventi | 626 | 502 | 124 | 24,7 | |
| Totale ricavi | 34.316 | 27.262 | 7.054 | 25,9 |
I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel primo semestre 2017 (€33.690 milioni) sono aumentati di €6.930 milioni rispetto al primo semestre 2016 (+25,9%) grazie alla ripresa dei prezzi delle commodity energetiche.
I ricavi del settore Exploration & Production (€9.326 milioni) sono aumentati di €2.083 milioni (+28,8%) per effetto della ripresa dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gas (+33,5% e +10%, rispettivamente) in relazione all'andamento del marker Brent e della ripresa dei mercati di riferimento.
I ricavi del settore Gas & Power (€25.652 milioni) sono aumentati di €5.888 milioni (+29,8%) per effetto della ripresa del prezzo del gas e dell'elettricità e, per quanto riguarda il trading di commodity, anche per effetto dell'incremento dei prezzi di olio e prodotti petroliferi. Sui ricavi del business retail ha inciso la revisione di stima di crediti per fatture da emettere relativi a esercizi precedenti (€42 milioni).
I ricavi del settore Refining & Marketing e Chimica (€10.859 milioni) sono aumentati di €2.161 milioni (+24,8%) per effetto della ripresa delle quotazioni di riferimento delle commodity. In aumento del 23% i prezzi medi unitari di vendita della chimica per effetto del processo di ottimizzazione e ribilanciamento del portafoglio prodotti su segmenti a maggiore valore che hanno consentito di cattuare il positivo andamento dello scenario.
Gli altri ricavi e proventi di €626 milioni comprendono le plusvalenze sulla cessione di immobilizzazioni tecniche e proventi miscellanei. Rispetto al 2016, il saldo di tale voce aumenta del 24,7% per effetto della rilevazione della plusvalenza realizzata sulla cessione della quota del 10% dell'asset Zohr (€339 milioni).
| Primo semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 26.066 | 21.420 | 4.646 | 21,7 | |
| di cui: ‐ altri special item | 179 | 102 | 77 | ||
| Costo lavoro | 1.562 | 1.544 | 18 | 1,2 | |
| di cui: ‐ incentivi per esodi agevolati e altro | 45 | 11 | 34 | ||
| 27.628 | 22.964 | 4.664 | 20,3 |
I costi operativi sostenuti nel primo semestre 2017 (€27.628 milioni) sono aumentati di €4.664 milioni rispetto al primo semestre 2016, pari al 20,3%. Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (€26.066 milioni) sono aumentati del 21,7% (+€4.646 milioni) per effetto essenzialmente dell'aumento del costo degli idrocarburi approvvigionati (gas da contratti long-term e cariche petrolifere e petrolchimiche).
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi includono special item di €179 milioni (€102 milioni nel primo semestre 2016) relativi principalmente a un accantonamento a fondo rischi a fronte di un arbitrato con una controparte contrattuale e oneri ambientali.
Il costo lavoro (€1.562 milioni) è sostanzialmente in linea rispetto al primo semestre 2016 (+1,2%).
| Primo semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
| Exploration & Production | 3.404 | 3.323 | 81 | 2,4 |
| Gas & Power | 177 | 174 | 3 | 1,7 |
| Refining & Marketing e Chimica | 179 | 185 | (6) | (3,2) |
| ‐ Refining & Marketing | 152 | 175 | ||
| ‐ Chimica | 27 | 10 | ||
| Corporate e altre attività | 31 | 37 | (6) | (16,2) |
| Effetto eliminazione utili interni | (14) | (14) | ||
| Totale ammortamenti | 3.777 | 3.705 | 72 | 1,9 |
| Svalutazioni (riprese di valore) nette | 61 | 148 | (87) | (58,8) |
| Ammortamenti, svalutazioni (riprese di valore) nette | 3.838 | 3.853 | (15) | (0,4) |
| Radiazioni | 193 | 121 | 72 | 59,5 |
| 4.031 | 3.974 | 57 | 1,4 |
Gli ammortamenti (€3.777 milioni) sono in lieve aumento di €72 milioni (+1,9%) rispetto al primo semestre 2016 principalmente nel settore Exploration & Production per effetto degli avvii e ramp-up di nuovi progetti parzialmente compensato dall'apprezzamento dell'euro.
Le svalutazioni (riprese di valore) nette (€61 milioni) si riferiscono principalmente a svalutazioni relative agli investimenti di periodo nel settore R&M e Chimica relativi a CGU prive di prospettive di redditività (€58 milioni).
Le radiazioni (€193 milioni) si riferiscono principalmente ai write-off di pozzi esplorativi di insuccesso per il mancato rinvenimento di quantità sufficienti di risorse da giustificarne lo sviluppo principalmente in Egitto e Norvegia.
L'analisi delle svalutazioni (riprese di valore) nette per tipologia e per settore di attività è la seguente:
| Primo semestre | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |||
| Exploration & Production | 1 | 105 | (104) | (99,0) | |||
| Gas & Power | (6) | (6) | |||||
| Refining & Marketing e Chimica | 58 | 34 | 24 | 70,6 | |||
| Corporate e altre attività | 8 | 9 | (1) | (11,1) | |||
| Svalutazioni (riprese di valore) nette | 61 | 148 | (87) | (58,8) |
Di seguito si riporta l'analisi dell'utile operativo per settore di attività:
| Primo semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | ||
| Exploration & Production | 2.479 | 288 | 2.191 | |||
| Gas & Power | (11) | (71) | 60 | 84,5 | ||
| Refining & Marketing e Chimica | 397 | 363 | 34 | 9,4 | ||
| Corporate e altre attività | (345) | (260) | (85) | (32,7) | ||
| Effetto eliminazione utili interni | 154 | 5 | 149 | |||
| Utile (perdita) operativo | 2.674 | 325 | 2.349 |
Di seguito si riporta l'analisi dell'utile operativo adjusted per settore di attività:
| Primo semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
| Utile (perdita) operativo ‐ continuing operations | 2.674 | 325 | 2.349 | |
| Eliminazione (utile) perdita di magazzino | (7) | 149 | ||
| Esclusione special item | 186 | 297 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted ‐ continuing operations | 2.853 | 771 | 2.082 | |
| Dettaglio per settore di attività: | ||||
| Exploration & Production | 2.260 | 450 | 1.810 | |
| Gas & Power | 192 | 56 | 136 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 541 | 333 | 208 | 62,5 |
| Corporate e altre attività | (275) | (216) | (59) | (27,3) |
| Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato | 135 | 148 | ||
| 2.853 | 771 | 2.082 |
L'utile operativo adjusted è stato di €2.853 milioni, quasi quadruplicato rispetto al periodo di confronto (+€2.082 milioni), grazie a performance robuste e in forte crescita in tutti i settori di business (v. commenti ai risultati per settore). L'utile operativo adjusted esclude l'utile di magazzino di €7 milioni e special item costituiti da oneri netti per un totale di €186 milioni.
| Primo semestre | |||
|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. |
| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | (425) | (398) | (27) |
| ‐ Interessi e altri oneri su debiti finanziari a breve e lungo temine | (381) | (375) | (6) |
| ‐ Interessi attivi verso banche | 4 | 5 | (1) |
| ‐ Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading | (51) | (53) | 2 |
| ‐ Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa | 3 | 25 | (22) |
| Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati | 524 | (5) | 529 |
| ‐ Strumenti finanziari derivati su valute | 503 | (12) | 515 |
| ‐ Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | 21 | (17) | 38 |
| ‐ Opzioni | 24 | (24) | |
| Differenze di cambio | (517) | 154 | (671) |
| Altri proventi (oneri) finanziari | (104) | (99) | (5) |
| ‐ Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa |
66 | 75 | (9) |
| ‐ Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) | (144) | (157) | 13 |
| ‐ Altri proventi (oneri) finanziari | (26) | (17) | (9) |
| (522) | (348) | (174) | |
| Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 37 | 60 | (23) |
| (485) | (288) | (197) |
Gli oneri finanziari netti di €485 milioni aumentano di €197 milioni rispetto al primo semestre 2016. I principali driver sono stati: (i) la variazione negativa delle differenze cambio al netto del fair value positivo dei derivati su cambi (€156 milioni) le cui variazioni sono imputate a conto economico essendo privi dei requisiti formali per essere qualificati come "hedges" in base allo IAS 39, tale fenomeno riflette la repentina svalutazione del dollaro USA nella parte finale del semestre; e (ii) la circostanza che il primo semestre 2016 registrava il fair value positivo dell'opzione implicita nel bond convertibile in azioni Snam per €26 milioni dovuto al rigiro per chiusura a conto economico del valore al 31 dicembre 2015 dell'opzione implicita sul prestito obbligazionario convertibile.
L'analisi degli oneri netti su partecipazioni relativa al primo semestre 2017 è illustrata nella tabella seguente:
| Primo semestre 2017 (€ milioni) |
Exploration & Production |
Gas & Power |
Refining & Marketing e Chimica |
Corporate e altre attività |
Gruppo |
|---|---|---|---|---|---|
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 126 | (3) | (4) | (34) | 85 |
| Dividendi | 59 | 10 | 69 | ||
| Altri proventi (oneri) netti | 2 | (6) | (3) | (7) | |
| 187 | (9) | 3 | (34) | 147 |
I proventi netti su partecipazioni ammontano a €147 milioni e riguardano:
L'analisi per tipologia di provento/onere è illustrata nella tabella seguente:
| Primo semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | |
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 85 | 81 | 4 | |
| Dividendi | 69 | 55 | 14 | |
| Minusvalenze nette da cessione di partecipazioni | (27) | 27 | ||
| Altri proventi (oneri) netti | (7) | (31) | 24 | |
| 147 | 78 | 69 |
Il miglioramento rispetto al primo semestre 2016 è dovuto principalmente ai maggiori dividendi della Nigeria LNG Ltd per €31 milioni e alla circostanza che il corrispondente periodo del 2016 registrava oneri per €23 milioni relativi a conguaglio prezzo su partecipazioni cedute in esercizi precedenti.
| Primo semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
| Utile (perdita) operativo | 2.479 | 288 | 2.191 | |
| Esclusione special item: | (219) | 162 | ||
| ‐ svalutazioni di asset e altre attività | 1 | 105 | ||
| ‐ radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti | 7 | |||
| ‐ plusvalenze nette su cessione di asset | (342) | 1 | ||
| ‐ oneri per incentivazione all'esodo | 5 | 4 | ||
| ‐ accantonamenti a fondo rischi | 88 | |||
| ‐ derivati su commodity | 15 | |||
| ‐ differenze e derivati su cambi | (12) | 25 | ||
| ‐ altro | 41 | 5 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 2.260 | 450 | 1.810 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti (a) | 28 | (115) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni (a) | 187 | 37 | ||
| Imposte sul reddito (a) | (1.284) | (710) | ||
| Tax rate (%) | 51,9 | 190,9 | ||
| Utile (perdita) netto adjusted | 1.191 | (338) | 1.529 | |
| I risultati includono: | ||||
| costi di ricerca esplorativa: | 321 | 240 | 81 | 33,8 |
| ‐ costi di prospezioni, studi geologici e geofisici | 139 | 114 | 25 | 21,9 |
| ‐ radiazione di pozzi di insucesso (b) | 182 | 126 | 56 | 44,4 |
| Prezzi medi di realizzo | ||||
| Petrolio (c) | 46,90 (\$/barile) |
35,14 | 11,76 | 33,5 |
| Gas naturale (\$/migliaia di metri cubi) |
124,61 | 113,33 | 11,28 | 10,0 |
| Idrocarburi | 32,73 (\$/boe) |
26,69 | 6,04 | 22,6 |
(a) Escludono gli special item.
(b) Include anche la radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo.
(c) Include condensati.
Nel primo semestre 2017, il settore Exploration & Production ha conseguito l'utile operativo adjusted di €2.260 milioni, quintuplicando il suo valore, con un aumento di €1.810 milioni rispetto al primo semestre 2016, grazie all'aumento dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gas (+33,5% e +10% rispettivamente) in relazione all'andamento del marker di riferimento Brent (+30%) e alla riduzione del differenziale del paniere di greggi equity rispetto al marker, nonché alla crescita delle produzioni. Tali fenomeni sono stati parzialmente compensati dai maggiori costi di radiazione di pozzi esplorativi.
Per il commento agli special items v. pag. 25
L'utile netto adjusted è stato di €1.191 milioni, rispetto alla perdita di €338 milioni registrata nel semestre 2016 (+€1.529 milioni) dovuto al forte incremento della performance operativa e alla normalizzazione del tax rate per effetto della migliorata redditività che consente una migliore valorizzazione dei costi riconosciuti anche nei contratti di PSA, nonché della rilevazione di imposte differite attive in connessione con l'avvio della fase esecutiva del progetto Coral in Mozambico e con lo start-up produttivo in Ghana.
1 Note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell'ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione "Indicatori alternativi di performance" alle pagine seguenti della presente relazione.
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % |
|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo | (11) | (71) | 60 | 84,5 |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (44) | 158 | ||
| Esclusione special item: | 247 | (31) | ||
| ‐ svalutazioni (riprese di valore nette) | (6) | |||
| ‐ plusvalenze nette su cessione di asset | (1) | |||
| ‐ oneri per incentivazione all'esodo | 34 | 1 | ||
| ‐ derivati su commodity | 243 | (144) | ||
| ‐ differenze e derivati su cambi | (94) | (40) | ||
| ‐ altro | 70 | 153 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 192 | 56 | 136 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti (a) | 6 | 4 | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni (a) | (3) | (2) | ||
| Imposte sul reddito (a) | (118) | (55) | ||
| Tax rate (%) | 60,5 | 94,8 | ||
| Utile (perdita) netto adjusted | 77 | 3 | 74 |
(a) Escludono gli special item.
Nel primo semestre 2017 il settore G&P ha conseguito l'utile operativo adjusted di €192 milioni, pari a oltre il triplo del risultato del 2016 (+€136 milioni), grazie ai benefici associati alle rinegoziazioni dei contratti di acquisto long-term, compresa la termination di alcuni, parzialmente compensati dai minori proventi one-off legati alle rinegoziazioni finalizzate nel primo semestre 2016 con effetto retroattivo.
Per il commento agli special items v. pag. 25
L'esercizio chiude con un utile netto adjusted di €77 milioni grazie al miglioramento della performance operativa.
| Primo semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| Utile (perdita) operativo | 397 | 363 | 34 | 9,4 | |
| ‐ Refining & Marketing | 52 | 231 | (179) | (77,5) | |
| ‐ Chimica | 345 | 132 | 213 | ||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 56 | (152) | |||
| Esclusione special item: | 88 | 122 | |||
| ‐ oneri ambientali | 24 | 67 | |||
| ‐ svalutazioni (riprese di valore nette) | 58 | 34 | |||
| ‐ plusvalenze nette su cessione di asset | (2) | (4) | |||
| ‐ oneri per incentivazione all'esodo | 3 | 4 | |||
| ‐ derivati su commodity | (8) | 14 | |||
| ‐ differenze e derivati su cambi | (7) | (3) | |||
| ‐ altro | 20 | 10 | |||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 541 | 333 | 208 | 62,5 | |
| ‐ Refining & Marketing | 231 | 110 | 121 | 110,0 | |
| ‐ Chimica | 310 | 223 | 87 | 39,0 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti (a) | 2 | ||||
| Proventi (oneri) su partecipazioni (a) | 1 | 20 | |||
| Imposte sul reddito (a) | (190) | (105) | |||
| Tax rate (%) | 34,9 | 29,7 | |||
| Utile (perdita) netto adjusted | 354 | 248 | 106 | 42,7 |
(a) Escludono gli special item.
Nel primo semestre 2017 il settore Refining & Marketing e Chimica ha conseguito l'utile operativo adjusted di €541 milioni che rappresenta un miglioramento di €208 milioni rispetto al primo semestre 2016, pari al 62,5%.
Il business Refining & Marketing ha registrato un utile operativo adjusted di €231 milioni, più che raddoppiato rispetto al primo semestre 2016 (+€121 milioni, +110%) grazie al recupero di quota di mercato sulla rete Italia e alle continue azioni di riduzione del margine di raffinazione di breakeven, attualmente stimato inferiore a 4 \$/barile in media per il 2017, che hanno consentito di beneficiare appieno del positivo andamento dello scenario nel corso del semestre. Le azioni di ottimizzazione definite hanno consentito di limitare le perdite attese dovute all'indisponibilità di alcuni impianti a Sannazzaro e alla fermata di Taranto.
La Chimica ha registrato una performance record con €310 milioni di utile operativo adjusted (+39% rispetto al primo semestre 2016) pari all'intero 2015, anno di picco della storia recente della chimica Eni. Tale risultato riflette le profonde ristrutturazioni eseguite negli esercizi passati con l'ottimizzazione della base impiantistica dei siti core, il ribilanciamento del portafoglio prodotti su segmenti a maggiore valore e la chiusura dei siti marginali che hanno consentito di catturare il positivo andamento dello scenario, in particolare nelle olefine, e di realizzare efficienze di costo e recuperi di volume.
Per il commento agli special items v. pag. 25
L'utile netto adjusted di €354 milioni aumenta di €106 milioni per effetto del miglioramento della performance operativa.
Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS ("Misure alternative di performance") che escludono dall'utile operativo e dall'utile netto reported una serie di oneri e proventi straordinari (special items) rispettivamente before e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni di asset, le plusvalenze da cessione, gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertura privi dei requisiti formali per l'hedge accounting e le svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Inoltre è oggetto di esclusione il cosiddetto profit/loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione delle giacenze di fine periodo. Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.
Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l'analisi dell'andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. L'informativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il calcolo delle Non-GAAP measures.
Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di performance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti a risultati consuntivati:
L'utile operativo e l'utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall'utile operativo e dall'utile netto reported gli special item e l'utile/perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell'utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell'utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la gestione del rischio connesso all'esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzione. L'effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell'utile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l'eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l'aliquota statutory delle società italiane.
Gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto esclusi dall'utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all'attività operativa. Pertanto restano inclusi nell'utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall'accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production).
L'utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall'applicazione del costo medio ponderato prevista dagli IFRS.
Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell'attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi. In tale ambito, dal ciclo di reporting 2017, è compresa la rettifica per allineare l'utile operativo adjusted del business di vendita retail di gas ed energia elettrica, facente parte del reportable segment G&P, al criterio contabile dell'expected loss nella valutazione dei crediti commerciali che sarà adottato nei conti GAAP con efficacia 1 gennaio 2018. Tale rettifica di risultato è coerente con le modalità con le quali il management valuta le performance di questo business e migliora rispetto al passato la correlazione tra ricavi e costi di competenza del periodo; oppure (iii) differenze e derivati in cambi sono relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity. In tal caso gli stessi, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell'utile operativo adjusted variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. In applicazione della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell'informativa finanziaria. Inoltre, sono classificati tra gli special item gli strumenti derivati su commodity privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting (inclusa la porzione inefficace dei derivati di copertura), nonché quella dei derivati impliciti nelle formule prezzo di alcuni contratti di fornitura gas di lungo termine del settore Exploration & Production.
Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il leverage è utilizzato per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell'industria.
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio ed escludendo l'utile/perdita di magazzino.
Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario riclassificato. Il "free cash flow" rappresenta l'avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
Net borrowings is calculated as total finance debt less cash, cash equivalents and certain very liquid investments not related to operations, including among others non-operating financing receivables and securities not related to operations. Financial activities are qualified as "not related to operations" when these are not strictly related to the business operations.
Misura di equilibrio finanziario, calcolato come rapporto tra utile operativo e gli oneri finanziari netti.
Indica la capacità dell'impresa di far fronte alle obbligazioni in scadenza ed è calcolato come rapporto tra le attività correnti e le passività correnti.
Misura chiave utilizzata dalle società di rating per valutare la sostenibilità del debito. Rappresenta il rapporto tra il flusso di cassa netto da attività operativa e l'indebitamento finanziario netto, detraendo dai debiti finanziari le disponibilità liquide e gli impieghi finanziari non funzionali all'attività operativa.
Nelle tavole seguenti sono rappresentati l'utile operativo e l'utile netto adjusted consolidati e a livello di settore di attività e la riconciliazione con l'utile netto di competenza Eni delle continuing operations.
| Effetto eliminazione Corporate e altre Production & Power Exploration utili interni & Refining Chimica Gruppo attività Gas (€ milioni) & Utile (perdita) operativo 2.479 (11) 397 (345) 154 2.674 Esclusione (utile) perdita di magazzino (44) 56 (19) (7) Esclusione special item: ‐ oneri ambientali 24 18 42 ‐ svalutazioni (riprese di valore) nette 1 (6) 58 8 61 ‐ plusvalenze nette su cessione di asset (342) (2) (344) ‐ accantonamenti a fondo rischi 88 49 137 ‐ oneri per incentivazione all'esodo 5 34 3 3 45 ‐ derivati su commodity 243 (8) 235 ‐ differenze e derivati su cambi (12) (94) (7) (113) ‐ altro 41 70 20 (8) 123 Special item dell'utile (perdita) operativo (219) 247 88 70 186 Utile (perdita) operativo adjusted 2.260 192 541 (275) 135 2.853 Proventi (oneri) finanziari netti (a) 28 6 2 (390) (354) Proventi (oneri) su partecipazioni (a) 187 (3) 1 28 213 Imposte sul reddito (a) (1.284) (118) (190) 127 (38) (1.503) Tax rate (%) 51,9 60,5 34,9 55,4 Utile (perdita) netto adjusted 1.191 77 354 (510) 97 1.209 di competenza: |
Primo semestre 2017 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Marketing e | |||||
| ‐ azionisti Eni 1.207 |
‐ interessenze di terzi | 2 | |||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 983 |
|||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino (6) |
|||||
| Esclusione special item 230 |
|||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 1.207 |
(a) Escludono gli special item.
| Primo semestre 2016 (€ milioni) |
Production Exploration & |
& Power Gas |
Marketing e Chimica & Refining |
Corporate e altre attività |
Effetto eliminazione utili interni |
Gruppo | DISCONTINUED OPERATIONS |
CONTINUING OPERATIONS |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo | 288 | (71) | 363 | (260) | 5 | 325 | 325 | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 158 | (152) | 143 | 149 | 149 | |||
| Esclusione special item: | ||||||||
| ‐ oneri ambientali | 67 | 34 | 101 | 101 | ||||
| ‐ svalutazioni (riprese di valore) nette | 105 | 34 | 9 | 148 | 148 | |||
| ‐ radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti | 7 | 7 | 7 | |||||
| ‐ plusvalenze nette su cessione di asset | 1 | (1) | (4) | (4) | (4) | |||
| ‐ accantonamenti a fondo rischi | 1 | 1 | 1 | |||||
| ‐ oneri per incentivazione all'esodo | 4 | 1 | 4 | 2 | 11 | 11 | ||
| ‐ derivati su commodity | 15 | (144) | 14 | (115) | (115) | |||
| ‐ differenze e derivati su cambi | 25 | (40) | (3) | (18) | (18) | |||
| ‐ altro | 5 | 153 | 10 | (2) | 166 | 166 | ||
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 162 | (31) | 122 | 44 | 297 | 297 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 450 | 56 | 333 | (216) | 148 | 771 | 771 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti (a) | (115) | 4 | (155) | (266) | (266) | |||
| Proventi (oneri) su partecipazioni (a) | 37 | (2) | 20 | 3 | 58 | 58 | ||
| Imposte sul reddito (a) | (710) | (55) | (105) | 43 | (46) | (873) | (873) | |
| Tax rate (%) | 94,8 | 29,7 | ||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | (338) | 3 | 248 | (325) | 102 | (310) | (310) | |
| di competenza: ‐ interessenze di terzi ‐ azionisti Eni |
5 (315) |
5 (315) |
||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | (1.242) | 413 | (829) | |||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 101 | 101 | ||||||
| Esclusione special item | 826 | (413) | 413 | |||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | (315) | (315) |
(a) Escludono gli special item.
| Primo semestre | |||
|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | |
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 186 | 297 | |
| ‐ oneri ambientali | 42 | 101 | |
| ‐ svalutazioni (riprese di valore) nette | 61 | 148 | |
| ‐ radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti | 7 | ||
| ‐ plusvalenze nette su cessione di asset | (344) | (4) | |
| ‐ accantonamenti a fondo rischi | 137 | 1 | |
| ‐ oneri per incentivazione all'esodo | 45 | 11 | |
| ‐ derivati su commodity | 235 | (115) | |
| ‐ differenze e derivati su cambi | (113) | (18) | |
| ‐ altro | 123 | 166 | |
| Oneri (proventi) finanziari | 131 | 72 | |
| di cui: | |||
| ‐ riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo | 113 | 18 | |
| Oneri (proventi) su partecipazioni | 66 | 343 | |
| di cui: | |||
| ‐ plusvalenze da cessione | (7) | ||
| ‐ svalutazioni (riprese di valore) di partecipazioni | 68 | 373 | |
| Imposte sul reddito | (153) | 114 | |
| di cui: | |||
| ‐ svalutazione imposte anticipate imprese italiane | 149 | ||
| ‐ fiscalità su special item dell'utile operativo e altro | (153) | (35) | |
| Totale special item dell'utile (perdita) netto | 230 | 826 |
Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema statutory secondo il criterio della funzionalità alla gestione dell'impresa considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l'investimento, l'esercizio, il finanziamento. Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un'utile informativa per l'investitore perché consente di individuare le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e mezzi di terzi) e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio. Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato è utilizzato dal management per il calcolo dei principali indici di solidità/equilibrio della struttura finanziaria (leverage).
| (€ milioni) | 30 giugno 2017 |
31 dicembre 2016 |
Var. ass. |
|---|---|---|---|
| Capitale immobilizzato | |||
| Immobili, impianti e macchinari | 67.585 | 70.793 | (3.208) |
| Rimanenze immobilizzate ‐ scorte d'obbligo | 1.147 | 1.184 | (37) |
| Attività immateriali | 3.043 | 3.269 | (226) |
| Partecipazioni | 4.178 | 4.316 | (138) |
| Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 1.868 | 1.932 | (64) |
| Debiti netti relativi all'attività di investimento | (1.876) | (1.765) | (111) |
| 75.945 | 79.729 | (3.784) | |
| Capitale di esercizio netto | |||
| Rimanenze | 4.858 | 4.637 | 221 |
| Crediti commerciali | 9.744 | 11.186 | (1.442) |
| Debiti commerciali | (9.381) | (11.038) | 1.657 |
| Debiti tributari e fondo imposte netto | (3.286) | (3.073) | (213) |
| Fondi per rischi e oneri | (14.044) | (13.896) | (148) |
| Altre attività (passività) d'esercizio | 1.275 | 1.171 | 104 |
| (10.834) | (11.013) | 179 | |
| Fondi per benefici ai dipendenti | (880) | (868) | (12) |
| Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili | 165 | 14 | 151 |
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 64.396 | 67.862 | (3.466) |
| Patrimonio netto degli azionisti Eni | 48.881 | 53.037 | (4.156) |
| Interessenze di terzi | 48 | 49 | (1) |
| Patrimonio netto | 48.929 | 53.086 | (4.157) |
| Indebitamento finanziario netto | 15.467 | 14.776 | 691 |
| COPERTURE | 64.396 | 67.862 | (3.466) |
(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".
L'apprezzamento registrato nel cambio puntuale euro/dollaro rispetto al 31 dicembre 2016 (cambio EUR/USD 1,141 al 30 giugno 2017, contro 1,054 al 31 dicembre 2016, +8,3%) ha determinato, nella conversione dei bilanci espressi in moneta diversa dall'euro ai cambi del 30 giugno 2017, una riduzione del capitale investito netto di circa €4.350 milioni, del patrimonio netto di circa €3.500 milioni e del debito di circa €850 milioni.
Il capitale immobilizzato (€75.945 milioni) è diminuito di €3.784 milioni rispetto al 31 dicembre 2016. La voce "immobili, impianti e macchinari" evidenzia una riduzione di €3.208 milioni. L'effetto cambio negativo, gli ammortamenti (€3.777 milioni) e le radiazioni di attività esplorative sono stati parzialmente compensati dagli investimenti tecnici (€4.923 milioni).
Le attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili (€165 milioni) riguardano essenzialmente il business retail gas & power in Belgio, la cui cessione è stata perfezionata il 10 luglio u.s.; e comprendono la società di scopo Coral South FLNG DMCC, temporaneamente controllata da Eni, per finanziare tramite project financing la realizzazione dell'unità di produzione LNG. È in corso la cessione delle quote di competenza agli altri partner del progetto. Maggiori informazioni sono fornite alla nota 26 del Bilancio consolidato semestrale abbreviato.
| Primo semestre | ||
|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 |
| Utile (perdita) netto dell'esercizio | 985 | (1.237) |
| Componenti riclassificabili a conto economico | (3.708) | (519) |
| Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro Variazione fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita |
(3.512) 2 |
(875) |
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge Quota di pertinenza delle "altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle |
(325) | 428 |
| partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 51 | 34 |
| Effetto fiscale relativo alle altre componenti dell'utile (perdita) complessivo | 76 | (106) |
| Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo | (3.708) | (519) |
| Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio | (2.723) | (1.756) |
| di competenza: | ||
| Azionisti Eni | (2.725) | (1.761) |
| ‐ continuing operations | (2.725) | (1.348) |
| ‐ discontinued operations | (413) | |
| Interessenze di terzi | 2 | 5 |
| ‐ continuing operations | 2 | 5 |
| ‐ discontinued operations |
| (€ milioni) | ||
|---|---|---|
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1 gennaio 2016 | 57.409 | |
| Totale utile (perdita) complessivo | (1.756) | |
| Dividendi distribuiti agli azionisti Eni | (1.440) | |
| Deconsolidamento minority Saipem | (1.872) | |
| Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate | (4) | |
| Altre variazioni | (34) | |
| Totale variazioni | (5.106) | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2016 | 52.303 | |
| di competenza: | ||
| ‐ azionisti Eni | 52.257 | |
| ‐ interessenze di terzi | 46 | |
| Patrimonio netto compresi interessi di terzi azionisti al 1 gennaio 2017 | 53.086 | |
| Totale utile (perdita) complessivo | (2.723) | |
| Dividendi distribuiti agli azionisti Eni | (1.440) | |
| Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate | (3) | |
| Altre variazioni | 9 | |
| Totale variazioni | (4.157) | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2017 | 48.929 | |
| di competenza: | ||
| ‐ azionisti Eni | 48.881 | |
| ‐ interessenze di terzi | 48 | |
Il patrimonio netto comprese le interessenze di terzi (€48.929 milioni) è diminuito di €4.157 milioni per effetto delle differenze negative di cambio da conversione dei bilanci delle controllate aventi il dollaro come valuta funzionale (€3.512 milioni), del pagamento del saldo dividendo 2016 (€1.440 milioni) e della variazione della riserva di cash flow hedge (€325 milioni).
Il "leverage" misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il management Eni utilizza il leverage per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell'industria.
| 30 giugno | 31 dicembre | ||
|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. |
| Debiti finanziari e obbligazionari | 27.075 | 27.239 | (164) |
| Debiti finanziari a breve termine | 7.042 | 6.675 | 367 |
| Debiti finanziari a lungo termine | 20.033 | 20.564 | (531) |
| Disponibilità liquide ed equivalenti | (4.939) | (5.674) | 735 |
| Titoli held for trading e altri titoli non strumentali all'attività operativa | (6.305) | (6.404) | 99 |
| Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | (364) | (385) | 21 |
| Indebitamento finanziario netto | 15.467 | 14.776 | 691 |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 48.929 | 53.086 | (4.157) |
| Leverage | 0,32 | 0,28 | 0,04 |
L'indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2017 è pari a €15.467 milioni con un aumento di €691 milioni rispetto al primo semestre 2016. Atteso in riduzione ad anno intero con la finalizzazione delle dismissioni definite.
I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a €27.075 milioni, di cui €7.042 milioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza entro 12 mesi dei debiti finanziari a lungo termine di €4.191 milioni) e €20.033 milioni a lungo termine.
Il leverage – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è pari allo 0,32 al 30 giugno 2017, in aumento rispetto allo 0,28 del 31 dicembre 2016 per effetto essenzialmente della riduzione del total equity.
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schema statutory al fine di consentire il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema obbligatorio, e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente tale collegamento è il "free cash flow" cioè l'avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
| Primo semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | |
| Utile (perdita) netto ‐ continuing operations | 985 | (824) | 1.809 | |
| Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: | ||||
| ‐ ammortamenti e altri componenti non monetari | 4.522 | 3.852 | 670 | |
| ‐ plusvalenze nette su cessioni di attività | (336) | (27) | (309) | |
| ‐ dividendi, interessi e imposte | 1.523 | 1.083 | 440 | |
| Variazione del capitale di esercizio | (250) | 772 | (1.022) | |
| Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati | (1.806) | (1.756) | (50) | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 4.638 | 3.100 | 1.538 | |
| Investimenti tecnici | (4.923) | (4.879) | (44) | |
| Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda | (50) | (1.152) | 1.102 | |
| Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni |
624 | 951 | (327) | |
| Altre variazioni relative all'attività di investimento | 239 | (43) | 282 | |
| Free cash flow | 528 | (2.023) | 2.551 | |
| Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa(b) | (104) | 5.199 | (5.303) | |
| Variazione debiti finanziari correnti e non correnti | 322 | (1.822) | 2.144 | |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (1.443) | (1.444) | 1 | |
| Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità | (38) | (20) | (18) | |
| FLUSSO DI CASSA NETTO | (735) | (110) | (625) |
| Primo semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | ||
| Free cash flow | 528 | (2.023) | (2.551) | ||
| Debiti e crediti finanziari società disinvestite | 5.820 | 5.820 | |||
| Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni | 224 | 704 | 480 | ||
| Flusso di cassa del capitale proprio | (1.443) | (1.444) | (1) | ||
| VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO | (691) | 3.057 | 3.748 |
(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".
(b) La voce include gli investimenti e i disinvestimenti (su base netta) in titoli held-for-trading e altri investimenti/disinvestimenti in strumenti di impiego a breve delle disponibilità che sono portati in detrazione dei debiti finanziari ai fini della determinazione dell'indebitamento finanziario netto. Il flusso di cassa di questi investimenti è il seguente:
| Primo semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | ||
| Investimenti: | |||||
| ‐ titoli | (74) | (1.220) | 1.146 | ||
| ‐ crediti finanziari | (77) | (173) | 96 | ||
| (151) | (1.393) | 1.242 | |||
| Disinvestimenti: | |||||
| ‐ titoli | 24 | 24 | |||
| ‐ crediti finanziari | 23 | 6.592 | (6.569) | ||
| 47 | 6.592 | (6.545) | |||
| Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività | (104) | 5.199 | (5.303) |
Il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di €4,64 miliardi che si ridetermina in €4,88 miliardi prima della variazione del capitale circolante e della riconduzione del magazzino al valore di ricostituzione.
I fabbisogni per gli investimenti del periodo di €4,97 miliardi risentono del picco di spending legato alla finalizzazione di alcuni grandi progetti avviati come da programma nel corso del primo semestre 2017 (Angola, Ghana e Indonesia).
Su base pro-forma, escludendo cioè la quota di investimenti di competenza degli operatori che hanno acquisito quote di asset esplorativi in sviluppo con retrodatazione degli effetti economici (Egitto e Mozambico) e che saranno rimborsati al closing delle relative transazioni, nonché gli anticipi incassati dai partner di stato nel progetto Zohr, gli investimenti del semestre si rideterminano in €4,27 miliardi. L'eccedenza rispetto ai €4,88 miliardi di flusso di cassa organica contribuisce per circa €0,70 miliardi alla copertura del dividendo. Gli incassi da dismissioni di €0,62 miliardi sono relativi principalmente al closing avvenuto nel primo trimestre della transazione con BP per la cessione del 10% dell'asset Zohr (€0,56 miliardi) e comprendono il rimborso degli investimenti sostenuti dal 1° gennaio 2016 (la quota 2017 è di \$64 milioni). Sul flusso di cassa del semestre ha inoltre inciso il minor volume di crediti commerciali ceduti a società di factoring con scadenza successiva al reporting period rispetto al periodo di confronto (circa €0,29 miliardi).
| Primo semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | Var. ass. | Var. % | |
| Exploration & Production | 4.615 | 4.509 | 106 | 2,4 | |
| ‐ acquisto di riserve proved e unproved | 2 | (2) | |||
| ‐ ricerca esplorativa | 284 | 170 | 114 | ||
| ‐ sviluppo | 4.309 | 4.293 | 16 | ||
| ‐ altro | 22 | 44 | (22) | ||
| Gas & Power | 49 | 44 | 5 | 11,4 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 251 | 212 | 39 | 18,4 | |
| ‐ Refining & Marketing | 179 | 140 | 39 | 27,9 | |
| ‐ Chimica | 72 | 72 | |||
| Corporate e altre attività | 16 | 20 | (4) | (20,0) | |
| Effetto eliminazione utili interni | (8) | 94 | |||
| Investimenti tecnici | 4.923 | 4.879 | 44 | 0,9 |
Nel primo semestre 2017 gli investimenti tecnici di €4.923 milioni (€4.879 milioni nel primo semestre 2016) hanno riguardato essenzialmente:
lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€4.309 milioni) in particolare in Egitto, Ghana, Angola, Congo, Iraq e Indonesia. Le attività di ricerca esplorativa (€284 milioni) hanno riguardato in particolare in Cipro, Norvegia, Libia, Egitto e Messico;
l'attività di raffinazione (€141 milioni) finalizzati essenzialmente al mantenimento dell'affidabilità degli impianti, nonché interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; nel marketing per obblighi di legge e stay in business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d'Europa (€38 milioni);
iniziative relative all'attività di commercializzazione del gas (€34 milioni) nonché iniziative di flessibilizzazione e upgrading delle centrali a ciclo combinato per la generazione elettrica (€14 milioni).
| 30 giugno 2017 | 31 dicembre 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Voci dello stato patrimoniale riclassificato (dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) |
Rif. alle note al Bilancio consolidato semestrale |
Valori da schema legale |
Valori da schema riclassificato |
Valori da schema legale |
Valori da schema riclassificato |
|
| (€ milioni) | abbreviato | |||||
| Capitale immobilizzato | ||||||
| Immobili, impianti e macchinari | 67.585 | 70.793 | ||||
| Rimanenze immobilizzate ‐ scorte d'obbligo Attività immateriali |
1.147 3.043 |
1.184 3.269 |
||||
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | ||||||
| e Altre partecipazioni | 4.178 | 4.316 | ||||
| Crediti finanziari e Titoli strumentali all'attività operativa | (vedi nota 7 e nota 14) | 1.868 | 1.932 | |||
| Debiti netti relativi all'attività di investimento, composti da: | (1.876) | (1.765) | ||||
| ‐ crediti relativi all'attività di investimento/disinvestimento | (vedi nota 7) | 321 | 171 | |||
| ‐ crediti relativi all'attività di investimento/disinvestimento | (vedi nota 16) | 326 | 222 | |||
| non correnti | ||||||
| ‐ debiti per attività di investimento | (vedi nota 18) | (2.523) | (2.158) | |||
| Totale Capitale immobilizzato | 75.945 | 79.729 | ||||
| Capitale di esercizio netto Rimanenze |
4.858 | 4.637 | ||||
| Crediti commerciali | (vedi nota 7) | 9.744 | 11.186 | |||
| Debiti commerciali | (vedi nota 18) | (9.381) | (11.038) | |||
| Debiti tributari e fondo imposte netto, composti da: | (3.286) | (3.073) | ||||
| ‐ passività per imposte sul reddito correnti | (426) | (426) | ||||
| ‐ passività per altre imposte correnti | (1.948) | (1.293) | ||||
| ‐ passività per imposte differite | (6.228) | (6.667) | ||||
| ‐ passività per altre imposte non correnti | (vedi nota 24) | (31) | (44) | |||
| ‐ debiti per consolidato fiscale | (vedi nota 18) | (5) | (8) | |||
| ‐ crediti per consolidato fiscale | (vedi nota 7) | 1 | ||||
| ‐ attività per imposte sul reddito correnti | 303 | 383 | ||||
| ‐ attività per altre imposte correnti ‐ attività per imposte anticipate |
433 4.084 |
689 3.790 |
||||
| ‐ altre attività per imposte | (vedi nota 16) | 532 | 502 | |||
| Fondi per rischi ed oneri | (14.044) | (13.896) | ||||
| Altre attività (passività), composte da: | 1.275 | 1.171 | ||||
| ‐ crediti finanziari strumentali all'attività operativa | (vedi nota 7) | 63 | 86 | |||
| ‐ altri crediti | (vedi nota 7) | 5.269 | 5.692 | |||
| ‐ altre attività (correnti) | 1.432 | 2.591 | ||||
| ‐ altri crediti e altre attività | (vedi nota 16) | 671 | 624 | |||
| ‐ acconti e anticipi, altri debiti | (vedi nota 18) | (3.047) | (3.499) | |||
| ‐ altre passività (correnti) | (1.547) (1.566) |
(2.599) (1.724) |
||||
| ‐ altri debiti, altre passività Totale Capitale di esercizio netto |
(vedi nota 24) | (10.834) | (11.013) | |||
| Fondi per benefici ai dipendenti | (880) | (868) | ||||
| Attività destinate alla vendita e passività direttamente | ||||||
| associabili | 165 | 14 | ||||
| composte da: | ||||||
| ‐ attività destinate alla vendita | 355 | 14 | ||||
| ‐ passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita | (190) | |||||
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 64.396 | 67.862 | ||||
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 48.929 | 53.086 | ||||
| Indebitamento finanziario netto | ||||||
| Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: | 27.075 | 27.239 | ||||
| ‐ passività finanziarie a lungo termine | 20.033 | 20.564 | ||||
| ‐ quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | 4.191 | 3.279 | ||||
| ‐ passività finanziarie a breve termine a dedurre: |
2.851 | 3.396 | ||||
| Disponibilità liquide ed equivalenti | (4.939) | (5.674) | ||||
| Titoli held‐for‐trading e altri titoli non strumentali all'attività | (vedi nota 5 e nota 6) | (6.305) | (6.404) | |||
| Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | (vedi nota 7) | (364) | (385) | |||
| Totale Indebitamento finanziario netto (a) | 15.467 | 14.776 | ||||
| COPERTURE | 64.396 | 67.862 |
(a) Per maggiori dettagli sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto si veda anche la nota 21 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato.
| Primo semestre 2017 2016 |
|||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e | |||||||
| confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale | Valori da schema legale |
Valori da schema riclassificato |
Valori da schema legale |
Valori da schema riclassificato |
|||
| (€ milioni) | |||||||
| Utile (perdita) netto ‐ continuing operations | 985 | (824) | |||||
| Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da | |||||||
| attività operativa: | |||||||
| Ammortamenti e altri componenti non monetari | 4.522 | 3.852 | |||||
| ‐ ammortamenti | 3.777 | 3.705 | |||||
| ‐ svalutazioni (riprese di valore) nette | 61 | 148 | |||||
| ‐ radiazioni | 193 | 121 | |||||
| ‐ effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (85) | (81) | |||||
| ‐ altre variazioni | 546 | (49) | |||||
| ‐ variazione fondo per benefici ai dipendenti | 30 | 8 | |||||
| Plusvalenze nette su cessioni di attività | (336) | (27) | |||||
| Dividendi, interessi e imposte ‐ dividendi |
(69) | 1.523 | (55) | 1.083 | |||
| ‐ interessi attivi | (98) | (120) | |||||
| ‐ interessi passivi | 339 | 319 | |||||
| ‐ imposte sul reddito | 1.351 | 939 | |||||
| Variazione del capitale di esercizio | (250) | 772 | |||||
| ‐ rimanenze | (356) | 30 | |||||
| ‐ crediti commerciali | 1.032 | 1.537 | |||||
| ‐ debiti commerciali | (1.323) | (40) | |||||
| ‐ fondi per rischi e oneri | 133 | (953) | |||||
| ‐ altre attività e passività | 264 | 198 | |||||
| Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati | (1.806) | (1.756) | |||||
| ‐ dividendi incassati | 102 | 87 | |||||
| ‐ interessi incassati | 23 | 67 | |||||
| ‐ interessi pagati | (311) | (394) | |||||
| ‐ imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati Flusso di cassa netto da attività operativa |
(1.620) | 4.638 | (1.516) | 3.100 | |||
| Investimenti tecnici | (4.923) | (4.879) | |||||
| ‐ attività materiali | (4.796) | (4.847) | |||||
| ‐ attività immateriali | (127) | (32) | |||||
| Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda | (50) | (1.152) | |||||
| ‐ partecipazioni | (50) | (1.152) | |||||
| ‐ imprese entrate nell'area di consolidamento e rami d'azienda | |||||||
| Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate | 624 | 62 | |||||
| ‐ attività materiali | 563 | 9 | |||||
| ‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide | (415) | 889 | |||||
| ed equivalenti cedute | |||||||
| ‐ partecipazioni | 61 | 468 | |||||
| Altre variazioni relative all'attività di investimento | 239 | (43) | |||||
| ‐ investimenti finanziari: titoli | (74) | (1.225) | |||||
| ‐ investimenti finanziari: crediti finanziari | (384) | (624) | |||||
| ‐ variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento e | |||||||
| imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale | 543 | 31 | |||||
| riclassifica: investimenti finanziari in titoli e crediti finanziari | 151 | 1.393 | |||||
| non strumentali all'attività operativa | |||||||
| ‐ disinvestimenti finanziari: titoli | 25 | 7 | |||||
| ‐ disinvestimenti finanziari: crediti finanziari ‐ variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento |
331 (306) |
6.916 51 |
|||||
| riclassifica: disinvestimenti finanziari di titoli e crediti finanziari | (47) | (6.592) | |||||
| non strumentali all'attività operativa Free cash flow |
528 | (2.023) | |||||
| Primo semestre | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | ||||||
| Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale |
Valori Valori da parziali schema da schema riclassificato |
Valori parziali da schema |
Valori da schema riclassificato |
||||
| (€ milioni) | |||||||
| Free cash flow | 528 | (2.023) | |||||
| Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento riclassifica: investimenti finanziari in titoli e crediti finanziari |
(104) | 5.199 | |||||
| non strumentali all'attività operativa riclassifica: disinvestimenti finanziari di titoli e crediti finanziari |
(151) | (1.393) | |||||
| non strumentali all'attività operativa | 47 | 6.592 | |||||
| Variazione debiti finanziari correnti e non correnti | 322 | (1.822) | |||||
| ‐ assunzione debiti finanziari non correnti | 755 | 2.103 | |||||
| ‐ rimborsi di debiti finanziari non correnti | (269) | (1.969) | |||||
| ‐ incremento (decremento) di debiti finanziari correnti | (164) | (1.956) | |||||
| Flusso di cassa del capitale proprio | (1.443) | (1.444) | |||||
| ‐ dividendi distribuiti agli azionisti Eni | (1.440) | (1.440) | |||||
| ‐ dividendi distribuiti ad altri azionisti | (3) | (4) | |||||
| Effetto delle differenze di cambio da conversione sulle disponibilità | |||||||
| liquide ed equivalenti | (45) | (45) | (19) | (19) | |||
| Effetto delle disponibilità liquide ed equivalenti relative alle | |||||||
| discontinued operations Effetto della variazione dell'area di consolidamento |
889 | ||||||
| (inserimento/esclusione di imprese divenute rilevanti/irrilevanti) | 7 | 7 | (1) | (1) | |||
| Flusso di cassa netto | (735) | (735) | (110) | (110) |
In questa sezione sono illustrati i principali rischi ai quali è esposto il Gruppo nell'ordinaria gestione delle attività industriali. Per la descrizione dei rischi finanziari (mercato, controparte e liquidità) si rinvia alla nota n. 29 – Garanzie, impegni e rischi del Bilancio consolidato semestrale abbreviato.
I risultati dell'Eni, principalmente del settore Exploration & Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e del gas. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi ha effetti negativi sui ricavi, l'utile operativo e il cash flow a livello consolidato e determina la flessione dei risultati nel confronto anno su anno; viceversa, in caso di aumento dei prezzi. L'esposizione al rischio prezzo riguarda circa il 50% della produzione di petrolio e gas di Eni. Tale esposizione per scelta strategica non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura economica, salvo particolari situazioni aziendali o di mercato. La parte restante della produzione non è esposta al rischio prezzo in considerazione della significativa presenza di contratti PSA nel portafoglio Eni che garantisce alla compagnia petrolifera il recupero dei costi sostenuti, esponendola al rischio volume (vedi di seguito). Sulla base del portafoglio corrente di asset Oil & Gas, il management stima che rispetto al prezzo di piano per il 2017 di 55 \$/bbl, per ogni variazione di -/+ 1 \$/bbl l'utile netto consolidato di Gruppo diminuisce/aumenta di circa €200 milioni e il flusso di cassa dopo gli investimenti ("free cash flow") si contrae/incrementa di un ammontare equivalente.
Nel corso del primo semestre 2017, il settore petrolifero ha registrato andamenti contrapposti, sintomo dell'incertezza diffusa tra i market participants circa i tempi di riequilibrio dei fondamentali della domanda e dell'offerta globale di greggio. Nel primo trimestre i prezzi del petrolio hanno mantenuto un trend crescente, sostenuto dall'effetto annuncio dei tagli OPEC. Nel secondo trimestre si è assistito a un'inversione di tendenza con le quotazioni del marker di riferimento Brent scese fino a 10 \$/bbl in meno rispetto alla media di 54\$ del primo trimestre a causa dell'inaspettata accelerazione dell'offerta produttiva da parte di Libia e Nigeria, paesi aderenti al cartello ma esonerati dai tagli, della tenuta produttiva del tight oil USA e dell'elevato livello delle scorte. Eni ritiene che tale inversione di tendenza nell'andamento del prezzo del petrolio sia di natura temporanea, poiché nella seconda metà dell'anno si dispiegherà il pieno effetto dei tagli OPEC e dei 10 paesi produttori (tra i quali in particolare la Russia) che hanno aderito all'iniziativa del cartello. I tagli saranno in vigore fino al marzo 2018 e riguardano una produzione di 1,8 milioni di barili/giorno rispetto al livello dell'ottobre 2016 rispetto al quale tutti i paesi dell'accordo sono arrivati spingendo al massimo le produzioni. Pertanto il 2017 alla luce delle più recenti stime della IEA e delle previsioni aggiornate Eni presenta un importante deficit produttivo, anche se lo scostamento tra offerta e domanda globale diminuisce da -0,8 Mb/g a -0,6 Mb/g a causa della revisione di stima della crescita domanda (da +1,4 a +1,3 Mb/g) e dell'inaspettata rapidità di rientro sul mercato delle produzioni di Libia e Nigeria nel secondo trimestre. In particolare sono mantenuti invariati i deficit produttivi del terzo e quarto trimestre 2017 (superiori al milione di boe/d). Su queste basi Eni conferma la previsione di prezzo di 55 \$/bbl per il 2017 (consuntivo primo semestre 51,8 \$/bbl), invariata rispetto alle proiezioni del piano industriale '17-'20. La previsione Eni è in linea con il consensus di mercato costituito dalle previsioni delle principali banche d'affari.
Guardando al medio-lungo termine, il management prevede il progressivo rafforzamento del prezzo del petrolio sulla base dell'analisi dei fondamentali della domanda e dell'offerta, considerando il probabile deficit produttivo che comporterà massicci tagli agli investimenti fatti dalle compagnie petrolifere internazionali in risposta alla contrazione dei cash flow ai livelli correnti di prezzo. In tale ottica il management intende mantenere per il prossimo esercizio di pianificazione industriale l'assunzione di prezzo di lungo termine di 70 \$/bbl al 2020 (72\$ al 2021 che incorpora l'inflazione di lungo termine pari a circa il 2%). Tuttavia valutati i rischi e le incertezze di tali scenari globali, relativi in particolare all'effettivo rispetto degli impegni di riduzione dell'output da parte dei Paesi del cartello e della Russia, l'evoluzione dei costi marginali e dei rendimenti per rig delle produzioni unconventional USA e l'andamento macroeconomico globale, la direzione aziendale conferma un approccio prudenziale nelle decisioni d'investimento adottando una rigorosa "capital discipline". Per il 2017, Eni prevede un livello di spending di €7,8 miliardi, al netto dei rimborsi connessi alle dismissioni e degli anticipi da parte delle società di Stato partner previsti in relazione al progetto Zohr in Egitto, in calo del 16% rispetto al 2016. Nonostante la riduzione degli investimenti, il tasso di crescita della produzione d'idrocarburi nel 2017 è previsto pari al 5%, in coerenza con il target di incremento medio annuo del 3% post portafoglio nell'arco del prossimo quadriennio. Nel coniugare crescita e contenimento dei costi, il management ha fatto leva in particolare sull'approccio modulare nella realizzazione dei grandi progetti, sulle rinegoziazioni dei contratti per la fornitura di beni d'investimento e servizi petroliferi e sulla riduzione del capitale inattivo attraverso l'ottimizzazione del time-to-market delle riserve. Tali azioni, unitamente alla ristrutturazione dei business mid e donwstream e al ridimensionamento dei costi corporate, hanno l'obiettivo di ridurre il livello di prezzo del Brent al quale la Compagnia consegue la cash neutrality, cioè la copertura dei fabbisogni per investimenti e il pagamento del dividendo base (floor dividend) attraverso il cash flow operativo, stimata a circa 60 \$/bbl per il 2017.
Nell'attuale fase di debolezza della commodity, il contenimento degli investimenti rimane la variabile cruciale per il conseguimento dell'equilibrio patrimoniale, considerato che l'attività Oil & Gas è un settore capital-intensive che necessita di ingenti risorse finanziarie per l'esplorazione, lo sviluppo, l'estrazione e la produzione delle riserve d'idrocarburi. Nonostante il taglio del 18% degli investimenti previsto per il 2017 (-14% realizzato nel primo semestre), nella seconda metà dell'anno il management potrebbe ulteriormente riconsiderare il livello dei capex in funzione dell'evoluzione delle condizioni di mercato. Storicamente i nostri investimenti tecnici sono stati finanziati attraverso l'autofinanziamento, gli incassi da dismissioni e ricorrendo a nuovo indebitamento e all'emissione di bond e commercial paper per coprire eventuali deficit. Nonostante la riduzione del livello di Brent che consente l'autofinanziamento degli investimenti tecnici (per il 2017 stimato al di sotto dei 45 \$/bbl), il nostro cash flow operativo è soggetto a numerose variabili: (i) il rischio prezzo; (ii) i volumi di petrolio e gas che saranno effettivamente estratti dai nostri pozzi di produzione; (iii) la nostra capacità e il time-to-market nello sviluppare le riserve; (iv) i rischi politici; (v) l'efficiente gestione del circolante.
Nel caso in cui il nostro cash flow operativo non sia in grado di finanziare il 100% degli investimenti tecnici "committed", la Compagnia si vedrebbe costretta a ridimensionare le riserve di liquidità o a emettere nuovi strumenti di debito. Nella programmazione dei flussi finanziari Eni ha considerato i fabbisogni per il pagamento dei dividendi agli azionisti. Alla data della presente relazione semestrale, Eni dispone di una riserva di liquidità dimensionata in modo da rispondere agli obiettivi di: i) far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell'accesso al mercato dei capitali); ii) assicurare un adeguato livello di elasticità operativa ai programmi di sviluppo Eni.
Sulla base di tali considerazioni, una fase prolungata di prezzi depressi delle commodity potrebbe avere effetti negativi significativi sulle nostre prospettive di business, sui risultati operativi, il cash flow, la liquidità, la capacità di finanziare i nostri programmi di investimento e di far fronte ai nostri committments e i ritorni per l'azionista in termini di ammontare del dividendo e di andamento in borsa del titolo Eni. Inoltre, la Compagnia potrebbe rivedere la recuperabilità futura dei valori di bilancio delle proprietà Oil & Gas con la necessità di rilevare significative svalutazioni, nonché riconsiderare i piani di investimento a più lungo termine in funzione dell'impatto della flessione dei prezzi sulla redditività dei progetti di sviluppo, alla luce del rischio che i prezzi correnti potrebbero attestarsi su livelli inferiori rispetto a quelli assunti in sede di valutazione. Questo potrebbe comportare la cancellazione, il rinvio o la differente modulazione dei progetti con ricadute negative sui tassi di crescita e sull'autofinanziamento disponibile per la crescita futura. Considerata la complessità del processo valutativo e i lunghi tempi di realizzazione di tali progetti, Eni, al pari di altre compagnie petrolifere internazionali, adotta ai fini della valutazione e selezione degli investimenti, scenari di prezzo di lungo termine, definiti sulla base della migliore stima fatta dal management dei fondamentali della domanda e dell'offerta.
Infine, la volatilità del prezzo del petrolio/gas rappresenta un elemento d'incertezza nel conseguimento degli obiettivi operativi Eni in termini di crescita della produzione e rimpiazzo delle riserve prodotte per effetto del peso importante dei contratti di Production Sharing (PSA) nel portafoglio Eni. In tali schemi di ripartizione della produzione, a parità di costi sostenuti per lo sviluppo di un giacimento, la quota di produzione e di riserve destinata al recupero dei costi aumenta al diminuire del prezzo di riferimento del barile e viceversa. Sulla base dell'attuale portafoglio di asset Eni, il management ha stimato che l'effetto prezzo nei PSA ha determinato nel 2016 maggiori entitlement di produzione rispetto al 2015, pari a circa 20 mila boe/giorno, o 1.900 barili/giorno per ogni dollaro/barile di aumento delle quotazioni del petrolio. Tuttavia tale ratio non può essere estrapolato in un contesto di scenario del Brent marcatamente differente poiché può condurre a risultati sensibilmente diversi.
I risultati del business Refining & Marketing e Chimica dipendono principalmente dai trend nell'offerta e nella domanda dei prodotti e dai relativi margini di vendita. L'impatto dei movimenti del prezzo del petrolio sui risultati di tali business varia in funzione dei ritardi temporali con i quali le quotazioni dei prodotti si adeguano alle variazioni del costo della materia prima.
Al 31 dicembre 2016 circa l'85% delle riserve certe di idrocarburi e circa il 60% degli approvvigionamenti long-term di gas di Eni provenivano da Paesi non OCSE, principalmente da Africa, Russia, Asia Centrale e America Meridionale. Questi Paesi sono caratterizzati per ragioni storiche e culturali da un minore grado di stabilità politica, sociale ed economica rispetto ai Paesi sviluppati dell'OCSE. Pertanto Eni è esposta ai rischi di possibili evoluzioni negative del quadro politico, sociale e macroeconomico che possono sfociare in eventi destabilizzanti quali conflitti interni, rivoluzioni, instaurazione di regimi non democratici e altre forme di disordine civile, contrazione dell'attività economica e difficoltà finanziarie dei governi locali con ricadute sulla solvibilità degli Enti di Stato che ritirano la produzione nei progetti di sviluppo nei quali sono partner di Eni, elevati livelli di inflazione, svalutazione della moneta e fenomeni similari tali da compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare in condizioni economiche, e di assicurarsi l'accesso alle riserve di idrocarburi e l'approvvigionamento di gas.
Altri rischi connessi all'attività in tali Paesi sono rappresentati da: (i) mancanza di un quadro legislativo stabile e incertezze sulla tutela dei diritti della compagnia straniera in caso di inadempienze contrattuali da parte di soggetti privati o Enti di Stato; (ii) sviluppi o applicazioni penalizzanti di leggi, regolamenti, modifiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset Eni, disinvestimenti forzosi, nazionalizzazioni ed espropriazioni; (iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione; (iv) incrementi della fiscalità applicabile; (v) percezione negativa di alcuni stakeholder locali e internazionali sulle attività dell'industry Oil & Gas con impatti anche a livello mediatico; (vi) conflitti sociali interni che sfociano in guerre, atti di sabotaggio, attentati, violenze e accadimenti simili; (vii) difficoltà di reperimento di fornitori internazionali in contesti operativi critici; (viii) complessi iter di rilascio di autorizzazioni e permessi che impattano sul time-to-market dei progetti di sviluppo.
Nel recente passato la Libia è stato uno dei Paesi di presenza Eni maggiormente esposti a questo tipo di rischio, in conseguenza del vasto movimento politico e sociale che ha interessato il Medio Oriente e l'Africa Settentrionale noto come "Primavera Araba". In Libia questo ha determinato l'acuirsi delle tensioni politiche interne sfociate in una rivoluzione armata e nel cambio di regime, ai quali ha fatto seguito un lungo conflitto civile interno e un quadro politico e sociale frammentato e instabile. Da circa un paio d'anni le attività petrolifere Eni nel Paese marciano con una certa regolarità ed in linea con i piani aziendali; nel primo semestre 2017 la produzione equity Eni è stata di 367 mila boe/giorno, rispetto alla media di 353 mila boe/giorno del 2016 che costituisce il livello più elevato dal 2010. Nonostante questo e altri sviluppi positivi, come la riapertura dell'ambasciata italiana a Tripoli, si ritiene che la situazione geopolitica della Libia continuerà a costituire un fattore di rischio e d'incertezza per il prossimo futuro. Attualmente la Libia rappresenta oltre il 20% della produzione d'idrocarburi complessiva di Eni; tale incidenza rimarrà significativa nel medio termine. Nell'ipotesi di eventi avversi di maggiore rilevanza quali la ripresa del conflitto interno, atti di guerra, sabotaggi, tensioni sociali, proteste di massa e altri disordini civili, Eni potrebbe essere costretta per il venir meno delle condizioni di sicurezza a interrompere in parte o in tutto le attività produttive presso gli impianti localizzati nel Paese per periodi più o meno prolungati, il che potrebbe determinare gravi ricadute sui risultati economici, il cash flow e le prospettive del business.
Per quanto riguarda l'Egitto, Paese in cui Eni investirà significativamente nell'arco del prossimo piano quadriennale, in particolare nel giacimento di Zohr, la situazione politica e sociale sta evolvendo verso una certa stabilità. Il governo ha recentemente introdotto una serie di provvedimenti economici, concordati con il FMI, allo scopo di stabilizzare le finanze dello Stato che sono state impattate dopo gli eventi della primavera araba, dalla riduzione del turismo e dalla svalutazione della moneta. Le operazioni di Eni nel Paese non hanno registrato a oggi nessuna interruzione per fattori geopolitici; inoltre si registrano importanti progressi nel recupero dei crediti scaduti per le forniture di idrocarburi di produzione Eni alle compagnie petrolifere di Stato.
Altro Paese dove si sono verificati nel passato recente episodi di "disruption" è la Nigeria, sotto forma di atti di sabotaggio, furti, attentati alla sicurezza e altre forme di danni dirette alle installazioni produttive della Società in particolare nell'area onshore del Delta del Niger, con ricadute negative sulla continuità produttiva. Per scontare possibili rischi di sviluppi geopolitici sfavorevoli in Libia ma anche in altri Paesi dove Eni conduce le operazioni upstream, che potrebbero determinare interruzioni più o meno prolungate delle attività di sviluppo e produzione degli idrocarburi in dipendenza della gravità di tali sviluppi come potrebbero essere conflitti interni, tensioni sociali, violenza, atti di guerra e altri disordini civili o rischi upstream di altro tipo (ad esempio ambientali o legati alla complessità delle operazioni), il management ha applicato ai livelli produttivi target del piano quadriennale 2017- 2020 un taglio lineare ("haircut") quantificato sulla base del proprio apprezzamento di tali tipi di rischi, dell'esperienza passata e di altri fattori. Tuttavia tale contingency sulle produzioni future non copre le conseguenze di eventi di portata straordinaria (cosiddetto "worst case scenario") ai quali sono associabili interruzioni delle attività produttive per periodi rilevanti.
Data l'entità delle riserve di Eni situate in tali Paesi, la Compagnia è particolarmente esposta a questo tipo di rischio nelle attività upstream. Eni monitora in maniera costante i rischi di natura politica, sociale ed economica degli oltre 70 Paesi dove ha investito o intende investire, al fine della valutazione economico finanziaria e della selezione degli investimenti di cui il rischio Paese è parte integrante. Ferma restando la loro natura imprevedibile, tali eventi possono avere impatti negativi significativi sui risultati economico- finanziari attesi di Eni, anche in termini di recupero dei crediti erogati ad Enti di Stato per finanziare i progetti di sviluppo.
Nello scenario corrente, il declino del prezzo del petrolio rappresenta una criticità per la situazione finanziaria di alcuni importanti Paesi, in particolare Venezuela e Nigeria, con l'aumento del rischio default e di conseguenza dell'instabilità politica, sociale ed economica. Eni è partner delle società petrolifere di tali Stati nell'esecuzione di progetti di sviluppo; inoltre in numerosi ambiti Eni fornisce quote importanti di produzione equity alle società petrolifere di Stato. A protezione di Eni, gli accordi di jv prevedono generalmente "clausole di default" a tutela dei partner non defaulting che prevedono che questi ultimi possano rivalersi sulle quote di produzione dei partner in default o subentrare nei diritti. Inoltre il Gruppo con riferimento a situazioni creditorie di particolare criticità ha definito, d'accordo con le controparti di Stato, dei pacchetti di "securitization" o piani di rientro delle esposizioni commerciali o per "chiamate fondi" che prevedono il rimborso in più tranche degli ammontari dovuti a Eni attraverso gli introiti della vendita di produzioni di proprietà delle controparti di Stato in iniziative operate da Eni o di altra provenienza. In alcuni casi i piani di rientro prevedono il rimborso a valere su produzioni da iniziative di sviluppo incrementali, pertanto soggette al rischio minerario. In tali circostanze, Eni rileva a conto economico gli oneri da attualizzazione del flusso futuro di rimborsi dei crediti utilizzando come fattore di sconto il WACC del relativo Paese per riflettere tale maggiore rischiosità rispetto alla semplice attualizzazione finanziaria. È possibile che nei futuri reporting period il Gruppo possa incorrere in nuove perdite su tali esposizioni qualora il quadro finanziario di tali Paesi si deteriori ulteriormente. Anche il Mozambico è in una situazione di stress finanziario, tuttavia l'esposizione Eni verso il Paese è a oggi non significativa, fatti salvi i rischi di carattere generale descritti nel presente paragrafo.
Le attività di ricerca, sviluppo e produzione d'idrocarburi comportano elevati investimenti e sono soggette a rischi di carattere economico e operativo, inclusi quelli minerari riguardanti le caratteristiche fisiche dei giacimenti di petrolio e di gas.
L'attività esplorativa presenta il rischio dell'esito negativo connesso alla perforazione di pozzi sterili o alla scoperta di quantità d'idrocarburi privi dei requisiti di commerciabilità. I livelli futuri di produzione Eni dipendono intrinsecamente dalla capacità dell'azienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l'esplorazione di successo, l'efficacia e l'efficienza delle attività di sviluppo, l'applicazione di miglioramenti tecnologici in grado di massimizzare i tassi di recupero dei giacimenti in produzione e l'esito dei negoziati con gli Stati detentori delle riserve. Nel caso in cui Eni non consegua un adeguato tasso di rimpiazzo delle riserve, le prospettive di crescita del Gruppo sarebbero penalizzate con impatti negativi sui cash flow e i risultati attesi.
L'attività upstream è esposta per sua natura ai rischi operativi di eventi dannosi a carico dell'ambiente, della salute e della sicurezza delle persone e delle comunità circostanti, nonché danni alla proprietà. Considerata l'instabilità degli idrocarburi e la complessità delle operazioni di giacimento, Eni è esposta al rischio di incidenti quali fuoriuscite d'idrocarburi, esplosioni, collisioni marine, rischi geologici quali inattese condizioni di pressione e temperatura nel giacimento, malfunzionamenti delle apparecchiature e altri eventi negativi di gravità tale da poter causare potenzialmente perdite di vite umane, disastri ambientali, danni alla proprietà, inquinamento e altre ricadute e conseguentemente oneri e passività di ammontare straordinario con impatti negativi rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti (andamento dell'azione Eni e flusso di dividendi).
Tali rischi sono particolarmente avvertiti nelle operazioni deep offshore, per la ricerca e sfruttamento di idrocarburi liquidi per le quali è oggettivamente più difficoltoso intervenire in caso di incidenti, in modo speciale in ecosistemi sensibili quali il Golfo del Messico, il Mar Caspio e l'Artico (che comprende il Mare di Barents e l'Alaska), dove il Gruppo svolge attività di ricerca e sviluppo d'idrocarburi.
Nel 2016 Eni ha derivato circa il 53% della produzione di idrocarburi dell'anno da installazioni offshore.
Il time-to-market delle riserve è un fattore critico per la redditività dell'oil industry considerata la complessità tecnologica e realizzativa dei progetti. Il processo di sviluppo è in genere un periodo piuttosto lungo, che comprende la definizione degli accordi commerciali con i partner industriali dell'iniziativa compresa la first party di Stato, l'ottenimento delle autorizzazioni da parte dello Stato a un determinato schema di sviluppo delle riserve, la fase di ingegneria di front end e di dettaglio e la realizzazione di pozzi e impianti, piattaforme, unità di floating production, centri di trattamento, linee di export e altre facilities critiche.
La redditività dei progetti è inoltre esposta alla volatilità del prezzo del petrolio, che potrebbe attestarsi su livelli inferiori rispetto a quello sulla cui base Eni ha preso la decisione finale di investimento (FID) e al rischio di aumento dei costi di sviluppo e produzione. Le condizioni esterne rappresentano un fattore di rischio aggiuntivo, considerato che Eni è impegnata nella realizzazione di progetti di sviluppo nell'offshore profondo e in ambienti sensibili, dove i fattori ambientali e climatici possono incidere sulla programmazione ed esecuzione delle attività realizzative. I giacimenti d'idrocarburi sono talora localizzati in ecosistemi e habitat naturali sensibili (Artico, Mar Caspio, Golfo del Messico, Mare del Nord, Mozambico e altri) nei quali la necessità di adottare i sistemi più avanzati di monitoraggio e di tutela ambientale comporta la dilatazione dei tempi di sviluppo e l'aumento dei costi. L'implementazione negli ultimi anni di alcune azioni strategiche mirate, di standard operativi rigorosi e di tecnologie innovative ha contribuito alla mitigazione dei rischi sopra descritti, consentendo di conseguire contestualmente evidenti benefici in termini di riduzione del time-to-market dei progetti e di contenimento dei costi. A titolo esemplificativo rientrano tra queste iniziative: la fasatura dei progetti, le attività di insourcing dell'ingegneria nelle fasi iniziali e di front end del progetto e un maggior grip sulla gestione di costruzione e commissioning. Ulteriori azioni sono state indirizzate al miglioramento della supply chain, consentendo lo sfruttamento di nuove opportunità derivanti dal mercato (i.e. utilizzo di early production facilities e facilities refurbished).
Sulle attività di perforazione, Eni adotta sistemi operativi e gestionali finalizzati a mitigare per quanto possibile il rischio di blowout. La Società mantiene un controllo rigoroso sulle analisi del rischio geologico, ingegneria e conduzione delle operazioni di perforazione dei pozzi critici, operati e non operati, di tipologia HP/HT o acque profonde, o pozzi PEE (potenziale esposizione economica) con focus sulle tecnologie e procedure avanzate di controllo e monitoraggio, inclusa la visualizzazione e il trasferimento dei dati in tempo reale dagli impianti alla sede centrale (Real Time Drilling Center) e il potenziamento dei programmi di formazione.
Detto questo, Eni possiede un portafoglio di pozzi caratterizzato da un contenuto rischio operativo in virtù della loro localizzazione nell'onshore o in acque poco profonde e della bassa incidenza dei pozzi caratterizzati da condizioni di elevata pressione ed elevata temperatura, che implicano un aumento della complessità operativa, del rischio associato e dell'esposizione economica. In particolare Eni prevede un'incidenza del 16% di tale tipologia di pozzi sul totale di quelli in programma nel prossimo quadriennio.
La conduzione diretta (operatorship) delle attività consente a Eni di dispiegare le competenze, i sistemi di gestione e le pratiche operative considerate di eccellenza nella gestione e mitigazione dei rischi. Nel prossimo quadriennio il management prevede di incrementare la produzione operata gross del 40% circa rispetto ai livelli correnti a circa 4 milioni di boe/giorno con l'obiettivo di ridurre il rischio indiretto derivante dalla conduzione delle operazioni da parte di terzi come nel caso dei progetti in joint venture.
Le attività industriali Eni in Italia e all'estero nei settori della ricerca, sviluppo e produzione d'idrocarburi, raffinazione e trasporto di carburanti e altri prodotti infiammabili e produzioni petrolchimiche sono esposte per loro natura a rischi operativi con potenziali conseguenze dannose per le persone, per l'ambiente e per la proprietà. Guasti tecnici, malfunzionamenti di apparecchiature e impianti, errori umani, atti di sabotaggio, perdite di contenimento, collisioni navali, eventi atmosferici avversi possono innescare eventi dannosi quali esplosioni, incendi, fuoriuscite di greggio e gas da pozzi, pipeline, depositi e condutture, rilascio di contaminanti, emissioni nocive. Tali rischi sono influenzati dalla geografia e dalle condizioni climatiche degli ambiti territoriali nei quali sono condotte le operazioni, dalla presenza di ecosistemi sensibili e di specie protette, dalla complessità tecnica delle attività industriali e dalle oggettive difficoltà tecniche nell'esecuzione degli interventi di recupero e contenimento degli idrocarburi o altre sostanze chimiche liquide o gassose anche in funzione della delicatezza degli ecosistemi circostanti (ad esempio onshore vs offshore, habitat sensibili quali l'Artico, il Golfo del Messico, il Mar Caspio, raffinerie localizzate in prossimità di aree urbane). Per questi motivi le attività del settore petrolifero sono sottoposte a una severa regolamentazione a tutela dell'ambiente, della salute e della sicurezza, sia a livello nazionale sia da protocolli e convenzioni internazionali.
Le norme impongono restrizioni e divieti di varie tipologie, prevedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e suolo, limitano il gas flaring e il venting, prescrivono la corretta gestione dei rifiuti e degli scarti industriali, oltre che la conservazione di specie, habitat e servizi ecosistemici, richiamando gli operatori ad adempimenti sempre più rigorosi e stringenti in termini di controlli, monitoraggi ambientali e misure di prevenzione. Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti dalle normative che regolamentano le attività industriali nel campo degli idrocarburi costituiscono una voce di costo significativa nell'esercizio corrente e in quelli futuri. Eni si è dotata di sistemi gestionali integrati, standard di sicurezza e pratiche operative di elevata qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regolamentazione ambientale e per tutelare l'integrità delle persone, dell'ambiente, delle operations, della proprietà e delle comunità interessate. L'accadimento di eventi del tipo di quelli descritti che potrebbero assumere proporzioni anche catastrofiche, è in grado di comportare potenzialmente rilevanti impatti sulla gestione Eni, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive e sulla reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti (in termini di impatti sul corso dell'azione Eni e sul flusso dei dividendi). Le leggi ambientali prevedono che chi inquina debba bonificare e ripristinare lo stato dei suoli e delle acque contaminate dai residui delle attività industriali o a seguito d'incidenti, sversamenti e perdite di varia natura. Eni è esposta in misura rilevante a tali rischi presso tutte le localizzazioni dove svolge le proprie attività industriali considerata la rischiosità intrinseca nel produrre, trattare e movimentare gli idrocarburi e i loro derivati, con possibili conseguenze negative anche rilevanti sui risultati della gestione, il cash flow, la reputazione e i ritorni per l'azionista. In tale ambito si registra l'interruzione dell'attività petrolifera presso il Centro Olio Val d'Agri ("COVA") protrattasi per quasi un intero trimestre (18 aprile-18 luglio), che è stata disposta da un provvedimento amministrativo dell'Ente territoriale Regione Basilicata motivato dal rinvenimento di tracce di idrocarburi nelle aree antistanti il COVA. Nonostante la tempestività e l'efficacia delle misure di remediation attuate dall'Eni, la fermata del COVA ha avuto un impatto non trascurabile sui risultati semestrali dell'Eni.
Inoltre con particolare riguardo all'Italia, Eni è esposta al rischio di passività e oneri ambientali in relazione a certi siti oggi inattivi dove ha condotto in passato attività minero-metallurgiche e chimiche che sono state progressivamente dismesse, chiuse, smantellate o riconvertite. Nei siti dismessi Eni è stata chiamata da vari enti pubblici (Ministero dell'Ambiente, enti locali o altri), attraverso la citazione innanzi alla giustizia amministrativa o civile, a realizzare interventi di bonifica dei terreni e delle falde e di ripristino dell'ambiente in base agli standard e parametri previsti dalla legislazione ambientale corrente. In alcuni casi Eni è parte di procedimenti penali (ad esempio per asseriti reati in materia ambientale quali omessa bonifica, disastro ambientale).
Nonostante Eni abbia reso la dichiarazione di "proprietario non colpevole" poiché non si ritiene responsabile per il superamento di parametri d'inquinamento tollerati dalle leggi di allora e sia subentrato in molti casi ad altri operatori nella gestione di tali siti, non si può escludere che Eni non possa incorrere in tali passività ambientali. Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per eseguire le bonifiche e i ripristini di aree contaminate a causa delle proprie attività industriali dove esiste un'obbligazione legale o di alto tipo e per i quali è possibile stimare l'ammontare dei relativi oneri in modo attendibile (anche questo costituisce comunque, nelle fasi realizzative, un fattore di incertezza in relazione alla complessità della materia), a prescindere dall'eventuale quota di responsabilità di altri operatori ai quali Eni è subentrato.
È ancora possibile che in futuro possano essere rilevate passività addizionali in relazione ai risultati delle caratterizzazioni in corso sui siti d'interesse in base alla normativa ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori e all'esito dei procedimenti amministrativi o giudiziali in corso e ad altri fattori di rischio.
Con specifico riferimento all'attività di ricerca e produzione degli idrocarburi in base alle normative applicabili in tutte le giurisdizioni dove Eni opera, la Società è tenuta a sostenere i costi relativi allo smantellamento di piattaforme e altre attrezzature di estrazione e di ripristino delle aree al termine delle attività petrolifere. Il bilancio consolidato accoglie la migliore stima dei costi che Eni dovrà sostenere in futuro a fronte di tali obblighi. Tali stime sono soggette a rischi e incertezze di varia natura (accuratezza della stima, cost overrun, ampiezza dell'orizzonte temporale di stima, inasprimento delle normative locali, sviluppo di nuove tecnologie, ecc.).
Maggiori informazioni sui rischi HSE compresi i rischi legati al climate-change e sulle modalità Eni di gestione e controllo si rinvia alla sezione "Fattori di rischio e incertezza" della Relazione Finanziaria Annuale 2016.
Le prospettive del settore europeo del gas rimangono deboli a causa dell'eccesso di offerta, alimentato dalla crescente disponibilità di GNL su scala globale, e della debole dinamica della domanda penalizzata dalla competizione da altre fonti energetiche in particolare lo sviluppo delle rinnovabili e l'economicità del carbone, nonché del quadro incerto delle politiche europee in materia di energia, compreso il ruolo del nucleare, e ambiente. Tra il 2017 e il 2020 si prevede una sostanziale stabilità della domanda gas in Italia e in Europa. L'aumento dei consumi nel settore termoelettrico, calmierato dalla crescita delle rinnovabili, sarà compensato da una riduzione dei consumi nei settori finali, a causa degli interventi di efficienza energetica prevalentemente concentrata nel segmento civile.
Considerato il difficile scenario competitivo del settore gas, il management ha periodicamente rinegoziato il prezzo e le condizioni di prelievo dei contratti di approvvigionamento long-term che prevedono clausole di take-or-pay (v. paragrafo successivo sui rischi dei contratti di take-or-pay). Per effetto del round di rinegoziazioni finalizzate tra il 2013 e 2016, il portafoglio di approvvigionamento Eni è attualmente indicizzato per circa il 70% alle quotazioni hub in luogo delle precedenti formule oil-linked, riducendo il rischio commodity derivante dal diverso mix di indicizzazione tra prezzi di vendita hub-related e i costi d'acquisto.
Il management prevede che nel prossimo quadriennio il debole andamento della domanda a causa delle incertezze macroeconomiche e il permanere di offerta abbondante determinerà una notevole pressione competitiva. In particolare i risultati del business wholesale sono esposti alla volatilità del differenziale tra quotazioni spot presso gli hub europei, alle quali è indicizzato la maggior parte del gas approvvigionato, e il prezzo spot all'hub virtuale italiano (PSV) principale riferimento dei prezzi di vendita Eni. In tale scenario il management continuerà nella strategia di rinegoziare i contratti di approvvigionamento longterm con l'obiettivo di allineare costantemente il costo del gas alle condizioni di mercato e di ridurre i vincoli di prelievo.
L'esito delle rinegoziazioni in corso è incerto in relazione sia all'entità dei benefici economici, sia al timing di rilevazione a conto economico. Inoltre, in caso di mancato accordo tra le parti, i contratti di norma prevedono la possibilità per ciascuna controparte di ricorrere all'arbitrato per la definizione delle controversie commerciali; questo rende maggiormente incerto l'esito delle stesse. Analoghe considerazioni valgono per i contratti di vendita con riferimento ai quali sono in corso o si prevedono rinegoziazioni per allineare il prezzo di vendita e le altre condizioni di fornitura al mercato.
Per assicurarsi un'adeguata disponibilità di gas nel medio/lungo termine a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo in generale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato nel passato contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi produttori che riforniscono il sistema europeo. Tali contratti di approvvigionamento prevedono la clausola di take-or-pay in base alla quale l'acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, la quantità minima di gas prevista dal contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare negli anni contrattuali successivi il gas pagato ma non ritirato a un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale già corrisposto. Il meccanismo degli anticipi contrattuali espone l'impresa sia a un rischio prezzo (e conseguentemente anche a un'opportunità), sia a un rischio volume. Nel medio termine questo rischio sarà mitigato dalla riduzione degli impegni contrattuali d'acquisto dovuto alla scadenza di alcuni contratti. Analoghe considerazioni si applicano agli impegni contrattuali di lungo termine ship-or-pay attraverso i quali Eni si è assicurata l'accesso alle capacità di trasporto lungo le principali dorsali europee che convogliano il gas dai luoghi di produzione ai mercati di consumo.
In tale scenario, il management è impegnato nella rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento long-term e in azioni di ottimizzazione del portafoglio, quali leve per gestire il rischio take-or-pay e l'associato rischio finanziario. Grazie agli esiti delle rinegoziazioni e delle azioni eseguite, Eni è stata in grado di recuperare una parte significativa dei volumi di gas prepagati nel corso del downturn del settore gas a causa dell'obbligo take-or-pay, riducendo l'ammontare del deferred cost iscritto all'attivo patrimoniale da un massimo di €2,4 miliardi a fine 2012 a €0,3 miliardi alla data della presente relazione semestrale. Il management ritiene che i volumi di gas prepagati residui saranno quasi completamente ritirati entro l'orizzonte di piano nel rispetto dei termini contrattuali con il conseguente recupero dell'anticipo corrisposto.
Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Oltre al fondo rischi per contenziosi stanziato in bilancio, è possibile che in futuro Eni possa sostenere altre passività, anche significative, in aggiunta agli ammontari già stanziati in bilancio per contenziosi legali a causa di: (i) incertezza rispetto all'esito finale di ciascun procedimento; (ii) il verificarsi di ulteriori sviluppi che il management potrebbe non aver preso in considerazione al momento della valutazione del probabile esito del contenzioso sulla cui base fu fatto l'accantonamento al fondo rischi nel più recente reporting period; (iii) l'emergere di nuove evidenze e informazioni; e (iv) inaccuratezza delle stime dovuta al fatto che la stima degli accantonamenti in queste materie è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte del management. Alcuni procedimenti legali in cui Eni o le sue controllate sono coinvolte riguardano la presunta violazione di leggi e regolamenti anticorruzione nonché violazioni del Codice Etico. Violazioni del Codice Etico e di leggi e regolamenti, incluse le norme in materia di anticorruzione, da parte di Eni, dei suoi partner commerciali, agenti o altri soggetti che agiscono in suo nome o per suo conto, possono esporre Eni e i suoi dipendenti al rischio di sanzioni penali e civile potrebbero danneggiare la reputazione della Società e il valore per gli azionisti.
Confermato il target 2017 di nuove risorse esplorative: 0,8 miliardi di boe al costo unitario di circa 1 \$/barile.
Produzione 2017: confermato il target di 1,84 milioni boe/g (+5% rispetto al 2016) grazie agli avvii di nuovi progetti (Indonesia, Angola e Ghana) e ai ramp-up dei giacimenti avviati nel 2016, principalmente in Kazakhstan, Egitto e Norvegia. L'imprevista interruzione dell'attività produttiva in Val d'Agri protrattasi per quasi un intero trimestre e gli effetti dei tagli OPEC saranno compensati dalle ulteriori iniziative di ottimizzazione della produzione messe in atto e dall'avvio anticipato dei grandi progetti in Angola, Indonesia e Ghana.
Confermati i miglioramenti attesi della posizione di costo attraverso interventi sui contratti longterm in gran parte già finalizzati nel corso del primo semestre.
Obiettivo di mantenimento della quota di mercato nei segmenti "large" e "retail" incrementando il valore della base clienti grazie allo sviluppo di offerte commerciali innovative, ai servizi integrati e all'ottimizzazione dei processi commerciali e operativi.
Lavorazioni in conto proprio attese in leggero calo a causa dell'indisponibilità di alcuni impianti presso la raffineria Sannazzaro e della fermata di Taranto, in parte compensati da maggiori volumi a Livorno e Milazzo. In un contesto di forte pressione competitiva, Eni prevede di mantenere i volumi venduti di prodotti petroliferi rete e la quota di mercato in Italia, facendo leva sulla differenziazione dell'offerta e sull'innovazione. In Europa volumi a perimetro omogeneo in leggera crescita.
Nella Chimica volumi di vendita in leggero aumento grazie alla maggiore disponibilità da produzione. Margini in flessione nel cracker e nel polietilene.
Confermato l'obiettivo di riduzione dei capex 2017 su base proforma di circa il 18% vs 2016, cioè al netto dei rimborsi connessi alle dismissioni e agli anticipi da parte dei partner di Stato nel progetto Zohr in Egitto.
Cash neutrality: confermata copertura organica degli investimenti e del dividendo allo scenario Brent di circa 60 \$/barile nel 2017.
Leverage a fine 2017: in netta riduzione rispetto al 2016 anche grazie al perfezionamento di operazioni di portafoglio, tra cui in particolare la cessione del Mozambico.
Le operazioni compiute nell'esercizio da Eni e dalle imprese incluse nell'area di consolidamento con le parti correlate riguardano essenzialmente lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l'impiego di mezzi finanziari con le proprie imprese controllate, con le imprese a controllo congiunto e con le imprese collegate, nonché lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società possedute o controllate dallo Stato. Questi rapporti rientrano nell'ordinaria gestione dell'impresa e sono regolati generalmente a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti. Tutte le operazioni poste in essere sono state compiute nell'interesse delle imprese del Gruppo.
Ai sensi delle disposizioni della normativa applicabile, la Società ha adottato procedure interne per assicurare la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale delle operazioni con parti correlate, realizzate dalla Società stessa o dalle sue società controllate.
Gli amministratori e sindaci rilasciano, semestralmente e/o in caso di variazioni, una dichiarazione in cui sono rappresentati i potenziali interessi di ciascuno in rapporto alla Società e al gruppo e in ogni caso segnalano per tempo all'Amministratore Delegato (o al Presidente, in caso di interessi dell'Amministratore Delegato), il quale ne dà notizia agli altri amministratori e al Collegio Sindacale, le singole operazioni che la società intende compiere, nelle quali sono portatori di interessi.
Gli ammontari dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria posti in essere con le parti correlate, la descrizione della tipologia delle operazioni più rilevanti, nonché l'incidenza di tali rapporti e operazioni sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari, sono evidenziati nella nota 37 al bilancio consolidato semestrale abbreviato.
Le società sottoposte a direzione e coordinamento di Eni ex art. 2497 e ss. del Codice Civile indicano, nel paragrafo "Rapporti con il soggetto dominante e con le imprese soggette alla sua attività di direzione e coordinamento", l'effetto, le motivazioni nonché le ragioni e gli interessi oggetto di valutazione in sede di assunzione di decisioni aziendali influenzate dal soggetto che esercita attività di direzione e coordinamento. Inoltre, in presenza di operazioni atipiche e/o inusuali1 è fornita la descrizione delle operazioni nonché degli effetti prodotti sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria dell'impresa e, nel caso di operazioni infragruppo e di operazioni con parti correlate, l'indicazione dell'interesse della società al compimento dell'operazione.
1 Secondo le disposizioni Consob (comunicazione n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006), "Per operazioni atipiche e/o inusuali si intendono quelle operazioni che per significatività/rilevanza, natura delle controparti, oggetto della transazione, modalità di determinazione del prezzo di trasferimento e tempistica dell'accadimento (prossimità alla chiusura dell'esercizio) possono dare luogo a dubbi in ordine: alla correttezza/completezza dell'informazione in bilancio, al conflitto d'interesse, alla salvaguardia del patrimonio aziendale, alla tutela degli azionisti di minoranza."
In relazione alle prescrizioni regolamentari in tema di condizioni per la quotazione di società controllanti società costituite e regolate secondo leggi di Stati non appartenenti all'Unione Europea e di significativa rilevanza ai fini del bilancio consolidato, si segnala che:
alla data del 30 giugno 2017 le prescrizioni regolamentari dell'art. 36 del Regolamento Mercati si applicano alle società controllate: Eni Congo SA, Eni Norge AS, Eni Petroleum Co Inc, Nigerian Agip Oil Co Ltd, Nigerian Agip Exploration Ltd, Eni Finance USA Inc, Eni Trading & Shipping Inc, Eni Canada Holding Ltd, Eni Turkmenistan Ltd ed Eni Ghana Exploration and Production Ltd;
sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la completa compliance alla predetta normativa.
I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre sono indicati nel commento all'andamento operativo dei settori di attività.
| 30.06.2017 | 31.12.2016 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Note | Totale | di cui verso parti correlate |
Totale | di cui verso parti correlate |
| ATTIVITA' | |||||
| Attività correnti | |||||
| Disponibilità liquide ed equivalenti | 4.939 | 5.674 | |||
| Attività finanziarie destinate al trading | (5) | 6.082 | 6.166 | ||
| Attività finanziarie disponibili per la vendita | (6) | 223 | 238 | ||
| Crediti commerciali e altri crediti | (7) | 15.836 | 988 | 17.593 | 1.100 |
| Rimanenze | (8) | 4.858 | 4.637 | ||
| Attività per imposte sul reddito correnti | 303 | 383 | |||
| Attività per altre imposte correnti | 433 | 689 | |||
| Altre attività correnti | (9) (25) | 1.432 | 24 | 2.591 | 57 |
| 34.106 | 37.971 | ||||
| Attività non correnti | |||||
| Immobili, impianti e macchinari | (10) | 67.585 | 70.793 | ||
| Rimanenze immobilizzate-scorte d'obbligo | 1.147 | 1.184 | |||
| Attività immateriali | (11) | 3.043 | 3.269 | ||
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | (13) | 3.944 | 4.040 | ||
| Altre partecipazioni | (13) | 234 | 276 | ||
| Altre attività finanziarie | (14) | 1.793 | 1.317 | 1.860 | 1.349 |
| Attività per imposte anticipate | (15) | 4.084 | 3.790 | ||
| Altre attività non correnti | (16) (25) | 1.529 | 13 | 1.348 | 13 |
| 83.359 | 86.560 | ||||
| Attività destinate alla vendita | (26) | 355 | 35 | 14 | |
| TOTALE ATTIVITA' | 117.820 | 124.545 | |||
| PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO | |||||
| Passività correnti | |||||
| Passività finanziarie a breve termine | (17) | 2.851 | 182 | 3.396 | 191 |
| Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | (21) | 4.191 | 3.279 | ||
| Debiti commerciali e altri debiti | (18) | 14.956 | 2.611 | 16.703 | 2.289 |
| Passività per imposte sul reddito correnti | (19) | 426 | 426 | ||
| Passività per altre imposte correnti | 1.948 | 1.293 | |||
| Altre passività correnti | (20) (25) | 1.547 | 55 | 2.599 | 88 |
| 25.919 | 27.696 | ||||
| Passività non correnti | |||||
| Passività finanziarie a lungo termine | (21) | 20.033 | 20.564 | ||
| Fondi per rischi e oneri | (22) | 14.044 | 13.896 | ||
| Fondi per benefici ai dipendenti | 880 | 868 | |||
| Passività per imposte differite | (23) | 6.228 | 6.667 | ||
| Altre passività non correnti | (24) (25) | 1.597 | 23 | 1.768 | 23 |
| 42.782 | 43.763 | ||||
| Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita | (26) | 190 | |||
| TOTALE PASSIVITA' | 68.891 | 71.459 | |||
| PATRIMONIO NETTO | (27) | ||||
| Interessenze di terzi | 48 | 49 | |||
| Patrimonio netto di Eni: | |||||
| Capitale sociale | 4.005 | 4.005 | |||
| Riserve cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale | (60) | 189 | |||
| Altre riserve | 44.534 | 52.329 | |||
| Azioni proprie | (581) | (581) | |||
| Acconto sul dividendo | (1.441) | ||||
| Utile (perdita) netto del periodo | 983 | (1.464) | |||
| Totale patrimonio netto di Eni | 48.881 | 53.037 | |||
| TOTALE PATRIMONIO NETTO | 48.929 | 53.086 | |||
| TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO | 117.820 | 124.545 |
| I semestre 2017 | I semestre 2016 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| di cui verso | di cui verso | ||||
| (€ milioni) | Note | Totale | parti correlate | Totale | parti correlate |
| RICAVI | |||||
| Ricavi della gestione caratteristica | (30) | 33.690 | 990 | 26.760 | 607 |
| Altri ricavi e proventi | 626 | 4 | 502 | 17 | |
| Totale ricavi | 34.316 | 27.262 | |||
| COSTI OPERATIVI | (31) | ||||
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 26.066 | 5.049 | 21.420 | 3.957 | |
| Costo lavoro | 1.562 | 11 | 1.544 | 18 | |
| Altri proventi (oneri) operativi | 17 | 183 | 1 | 111 | |
| Ammortamenti | 3.777 | 3.705 | |||
| Svalutazioni (riprese di valore) nette | 61 | 148 | |||
| Radiazioni | 193 | 121 | |||
| UTILE (PERDITA) OPERATIVO | 2.674 | 325 | |||
| PROVENTI (ONERI) FINANZIARI | (32) | ||||
| Proventi finanziari | 2.272 | 67 | 3.190 | 75 | |
| Oneri finanziari | (3.230) | (19) | (3.420) | (13) | |
| Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading | (51) | (53) | |||
| Strumenti finanziari derivati | 524 | (5) | |||
| (485) | (288) | ||||
| PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI | (33) | ||||
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 85 | 81 | |||
| Altri proventi (oneri) su partecipazioni | 62 | (3) | |||
| 147 | 78 | ||||
| UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE | 2.336 | 115 | |||
| Imposte sul reddito | (34) | (1.351) | (939) | ||
| Utile (perdita) netto del periodo - Continuing operations | 985 | (824) | |||
| Utile (perdita) netto del periodo - Discontinued operations | (413) | ||||
| Utile (perdita) netto del periodo | 985 | (1.237) | |||
| Di competenza Eni: | |||||
| - continuing operations | 983 | (829) | |||
| - discontinued operations | (413) | ||||
| 983 | (1.242) | ||||
| Interessenze di terzi: | |||||
| - continuing operations | 2 | 5 | |||
| - discontinued operations | |||||
| 2 | 5 | ||||
| Utile (perdita) per azione sull'utile (perdita) netto | |||||
| di competenza degli azionisti Eni | |||||
| (ammontari in € per azione) | (35) | ||||
| - semplice | 0,27 | (0,34) | |||
| - diluito | 0,27 | (0,34) | |||
| Utile (perdita) per azione sull'utile (perdita) netto | |||||
| di competenza degli azionisti Eni - Continuing operations | |||||
| (ammontari in € per azione) | (35) | ||||
| - semplice | 0,27 | (0,23) | |||
| - diluito | 0,27 | (0,23) |
| (€ milioni) | Note | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|---|
| Utile (perdita) netto del periodo | 985 | (1.237) | |
| Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo: | |||
| Componenti riclassificabili a conto economico | |||
| Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro | (3.512) | (875) | |
| Variazione fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita | (27) | 2 | |
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | (27) | (325) | 428 |
| Quota di pertinenza delle "altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
(27) | 51 | 34 |
| Effetto fiscale | (27) | 76 | (106) |
| Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo | (3.708) | (519) | |
| Totale utile (perdita) complessivo del periodo | (2.723) | (1.756) | |
| Di competenza Eni: | |||
| - continuing operations | (2.725) | (1.348) | |
| - discontinued operations | (413) | ||
| (2.725) | (1.761) | ||
| Interessenze di terzi: | |||
| - continuing operations | 2 | 5 | |
| - discontinued operations | |||
| 2 | 5 |
| Patrimonio netto di Eni | |||||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Note | Capitale sociale | Riserva legale | Riserva per acquisto azioni proprie | Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale |
Riserva fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale |
Riserva per piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale |
Altre riserve | Riserva per differenze cambio da conversione | Azioni proprie | Utili relativi a esercizi precedenti | Acconto sul dividendo | Utile (perdita) netto del periodo | Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo relative alle discontinued operations |
Totale | Interessenze di terzi | Totale patrimonio netto |
| Saldi 31 dicembre 2015 | 4.005 | 959 | 581 | (474) | 8 | (101) | 180 | 9.129 | (581) 51.985 (1.440) (8.778) | 20 55.493 | 1.916 57.409 | ||||||
| Utile (perdita) del primo semestre 2016 | (1.242) | (1.242) | 5 (1.237) | ||||||||||||||
| Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo |
|||||||||||||||||
| Componenti riclassificabili a conto economico | |||||||||||||||||
| Differenze cambio da conversione dei bilanci in | |||||||||||||||||
| moneta diversa dall'euro | (1) | (874) | (875) | (875) | |||||||||||||
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati | |||||||||||||||||
| cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale | 322 | 322 | 322 | ||||||||||||||
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate |
|||||||||||||||||
| con il metodo del patrimonio netto | 34 | 34 | 34 | ||||||||||||||
| 322 | (1) | 34 | (874) | (519) | (519) | ||||||||||||
| Utile (perdita) complessivo del periodo | 322 | (1) | 34 | (874) | (1.242) | (1.761) | 5 (1.756) | ||||||||||
| Operazioni con gli azionisti | |||||||||||||||||
| Attribuzione del dividendo di Eni SpA (€0,40 per | |||||||||||||||||
| azione a saldo dell'acconto 2015 di €0,40 per | |||||||||||||||||
| azione) | 1.440 (2.880) | (1.440) | (1.440) | ||||||||||||||
| Attribuzione del dividendo di altre società Destinazione utile residuo 2015 |
(11.658) | 11.658 | (4) | (4) | |||||||||||||
| (11.658) | 1.440 | 8.778 | (1.440) | (4) (1.444) | |||||||||||||
| Altri movimenti di patrimonio netto | |||||||||||||||||
| Esclusione dell'area di consolidamento del gruppo | |||||||||||||||||
| Saipem per cessione del controllo | (1.872) (1.872) | ||||||||||||||||
| Rigiro effetti relativi alle discontinued operations | (8) | (20) | (28) | (28) | |||||||||||||
| Altre variazioni | (19) | 12 | (7) | 1 | (6) | ||||||||||||
| (19) | 4 | (20) | (35) (1.871) (1.906) | ||||||||||||||
| Saldi al 30 giugno 2016 | 4.005 | 959 | 581 | (152) | 8 | (102) | 195 | 8.255 | (581) 40.331 | (1.242) | 52.257 | 46 52.303 | |||||
| Utile (perdita) del secondo semestre 2016 Altre componenti dell'utile (perdita) |
(222) | (222) | 2 | (220) | |||||||||||||
| complessivo | |||||||||||||||||
| Componenti non riclassificabili a conto | |||||||||||||||||
| economico Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i |
|||||||||||||||||
| dipendenti al netto dell'effetto fiscale | (19) | (19) | (19) | ||||||||||||||
| (19) | (19) | (19) | |||||||||||||||
| Componenti riclassificabili a conto economico | |||||||||||||||||
| Differenze cambio da conversione dei bilanci in | |||||||||||||||||
| moneta diversa dall'euro | 9 | 2.064 | 2.073 | 2.073 | |||||||||||||
| Variazione fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale |
(4) | (4) | (4) | ||||||||||||||
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati | |||||||||||||||||
| cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale | 341 | 341 | 341 | ||||||||||||||
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile | |||||||||||||||||
| (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate | |||||||||||||||||
| con il metodo del patrimonio netto | 341 | (4) | 9 | (2) (2) |
2.064 | (2) 2.408 |
(2) 2.408 |
||||||||||
| Utile (perdita) complessivo del periodo | 341 | (4) | (10) | (2) | 2.064 | (222) | 2.167 | 2 | 2.169 | ||||||||
| Operazioni con gli azionisti | |||||||||||||||||
| Acconto sul dividendo (€0,40 per azione) | (1.441) | (1.441) | (1.441) | ||||||||||||||
| (1.441) | (1.441) | (1.441) | |||||||||||||||
| Altri movimenti di patrimonio netto | |||||||||||||||||
| Altre variazioni | 18 | 36 | 54 | 1 | 55 | ||||||||||||
| 18 | 36 | 54 | 1 | 55 | |||||||||||||
| Saldi al 31 dicembre 2016 | (27) | 4.005 | 959 | 581 | 189 | 4 | (112) | 211 10.319 | (581) 40.367 (1.441) (1.464) | 53.037 | 49 53.086 |
| (€ milioni) | Note | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|---|
| Utile (perdita) netto del periodo - Continuing operations | 985 | (824) | |
| Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa da attività operative: | |||
| Ammortamenti | (31) | 3.777 | 3.705 |
| Svalutazioni (riprese di valore) nette | (31) | 61 | 148 |
| Radiazioni | (31) | 193 | 121 |
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (33) | (85) | (81) |
| Plusvalenze nette su cessioni di attività | (336) | (27) | |
| Dividendi | (33) | (69) | (55) |
| Interessi attivi | (98) | (120) | |
| Interessi passivi | 339 | 319 | |
| Imposte sul reddito | (34) | 1.351 | 939 |
| Altre variazioni | 546 | (49) | |
| Variazioni del capitale di esercizio: | |||
| - rimanenze | (356) | 30 | |
| - crediti commerciali | 1.032 | 1.537 | |
| - debiti commerciali | (1.323) | (40) | |
| - fondi per rischi e oneri | 133 | (953) | |
| - altre attività e passività | 264 | 198 | |
| Flusso di cassa del capitale di esercizio | (250) | 772 | |
| Variazione fondo per benefici ai dipendenti | 30 | 8 | |
| Dividendi incassati | 102 | 87 | |
| Interessi incassati | 23 | 67 | |
| Interessi pagati | (311) | (394) | |
| Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati | (1.620) | (1.516) | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 4.638 | 3.100 | |
| -di cui verso parti correlate | (37) | (1.660) | (1.654) |
| Investimenti: | |||
| - attività materiali | (10) | (4.796) | (4.847) |
| - attività immateriali | (11) | (127) | (32) |
| - partecipazioni | (13) | (50) | (1.152) |
| - titoli | (74) | (1.225) | |
| - crediti finanziari | (384) | (624) | |
| - variazione debiti relativi all'attività di investimento e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale |
543 | 31 | |
| Flusso di cassa degli investimenti | (4.888) | (7.849) | |
| Disinvestimenti: | |||
| - attività materiali | 563 | 9 | |
| - imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute | (28) | (415) | |
| - partecipazioni | 61 | 468 | |
| - titoli | 25 | 7 | |
| - crediti finanziari | 331 | 6.916 | |
| - variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento | (306) | 51 | |
| Flusso di cassa dei disinvestimenti | 674 | 7.036 | |
| Flusso di cassa netto da attività di investimento | (4.214) | (813) | |
| -di cui verso parti correlate | (37) | (1.660) | 5.445 |
| (€ milioni) | Note | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|---|
| Assunzione di debiti finanziari non correnti | (21) | 755 | 2.103 |
| Rimborsi di debiti finanziari non correnti | (21) | (269) | (1.969) |
| Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti | (17) | (164) | (1.956) |
| 322 | (1.822) | ||
| Dividendi pagati ad azionisti Eni | (1.440) | (1.440) | |
| Dividendi pagati ad altri azionisti | (3) | (4) | |
| Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (1.121) | (3.266) | |
| - di cui verso parti correlate | (37) | (1) | 160 |
| Effetto della variazione dell'area di consolidamento | |||
| (inserimento/esclusione di imprese divenute rilevanti/irrilevanti) | 7 | (1) | |
| Effetto delle disponibilità liquide ed equivalenti delle discontinued operations | 889 | ||
| Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed | |||
| equivalenti | (45) | (19) | |
| Flusso di cassa netto del periodo | (735) | (110) | |
| Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo (escluse discontinued operations) | 5.674 | 5.209 | |
| Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo (escluse discontinued operations) | 4.939 | 5.099 |
Il bilancio consolidato semestrale abbreviato (di seguito "bilancio semestrale") è redatto secondo le disposizioni dello IAS 34 "Bilanci intermedi". Gli schemi di bilancio sono gli stessi adottati nell'ultima Relazione Finanziaria Annuale.
Nel bilancio semestrale sono applicati gli stessi principi di consolidamento e criteri di valutazione illustrati in sede di redazione dell'ultima Relazione Finanziaria Annuale, a cui si fa rinvio.
Le note al bilancio sono presentate in forma sintetica.
Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base dell'imponibile fiscale alla data di chiusura del periodo. I debiti e i crediti tributari per imposte sul reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle Autorità fiscali applicando le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura del periodo e le aliquote stimate su base annua.
Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese collegate sono distintamente indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 2017" che fa parte integrante delle presenti note. Nello stesso allegato è riportata anche la variazione dell'area di consolidamento verificatasi nel periodo.
Il bilancio semestrale al 30 giugno 2017, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 27 luglio 2017 è sottoposto a revisione contabile limitata da parte della EY SpA.
La revisione contabile limitata comporta un'estensione di lavoro significativamente inferiore a quella di una revisione contabile completa svolta secondo gli statuiti principi di revisione.
I valori delle voci di bilancio e delle relative note, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro.
Non vi sono state modifiche nei criteri contabili.
Con riferimento alle stime contabili e ai giudizi significativi operati dalla Direzione Aziendale si fa rinvio a quanto indicato nell'ultima Relazione Finanziaria Annuale.
Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione, oltre a quanto indicato nell'ultima Relazione Finanziaria Annuale, a cui si rinvia, si segnala quanto segue.
In data 18 maggio 2017, lo IASB ha emesso l'IFRS 17 "Insurance Contracts" (di seguito IFRS 17) che definisce l'accounting dei contratti assicurativi emessi e dei contratti di riassicurazione posseduti. Le disposizioni dell'IFRS 17, che superano quelle attualmente previste dall'IFRS 4 "Contratti assicurativi", sono efficaci a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2021.
In data 7 giugno 2017, lo IASB ha emesso l'IFRIC 23 "Uncertainty over Income Tax Treatments" (di seguito IFRIC 23), contenente indicazioni in merito all'accounting di attività e passività fiscali (correnti e/o differite) relative a imposte sul reddito in presenza di incertezze nell'applicazione della normativa fiscale. Le disposizioni dell'IFRIC 23 sono efficaci a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2019.
Allo stato Eni sta analizzando i principi contabili di recente emanazione e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.
Al riguardo, si segnala che, con riferimento all'implementazione delle disposizioni dell'IFRS 15 "Ricavi provenienti da contratti con clienti" (di seguito IFRS 15) e dell'IFRS 9 "Strumenti finanziari" (di seguito IFRS 9), nel corso del primo semestre 2017 è proseguita l'attività, avviata nell'esercizio 2016, volta ad individuarne i potenziali impatti. In particolare, relativamente all'IFRS 15, da un lato, è proseguita la mappatura delle fattispecie potenzialmente impattate dal principio, confermando nella sostanza gli ambiti di interesse già indicati nell'ultima Relazione Finanziaria Annuale (v. nota n. 7 "Principi contabili di recente emanazione") a cui si rinvia; dall'altro, per le casistiche individuate, sono state attivate le analisi per identificare gli effetti connessi con l'applicazione delle nuove disposizioni. Con riferimento a quest'ultimo aspetto, sulla base delle analisi sin ora condotte e che proseguiranno nel secondo semestre, gli ambiti interessati riguardano essenzialmente: (i) per il settore Exploration & Production, la rappresentazione dei rapporti con i partner delle iniziative minerarie in relazione alla loro eventuale qualificazione come soggetti differenti da clienti. La fattispecie interessa in particolare la rappresentazione dei ritiri di prodotto superiori o inferiori alla quota di spettanza nell'iniziativa mineraria (cd. production imbalance) con la rilevazione dei ricavi in base alle effettive quantità vendute (cd. sales method) anziché sulla base delle quote di spettanza (cd. entitlement method); (ii) per il settore Gas & Power, la capitalizzazione dei costi per acquisizione della clientela, purché ne sia dimostrata la recuperabilità, e il relativo ammortamento sulla base della durata stimata del contratto; (iii) l'eventuale rappresentazione di alcune fattispecie di ricavi in altre voci del conto economico senza impatti sul risultato operativo e sul risultato netto.
Con riferimento all'IFRS 9, sulla base delle analisi sin ora condotte, gli ambiti oggetto di impatto del nuovo principio riguardano essenzialmente: (i) l'adozione dell'expected credit loss model per l'impairment delle attività finanziarie, in luogo del modello dell'incurred loss previsto dalle disposizioni dello IAS 39; (ii) per le partecipazioni minoritarie, l'allineamento del relativo valore al fair value, nei casi in cui il costo non rappresenti un'adeguata approssimazione del fair value.
Nel corso del secondo semestre proseguiranno le analisi per l'assessment dei possibili impatti derivanti dall'applicazione dell'IFRS 15 e dell'IFRS 9, nonché per l'identificazione delle modalità di rappresentazione degli effetti in sede di prima adozione dei nuovi principi, tenuto anche conto delle opzioni previste. Ad ogni modo, sulla base delle analisi sin ora condotte, considerando i valori in essere al 31 dicembre 2016, le disposizioni dell'IFRS 15 e quelle dell'IFRS 9 non determinano impatti complessivamente significativi sul patrimonio netto.
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Titoli quotati emessi da Stati Sovrani | 997 | 996 |
| Altri titoli | 5.085 | 5.170 |
| 6.082 | 6.166 |
Le attività finanziarie destinate al trading di €6.082 milioni (€6.166 milioni al 31 dicembre 2016) possedute principalmente da Eni SpA, costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l'obiettivo di assicurare al Gruppo la necessaria flessibilità finanziaria in particolari situazioni di mercato o per far fronte a fabbisogni imprevisti. L'attività di gestione di tale liquidità punta all'ottimizzazione del rendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con il vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi.
Gli altri titoli di €5.085 milioni (€5.170 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano essenzialmente titoli emessi da imprese industriali per €2.762 milioni (€2.575 milioni la 31 dicembre 2016) e da Istituti finanziari e assicurativi per €2.314 milioni (€2.587 milioni al 31 dicembre 2016).
Le attività finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di prestito titoli per €876 milioni (€665 milioni al 31 dicembre 2016).
Il fair value dei titoli è determinato sulla base dei prezzi di mercato. La gerarchia del fair value è di livello 1.
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Titoli non strumentali all'attività operativa | ||
| Titoli quotati emessi da Stati Sovrani | 200 | 210 |
| Titoli quotati emessi da Istituti finanziari | 23 | 28 |
| 223 | 238 |
I titoli non strumentali all'attività operativa di €223 milioni (€238 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano titoli della società assicurativa di Gruppo Eni Insurance DAC.
Gli effetti della valutazione al fair value dei titoli sono indicati alla nota n. 27 – Patrimonio netto.
Il fair value dei titoli disponibili per la vendita è determinato sulla base dei prezzi di mercato. La gerarchia del fair value è di livello 1.
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Crediti commerciali | 9.744 | 11.186 |
| Crediti finanziari: | ||
| - strumentali all'attività operativa - breve termine | 63 | 86 |
| - strumentali all'attività operativa - quote a breve di crediti a lungo termine | 75 | 72 |
| - non strumentali all'attività operativa | 364 | 385 |
| 502 | 543 | |
| Altri crediti: | ||
| - attività di disinvestimento | 321 | 171 |
| - altri | 5.269 | 5.693 |
| 5.590 | 5.864 | |
| 15.836 | 17.593 |
Il decremento dei crediti commerciali di €1.442 milioni è riferito al settore Gas & Power per €1.156 milioni per effetto della stagionalità delle vendite di gas.
I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di €2.411 milioni (€2.371 milioni al 31 dicembre 2016):
| (€ milioni) | Crediti commerciali |
Crediti finanziari |
Altri crediti |
Totale fondo svalutazione |
|---|---|---|---|---|
| Valore al 31.12.2016 | 1.817 | 68 | 486 | 2.371 |
| Accantonamenti | 191 | 8 | 199 | |
| Utilizzi | (82) | (1) | (83) | |
| Altre variazioni | (40) | (5) | (31) | (76) |
| Valore al 30.06.2017 | 1.886 | 62 | 463 | 2.411 |
L'accantonamento al fondo svalutazione crediti commerciali di €191 milioni è riferito al settore Gas & Power per €162 milioni ed è relativo, in particolare, alla clientela retail. Eni ha adottato le necessarie azioni per mitigare il rischio di controparte attraverso capillari azioni di recupero dei crediti in contenzioso anche tramite il ricorso a service esterni specialistici.
L'utilizzo del fondo svalutazione crediti commerciali di €82 milioni è riferito al settore Gas & Power per €76 milioni ed è relativo principalmente alla rilevazione di perdite su crediti del business retail.
Nel corso del primo semestre 2017 sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto di crediti commerciali con scadenza successiva al 30 giugno 2017 di €1.482 milioni (€1.769 milioni nell'esercizio 2016 con scadenza 2017). Le cessioni hanno riguardato crediti commerciali relativi al settore Gas & Power (€1.139 milioni) e al settore Refining & Marketing & Chimica (€343 milioni).
I crediti commerciali al 30 giugno 2017 del settore Exploration & Production di €1.298 milioni (€1.764 milioni al 31 dicembre 2016) comprendono: (i) crediti per forniture di idrocarburi equity alle controparti di Stato in Egitto per €310 milioni (€611 milioni al 31 dicembre 2016) dove, per effetto della progressiva attuazione di un piano di rientro dello scaduto e di altri accordi industriali e commerciali con le suddette controparti, nel corso del semestre è stato azzerato l'outstanding dello scaduto pari a circa €420 milioni al 31 dicembre 2016; tra questi accordi rientra l'incasso di anticipi dai partner di Stato a valere sulle forniture future di gas del progetto Zohr in fase di sviluppo (€40 milioni al 30 giugno 2017) che riducono ulteriormente l'esposizione Eni verso il Paese; (ii) crediti per il recupero di investimenti pregressi nei confronti di controparti di Stato dell'Iran per €155 milioni rilevati sulla base del settlement agreement definito nel 2015 che si riducono, rispetto al saldo di €264 milioni al 31 dicembre 2016, in attuazione di un piano di rientro mediante incassi derivanti dalla vendita di produzioni equity delle controparti.
I crediti finanziari strumentali all'attività operativa di €138 milioni (€158 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano per €34 milioni finanziamenti concessi a società in joint venture e collegate per l'esecuzione di progetti industriali di interesse Eni (€28 milioni al 31 dicembre 2016).
I crediti finanziari non strumentali all'attività operativa di €364 milioni (€385 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano principalmente: (i) depositi vincolati presso controparti bancarie di Eni Trading & Shipping SpA
per €96 milioni (€137 milioni al 31 dicembre 2016) per operazioni su contratti derivati; (ii) depositi di Eni Insurance DAC per €225 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2016).
Gli altri crediti per attività di disinvestimento di €321 milioni (€171 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano: (i) per €157 milioni (€166 milioni al 31 dicembre 2016) la quota a breve termine del credito derivante dalla cessione avvenuta nel 2008 della quota dell'1,71% nel progetto Kashagan al partner kazakho KazMunayGas. La riscossione del credito è prevista a dicembre 2017; (ii) la quota a breve termine di €162 milioni del credito relativo alla cessione della quota del 10% dell'asset Zohr in Egitto perfezionata a febbraio 2017. La riscossione del credito è prevista in parte nel 2017 e in parte a giugno 2018. Le quote a lungo termine dei crediti sono indicate alla nota n. 16 – Altre attività non correnti.
Gli altri crediti di €5.269 milioni (€5.693 milioni al 31 dicembre 2016) comprendono crediti di €3.842 milioni (€4.111 milioni al 31 dicembre 2016) nei confronti di enti e società partner di Eni nei progetti di ricerca e sviluppo degli idrocarburi. L'esposizione maggiore riguarda i partner in Nigeria (€1.663 milioni) in particolare la società di Stato NNPC in relazione a: (i) crediti per il recupero di costi di investimento per €318 milioni (€382 milioni al 31 dicembre 2016) relativi a due progetti petroliferi (di cui uno operato) oggetto di arbitrato per il riconoscimento contrattuale di tali costi. Dopo l'emissione dei lodi arbitrali, sostanzialmente favorevoli alla società, è in corso la negoziazione di un accordo transattivo per il riconoscimento a Eni di una parte del valore già riconosciuto in sede di lodo arbitrale. L'importo in corso di definizione sarà rimborsato attraverso l'assegnazione a Eni di carichi di greggio di proprietà della società di Stato in un arco temporale di tre anni; (ii) crediti pregressi per €638 milioni (€716 milioni al 31 dicembre 2016) che Eni vanta in qualità di operatore per i costi in quota NNPC in qualità di partner per i quali è stato definito un accordo che prevede il rimborso in dollari USA e l'attribuzione a Eni di parte dei proventi derivanti dalla vendita degli idrocarburi prodotti da iniziative di sviluppo a ridotto rischio minerario ("rigless") con l'obiettivo di azzerare il credito in un arco temporale massimo di 5 anni; il saldo si riduce di €78 milioni rispetto all'outstanding al 31 dicembre 2016 per effetto dell'incasso dei crediti maturati nel 2016 di €30 milioni e delle differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro di €48 milioni.
La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 37 – Rapporti con parti correlate.
| 30.06.2017 | 31.12.2016 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Greggio, gas naturale e prodotti petroliferi |
Prodotti chimici |
Altre | Totale | Greggio, gas naturale e prodotti petroliferi |
Prodotti chimici |
Altre | Totale | |
| Materie prime, sussidiarie e di consumo | 693 | 157 | 1.839 | 2.689 | 550 | 135 | 1.903 | 2.588 | |
| Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati | 88 | 7 | 1 | 96 | 99 | 9 | 1 | 109 | |
| Lavori in corso su ordinazione | 20 | 20 | 2 | 2 | |||||
| Prodotti finiti e merci | 1.466 | 478 | 56 | 2.000 | 1.394 | 389 | 86 | 1.869 | |
| Certificati e diritti di emissione | 53 | 53 | 69 | 69 | |||||
| 2.247 | 642 | 1.969 | 4.858 | 2.043 | 533 | 2.061 | 4.637 |
Le altre rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo di €1.839 milioni (€1.903 milioni al 31 dicembre 2016) sono riferite al settore Exploration & Production per €1.625 milioni (€1.699 milioni al 31 dicembre 2016) e riguardano principalmente materiali per le attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture.
I certificati e diritti di emissione di €53 milioni (€69 milioni al 31 dicembre 2016) sono valutati al fair value determinato sulla base dei prezzi di mercato. La gerarchia del fair value è di livello 1.
La variazione delle rimanenze e del fondo svalutazione si analizza come segue:
| 30.06.2017 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Rimanenze lorde |
Fondo svalutazione |
Rimanenze nette |
Rimanenze lorde |
Fondo svalutazione |
Rimanenze nette |
| Valore iniziale | 4.892 | (255) | 4.637 | 4.887 | (308) | 4.579 |
| Variazione del periodo | 508 | 508 | (29) | (29) | ||
| Accantonamenti | (127) | (127) | (125) | (125) | ||
| Utilizzi | 12 | 12 | 163 | 163 | ||
| Differenze di cambio da conversione | (170) | 13 | (157) | 61 | (5) | 56 |
| Altre variazioni | (28) | 13 | (15) | (27) | 20 | (7) |
| Valore finale | 5.202 | (344) | 4.858 | 4.892 | (255) | 4.637 |
La variazione del periodo di €508 milioni è riferita principalmente alle linee di business Chimica (€193 milioni) e Refining & Marketing (€94 milioni). Gli accantonamenti di €127 milioni sono riferiti alla linea di business Refining & Marketing per €69 milioni.
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Fair value su strumenti finanziari derivati | 1.059 | 2.248 |
| Altre attività | 373 | 343 |
| 1.432 | 2.591 |
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 25 - Strumenti finanziari derivati.
Le altre attività di €373 milioni (€343 milioni al 31 dicembre 2016) comprendono: (i) per circa €290 milioni il credito commerciale relativo a forniture pregresse di gas alla società di Stato venezuelana che la controllata Eni Venezuela BV ha acquistato dalla joint venture Cardón IV; (ii) per €63 milioni il costo d'iscrizione del gas prepagato in esercizi precedenti per effetto della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi (€90 milioni al 31 dicembre 2016). La quota che Eni prevede di recuperare oltre l'orizzonte temporale di 12 mesi è indicata alla nota n. 16 – Altre attività non correnti.
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 37 – Rapporti con parti correlate.
| (€ milioni) | Immobili, impianti e macchinari |
|---|---|
| Valore lordo al 31.12.2016 | 197.272 |
| Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2016 | 126.479 |
| Valore netto al 31.12.2016 | 70.793 |
| Investimenti | 4.796 |
| Ammortamenti | (3.631) |
| Riprese di valore (svalutazioni) nette | (61) |
| Radiazioni | (183) |
| Differenze di cambio da conversione | (4.504) |
| Altre variazioni | 375 |
| Valore netto al 30.06.2017 | 67.585 |
| Valore lordo al 30.06.2017 | 190.805 |
| Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2017 | 123.220 |
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Investimenti | ||
| Exploration & Production | 4.524 | 4.502 |
| Gas & Power | 25 | 26 |
| Refining & Marketing e Chimica | 243 | 208 |
| Corporate e Altre attività | 12 | 17 |
| Rettifiche per utili interni | (8) | 94 |
| 4.796 | 4.847 |
Le differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro di €4.504 milioni sono riferite ad imprese con moneta funzionale dollaro USA per €4.190 milioni.
Le altre variazioni di €375 milioni comprendono: (i) la rilevazione iniziale e variazione stima del fondo abbandono e ripristino siti del settore Exploration & Production per €596 milioni per effetto del decremento della curva dei tassi di attualizzazione, in particolare il dollaro USA, dell'iscrizione delle nuove obbligazioni sorte nel periodo e della revisione in aumento delle stime dei costi di abbandono; (ii) cessioni di un valore di libro di €216 milioni relative essenzialmente alla quota del 10% dell'asset in sviluppo Zohr in Egitto.
Gli immobili, impianti e macchinari comprendono i costi relativi all'attività esplorativa e di appraisal nonché altre immobilizzazioni in corso del settore Exploration & Production come segue:
| (€ milioni) | Pozzi esplorativi in corso |
completati in attesa Pozzi esplorativi di esito |
Pozzi esplorativi di successo in corso |
Attività esplorativa e di appraisal |
Unproved mineral interest |
Pozzi e impianti di sviluppo in corso |
Costi di abbandono | immobilizzazioni in corso Altre |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Valori al 31.12.2016 | 221 | 1.684 | 913 | 2.818 | 2.450 | 11.690 | 82 | 14.222 | 17.040 |
| Investimenti | 196 | 196 | 4.361 | 4.361 | 4.557 | ||||
| Riprese di valore (svalutazioni) nette | (1) | (1) | (1) | ||||||
| Radiazioni | (4) | (168) | (172) | (1) | (5) | (6) | (178) | ||
| Riclassifiche | (262) | 265 | (248) | (245) | (5.088) | (11) | (5.099) | (5.344) | |
| Altre variazioni e differenze di cambio | |||||||||
| da conversione | (9) | (126) | (80) | (215) | (186) | (957) | (10) | (1.153) | (1.368) |
| Valori al 30.06.2017 | 142 | 1.655 | 585 | 2.382 | 2.264 | 10.004 | 56 | 12.324 | 14.706 |
Le riclassifiche di €5.344 milioni riguardano: (i) per €5.088 milioni pozzi e impianti di sviluppo; (ii) per €248 milioni pozzi esplorativi di successo a seguito dell'avvio in produzione nel semestre dei relativi progetti in Indonesia, Angola e Ghana.
Nell'ambito delle attività esplorative e di appraisal nel corso del semestre sono state rilevate: (i) riclassifiche da pozzi esplorativi in costruzione a pozzi esplorativi completati e in attesa dell'esito per €262 milioni; (ii) radiazioni per €172 milioni riguardanti essenzialmente pozzi che non hanno rinvenuto un quantitativo sufficiente di riserve commerciali da giustificarne lo sviluppo principalmente in Egitto e Norvegia.
Gli unproved mineral interest si analizzano come segue:
| (€ milioni) | Congo | Nigeria | Turkmenistan | USA | Egitto | Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Valori al 31.12.2016 | 1.254 | 938 | 138 | 113 | 7 | 2.450 |
| Altre variazioni e differenze di cambio | ||||||
| da conversione | (95) | (71) | (10) | (9) | (1) | (186) |
| Valori al 30.06.2017 | 1.159 | 867 | 128 | 104 | 6 | 2.264 |
Gli impegni contrattuali in essere per l'acquisto di attività materiali sono indicati alla nota n. 29 – Garanzie, impegni e rischi – Rischio liquidità.
| (€ milioni) | Attività immateriali a vita utile definita |
Attività immateriali a vita utile indefinita: Goodwill |
Totale |
|---|---|---|---|
| Valore lordo al 31.12.2016 | 8.949 | ||
| Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2016 | 7.000 | ||
| Valore netto al 31.12.2016 | 1.949 | 1.320 | 3.269 |
| Investimenti | 127 | 127 | |
| Ammortamenti | (147) | (147) | |
| Radiazioni | (10) | (10) | |
| Differenze di cambio da conversione | (74) | (15) | (89) |
| Altre variazioni | (14) | (93) | (107) |
| Valore netto al 30.06.2017 | 1.831 | 1.212 | 3.043 |
| Valore lordo al 30.06.2017 | 7.347 | ||
| Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2017 | 5.516 |
Gli investimenti di €127 milioni (€32 milioni nel primo semestre 2016) comprendono bonus di firma per €87 milioni (€2 milioni nel primo semestre 2016) relativi a nuovi acreage esplorativi in Cipro, Myanmar e Costa d'Avorio.
Gli ammortamenti di €147 milioni (€123 milioni nel primo semestre 2016) sono relativi ai costi di acquisizione di licenze esplorative nelle quali sono state rinvenute riserve certe e bonus di firma minori ammortizzati su base lineare per €36 milioni (€12 milioni nel primo semestre 2016).
Le altre variazioni del goodwill di €93 milioni riguardano la riclassifica ad attività destinate alla vendita del goodwill relativo alla Eni Gas & Power NV.
Il saldo finale delle attività immateriali a vita utile definita comprende diritti e potenziale esplorativo che si analizzano per tipologia di attività come segue:
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Diritti esplorativi proved | 435 | 497 |
| Diritti esplorativi unproved | 617 | 579 |
| Altri diritti esplorativi | 8 | 16 |
| 1.060 | 1.092 |
Il saldo finale della voce goodwill di €1.212 milioni (€1.320 milioni al 31 dicembre 2016) è al netto di svalutazioni cumulate per un totale di €2.502 milioni (€2.524 milioni al 31 dicembre 2016). Il goodwill per settore di attività si analizza come segue:
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Gas & Power | 932 | 1.025 |
| Exploration & Production | 187 | 202 |
| Refining & Marketing | 93 | 93 |
| 1.212 | 1.320 |
Relativamente al settore Gas & Power che presenta valori di goodwill significativi l'allocazione alle CGU è stata effettuata come segue:
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Mercato Gas Italia | 835 | 835 |
| Mercato Gas Estero | 97 | 190 |
| - di cui Mercato Gas Europeo | 95 | 188 |
| 932 | 1.025 |
Nel semestre non sono stati rilevati impairment indicator in relazione ai goodwill iscritti in bilancio.
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Svalutazioni: | ||
| - attività materiali | 83 | 185 |
| 83 | 185 | |
| a dedurre: | ||
| - riprese di valore di attività materiali | (22) | (37) |
| 61 | 148 |
Il quadro degli impairment indicator dei prezzi/margini delle commodity energetiche della relazione semestrale 2017 si presenta sostanzialmente stabile rispetto a quello che ha fatto da framework alle valutazioni del bilancio 2016. Nonostante la volatilità del mercato petrolifero nel corso del primo semestre
2017, il management conferma la view interna di progressivo bilanciamento dei fondamentali del settore, considerando il probabile deficit di offerta petrolifera che si paleserà a medio termine a causa dei massicci tagli agli investimenti fatti dalle compagnie petrolifere internazionali in risposta alla contrazione dei cash flow ai livelli correnti di prezzo. Su queste basi, il management mantiene la previsione di prezzo long-term del marker di riferimento Brent a 70 \$/bl al 2020 (72\$ al 2021 considerata l'inflazione al 2%), analoga a quella adottata ai fini della valutazione di recuperabilità dei valori d'iscrizione delle proprietà oil&gas nella relazione finanziaria annuale 2016. Le previsioni dei principali analisti sul prezzo di lungo termine sono comprese in un range 60-80 \$/bl.
Confermate le aspettative di tenuta dei margini di raffinazione in un intervallo compreso tra i 4-5 \$/bl nonostante i fattori di debolezza strutturale del settore europeo a causa dell'eccesso di capacità e della pressione competitiva; tali valori sono compatibili con il margine di breakeven delle raffinerie Eni pianificato a medio termine. Previsioni invariate anche per i prezzi del gas ai principali hub europei e negli USA grazie alla stabilità dei fondamentali. Più incerto lo scenario dei margini della produzione e vendita all'ingrosso dell'energia elettrica a causa della crescente competizione da parte delle rinnovabili.
L'aggiornamento della stima del costo medio ponderato del capitale di Gruppo (WACC), sulla cui base sono determinati applicando i country risk premium i tassi di sconto per l'attualizzazione dei flussi di cassa associati all'uso delle CGU, non evidenzia variazioni rispetto al valore del bilancio 2016. Considerata la sostanziale assenza di impairment indicator di scenario, il progress dei principali progetti di sviluppo delle riserve in linea o in anticipo rispetto ai piani aziendali e la conferma del target di crescita delle produzioni di idrocarburi annunciato per il 2017, Eni non ha eseguito la verifica di recuperabilità dei valori di libro delle attività materiali e immateriali ad eccezione di quanto segue.
Le centrali power sono state sottoposte ad una analisi di sensitività in occasione di questa relazione semestrale sulla base di uno nuovo scenario margini senza evidenziare criticità.
Le uniche svalutazioni del semestre hanno riguardato gli investimenti di periodo eseguiti per finalità di sicurezza e stay-in-business relativi alle CGU del business Refining & Marketing (in particolare alcune raffinerie) integralmente svalutate in esercizi precedenti, delle quali è stata confermata l'assenza di prospettive di redditività (€58 milioni).
Per quanto riguarda la fermata del Centro Olio Val d'Agri a causa di una fuoriuscita di idrocarburi da parte di uno dei serbatoi di stoccaggio come meglio descritto nel relativo procedimento legale nella sezione "Contenziosi", l'headroom della CGU consente di assorbire ampiamente la relativa posticipazione del cash flow. La proprietà OPL 245 in Nigeria che comprende i costi di acquisizione del titolo minerario e i costi capitalizzati di esplorazione e pre-sviluppo (per un totale di circa €1,2 miliardi al 30 giugno 2017) e relativamente alla cui assegnazione a Eni sono in corso procedimenti giudiziari da parte delle Autorità italiane e nigeriane come meglio descritto nel relativo procedimento legale nella sezione "Contenziosi", allo stato si ritiene che non sussista alcuna ipotesi ragionevole di congelamento dell'attività di sviluppo tale da comportare rettifiche di valore dell'asset. Infine è stata verificata la recuperabilità del valore di libro della raffineria di Sannazzaro alla luce della criticità rappresentata dalla fermata di alcune linee di produzione senza riscontrare perdite di valore.
Al 30 giugno 2017 il valore di libro dei net asset consolidati di €48,9 miliardi registrava un'eccedenza di circa il 3% rispetto alla capitalizzazione di borsa dell'Eni alla stessa data (€47,4 miliardi). Considerato che il management in occasione delle relazione semestrale ha confermato lo scenario prezzi degli idrocarburi, in particolare il riferimento di lungo termine del Brent a 70 \$/bl al 2020, e in assenza di impairment indicator industriali non si ravvisano al 30 giugno 2017 scostamenti nei value-in-use delle principali CGU oil&gas rispetto ai valori determinati in occasione del bilancio 2016, che mostravano nel complesso un importante headroom rispetto ai valori di libro. In sintesi, il management ritiene che lo scostamento del book value dell'Eni rispetto alla capitalizzazione di borsa sia di natura temporanea e rifletta l'incertezza da parte degli investitori e dei mercati finanziari circa i tempi di riequilibrio dei fondamentali del settore petrolifero.
I criteri adottati nell'individuazione delle Cash Generating Unit (CGU) e nell'esecuzione della verifica della recuperabilità dei valori d'iscrizione degli asset sono invariati rispetto alla Relazione Finanziaria Annuale 2016 alla quale si rinvia (v. nota n. 19 – Svalutazioni e riprese di valore di attività materiali e immateriali del bilancio consolidato 2016).
| (€ milioni) | Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
Altre partecipazioni |
Totale |
|---|---|---|---|
| Valore al 31.12.2016 | 4.040 | 276 | 4.316 |
| Acquisizioni e sottoscrizioni | 50 | 50 | |
| Cessioni e rimborsi | (53) | (8) | (61) |
| Valutazione al patrimonio netto | 80 | 80 | |
| Decremento per dividendi | (46) | (46) | |
| Differenze di cambio da conversione | (174) | (14) | (188) |
| Altre variazioni | 47 | (20) | 27 |
| Valore al 30.06.2017 | 3.944 | 234 | 4.178 |
Le acquisizioni e sottoscrizioni relative alle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto di €50 milioni riguardano per €45 milioni l'aumento di capitale di Lotte Versalis Elastomers Co Ltd.
Le cessioni e i rimborsi di €61 milioni riguardano rimborsi di capitale e sono relativi per €28 milioni alla United Gas Derivatives Co e per €25 milioni alla Angola LNG Ltd.
La valutazione con il metodo del patrimonio netto della Saipem SpA ha comportato l'iscrizione di una perdita di €34 milioni dovuta alla rilevazione da parte della partecipata di oneri di ristrutturazione e svalutazioni di attività materiali principalmente nel business perforazioni offshore maggiormente esposto all'andamento dello scenario petrolifero. Al 30 giugno 2017 il valore di libro della partecipazione di €1.482 milioni, allineato alla corrispondente frazione dei net assets dell'investee, eccedeva di circa il 32% il fair value rappresentato dalla quota della capitalizzazione di borsa del titolo Saipem. La sottocapitalizzazione riflette le incertezze degli investitori circa il riequilibrio dei fondamentali del settore petrolifero e la ripresa degli investimenti da parte delle società clienti del settore Ingegneria & Costruzioni. L'impairment test eseguito ha confermato il valore di libro dell'asset.
Il decremento per dividendi di €46 milioni è riferito per €21 milioni a Unimar Llc e per €12 milioni a Gas Distribution Company of Thessaloniki – Thessaly SA.
Le differenze di cambio da conversione di €188 milioni riguardano essenzialmente imprese con moneta funzionale dollaro USA (€141 milioni).
Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, collegate e rilevanti al 30 giugno 2017 sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 2017" che costituisce parte integrante delle presenti note.
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Crediti finanziari strumentali all'attività operativa | 1.719 | 1.785 |
| Titoli strumentali all'attività operativa | 74 | 75 |
| 1.793 | 1.860 |
I crediti finanziari strumentali all'attività operativa sono esposti al netto del fondo svalutazione di €466 milioni (€480 milioni al 31 dicembre 2016):
| (€ milioni) | Fondo svalutazione crediti finanziari |
|---|---|
| Valore al 31.12.2016 | 480 |
| Accantonamenti | 15 |
| da conversione | (27) |
| Altre variazioni | (2) |
| Valore al 30.06.2017 | 466 |
I crediti finanziari strumentali all'attività operativa di €1.719 milioni (€1.785 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano finanziamenti concessi principalmente dai settori Exploration & Production (€1.412 milioni), Gas & Power (€127 milioni) e Refining & Marketing e Chimica (€109 milioni). I finanziamenti sono concessi a società in joint venture e collegate per €1.318 milioni (€1.350 milioni al 31 dicembre 2016).
L'esposizione maggiore è nei confronti della joint venture Cardón IV SA (Eni 50%) in Venezuela che opera il giacimento a gas di Perla. Al 30 giugno 2017 l'esposizione Eni verso la joint venture è pari a €1.011 milioni (€1.054 milioni al 31 dicembre 2016). Il credito, che matura interessi a tassi di mercato, sarà rimborsato attraverso i flussi di cassa generati dalla vendita del gas prodotto alla compagnia di Stato venezuelana PDVSA sulla base di un GSA con scadenza 2036. La recuperabilità del credito è stata valutata in occasione della relazione finanziaria annuale sulla base del valore attuale del progetto industriale sottostante e degli associati cash flow scontati al WACC paese che riflette i rischi minerari e quelli associati al contesto operativo venezuelani, nonché sulla base degli accordi di securitization in essere. Nella presente relazione semestrale non sono emerse evidenze di perdite di valore rispetto alla situazione 2016, considerato anche che PDVSA ha pagato una parte delle forniture di gas della joint venture per l'anno corrente.
Il fair value dei crediti finanziari strumentali all'attività operativa ammonta a €1.727 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra lo -0,1 % e il 2,5% (-0,2% e 2,6% al 31 dicembre 2016).
Il valore di mercato dei titoli è determinato sulla base delle quotazioni di mercato.
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 37– Rapporti con parti correlate.
Le attività per imposte anticipate sono indicate al netto delle passività per imposte differite compensabili di €3.896 milioni (€4.286 milioni al 31 dicembre 2016).
| Fondo svalutazione |
|||
|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Attività per imposte anticipate |
attività per imposte anticipate |
Totale |
| Valore al 31.12.2016 | 9.412 | (5.622) | 3.790 |
| Incrementi netti | 312 | (53) | 259 |
| Differenze di cambio da conversione | (532) | 130 | (402) |
| Altre variazioni | 426 | 11 | 437 |
| Valore al 30.06.2017 | 9.618 | (5.534) | 4.084 |
Le attività per imposte anticipate sono riferite per €2.068 milioni (€1.690 milioni al 31 dicembre 2016) a Eni SpA e alle consociate italiane facenti parte del consolidato fiscale nazionale e sono state stanziate sulla perdita di periodo e sulla rilevazione di costi a deducibilità differita nei limiti degli ammontari che si prevede di recuperare negli esercizi futuri in base alla capienza dei redditi imponibili attesi.
Le passività per imposte differite sono indicate alla nota n. 23 – Passività per imposte differite.
Le imposte sono indicate alla nota n. 34 - Imposte sul reddito.
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Attività per imposte correnti | 532 | 502 |
| Crediti per attività di disinvestimento | 326 | 222 |
| Altri crediti | 58 | 52 |
| Fair value su strumenti finanziari derivati | 80 | 108 |
| Altre attività | 533 | 464 |
| 1.529 | 1.348 |
I crediti per attività di disinvestimento di €326 milioni (€222 milioni al 31 dicembre 2016) comprendono: (i) la quota a lungo termine di €157 milioni (€166 milioni al 31 dicembre 2016) del credito relativo alla cessione nel 2008 della quota dell'1,71% nel progetto Kashagan al partner kazakho KazMunayGas sulla base degli accordi tra i partner internazionali del consorzio North Caspian Sea PSA e le Autorità kazakhe che attuarono il nuovo schema contrattuale e di governance del progetto. Il rimborso della prima delle tre rate del credito è avvenuto nel quarto trimestre 2016 con il conseguimento del livello commerciale target concordato tra le parti; (ii) la quota a lungo termine di €117 milioni del credito relativo alla cessione della quota del 10% dell'asset Zohr in Egitto perfezionata a febbraio 2017. Le quote a breve termine dei crediti sono indicate alla nota n. 7 – Crediti commerciali e altri crediti.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 25 – Strumenti finanziari derivati.
Le altre attività di €533 milioni (€464 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano per €146 milioni (€113 milioni al 31 dicembre 2016) le quantità di gas non prelevate da Eni in esercizi precedenti fino a concorrenza del minimum take dei relativi contratti di fornitura long-term, che hanno fatto scattare l'obbligo di pagare in anticipo in tutto o in parte il prezzo contrattuale di fornitura in adempimento della clausola take-or-pay, con facoltà di ritiro negli anni contrattuali successivi. Nonostante il difficile outlook del mercato gas a causa della debolezza della domanda e dell'oversupply, il management prevede di completare il recupero dei volumi pre-pagati quasi interamente entro l'orizzonte temporale di piano.
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 37 – Rapporti con parti correlate.
Passività correnti
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Debiti finanziari rappresentati da titoli di credito | 2.042 | 2.738 |
| Banche | 294 | 155 |
| Altri finanziatori | 515 | 503 |
| 2.851 | 3.396 |
Il decremento di €545 milioni delle passività finanziarie a breve termine è dovuto essenzialmente a rimborsi netti per €164 milioni e alle differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro e da allineamento al cambio di fine periodo per €310 milioni.
I debiti finanziari rappresentati da titoli di credito di €2.042 milioni (€2.738 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano l'emissione di commercial paper da parte delle società finanziarie Eni Finance USA Inc per €1.442 milioni (€1.750 milioni al 31 dicembre 2016) ed Eni Finance International SA per €600 milioni (€988 milioni al 31 dicembre 2016).
Al 30 giugno 2017 Eni dispone di linee di credito committed e uncommitted non utilizzate rispettivamente per €41 milioni e €11.514 milioni (rispettivamente €41 milioni e €12.267 milioni al 31 dicembre 2016). Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato.
Al 30 giugno 2017 non risultano inadempimenti di clausole contrattuali connesse a contratti di finanziamento.
La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termine non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.
I debiti verso parti correlate sono indicate alla nota n. 37 – Rapporti con parti correlate.
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Debiti commerciali | 9.381 | 11.038 |
| Acconti e anticipi | 459 | 526 |
| Altri debiti: | ||
| - relativi all'attività di investimento | 2.523 | 2.158 |
| - altri debiti | 2.593 | 2.981 |
| 5.116 | 5.139 | |
| 14.956 | 16.703 |
Il decremento dei debiti commerciali di €1.657 milioni è riferito principalmente al settore Gas & Power (€1.061 milioni) e al settore Exploration & Production (€477 milioni).
La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.
I debiti verso parti correlate sono indicate alla nota n. 37 – Rapporti con parti correlate.
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Imprese italiane | 98 | 97 |
| Imprese estere | 328 | 329 |
| 426 | 426 |
Le imposte sono indicate alla nota n. 34 – Imposte sul reddito.
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Fair value su strumenti finanziari derivati | 1.036 | 2.108 |
| Altre passività | 511 | 491 |
| 1.547 | 2.599 |
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 25 - Strumenti finanziari derivati. Le altre passività di €511 milioni comprendono la quota a breve termine di €72 milioni (€73 milioni al 31 dicembre 2016) relativa agli anticipi incassati dal partner Suez a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica.
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 37 - Rapporti con parti correlate.
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, si analizzano come segue:
| 30.06.2017 | 31.12.2016 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Quote a lungo termine |
Quote a breve termine |
Totale | Quote a lungo termine |
Quote a breve termine |
Totale | |
| Banche | 3.883 | 266 | 4.149 | 4.014 | 272 | 4.286 | |
| Obbligazioni ordinarie | 15.689 | 3.884 | 19.573 | 16.044 | 2.959 | 19.003 | |
| Obbligazioni convertibili | 385 | 385 | 383 | 383 | |||
| Altri finanziatori | 76 | 41 | 117 | 123 | 48 | 171 | |
| 20.033 | 4.191 | 24.224 | 20.564 | 3.279 | 23.843 |
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, di €24.224 milioni (€23.843 milioni al 31 dicembre 2016) aumentano di €381 milioni essenzialmente per effetto del saldo tra le nuove accensioni per €755 milioni e i rimborsi per €269 milioni nonché, in diminuzione, differenze di cambio da conversione e da allineamento al cambio di fine periodo dei debiti in moneta diversa da quella funzionale per complessivi €133 milioni.
Al 30 giugno 2017 Eni ha rispettato tutti i covenants in essere su determinati rapporti di finanziamento a lungo termine con istituzioni terze. Tali covenants prevedono il mantenimento di determinati indici finanziari basati sul bilancio consolidato di Eni o il mantenimento di un rating minimo.
Le obbligazioni ordinarie di €19.573 milioni (€19.003 milioni al 31 dicembre 2016) riguardano il programma di Euro Medium Term Notes per complessivi €17.156 milioni e altri prestiti obbligazionari per complessivi €2.417 milioni.
L'analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l'indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:
| Importo | Disaggio di emissione e rateo di interesse |
Totale | Valuta | Scadenza | Tasso | (%) | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | da | a | da | a | ||||
| Società emittente | ||||||||
| Euro Medium Term Notes | ||||||||
| Eni SpA | 1.500 | 46 | 1.546 | EUR | 2019 | 4,125 | ||
| Eni SpA | 1.250 | 37 | 1.287 | EUR | 2017 | 4,750 | ||
| Eni SpA | 1.200 | 39 | 1.239 | EUR | 2025 | 3,750 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 23 | 1.023 | EUR | 2023 | 3,250 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 15 | 1.015 | EUR | 2020 | 4,250 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 14 | 1.014 | EUR | 2018 | 3,500 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 8 | 1.008 | EUR | 2029 | 3,625 | ||
| Eni SpA | 1.000 | (1) | 999 | EUR | 2026 | 1,500 | ||
| Eni SpA | 1.000 | (1) | 999 | EUR | 2020 | 4,000 | ||
| Eni SpA | 900 | (4) | 896 | EUR | 2024 | 0,625 | ||
| Eni SpA | 800 | 12 | 812 | EUR | 2021 | 2,625 | ||
| Eni SpA | 800 | (9) | 791 | EUR | 2028 | 1,625 | ||
| Eni SpA | 750 | 750 | EUR | 2024 | 1,750 | |||
| Eni SpA | 750 | (1) | 749 | EUR | 2019 | 3,750 | ||
| Eni SpA | 750 | (2) | 748 | EUR | 2027 | 1,500 | ||
| Eni SpA | 700 | (2) | 698 | EUR | 2022 | 0,750 | ||
| Eni SpA | 600 | (3) | 597 | EUR | 2028 | 1,125 | ||
| Eni Finance International SA | 513 | 10 | 523 | GBP | 2018 | 2021 | 4,750 | 6,125 |
| Eni Finance International SA | 295 | 2 | 297 | EUR | 2028 | 2043 | 3,875 | 5,441 |
| Eni Finance International SA | 164 | 1 | 165 | YEN | 2019 | 2037 | 1,955 | 2,810 |
| 16.972 | 184 | 17.156 | ||||||
| Altri prestiti obbligazionari | ||||||||
| Eni SpA | 1.109 | 38 | 1.147 | EUR | 2017 | 4,875 | ||
| Eni SpA | 395 | 3 | 398 | USD | 2020 | 4,150 | ||
| Eni SpA | 307 | 307 | USD | 2040 | 5,700 | |||
| Eni SpA | 215 | 1 | 216 | EUR | 2017 | variabile | ||
| Eni USA Inc | 350 | (1) | 349 | USD | 2027 | 7,300 | ||
| 2.376 | 41 | 2.417 | ||||||
| 19.348 | 225 | 19.573 |
Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €3.840 milioni e riguardano Eni SpA per €3.664 milioni ed Eni Finance International SA per €176 milioni. Nel corso del primo semestre 2017 Eni SpA ha emesso nuove obbligazioni ordinarie per €748 milioni.
| (€ milioni) | Importo | Disaggio di emissione e rateo di interesse |
Totale | Valuta | Scadenza | Tasso (%) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Società emittente | ||||||
| Eni SpA | 400 | (15) | 385 | EUR | 2022 | 0,000 |
| 400 | (15) | 385 |
Le informazioni relative al prestito obbligazionario convertibile emesso da Eni SpA sono le seguenti:
Tale prestito obbligazionario prevede una formula equity-linked cash-settled non diluitivo con valore di rimborso legato al prezzo di mercato delle azioni Eni. Gli obbligazionisti potranno esercitare un diritto di conversione in determinati periodi e/o in presenza di determinati eventi, fermo restando che le obbligazioni saranno regolate mediante cassa, senza effetto diluitivo per gli azionisti. Al fine di gestire l'esposizione al rischio di prezzo delle azioni Eni, sono state acquistate opzioni call sulle azioni Eni che saranno regolate su base netta per cassa (cd cash-settled call options).
Il prestito obbligazionario convertibile è valutato al costo ammortizzato; l'opzione di conversione, implicita negli strumenti finanziari emessi, e le opzioni call sulle azioni Eni acquistate sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico.
Al 30 giugno 2017 Eni dispone di linee di credito a lungo termine committed non utilizzate per €6.065 milioni (€6.236 milioni al 31 dicembre 2016), di cui €850 scadenti nel 2017. Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato. Al 30 giugno 2017 non sono state utilizzate le linee di credito committed in essere presso le banche in considerazione delle riserve di liquidità mantenute da Eni.
Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 30 giugno 2017 il programma risulta utilizzato per €17 miliardi.
Standard & Poor's assegna ad Eni il rating BBB+ con outlook Stable per il debito a lungo termine e A-2 per il breve; Moody's assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stable per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate da Standard & Poor's e Moody's, un downgrade del rating sovrano italiano potrebbe potenzialmente ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni.
Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammonta a €25.121 milioni (€25.358 milioni al 31 dicembre 2016) e si analizza come segue:
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Obbligazioni ordinarie | 20.463 | 20.501 |
| Obbligazioni convertibili | 400 | 435 |
| Banche | 4.139 | 4.244 |
| Altri finanziatori | 119 | 178 |
| 25.121 | 25.358 |
Il fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra -0,1% e 2,5% (-0,2% e 2,6% al 31 dicembre 2016).
Al 30 giugno 2017 non vi sono passività finanziarie garantite da depositi vincolati.
L'analisi dell'indebitamento finanziario netto indicato nel "Commento ai risultati economico-finanziari" della "Relazione intermedia sulla gestione" è la seguente:
| 30.06.2017 | 31.12.2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Non | Non | |||||
| (€ milioni) | Correnti | correnti | Totale | Correnti | correnti | Totale |
| A. Disponibilità liquide ed equivalenti | 4.939 | 4.939 | 5.674 | 5.674 | ||
| B. Attività finanziarie destinate al trading | 6.082 | 6.082 | 6.166 | 6.166 | ||
| C. Attività finanziarie disponibili per la vendita | 223 | 223 | 238 | 238 | ||
| D. Liquidità (A+B+C) | 11.244 | 11.244 | 12.078 | 12.078 | ||
| E. Crediti finanziari | 364 | 364 | 385 | 385 | ||
| F. Passività finanziarie a breve termine verso banche | 294 | 294 | 155 | 155 | ||
| G. Passività finanziarie a lungo termine verso banche | 266 | 3.883 | 4.149 | 272 | 4.014 | 4.286 |
| H. Prestiti obbligazionari | 3.884 | 16.074 | 19.958 | 2.959 | 16.427 | 19.386 |
| I. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate | 182 | 182 | 191 | 191 | ||
| L. Altre passività finanziarie a breve termine | 2.375 | 2.375 | 3.050 | 3.050 | ||
| M. Altre passività finanziarie a lungo termine | 41 | 76 | 117 | 48 | 123 | 171 |
| N. Indebitamento finanziario lordo (F+G+H+I+L+M) | 7.042 | 20.033 | 27.075 | 6.675 | 20.564 | 27.239 |
| O. Indebitamento finanziario netto (N-D-E) | (4.566) | 20.033 | 15.467 | (5.788) | 20.564 | 14.776 |
Le attività finanziarie destinate al trading di €6.082 milioni (€6.166 milioni al 31 dicembre 2016) si riferiscono ad Eni SpA per €5.962 milioni e ad Eni Insurance DAC per €120 milioni. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 5 – Attività finanziarie destinate al trading.
Le attività finanziarie disponibili per la vendita di €223 milioni (€238 milioni al 31 dicembre 2016) non strumentali all'attività operativa si riferiscono alla società assicurativa di Gruppo Eni Insurance DAC.
I crediti finanziari di €364 milioni (€385 milioni al 31 dicembre 2016) sono a breve termine e non strumentali all'attività operativa.
| (€ milioni) | ripristino siti e social Fondo abbandono e project |
Fondo rischi ambientali | Fondo rischi per contenziosi |
Fondo per imposte | Fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione |
Fondo esodi agevolati | Fondo contratti onerosi | Fondo copertura perdite di imprese partecipate |
assicurazione OIL Fondo mutua |
Fondo dismissioni e ristrutturazioni |
Altri fondi (*) | Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Valore al 31.12.2016 | 8.419 | 2.691 | 954 | 732 | 207 | 176 | 165 | 153 | 88 | 58 | 253 | 13.896 |
| Accantonamenti | 51 | 197 | 77 | 68 | 2 | 1 | 52 | 448 | ||||
| Rilevazione iniziale e variazione stima | 610 | 610 | ||||||||||
| Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | 141 | 1 | 1 | 1 | 144 | |||||||
| Utilizzi a fronte oneri | (99) | (97) | (10) | (72) | (50) | (5) | (51) | (7) | (52) | (443) | ||
| Utilizzi per esuberanza | (2) | (6) | (3) | (3) | (9) | (8) | (31) | |||||
| Differenze cambio da conversione | (428) | (1) | (51) | (45) | (5) | (4) | (1) | (6) | (541) | |||
| Altre variazioni | (8) | (9) | (5) | (4) | (5) | 4 | 1 | (13) | (39) | |||
| Valore al 30.06.2017 | 8.635 | 2.634 | 1.079 | 685 | 220 | 173 | 110 | 143 | 88 | 51 | 226 | 14.044 |
(*) Di importo unitario inferiore a €50 milioni.
La rilevazione iniziale e variazione stima del fondo abbandono e ripristino siti di €610 milioni comprende gli effetti del decremento della curva dei tassi di attualizzazione, in particolare il dollaro USA, dell'iscrizione delle nuove obbligazioni sorte nel periodo e la revisione in aumento delle stime dei costi di abbandono.
Le passività per imposte differite sono indicate al netto delle attività per imposte anticipate compensabili di €3.896 milioni (€4.286 milioni al 31 dicembre 2016).
| (€ milioni) | Passività per imposte differite |
|---|---|
| Valore al 31.12.2016 | 6.667 |
| Decrementi netti | (90) |
| Differenze di cambio da conversione | (693) |
| Altre variazioni | 344 |
| Valore al 30.06.2017 | 6.228 |
Le passività per imposte differite e le attività per imposte anticipate si analizzano come segue:
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Passività per imposte differite | 10.124 | 10.953 |
| Attività per imposte anticipate compensabili | (3.896) | (4.286) |
| 6.228 | 6.667 | |
| Attività per imposte anticipate non compensabili | (4.084) | (3.790) |
| Passività per imposte differite nette | 2.144 | 2.877 |
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Fair value su strumenti finanziari derivati | 119 | 161 |
| Passività per imposte sul reddito | 26 | 35 |
| Altri debiti verso l'Amministrazione finanziaria | 5 | 9 |
| Altri debiti | 46 | 51 |
| Altre passività | 1.401 | 1.512 |
| 1.597 | 1.768 |
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 25 - Strumenti finanziari derivati. I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 37 - Rapporti con parti correlate.
| 30.06.2017 | 31.12.2016 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gerarchia del | Gerarchia del | ||||||
| Fair value | Fair value | fair value - | Fair value | Fair value | fair value - | ||
| (€ milioni) | attivo | passivo | Livello | attivo | passivo | Livello | |
| Contratti derivati non di copertura | |||||||
| Contratti su valute | |||||||
| - Currency swap | 289 | 84 | 2 | 188 | 268 | 2 | |
| - Interest currency swap | 36 | 58 | 2 | 38 | 83 | 2 | |
| - Outright | 5 | 8 | 2 | 17 | 15 | 2 | |
| 330 | 150 | 243 | 366 | ||||
| Contratti su interessi | |||||||
| - Interest currency swap | 9 | 11 | 2 | 10 | 12 | 2 | |
| 9 | 11 | 10 | 12 | ||||
| Contratti su merci | |||||||
| - Future | 770 | 708 | 1 | 624 | 611 | 2 | |
| - Over the counter | 111 | 102 | 2 | 133 | 120 | 1 | |
| - Opzioni | 1 | 2 | |||||
| - Altro | 1 | 2 | 4 | 5 | 2 | ||
| 882 | 810 | 761 | 737 | ||||
| 1.221 | 971 | 1.014 | 1.115 | ||||
| Contratti derivati di negoziazione | |||||||
| Contratti su merci | |||||||
| - Over the counter | 621 | 736 | 2 | 1.495 | 1.490 | 2 | |
| - Future | 221 | 273 | 1 | 561 | 574 | 1 | |
| - Opzioni | 92 | 105 | 2 | 211 | 157 | 2 | |
| 934 | 1.114 | 2.267 | 2.221 | ||||
| Contratti derivati cash flow hedge | |||||||
| Contratti su merci | |||||||
| - Over the counter | 31 | 118 | 2 | 309 | 150 | 2 | |
| - Future | 1 | 1 | 1 | 18 | 1 | ||
| 32 | 118 | 310 | 168 | ||||
| Opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili | 17 | 17 | 2 | 46 | 46 | 2 | |
| Totale contratti derivati lordi | 2.204 | 2.220 | 3.637 | 3.550 | |||
| Compensazione | (1.065) | (1.065) | (1.281) | (1.281) | |||
| Totale contratti derivati netti | 1.139 | 1.155 | 2.356 | 2.269 | |||
| Di cui: | |||||||
| - correnti | 1.059 | 1.036 | 2.248 | 2.108 | |||
| - non correnti | 80 | 119 | 108 | 161 |
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguarda strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e sui prezzi delle commodity pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni commerciali o finanziarie originarie.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati di negoziazione riguarda operazioni sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguarda essenzialmente operazioni in derivati su commodity poste in essere nel settore Gas & Power con l'obiettivo di minimizzare il rischio di variabilità dei cash flow futuri associati a vendite attese con elevata probabilità o a vendite già contrattate derivanti dalla differente indicizzazione dei contratti di somministrazione rispetto ai contratti di approvvigionamento. La medesima logica è utilizzata nell'ambito delle strategie di riduzione del rischio di cambio. Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 27 – Patrimonio netto e n. 31 – Costi operativi. Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 29 – Garanzie, impegni e rischi – Gestione dei rischi finanziari.
Le opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili riguardano il prestito obbligazionario equity-linked cash-settled. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 – Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine.
Nel corso del primo semestre 2017 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
Le attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili, rispettivamente di €355 milioni e €190 milioni riguardano essenzialmente la società consolidata di Eni Gas & Power NV e della sua controllata Eni Wind Belgium NV che operano nelle attività Gas & Power Retail in Belgio per le quali alla data del 30 giugno era in essere un accordo vincolante di cessione con il gruppo Eneco. Il perfezionamento della transazione è avvenuto nel mese di luglio. I valori d'iscrizione di tali attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili ammontano rispettivamente a €263 milioni (di cui attività correnti €149 milioni) e €119 milioni (di cui passività correnti €104 milioni).
Inoltre le attività destinate alla vendita comprendono la società di scopo Coral South FLNG DMCC temporaneamente controllata da Eni avente a oggetto la raccolta dei fondi tramite project financing da destinare alla Coral FLNG SA per finanziare la costruzione dell'unità di produzione di LNG del progetto. È in corso la cessione delle quote di competenza di Coral South FLNG DMCC agli altri Concessionari dell'Area 4 in Mozambico, al perfezionamento della quale Eni perderà il controllo del veicolo che sarà classificato al pari della Coral FLNG SA quale entità collegata.
Il risultato netto e il patrimonio netto relativo alle interessenze di terzi sono riferiti alle seguenti società:
| Risultato netto del I semestre | Patrimonio netto | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 30.06.2017 | 31.12.2016 | |
| EniPower Mantova SpA | 2 | 3 | 21 | 21 | |
| Serfactoring SpA | (2) | 13 | 15 | ||
| Altre | 2 | 2 | 14 | 13 | |
| 2 | 5 | 48 | 49 |
Il patrimonio netto di Eni si analizza come segue:
| (€ milioni) | 30.06.2017 | 31.12.2016 |
|---|---|---|
| Capitale sociale | 4.005 | 4.005 |
| Riserva legale | 959 | 959 |
| Riserva per acquisto di azioni proprie | 581 | 581 |
| Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale | (60) | 189 |
| Riserva fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale | 6 | 4 |
| Riserva per piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale | (112) | (112) |
| Altre riserve | 262 | 211 |
| Riserva per differenze cambio da conversione | 6.807 | 10.319 |
| Azioni proprie | (581) | (581) |
| Utili relativi a esercizi precedenti | 36.031 | 40.367 |
| Acconto sul dividendo | (1.441) | |
| Utile (perdita) netto | 983 | (1.464) |
| 48.881 | 53.037 |
Al 30 giugno 2017, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 ed è rappresentato da n. 3.634.185.330 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (stessi ammontari al 31 dicembre 2016).
Il 13 aprile 2017, l'Assemblea ordinaria degli azionisti di Eni SpA ha deliberato la distribuzione del dividendo di €0,40 per azione, con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla data di stacco cedola, a saldo dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2016 di €0,40 per azione; il saldo del dividendo è stato messo in pagamento il 26 aprile 2017, con data di stacco il 24 aprile 2017 e record date il 25 aprile 2017. Il dividendo complessivo per azione dell'esercizio 2016 ammonta perciò a €0,80.
La riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall'art. 2430 del codice civile, non può essere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l'ammontare massimo richiesto dalla legge.
Le riserve per valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge, per valutazione al fair value degli strumenti finanziari disponibili per la vendita e per piani a benefici definiti per i dipendenti, al netto del relativo effetto fiscale, si analizzano come segue:
| Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge |
Strumenti finanziari disponibili per la vendita |
Riserva per piani a benefici definiti per i dipendenti |
Totale | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Riserva lorda |
Effetto fiscale |
Riserva netta |
Riserva lorda |
Effetto fiscale |
Riserva netta |
Riserva lorda |
Effetto fiscale |
Riserva netta |
Riserva lorda |
Effetto fiscale |
Riserva netta |
| Riserva al 31.12.2016 | 246 | (57) | 189 | 5 | (1) | 4 | (99) | (13) | (112) | 152 | (71) | 81 |
| Variazione del periodo | (354) | 83 | (271) | (354) | 83 | (271) | ||||||
| Differenze cambio | (4) | 4 | (4) | 4 | ||||||||
| Rigiro a conto economico | 29 | (7) | 22 | 2 | 2 | 31 | (7) | 24 | ||||
| Riserva al 30.06.2017 | (79) | 19 | (60) | 7 | (1) | 6 | (103) | (9) | (112) | (175) | 9 | (166) |
La riserva relativa agli strumenti finanziari disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale di €6 milioni (€4 milioni al 31 dicembre 2016) è riferita alla valutazione al fair value di titoli.
Le altre riserve di €262 milioni (€211 milioni al 31 dicembre 2016) aumentano di €51 milioni per effetto delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio.
| (€ milioni) | I semestre 2016 |
|---|---|
| Analisi dei disinvestimenti di imprese consolidate e di rami d'azienda ceduti | |
| Attività correnti | 6.500 |
| Attività non correnti | 8.550 |
| Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | (5.392) |
| Passività correnti e non correnti | (6.310) |
| Effetto netto dei disinvestimenti | 3.348 |
| Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute dopo la cessione del controllo | (1.006) |
| Plusvalenza (minusvalenza) per disinvestimenti | 5 |
| Interessenze di terzi | (1.872) |
| Totale prezzo di vendita | 475 |
| a dedurre: | |
| Disponibilità liquide ed equivalenti | (890) |
| Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute | (415) |
I disinvestimenti del primo semestre 2016 hanno riguardato essenzialmente la cessione del controllo (12,503%) di Saipem SpA con un incasso di €463 milioni.
Nel rendiconto finanziario del comparative period (I semestre 2016) le disponibilità liquide di Saipem cedute per effetto del deconsolidamento (€889 milioni) sono state portate in deduzione del flusso di cassa dei disinvestimenti relativi alle imprese consolidate, in coerenza con la rappresentazione adottata nella Relazione finanziaria 2016.
L'ammontare delle garanzie e degli impegni e rischi al 30 giugno 2017 non ha subito variazioni significative rispetto a quanto indicato nella Relazione finanziaria annuale 2016 ad eccezione delle garanzie e impegni di seguito riportati.
Il 1° giugno 2017 il progetto della prima fase di sviluppo delle riserve gas della scoperta Coral situata nel permesso Area 4 nell'offshore del Mozambico (di cui Eni con una quota del 50% del progetto industriale è Operatore attraverso la joint operation Eni East Africa) è entrato nella fase esecutiva con la firma rispettivamente: i) del contratto di Engineering Procurement Construction Installation and Commissioning (EPCIC) per la realizzazione dell'impianto galleggiante di liquefazione del gas (Floating LNG – FLNG) con il consorzio TJS (Technip - JGC - Samsung Heavy Industries) del valore di \$5.248 milioni, pari a €4.601 milioni; ii) degli accordi di project financing con Export Credit Agencies (Sace, BPI, K-Exim, K-Sure e Sinosure) e banche commerciali dell'ammontare complessivo di circa \$4.680 milioni, pari a €4.103 milioni. L'impianto FLNG della capacità di produzione di circa 3,37 milioni di tonnellate/anno di LNG sarà di proprietà della società di scopo Coral FLNG SA partecipata da Eni al 50%. Tale società di scopo eseguirà un servizio di liquefazione del gas, stoccaggio e caricamento su navi metaniere a beneficio dei Concessionari. Il gas liquefatto sarà venduto alla società petrolifera BP sulla base di un contratto di lungo termine con clausola di take-or-pay della durata di 20 anni con l'opzione di estenderne la durata per altri dieci anni (LNG Sale and Purchase Agreement). A copertura degli obblighi contrattuali derivanti dall'assegnazione del contratto EPCIC, Eni tramite una propria controllata ha emesso a beneficio del Consorzio TJS una Parent Company Guarantee pro-quota a copertura di eventuali pagamenti non onorati da parte di Coral FLNG SA, pertanto fino all'ammontare massimo di \$2.624 milioni, pari a €2.301 milioni, corrispondenti al 50% del valore del contratto. Il valore della garanzia decresce nel corso della durata del contratto in accordo alla struttura dei pagamenti. Nella fase relativa alla costruzione e messa in esercizio dell'impianto FLNG, il project financing sarà assistito dalla garanzia di rimborso (cosiddetta "Debt Service Undertaking" – "DSU") che è stata emessa da Eni tramite una propria controllata in proporzione alla quota di partecipazione all'iniziativa industriale (50%). Nella fase di esercizio dell'impianto, una volta superati tutti i performance test richiesti dai Lender, tale garanzia sarà rilasciata e il finanziamento diventerà interamente non recourse nei confronti dei Concessionari. Nella fase di esercizio, le garanzie a favore dei Lender saranno limitate alla sola unità FLNG e ai contratti di titolarità Coral FLNG SA, senza impegnare le riserve gas, con rimborso del finanziamento e dei costi accessori in base al meccanismo del "pay-when-paid", secondo cui il rimborso avverrà in base agli incassi derivanti dalle vendite dell'LNG al long-term buyer, senza obbligo per Eni e per gli altri Concessionari di ripianare eventuali deficit. Inoltre, i Concessionari hanno sottoscritto un accordo di carry, impegnandosi ognuno pro-quota a (i) finanziare gli esborsi equity di competenza di ENH e (ii) garantire quanto da quest'ultima dovuto ai soggetti finanziatori per le obbligazioni da essa assunte nell'ambito della DSU emessa, per l'importo massimo stimato di \$640 milioni, pari a €561 milioni (\$355,56 milioni pari a €311,74 milioni in quota Eni). Tali garanzie emesse dall'Eni saranno proporzionalmente ridotte al perfezionamento della cessione della metà della quota Eni in Eni East Africa (e nelle altre società di progetto tra cui Coral SA), corrispondente a un interesse del 25% nell'iniziativa industriale, ad ExxonMobil. Infine, in base a quanto previsto dal contratto petrolifero che regola le attività di ricerca e produzione di idrocarburi dell'Area 4, Eni SpA in qualità di Parent Company dell'operatore ha emesso contestualmente all'approvazione del primo piano di sviluppo, una garanzia irrevocabile a beneficio del Governo del Mozambico e di terze parti a copertura di eventuali danni o violazioni contrattuali derivanti dalle attività petrolifere eseguite nell'area contrattuale, comprese le attività svolte da società di scopo quali la Coral FLNG. La garanzia a favore del Governo del Mozambico è di ammontare illimitato, mentre per la parte a copertura di claims di parti terze prevede un massimale di \$1.500 milioni, pari a €1.315 milioni. La garanzia avrà efficacia fino al completamento delle attività di decommissioning relative sia al piano di sviluppo Coral sia ad altri progetti dell'Area 4 (quali in particolare Mamba). In concomitanza all'emissione di tale garanzia al 100% sono state emesse a favore di Eni SpA delle controgaranzie da parte degli altri Concessionari (Kogas, Galp e ENH) e del socio cinese di Eni in Eni East Africa, ciascuno proporzionalmente al proprio participating interest, diretto o indiretto, nell'EPCC di Area 4. Tale garanzia emessa dall'Eni sarà proporzionalmente controgarantita anche da ExxonMobil al perfezionamento della cessione della metà della
quota Eni in Eni East Africa (e nelle altre società di progetto tra cui Coral SA), corrispondente a un interesse del 25% nell'iniziativa industriale.
L'avvio dei progetti di sviluppo in Angola e in Ghana operati attraverso navi FPSO acquisite in leasing operativo ha comportato l'iscrizione dei canoni futuri non cancellabili nella tabella "Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali" della presente sezione, con conseguente azzeramento degli impegni outstanding al 31 dicembre 2016 assunti dal settore Exploration & Production a fronte della costruzione di tali navi FPSO (€4.344 milioni).
La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal CdA di Eni SpA nell'esercizio del suo ruolo di indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l'obiettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari ("Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari"). Le "Linee di indirizzo" definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le componenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l'obiettivo di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura dei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.
Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopra indicate "Linee di indirizzo" e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato sulle Strutture di Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance International SA, Eni Finance USA Inc e Banque Eni SA, quest'ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di "Concentration Risk") nonché su Eni Trading & Shipping 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 fabbisogni e l'assorbimento dei surplus finanziari; su Finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati finanziari non commodity di Eni. Il rischio di prezzo delle commodity associato alle esposizioni commerciali è trasferito dalle singole unità di business (Linee di Business di Eni SpA/Consociate) alla linea di business Midstream che gestisce la componente di rischio mercato in un'ottica di portafoglio, mentre Eni Trading & Shipping SpA assicura la negoziazione sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l'attività di execution. Eni SpA ed Eni Trading & Shipping SpA (anche per tramite della propria consociata Eni Trading & Shipping Inc) 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 Facility (OTF) e piattaforme di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trading & Shipping ed Eni SpA sulla base delle asset class di competenza.
I contratti derivati sono stipulati con l'obiettivo di minimizzare l'esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity associato alle esplosizioni commerciali e il connesso rischio di cambio economico in un'ottica di ottimizzazione. Il rischio commodity avente valenza strategica, in particolare quello associato al programma di produzione e vendita delle riserve di idrocarburi, non è oggetto di sistematica attività di gestione/copertura, che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato.
Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L'attività di trading proprietario è segregata ex ante dalle altre attività in appositi portafogli di Eni Trading & Shipping e la relativa esposizione è soggetta a specifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attività di trading proprietario, a livello di Eni, è confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti.
Lo schema di riferimento definito attraverso le "Linee di indirizzo" prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Stop Loss, ossia della massima perdita realizzabile per un determinato 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 revisione della strategia utilizzata, e in termini di Value at Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio.
Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici del netting. Le metodologie di calcolo 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 gestione degli stessi nell'ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Operativa.
Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le "Linee di indirizzo" definiscono le regole per una gestione finalizzata all'ottimizzazione dell'attività "core" e al perseguimento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi con riferimento all'esposizione di natura commerciale e di trading proprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trading & Shipping. La delega a gestire il rischio di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trading & Shipping, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attività (di natura commerciale e di trading), accentra le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell'ambito dei mercati di riferimento.
Nell'ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziario approvato dal CdA, Eni ha definito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidità all'interno della quale si individua l'ammontare di liquidità strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l'obiettivo di ottimizzazione del rendimento pur garantendo la massima tutela del capitale e la sua immediata liquidabilità nell'ambito dei limiti assegnati. L'attività di gestione della liquidità strategica comporta per Eni l'assunzione di rischio mercato riconducibile all'attività di asset management realizzata tramite operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata della liquidità.
Nel corso del primo semestre 2017 non sono intervenute variazioni nel framework dell'Eni di gestione e controllo dei rischi mercato. Maggiori informazioni sono riportate nell'analoga sezione della Relazione Finanziaria Annuale 2016.
Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel I semestre 2017 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell'esercizio 2016) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione). Per quanto riguarda l'attività di gestione della liquidità strategica, la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse viene espressa riportando i valori di "Dollar Value per Basis Point" (DVBP).
(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%)
| I semestre 2017 | 2016 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Fine | Fine | |||||||
| (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio |
| Tasso di interesse (a) | 3,44 | 1,72 | 2,41 | 2,33 | 5,27 | 2,55 | 3,62 | 3,42 |
| Tasso di cambio (a) | 0,43 | 0,08 | 0,19 | 0,19 | 0,34 | 0,04 | 0,14 | 0,17 |
(a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le seguenti strutture di Finanza operativa: Finanza Operativa Eni Corporate, Eni Finance International SA, Banque Eni SA e Eni Finance USA Inc.
(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
| I semestre 2017 2016 |
||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Fine | Fine | |||||||
| (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio |
| Portfolio Management Esposizioni Commerciali (a) | 21,14 | 9,87 | 14,75 | 10,46 | 19,03 | 4,23 | 10,24 | 9,41 |
| Trading (b) | 1,57 | 0,44 | 0,97 | 0,83 | 2,58 | 0,27 | 0,87 | 1,35 |
(1) Il perimetro consiste nell'area di business Midstream (esposizioni originanti dalle aree Gas & Power e Refining & Marketing), Eni Trading & Shipping portafoglio commerciale, consociate estere delle linee di business operative e, a partire da ottobre 2016, dell'area di business Retail Market Gas & Power. Per quanto riguarda le aree di business Gas & Power, a seguito dell'approvazione del CdA Eni in data 12 Dicembre 2013, il VaR è calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l'esercizio di bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell'anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l'andamento del VaR di Midstream e del Retail Market Gas & Power nel corso dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all'interno dell'orizzonte annuo fissato.
(b) L'attività di trading proprietario cross-commodity, sia su contratti fisici che in strumenti derivati finanziari, fa capo a Eni Trading & Shipping SpA (branch di Londra, Bruxelles e Singapore) e a Eni Trading & Shipping Inc (Houston).
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
| I semestre 2017 | 2016 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Fine | Fine | |||||||
| (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio |
| Liquidità strategica | 0,40 | 0,42 | 0,34 | 0,41 | 0,42 | 0,23 | 0,35 | 0,35 |
Il rischio credito rappresenta l'esposizione dell'impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte.
Le modalità di gestione e controllo del rischio controparte sono invariate rispetto al framework illustrato nell'analoga sezione della Relazione Finanziaria Annuale 2016 a cui si rinvia.
Il rischio liquidità è il rischio che l'impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cui l'impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale.
Gli obiettivi di risk management Eni è mantenere un ammontare adeguato di risorse prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell'accesso al mercato dei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa ai programmi di sviluppo Eni. A tal
fine Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita da strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto.
Allo stato attuale, la Società ritiene, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito nonché l'accesso, tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, a un'ampia gamma di tipologie di finanziamento a costi competitivi, di disporre di fonti di finanziamento adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie.
Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 30 giugno 2017 il programma risulta utilizzato per circa €17 miliardi.
Standard & Poor's assegna ad Eni il rating BBB+ con outlook Stable per il debito a lungo termine e A-2 per il breve; Moody's assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stable per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate da Standard & Poor's e Moody's, un downgrade del rating sovrano italiano potrebbe potenzialmente ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni.
Nel primo semestre 2017 sono stati emessi bond per €0,75 miliardi nell'ambito del programma EMTN.
Al 30 giugno 2017, Eni dispone di linee di credito non utilizzate a breve termine di €11.555 milioni di cui €41 milioni committed. Le linee di credito non utilizzate a lungo termine committed sono pari a €6.065 milioni, di cui €850 milioni scadenti entro 12 mesi; i relativi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo, negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.
Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi e alle passività per strumenti finanziari derivati.
| Anni di scadenza | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | Oltre | Totale |
| Passività finanziarie a lungo termine | 2.840 | 2.088 | 3.983 | 2.878 | 1.281 | 11.027 | 24.097 |
| Passività finanziarie a breve termine | 2.851 | 2.851 | |||||
| Passività per strumenti derivati | 1.116 | 18 | 3 | 17 | 1.154 | ||
| 6.807 | 2.106 | 3.986 | 2.895 | 1.281 | 11.027 | 28.102 | |
| Interessi su debiti finanziari | 392 | 560 | 494 | 395 | 287 | 1.648 | 3.776 |
| Garanzie finanziarie | 329 | 329 |
Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi.
| Anni di scadenza | |||
|---|---|---|---|
| Anni | |||
| (€ milioni) | 2017 | successivi | Totale |
| Debiti commerciali | 9.381 | 9.381 | |
| Altri debiti e anticipi | 5.575 | 46 | 5.621 |
| 14.956 | 46 | 15.002 |
In aggiunta ai debiti finanziari e commerciali rappresentati nello stato patrimoniale, Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adempimento comporterà esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni sono valorizzate in base al costo netto per l'impresa di terminazione del contratto, costituito dall'importo minimo tra i costi di adempimento dell'obbligazione contrattuale e l'ammontare dei risarcimenti/penalità contrattuali connesse al mancato adempimento.
Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay in base ai quali Eni ha l'obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirare i
volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management. Altre obbligazioni contrattuali di importo significativo riguardano il leasing operativo di unità FPSO nel settore E&P, tra le quali in particolare le FPSO che operano i progetti Offshore Cape Three Points in Ghana e il blocco 15/06 in Angola della durata compresa tra i 14 e i 16 anni.
Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni contrattuali in essere.
| Anni di scadenza | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | Oltre | Totale |
| Contratti di leasing operativo non annullabili (a) | 698 | 722 | 519 | 413 | 303 | 2.271 | 4.926 |
| Costi di abbandono e ripristino siti (b) | 218 | 513 | 396 | 379 | 183 | 14.006 | 15.695 |
| Costi relativi a fondi ambientali | 174 | 311 | 276 | 221 | 203 | 1.452 | 2.637 |
| Impegni di acquisto (c) | 5.730 | 9.950 | 8.958 | 8.086 | 8.167 | 70.373 | 111.264 |
| - Gas | |||||||
| Take-or-pay | 4.501 | 8.752 | 7.945 | 7.402 | 7.538 | 67.574 | 103.712 |
| Ship or pay | 773 | 870 | 716 | 494 | 468 | 1.813 | 5.134 |
| - Altri impegni di acquisto con clausola ship-or-pay | 54 | 99 | 96 | 91 | 76 | 217 | 633 |
| - Altri impegni di acquisto (d) | 402 | 229 | 201 | 99 | 85 | 769 | 1.785 |
| Altri Impegni | 9 | 3 | 2 | 2 | 2 | 111 | 129 |
| - Memorandum di intenti Val d'Agri | 9 | 3 | 2 | 2 | 2 | 111 | 129 |
| 6.829 | 11.499 | 10.151 | 9.101 | 8.858 | 88.213 | 134.651 |
(a) I contratti di leasing operativo riguardano principalmente asset per attività di perforazione e produzione, time charter e noli di navi a lungo termine, terreni, stazioni di servizio e immobili per ufficio. Questi contratti possono prevedere opzioni di rinnovo. Non ci sono significative restrizioni imposte ad Eni dagli accordi di leasing operativo con riferimento alla distribuzione di dividendi, alla disponibilità degli asset o alla capacità di indebitarsi.
(b) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
(c) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto.
(d) Riguardano l'acquisto della capacità di rigassificazione di alcuni impianti negli Stati Uniti per €1.065 milioni.
Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma d'investimenti tecnici e in partecipazioni di €31,6 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un progetto è considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement.
| Anni di scadenza | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | Oltre | Totale |
| Impegni per investimenti committed | 6.733 | 6.679 | 4.218 | 2.441 | 3.685 | 23.756 |
| (€ milioni) | Ammontare lordo delle attività e passività finanziarie |
Ammontare lordo delle attività e passività finanziarie compensate |
Ammontare netto delle attività e passività finanziarie rilevate nello schema di stato patrimoniale |
|---|---|---|---|
| 31.12.2016 | |||
| Attività finanziarie | |||
| Crediti commerciali e altri crediti | 18.489 | 896 | 17.593 |
| Altre attività correnti | 3.872 | 1.281 | 2.591 |
| Passività finanziarie | |||
| Debiti commerciali e altri debiti | 17.599 | 896 | 16.703 |
| Altre passività correnti | 3.880 | 1.281 | 2.599 |
| 30.06.2017 | |||
| Attività finanziarie | |||
| Crediti commerciali e altri crediti | 16.414 | 578 | 15.836 |
| Altre attività correnti | 2.497 | 1.065 | 1.432 |
| Passività finanziarie | |||
| Debiti commerciali e altri debiti | 15.534 | 578 | 14.956 |
| Altre passività correnti | 2.612 | 1.065 | 1.547 |
La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda: (i) per €1.065 milioni (€1.281 milioni al 31 dicembre 2016) la compensazione di attività e passività correnti per strumenti finanziari derivati di Eni Trading & Shipping SpA per €946 milioni (€1.145 milioni al 31 dicembre 2016) e di Eni Trading & Shipping Inc per €119 milioni (€136 milioni al 31 dicembre 2016); (ii) per €512 milioni la compensazione di crediti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production (€845 milioni al 31 dicembre 2016) e crediti e debiti commerciali di Eni Trading & Shipping Inc per €66 milioni (€51 milioni al 31 dicembre 2016).
Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente disponibili, tenuto conto dei fondi stanziati e rappresentando che in alcuni casi non è possibile una stima attendibile dell'onere eventuale, Eni ritiene che verosimilmente da tali procedimenti ed azioni non deriveranno effetti negativi rilevanti. Oltre a quanto indicato nella nota n. 22 – Fondi per rischi e oneri – di seguito sono sintetizzati i procedimenti più significativi avviati nel corso del primo semestre 2017 o per i quali sono intervenuti sviluppi rispetto a quanto rappresentato nella Relazione Finanziaria Annuale alla quale si rinvia per tutti gli altri procedimenti pendenti, con indicazione dell'eventuale fondo stanziato.
(i) Syndial SpA – Clorosoda. Pende innanzi al Tribunale di Gela un procedimento avviato nei confronti di 17 ex dipendenti di società riconducibili al Gruppo Eni. Il procedimento ha ad oggetto i reati di omicidio colposo e lesioni personali gravi e/o gravissime in relazione al decesso di 12 ex dipendenti e a presunte malattie professionali dei dipendenti che avevano prestato servizio presso l'impianto Clorosoda, gestito dalle società anzidette. I 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 dal GIP lo svolgimento di un incidente probatorio consistente in una perizia medico-legale su oltre cento lavoratori che hanno prestato la propria attività lavorativa presso l'impianto. La relazione predisposta dai periti nominati dal GIP 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'impianto clorosoda-dicloroetano. I periti hanno, inoltre, affermato che non si riscontrano 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. La Procura della Repubblica ha emesso l'avviso di conclusione delle indagini preliminari disponendo di non dover chiedere l'archiviazione solo in relazione alla specifica vicenda che riguarda un ex-lavoratore nel frattempo deceduto rispetto all'iniziale contestazione che aveva ad oggetto numerosi (oltre cento) casi di lesioni personali e omicidio colposo. Il procedimento dunque si è ridimensionato rispetto all'iniziale contestazione. La residuale ipotesi accusatoria, tuttavia, non trova conforto in quanto accertato dai periti nominati dal GIP. In esito alla perizia la Procura di Gela ha emesso l'avviso di conclusione delle indagini preliminari in relazione a 4 casi, contestando il reato di lesioni personali e formulato la richiesta di rinvio a giudizio in relazione al solo caso di un lavoratore nel frattempo deceduto.
All'udienza preliminare del 28 giugno 2017 il GUP ha accolto le argomentazioni difensive ed ha pronunciato sentenza di non luogo a procedere perché il fatto non sussiste per tutti gli imputati. Risulta tuttora pendente il procedimento stralcio.
Parallelamente alle iniziative in sede giurisdizionale che non hanno avuto esito, la Società ha individuato una soluzione tecnica che prevede modifiche non sostanziali all'impianto, per il convogliamento delle acque risultanti dal processo di trattamento delle linee gas, con la finalità di eliminare l'azione di "miscelazione" nei termini contestati dalla Procura. Tale soluzione è stata approvata dalla Procura che ha emesso provvedimento temporaneo di dissequestro degli impianti per l'esecuzione delle modifiche. La Società ha successivamente ottenuto le necessarie autorizzazioni da parte dei competenti dipartimenti del Ministero per lo Sviluppo Economico necessarie per l'esecuzione delle modifiche impiantistiche proposte. I lavori di adeguamento dell'impianto si sono conclusi nel luglio 2016; successivamente i Carabinieri del NOE, coadiuvati dal Consulente Tecnico della Procura, hanno condotto il sopralluogo in impianto per verificare lo stato dei luoghi e la rispondenza di quanto effettuato al progetto autorizzato. A valle della relazione che il Consulente Tecnico ha predisposto in esito al sopralluogo, la Procura ha emesso provvedimento di dissequestro definitivo e la Regione ha
preso atto del provvedimento per quanto di competenza. Il 10 agosto 2016 si è proceduto con il riavvio degli impianti con anche reiniezione nel pozzo Costa Molina2. Parallelamente al riavvio degli impianti la Società ha avviato l'iter di riesame dell'AIA presentando i documenti entro la scadenza del 14 agosto 2016. La prima udienza del dibattimento è fissata al 6 novembre 2017.
(iv) Procedimento penale Val D'Agri - Spill Serbatoio. Il 3 febbraio 2017 i NOE del reparto di Potenza rinvenivano un flusso di acqua contaminata da tracce di idrocarburi con provenienza non nota che scorreva all'interno di un pozzetto grigliato ubicato in area esterna rispetto al confine del Centro Olio Val D'Agri, sottoposto a sequestro giudiziario.
Le attività eseguite dall'Eni all'interno del COVA finalizzate a ricostruire l'origine della contaminazione hanno individuato le cause nella mancata tenuta di un serbatoio, mentre all'esterno del COVA a seguito dei monitoraggi ambientali implementati emergeva il rischio – allo stato scongiurato – dell'estensione della contaminazione dell'area a valle dello stesso stabilimento. Nell'esecuzione di tali attività Eni ha provveduto ad eseguire le comunicazioni previste dal D.Lgs. 152/06 e ad avviare le operazioni di messa in sicurezza d'emergenza in corrispondenza dei punti esterni al COVA oggetto di contaminazione. Inoltre, è in corso il piano di caratterizzazione delle aree interne ed esterne al COVA, che è stato approvato da tutti gli Enti competenti.
A seguito di tale evento veniva aperta un'indagine penale per i reati di inquinamento colposo e scarico non autorizzato nei confronti del precedente e dell'attuale Responsabile del COVA. Le indagini sono in corso.
In data 18 aprile 2017 Eni ha di propria iniziativa sospeso l'attività industriale presso il COVA anticipando quanto disposto dalla Delibera della Giunta Regionale del 19 aprile. Il 18 luglio 2017 Eni ha riavviato l'attività petrolifera presso il COVA, avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte della Regione Basilicata una volta completati gli accertamenti e le verifiche che hanno confermato l'integrità dell'impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza. Nel periodo dell'interruzione Eni ha eseguito tutte le prescrizioni degli Enti competenti, compresa la dotazione di un doppio fondo al serbatoio che aveva dato origine allo sversamento.
(i) Syndial SpA e Versalis SpA – Citazione per danno ambientale da parte del Comune di Melilli. Nel maggio 2014 è stato notificato a Syndial e Versalis un atto di citazione in giudizio da parte del Comune di Melilli per asserito danno ambientale connesso, a suo dire, ad attività di gestione e smaltimento illecito di rifiuti e discarica abusiva da parte delle società citate. In particolare, l'atto inquadra la responsabilità di Syndial e Versalis nel loro ruolo di produttore dei rifiuti e committente in quanto, nell'ambito 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 ferroviarie dismesse) dai siti industriali di Priolo e Gela. Tali rifiuti sarebbero stati smaltiti illegittimamente presso una discarica di proprietà di un terzo non autorizzata (la discarica si trova a circa 2 km dall'abitato di Melilli). La pretesa ammonta a €500 milioni, richiesta in via solidale alle due società del Gruppo e alla società SMA.RI., quale gestore della discarica ricevente i rifiuti. Con sentenza pubblicata il 26 giugno 2017, il Giudice ha accolto tutte le istanze difensive Syndial e Versalis ritenendo le richieste del Comune inammissibili per carenza di legittimazione attiva e comunque infondate o non provate, tanto da condannare parte attrice al rimborso delle spese di giudizio.
Inoltre, nel corso del 2014 sono stati completati approfondimenti sul tema della direzione e coordinamento di Eni nei confronti di Saipem, sia per aspetti giuridici che amministrativo-contabili, con l'assistenza di professionisti esperti di dette materie e consulenti esterni. Gli esiti 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 collaborazione con i magistrati inquirenti. In data 24 ottobre 2014, è stata notificata ad Eni una richiesta di incidente probatorio della Procura di Milano avente ad oggetto l'esame di due indagati: l'ex Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction di Saipem e l'ex Presidente, Direttore Generale di Saipem Contracting Algerie. In data 14 gennaio 2015, è stato
emesso dalla Procura della Repubblica di Milano l'avviso di conclusione delle indagini preliminari nei confronti di Eni, Saipem e otto persone fisiche (tra cui l'ex CEO e l'ex CFO di Eni, il Chief Upstream Officer di Eni, all'epoca dei fatti oggetto di indagine responsabile di Eni E&P per il Nord Africa). 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), aventi ad oggetto la stipula da parte di Saipem di contratti di intermediazione per attività Saipem in Algeria. Inoltre, ad alcune persone fisiche (tra cui l'ex CEO e l'ex CFO di Eni, il Chief Upstream Officer di Eni) è contestato anche il reato tributario di dichiarazione fraudolenta di Saipem, in relazione al trattamento contabile di tali contratti per gli anni di imposta 2009-2010. Acquisiti dalla difesa di Eni gli atti processuali depositati in relazione alla "richiesta di incidente probatorio", i verbali dell'udienza camerale e gli atti depositati ai fini della conclusione delle indagini preliminari, Eni ha richiesto ai propri consulenti esterni un'ulteriore analisi ed approfondimento. All'esito, i consulenti incaricati hanno confermato le conclusioni raggiunte in precedenza. Il 12 febbraio 2015 la Procura ha depositato la richiesta di rinvio a giudizio di tutti gli indagati per i reati indicati. Il 2 ottobre 2015, il Giudice per l'Udienza Preliminare del Tribunale di Milano ha emesso sentenza di non luogo a procedere nei confronti di Eni, dell'ex AD e del Chief Upstream Officer della Società per tutte le ipotesi di reato oggetto di contestazione. Il 24 febbraio 2016 la Corte di Cassazione, accogliendo il ricorso presentato dalla Procura di Milano, avverso il provvedimento di non luogo a procedere, ha annullato la sentenza impugnata ed ha disposto la trasmissione degli atti ad un nuovo Giudice per l'Udienza Preliminare presso il Tribunale di Milano. All'esito della nuova udienza preliminare, in data 27 luglio 2016 il Giudice ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati, inclusa Eni. Allo stato è pertanto in corso il giudizio di primo grado.
A seguito degli sviluppi delle indagini in Italia già alla fine del 2012, Eni ha preso contatto con le competenti autorità americane (SEC e DoJ) 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 prodotta (ed è in corso di ulteriore produzione) numerosa documentazione da parte di Eni, inclusi gli esiti delle verifiche interne sopra indicate, in risposta a richieste sia formali che informali.
(ii) Iraq – Kazakhstan. La Procura della Repubblica di Milano ha avviato indagini in merito a ipotesi di corruzione internazionale in relazione alle attività Eni in Kazakhstan riguardanti l'impianto di Karachaganak e il progetto Kashagan con riferimento alla gestione delle gare di appalto da parte dell'operatore Agip KCO. Nell'ambito di tale procedimento risultano indagati Eni, ai sensi del D.Lgs. 8 giugno 2001, n. 231 ed alcuni dirigenti ed un ex dirigente della Società. Tale procedimento è stato successivamente riunito con altro (cd. Iraq) riguardante un parallelo filone 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 SpA e 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 reato realizzate "al fine di influire illecitamente nell'aggiudicazione di gare all'estero" – in particolare, per attività in Iraq – "in cui sono coinvolte, come stazione appaltante, società del Gruppo Eni". I reati contestati sono associazione a delinquere e corruzione per attività di Eni Zubair in Iraq e di Saipem nel progetto "Jurassic" in Kuwait. Alla luce delle contestazioni descritte nell'atto, Eni Zubair, 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. 231/2001. Dalle successive notifiche degli atti di proroga indagini risultano altresì 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 la misura dell'interdizione per un anno e sei mesi dall'esercizio delle attività previste nel production sharing agreement. Il GIP di Milano ha rigettato la richiesta di misura cautelare avanzata dalla Procura ritenendola infondata e il Tribunale 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 altresì 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 esigenze cautelari 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 provvedimento, in data 13 marzo 2014 la difesa penale di Eni ha presentato istanza di archiviazione motivata al Pubblico Ministero. La Procura ha presentato richiesta di archiviazione per le persone fisiche e, in data 5 gennaio 2017, la suddetta richiesta di archiviazione è stata accolta dal Giudice per le Indagini Preliminari che ha emesso il conseguente decreto di archiviazione. In data 21 marzo 2017 il Pubblico Ministero ha disposto l'archiviazione del procedimento anche per la persona giuridica Eni.
(iii) OPL 245 Nigeria. E pendente presso la Procura della Repubblica di Milano un procedimento penale avente ad oggetto un'ipotesi di corruzione 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.Lgs. 231/01. Contestualmente, e stata notificata alla Società una "richiesta di consegna" ex art. 248 c.p.p., emessa dalla Procura della Repubblica di Milano. Dalla lettura dell'atto è emerso 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. "Oil Prospecting Licence" del giacimento offshore individuato nel blocco 245 in Nigeria". Eni assicura la massima cooperazione con la magistratura e ha provveduto 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 Vigilanza hanno deliberato il conferimento di un incarico congiunto ad uno studio legale statunitense indipendente esperto in ambito anticorruzione, affinché, previa informativa all'autorità giudiziaria, fosse espletata una verifica indipendente di natura forense sulla vicenda. I legali statunitensi, a conclusione della verifica, hanno in sintesi concluso che non sono emerse evidenze di condotte illecite da parte di Eni in relazione alla transazione con il governo nigeriano del 2011 per l'acquisizione della licenza OPL 245 in Nigeria. Gli esiti di tale verifica sono stati messi a disposizione dell'autorità giudiziaria.
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 un conto bancario 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 è desunto che gli stessi erano stati iscritti nel registro degli indagati presso la Procura di Milano. All'udienza camerale del 15 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 il sequestro e stato confermato.
In data 22 dicembre 2016 è stato notificato a Eni l'avviso di conclusione delle indagini preliminari. A seguito della richiesta di rinvio a giudizio formulata dalla Procura di Milano nei confronti, tra gli altri, degli attuali CEO, Chief Development, Operation & Technology Officer e Direttore International Negotiations di Eni e dell'ex CEO di Eni, oltre che di Eni ai sensi del D.Lgs. 231/2001, in data 14 febbraio 2017 la difesa di Eni ha ricevuto notifica del decreto di fissazione dell'udienza preliminare che è stata svolta fino al 20 luglio.
A seguito della notifica dell'avviso di conclusione delle indagini preliminari è stato richiesto ai legali statunitensi indipendenti di accertare se i nuovi documenti resi disponibili dalla Procura di Milano potessero modificare le conclusioni delle verifiche condotte in precedenza. Agli stessi legali sono stati altresì resi disponibili i documenti depositati nel procedimento nigeriano più oltre descritto. I legali statunitensi hanno in sintesi concluso che le ulteriori verifiche da loro effettuate hanno confermato le conclusioni delle precedenti verifiche.
In data 27 gennaio 2017 la controllata Eni Nigerian Agip Exploration Ltd ("NAE") ha ricevuto copia di un provvedimento della Federal High Court di Abuja con il quale viene disposto su richiesta della Economic and Financial Crime Commission ("EFCC") un sequestro temporaneo ("Order") della licenza
OPL 245, in pendenza del procedimento per asseriti reati di corruzione e riciclaggio di denaro in corso in Nigeria. NAE, unitamente al suo partner, ha tempestivamente depositato presso la stessa Corte istanza di revoca del provvedimento di sequestro. Il 17 marzo 2017, la Corte nigeriana ha revocato il provvedimento di sequestro.
Recentemente Eni è venuta a conoscenza dell'avvenuto deposito delle contestazioni formulate da parte dello EFCC. Eni ha messo a disposizione dei legali statunitensi incaricati della verifica indipendente della transazione OPL 245 una copia di tali contestazioni. I legali statunitensi hanno in sintesi concluso che le ulteriori verifiche da loro effettuate hanno confermato le conclusioni delle precedenti verifiche in base alle quali non è emersa alcuna evidenza di condotta illecita da parte di Eni in relazione all'acquisizione della licenza OPL 245 dal Governo Nigeriano.
(iv) Congo. In data 14 marzo 2017 la Guardia di Finanza ha notificato a Eni una richiesta di consegna di documenti ex art 248 c.p.p. da cui si rileva che è stato aperto presso la Procura della Repubblica di Milano un fascicolo nei confronti di ignoti. La richiesta è relativa, in particolare, agli accordi sottoscritti da Eni Congo negli anni 2013/2014/2015 con il Ministero degli Idrocarburi, volti ad attività di esplorazione, sviluppo e produzione su alcuni permessi e alle modalità con cui fossero state individuate le imprese con cui Eni è entrata in partnership.
In data 6 luglio 2017 la Guardia di Finanza ha notificato a Eni una nuova richiesta di documentazione ex art. 248 c.p.p. e un'informazione di garanzia ai sensi del D.Lgs. 231/2001 con riferimento al reato di corruzione internazionale. La richiesta fa espressamente seguito alla precedente richiesta di consegna di documenti notificata il 14 marzo 2017 e ha ad oggetto la verifica dei rapporti tra Eni e le sue controllate dal 2012 ad oggi con alcune società terze.
Eni ha preso contatto con le competenti autorità americane (SEC e DoJ) per avviare un'informativa volontaria sul tema.
(i) Accise. E' pendente un contenzioso tributario con l'Agenzia delle Dogane per asserita sottrazione al pagamento di accise (nel periodo 2003-2008) su 650 milioni smc, corrispondenti a €114 milioni di omesse imposte, alle quali si aggiungono interessi per €20 milioni e sanzioni per €34 milioni. Tale contestazione era parte di un più ampio procedimento penale avviato dal Tribunale di Milano nel 2010 che contestava la sottrazione al pagamento delle accise di un imponibile pari a 9,8 miliardi di smc di gas immessi al consumo da Eni, poi ridotti a 650 milioni per effetto delle evidenze fornite dalla società che attribuivano tale volume alla differenza di potere calorico (pcs) tra le quantità di gas naturale prodotte/acquistate e vendute. Il processo penale si concludeva con il proscioglimento dei manager Eni imputati di evasione fiscale, poiché il fatto non costituisce reato. Tuttavia pur riconoscendo da un punto di vista tecnico scientifico il fenomeno dell'influenza del potere calorico, l'Agenzia ha mantenuto la contestazione poiché tale fenomeno non ha ancora trovato espressa regolamentazione normativa o indicazioni di prassi. Tale posizione è stata da ultimo ribadita dalla Commissione Tributaria Provinciale di Milano alla quale Eni aveva fatto ricorso, che però a conferma della fondatezza delle argomentazioni Eni oltre a riconoscere prescritte le annualità 2003 e 2004 ha disapplicato interamente le sanzioni, riducendo la pretesa impositiva di 90 milioni (da 168 a 78). Nonostante le evidenti ragioni di illegittimità di una base imponibile comprensiva dei volumi determinati dalla differenza di potere calorico, Eni ha avviato discussioni con l'Agenzia delle Dogane per definire una chiusura transattiva del contenzioso, con conseguente stanziamento di un fondo rischi nel bilancio semestrale al 30 giugno 2017.
(i) Angola. È stato definito tra le società petrolifere internazionali operanti in Angola, tra le quali Eni, e le Autorità tributarie del Paese un accordo transattivo globale che pone fine a una serie di dispute protrattesi per circa 15 anni in materia di deducibilità di alcuni costi sostenuti dai contrattisti nello svolgimento delle attività petrolifere in regime di PSA, nonché di timing di deducibilità degli investimenti in progress. Tale accordo prevede il riconoscimento alle Autorità angolane di parte dei maggiori imponibili contestati sotto forma di petroleum income taxes. Per quanto riguarda Eni, i fondi esistenti nell'opening balance del bilancio semestrale sono risultati capienti per sostenere gli oneri di competenza della suddetta transazione globale.
Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i "Ricavi". I motivi delle variazioni più significative e una descrizione della stagionalità o ciclicità delle operazioni di vendita sono indicati nel "Commento ai risultati economico-finanziari" della "Relazione intermedia sulla gestione".
I ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Ricavi delle vendite e delle prestazioni | 33.672 | 26.765 |
| Variazioni dei lavori in corso su ordinazione | 18 | (5) |
| 33.690 | 26.760 |
I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono indicati al netto delle seguenti voci:
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Accise | 5.958 | 5.800 |
| Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise | 546 | 417 |
| Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture | 2.261 | 2.603 |
| Vendite a gestori di impianti stradali per consegne fatturate a titolari di carte di credito | 840 | 760 |
| 9.605 | 9.580 |
I ricavi netti della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività alla nota n. 36 - Informazioni per settore di attività.
I ricavi netti della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla nota n. 37 - Rapporti con parti correlate.
Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i "Costi operativi". I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel "Commento ai risultati economico-finanziari" della "Relazione intermedia sulla gestione".
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 18.493 | 13.457 |
| Costi per servizi | 5.991 | 6.473 |
| Costi per godimento di beni di terzi | 867 | 858 |
| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 262 | 295 |
| Altri oneri | 564 | 553 |
| 26.177 | 21.636 | |
| a dedurre: | ||
| - incrementi di immobilizzazioni per lavori interni | (111) | (216) |
| 26.066 | 21.420 |
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono i costi geologici e geofisici dell'attività esplorativa del settore Exploration & Production che ammontano a €139 milioni (€114 milioni nel primo semestre 2016).
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Costo lavoro | 1.658 | 1.672 |
| a dedurre: | ||
| - incrementi di immobilizzazioni per lavori interni | (96) | (128) |
| 1.562 | 1.544 |
Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell'area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:
| I semestre 2017 | I semestre 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| (numero) | Controllate | Joint operation | Controllate | Joint operation |
| Dirigenti | 1.018 | 17 | 1.029 | 17 |
| Quadri | 9.099 | 108 | 9.167 | 106 |
| Impiegati | 17.115 | 378 | 17.382 | 375 |
| Operai | 5.688 | 288 | 5.667 | 297 |
| 32.920 | 791 | 33.245 | 795 |
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all'inizio e alla fine del periodo. Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all'estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente.
Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | (33) | 3 |
| Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati | 50 | (2) |
| 17 | 1 |
I proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity posti in essere dal settore Gas & Power.
I proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati riguardano: (i) gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti finanziari derivati su merci privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS, in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta del rischio commodity, di trading sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario per €50 milioni di proventi netti (proventi netti per €13 milioni nel primo semestre 2016); (ii) la valutazione a fair value di derivati impliciti presenti nelle formule prezzo di contratti di fornitura di lungo termine di gas nel settore Exploration & Production per €15 milioni di oneri netti nel primo semestre 2016.
I costi operativi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 37 - Rapporti con parti correlate.
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Ammortamenti | 3.778 | 3.706 |
| a dedurre: | ||
| - incrementi di immobilizzazioni per lavori interni | (1) | (1) |
| 3.777 | 3.705 |
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Svalutazioni | 83 | 185 |
| a dedurre: | ||
| - riprese di valore | (22) | (37) |
| 61 | 148 |
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Radiazioni: | ||
| - attività materiali | 183 | 62 |
| - attività immateriali | 10 | 59 |
| 193 | 121 |
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Proventi (oneri) finanziari | ||
| Proventi finanziari | 2.272 | 3.190 |
| Oneri finanziari | (3.230) | (3.420) |
| Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading | (51) | (53) |
| (1.009) | (283) | |
| Strumenti finanziari derivati | 524 | (5) |
| (485) | (288) |
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | ||
| Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | (331) | (316) |
| Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | (50) | (59) |
| Interessi attivi verso banche | 4 | 5 |
| Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa | 3 | 25 |
| Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading | (51) | (53) |
| (425) | (398) | |
| Differenze attive (passive) di cambio | ||
| Differenze attive di cambio | 2.135 | 3.036 |
| Differenze passive di cambio | (2.652) | (2.882) |
| (517) | 154 | |
| Altri proventi (oneri) finanziari | ||
| Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 37 | 60 |
| Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 66 | 75 |
| Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a) | (144) | (157) |
| Altri proventi (oneri) finanziari | (26) | (17) |
| (67) | (39) | |
| (1.009) | (283) |
(a) La voce riguarda l'incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Strumenti finanziari derivati su valute | 503 | (12) |
| Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | 21 | (17) |
| Opzioni | 24 | |
| 524 | (5) |
I proventi netti su strumenti finanziari derivati di €524 milioni (oneri netti di €5 milioni nel primo semestre 2016) comprendono la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi e su tassi d'interesse e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. Gli strumenti finanziari derivati su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio economico implicito nelle formule prezzo delle commodity del settore Gas & Power. La stessa carenza di requisiti formali per considerare di copertura gli strumenti finanziari derivati comporta la rilevazione delle differenze attive nette di cambio in quanto gli effetti dell'adeguamento al cambio di fine periodo delle attività e passività in moneta diversa da quella funzionale non vengono contabilmente compensate dalla variazione dei fair value degli strumenti finanziari derivati.
I proventi netti su opzioni del primo semestre 2016 di €24 milioni riguardavano: (i) il fair value dell'opzione implicita nel bond convertibile in azioni Snam SpA per €26 milioni di proventi dovuto al rigiro per chiusura a conto economico del valore al 31 dicembre 2015 dell'opzione implicita sul prestito obbligazionario convertibile; (ii) il fair value dell'opzione implicita nel bond convertibile equity-linked non diluitivo per €2 milioni di oneri.
I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 37 - Rapporti con parti correlate.
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Plusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto | 145 | 112 |
| Minusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto | (65) | (31) |
| Utilizzi (accantonamenti) netti del fondo copertura perdite per valutazione con il metodo del patrimonio netto | 5 | |
| 85 | 81 |
L'analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto è indicata alla nota n. 13 - Partecipazioni.
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Dividendi | 69 | 55 |
| Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita | (27) | |
| Altri proventi (oneri) netti | (7) | (31) |
| 62 | (3) |
I dividendi di €69 milioni riguardano la Nigeria LNG Ltd per €53 milioni e la Saudi European Petrochemical Co per €8 milioni.
I dividendi relativi al primo semestre 2016 di €55 milioni riguardavano la Nigeria LNG Ltd per €22 milioni e la Saudi European Petrochemical Co per €20 milioni.
Le minusvalenze nette da vendita relative al primo semestre 2016 di €27 milioni riguardavano la minusvalenza di €32 milioni relativa alla cessione del 2,22% (intera quota posseduta) del capitale sociale di Snam SpA e la plusvalenza di €5 milioni relativa alla cessione del 100% del capitale sociale di Eni Slovenija doo.
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Imposte correnti: | ||
| - imprese italiane | 151 | 107 |
| - imprese estere | 1.549 | 1.207 |
| 1.700 | 1.314 | |
| Imposte differite e anticipate nette: | ||
| - imprese italiane | (211) | 6 |
| - imprese estere | (138) | (381) |
| (349) | (375) | |
| 1.351 | 939 |
La riconciliazione tra l'onere fiscale teorico determinato applicando l'aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% al risultato ante imposte e l'onere fiscale effettivo di €1.351 milioni, determina una maggiore imposta di €790 milioni. Tale fenomeno riflette essenzialmente la concentrazione dei risultati ante imposte positivi nelle consociate estere del settore Exploration & Production caratterizzati da tax rate mediamente più elevati.
L'utile per azione semplice è determinato dividendo l'utile del periodo di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nel periodo, escluse le azioni proprie.
Nel primo semestre 2017 il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 3.601.140.133 (stesso ammontare nel primo semestre 2016).
Nei periodi considerati non ci sono azioni di potenziale emissione con effetti diluitivi sui risultati.
| I semestre 2017 | I semestre 2016 | ||
|---|---|---|---|
| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice e diluito | 3.601.140.133 | 3.601.140.133 | |
| Utile netto di competenza Eni | (€ milioni) | 983 | (1.242) |
| Utile (perdita) per azione semplice e diluito | (ammontari in € per azione) | 0,27 | (0,34) |
| Utile netto di competenza Eni - continuing operations | (€ milioni) | 983 | (829) |
| Utile (perdita) per azione semplice e diluito | (ammontari in € per azione) | 0,27 | (0,23) |
| Utile netto di competenza Eni - discontinued operations | (€ milioni) | (413) | |
| Utile (perdita) per azione semplice e diluito | (ammontari in € per azione) | (0,11) |
La segment information di Eni è determinata sulla base dei segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal Chief Operating Decision Maker (il CEO) per la valutazione delle performance e le decisioni di allocazione delle risorse.
Le principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi oggetto di reporting al CEO sono: i ricavi, l'utile operativo e le attività e passività direttamente attribuibili.
Al 30 giugno 2017 Eni è organizzata nei seguenti segmenti operativi:
Exploration & Production: comprende le attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio e gas naturale, inclusa la partecipazione a progetti di conversione del gas naturale in GNL.
Gas & Power: comprende le attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all'ingrosso e al dettaglio, acquisto e commercializzazione di GNL e acquisto, produzione e vendita di energia elettrica all'ingrosso e al dettaglio. Il settore Gas & Power comprende anche l'attività di acquisto e commercializzazione di greggi e prodotti petroliferi in funzione delle esigenze dell'attività di raffinazione di Eni e l'attività di trading di commodity energetiche (petrolio, gas naturale, energia elettrica, certificati di emissione, ecc.) per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini industriali e commerciali in un'ottica integrata sia di ottimizzazione.
Refining & Marketing e Chimica: comprende le attività di supply, lavorazione, distribuzione e marketing di carburanti e prodotti chimici.
Corporate e Altre attività: comprende le principali funzioni di supporto al business, in particolare le attività di holding, tesoreria accentrata, IT, risorse umane, servizi immobiliari, attività assicurative captive e l'attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Syndial. I risultati della Direzione Energy Solutions, impegnata nello sviluppo del business dell'energia da fonti rinnovabili, sono compresi nell'aggregato Corporate e Altre attività poiché tale segmento operativo non soddisfa la soglia di rilevanza quantitativa prevista dall'IFRS 8 per essere un autonomo reportable segment.
Le informazioni per settore di attività sono le seguenti:
| (€ milioni) | Exploration & Production |
Gas & Power | Marketing e Refining & Chimica |
Corporate e Altre attività |
Utili interni | Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|
| I semestre 2016 | ||||||
| Ricavi netti della gestione caratteristica (a) | 7.243 | 19.764 | 8.698 | 629 | ||
| a dedurre: ricavi infrasettori | (4.089) | (4.231) | (727) | (527) | ||
| Ricavi da terzi | 3.154 | 15.533 | 7.971 | 102 | 26.760 | |
| Risultato operativo | 288 | (71) | 363 | (260) | 5 | 325 |
| I semestre 2017 | ||||||
| Ricavi netti della gestione caratteristica (a) | 9.326 | 25.652 | 10.859 | 687 | ||
| a dedurre: ricavi infrasettori | (5.683) | (5.457) | (1.098) | (596) | ||
| Ricavi da terzi | 3.643 | 20.195 | 9.761 | 91 | 33.690 | |
| Risultato operativo | 2.479 | (11) | 397 | (345) | 154 | 2.674 |
(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettori.
| Exploration & | Gas & Power | Marketing e | Corporate e Altre attività |
|||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Production | Refining & | Utili interni | ||||
| Chimica | Totale | |||||
| (€ milioni) | ||||||
| 31 dicembre 2016 | ||||||
| Attività direttamente attribuibili (b) | 75.716 | 12.014 | 10.712 | 1.146 | (520) | 99.068 |
| Attività non direttamente attribuibili | 25.477 | |||||
| Passività direttamente attribuibili (c) | 17.433 | 8.923 | 3.968 | 3.939 | (332) | 33.931 |
| Passività non direttamente attribuibili | 37.528 | |||||
| 30 giugno 2017 | ||||||
| Attività direttamente attribuibili (b) | 71.994 | 10.702 | 11.034 | 1.007 | (377) | 94.360 |
| Attività non direttamente attribuibili | 23.460 | |||||
| Passività direttamente attribuibili (c) | 17.333 | 7.845 | 4.276 | 3.962 | (342) | 33.074 |
| Passività non direttamente attribuibili | 35.817 |
(b) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.
(c) Comprendono le passività connesse al risultato operativo.
Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:
all'arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l'economia, l'energia e l'ambiente su scala locale e globale.
Tutte le operazioni sono state compiute nell'interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte dell'ordinaria gestione.
Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate escluse dall'area di consolidamento sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 2017" che si considera parte integrante delle presenti note.
| (€ milioni) | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2016 | I semestre 2016 | |||||||||
| Crediti e altre |
Debiti e altre |
Costi | Ricavi | Altri proventi (oneri) |
||||||
| Denominazione | attività | passività | Garanzie | Beni | Servizi | Altro | Beni | Servizi | Altro | operativi |
| Joint venture e imprese collegate | ||||||||||
| Agiba Petroleum Co | 1 | 50 | 101 | |||||||
| Karachaganak Petroleum Operating BV | 47 | 187 | 232 | 191 | 2 | 1 | 1 | |||
| Mellitah Oil & Gas BV | 7 | 134 | 237 | 14 | ||||||
| Petrobel Belayim Petroleum Co | 225 | 532 | 860 | |||||||
| Saipem | 64 | 224 | 8.094 | 276 | 5 | 21 | ||||
| Unión Fenosa Gas SA | 57 | 42 | (1) | |||||||
| Altre (*) | 114 | 25 | 1 | 5 | 54 | 48 | 24 | 9 | 17 | |
| 458 | 1.152 | 8.152 | 237 | 1.719 | 7 | 90 | 60 | 10 | 16 | |
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento |
||||||||||
| Eni BTC Ltd | 192 | |||||||||
| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA | ||||||||||
| (in liquidazione) | 69 | 1 | 3 | |||||||
| Altre (*) | 9 | 16 | 51 | 1 | 10 | 1 | 1 | |||
| 78 | 17 | 246 | 1 | 10 | 1 | 1 | ||||
| 536 | 1.169 | 8.398 | 237 | 1.720 | 7 | 100 | 61 | 11 | 16 | |
| Imprese controllate dallo Stato | ||||||||||
| Gruppo Enel | 151 | 254 | 408 | 26 | 46 | 88 | ||||
| Gruppo Italgas | 54 | 1 | ||||||||
| Gruppo Snam | 44 | 541 | 1 | 69 | 1.005 | 3 | 50 | 7 | ||
| Gruppo Terna | 33 | 46 | 32 | 74 | 4 | 37 | 11 | 2 | 7 | |
| GSE - Gestore Servizi Energetici | 58 | 32 | 119 | 1 | 13 | 165 | 36 | 1 | ||
| Altre (*) | 43 | 24 | 20 | 33 | 4 | 3 | ||||
| 383 | 898 | 1 | 220 | 1.508 | 20 | 311 | 104 | 6 | 95 | |
| Fondi pensione e fondazioni | 2 | 2 | 13 | |||||||
| Groupement Sonatrach – Agip «GSA» e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP» |
176 | 331 | 243 | 5 | 4 | 27 | ||||
| 1.095 | 2.400 | 8.399 | 457 | 3.473 | 45 | 415 | 192 | 17 | 111 |
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
| 30.06.2017 | I semestre 2017 | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Crediti e altre |
Debiti e altre |
Costi | Ricavi | Altri proventi (oneri) |
||||||
| Denominazione | attività | passività | Garanzie | Beni | Servizi | Altro | Beni | Servizi | Altro | operativi |
| Joint venture e imprese collegate | ||||||||||
| Coral FLNG SA | 2.301 | |||||||||
| Karachaganak Petroleum Operating BV | 50 | 164 | 359 | 130 | 5 | 3 | 2 | |||
| Mellitah Oil & Gas BV | 6 | 143 | 5 | 228 | 2 | |||||
| Petrobel Belayim Petroleum Co | 152 | 1.295 | 1.984 | 8 | ||||||
| Saipem | 59 | 125 | 7.726 | 303 | 2 | 16 | ||||
| Unión Fenosa Gas SA | 10 | 57 | 1 | 2 | 125 | 1 | 14 | |||
| Altre (*) | 122 | 79 | 15 | 124 | 40 | 23 | 1 | |||
| 399 | 1.806 | 10.084 | 380 | 2.769 | 7 | 170 | 51 | 2 | 14 | |
| p dall'area di consolidamento |
||||||||||
| Eni BTC Ltd | 178 | |||||||||
| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) |
73 | 1 | 5 | 1 | 3 | |||||
| Altre (*) | 7 | 10 | 8 | 3 | 1 | 1 | 1 | |||
| 80 | 11 | 191 | 4 | 1 | 4 | 1 | ||||
| 479 | 1.817 | 10.275 | 380 | 2.773 | 7 | 171 | 55 | 3 | 14 | |
| Imprese controllate dallo Stato | ||||||||||
| Gruppo Enel | 104 | 206 | 8 | 298 | 88 | 36 | 160 | |||
| Gruppo Italgas | 56 | 61 | 454 | 1 | 1 | |||||
| Gruppo Snam | 37 | 274 | 23 | 614 | 1 | 42 | 90 | |||
| Gruppo Terna | 38 | 28 | 38 | 58 | 4 | 40 | 20 | 8 | ||
| GSE - Gestore Servizi Energetici | 18 | 22 | 135 | 4 | 18 | 336 | 60 | 1 | 1 | |
| Altre (*) | 33 | 14 | 1 | 21 | 2 | 23 | 3 | |||
| 286 | 605 | 205 | 1.449 | 26 | 530 | 209 | 1 | 169 | ||
| Fondi pensione e fondazioni | 1 | 2 | 2 | 11 | 1 | |||||
| Groupement Sonatrach – Agip «GSA» e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP» |
169 | 265 | 9 | 190 | 8 | 1 | 23 | |||
| 935 | 2.689 | 10.275 | 594 | 4.414 | 52 | 703 | 287 | 4 | 183 |
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:
la vendita di gasolio, di carburante tramite carte di pagamento, la compravendita di gas e il fair value degli strumenti finanziari derivati con il gruppo Enel;
l'acquisizione di servizi di trasporto, stoccaggio e servizi di distribuzione dal gruppo Italgas e gruppo Snam sulla base delle tariffe stabilite dall'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico nonché la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici;
I rapporti verso i fondi pensione e le fondazioni riguardano:
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2016 | I semestre 2016 | ||||||
| Denominazione | Crediti | Debiti | Garanzie | Oneri finanziari |
Proventi finanziari |
||
| Joint venture e imprese collegate | |||||||
| Cardón IV SA | 1.054 | 46 | |||||
| Matrìca SpA | 125 | 4 | |||||
| Saipem | 82 | 21 | |||||
| Shatskmorneftegaz Sàrl | 69 | 7 | 2 | ||||
| Société Centrale Electrique du Congo SA | 78 | ||||||
| Unión Fenosa Gas SA | 85 | ||||||
| Altre (*) | 52 | 2 | 5 | 2 | |||
| 1.378 | 85 | 84 | 12 | 75 | |||
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | |||||||
| Eni BTC Ltd | 54 | ||||||
| Altre (*) | 46 | 52 | |||||
| 46 | 106 | ||||||
| Imprese controllate dallo Stato | |||||||
| Altre (*) | 1 | ||||||
| 1 | |||||||
| 1.424 | 191 | 84 | 13 | 75 |
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
(€ milioni)
| 30.06.2017 | I semestre 2017 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Denominazione | Crediti | Debiti | Garanzie | Oneri finanziari |
Proventi finanziari |
| Joint venture e imprese collegate | |||||
| Angola LNG Ltd | 245 | ||||
| Cardón IV SA | 1.011 | 45 | |||
| Matrìca SpA | 129 | 4 | |||
| Saipem | 74 | 9 | |||
| Shatskmorneftegaz Sàrl | 87 | 7 | 3 | ||
| Société Centrale Electrique du Congo SA | 73 | 14 | 1 | ||
| Unión Fenosa Gas SA | 77 | ||||
| Altre (*) | 86 | 2 | 10 | 9 | 4 |
| 1.386 | 93 | 329 | 16 | 66 | |
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | |||||
| Eni BTC Ltd | 52 | ||||
| Altre (*) | 49 | 37 | 1 | ||
| 49 | 89 | 1 | |||
| Imprese controllate dallo Stato | |||||
| Altre (*) | 7 | 3 | |||
| 7 | 3 | ||||
| 1.442 | 182 | 329 | 19 | 67 |
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:
L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella di sintesi:
| (€ milioni) | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 30.06.2017 | 31.12.2016 | |||||||
| Totale | Entità correlate |
Incidenza % |
Totale | Entità correlate |
Incidenza % |
|||
| Crediti commerciali e altri crediti | 15.836 | 988 | 6,24 | 17.593 | 1.100 | 6,25 | ||
| Altre attività correnti | 1.432 | 24 | 1,68 | 2.591 | 57 | 2,20 | ||
| Altre attività finanziarie non correnti | 1.793 | 1.317 | 73,45 | 1.860 | 1.349 | 72,53 | ||
| Altre attività non correnti | 1.529 | 13 | 0,85 | 1.348 | 13 | 0,96 | ||
| Attività destinate alla vendita | 355 | 35 | 9,86 | 14 | ||||
| Passività finanziarie a breve termine | 2.851 | 182 | 6,38 | 3.396 | 191 | 5,62 | ||
| Debiti commerciali e altri debiti | 14.956 | 2.611 | 17,46 | 16.703 | 2.289 | 13,70 | ||
| Altre passività correnti | 1.547 | 55 | 3,56 | 2.599 | 88 | 3,39 | ||
| Altre passività non correnti | 1.597 | 23 | 1,44 | 1.768 | 23 | 1,30 |
L'incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:
| (€ milioni) | ||
|---|---|---|
| I semestre 2017 | I semestre 2016 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Totale | Entità correlate |
Incidenza % |
Totale | Entità correlate |
Incidenza % |
||
| Ricavi della gestione caratteristica | 33.690 | 990 | 2,94 | 26.760 | 607 | 2,27 | |
| Altri ricavi e proventi | 626 | 4 | 0,64 | 502 | 17 | 3,39 | |
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 26.066 | 5.049 | 19,37 | 21.420 | 3.957 | 18,47 | |
| Costo lavoro | 1.562 | 11 | 0,70 | 1.544 | 18 | 1,17 | |
| Altri proventi (oneri) operativi | 17 | 183 | … | 1 | 111 | … | |
| Proventi finanziari | 2.272 | 67 | 2,95 | 3.190 | 75 | 2,35 | |
| Oneri finanziari | (3.230) | (19) | 0,59 | (3.420) | (13) | 0,38 |
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
| (€ milioni) | I semestre 2017 | I semestre 2016 |
|---|---|---|
| Ricavi e proventi | 994 | 624 |
| Costi e oneri | (2.747) | (2.678) |
| Altri proventi (oneri) operativi | 183 | 111 |
| Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | (153) | 215 |
| Interessi | 63 | 74 |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | (1.660) | (1.654) |
| Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali | (2.313) | (1.297) |
| Disinvestimenti in partecipazione | 463 | |
| Variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento | 774 | 421 |
| Variazione crediti finanziari | (121) | 5.858 |
| Flusso di cassa netto da attività di investimento | (1.660) | 5.445 |
| Variazione debiti finanziari | (1) | 160 |
| Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (1) | 160 |
| Totale flussi finanziari verso entità correlate | (3.321) | 3.951 |
L'incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| I semestre 2017 | I semestre 2016 | ||||||
| Totale | Entità correlate |
Incidenza % |
Entità Totale correlate |
Incidenza % |
|||
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 4.638 | (1.660) | … | 3.100 (1.654) |
… | ||
| Flusso di cassa netto da attività di investimento | (4.214) | (1.660) | 39,39 | (813) 5.445 |
… | ||
| Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (1.121) | (1) | 0,09 | (3.266) | 160 | … |
Nel primo semestre 2017 e 2016 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
Nel primo semestre 2017 e 2016 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
Non si segnalano fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre.
27 luglio 2017
Claudio Descalzi Massimo Mondazzi Amministratore Delegato Chief Financial Officer
/firma/ Claudio Descalzi /firma/ Massimo Mondazzi
Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
In conformità a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del D.Lgs. 127/1991 e della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese controllate, a controllo congiunto e collegate di Eni SpA al 30 giugno 2017, nonché delle altre partecipazioni rilevanti. di ciascun settore di attività, tra Italia ed estero e in ordine alfabetico. Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede legale, la sede operativa, il capitale, i soci e le rispettive percentuali di possesso; per le imprese consolidate è indicata la percentuale consolidata di pertinenza di Eni; per le imprese non consolidate partecipate da imprese consolidate è indicato il criterio di valutazione.
quotate in mercati regolamentati italiani o di altri Paesi I codici delle valute indicati negli elenchi sono conformi
Al 30 giugno 2017 le imprese di Eni SpA sono così ripartite:
| Imprese Controllate | Imprese a Controllo Congiunto e Collegate |
Altre Partecipazioni Rilevanti (a) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | Estero | Totale | Italia | Estero | Totale | Italia | Estero | Totale | |
| Imprese consolidate con il metodo integrale | 28 | 150 | 178 | ||||||
| Imprese consolidate joint operation | 8 | 5 | 13 | ||||||
| Partecipazioni di imprese consolidate (b) | |||||||||
| Valutate con il metodo del patrimonio netto | 3 | 25 | 28 | 20 | 38 | 58 | |||
| Valutate con il metodo del costo | 4 | 7 | 11 | 3 | 31 | 34 | 4 | 24 | 28 |
| 7 | 32 | 39 | 23 | 69 | 92 | 4 | 24 | 28 | |
| Partecipazioni di imprese non consolidate | |||||||||
| Possedute da imprese controllate | |||||||||
| Possedute da imprese a controllo congiunto | 3 | 3 | |||||||
| 3 | 3 | ||||||||
| Totale Imprese | 35 | 182 | 217 | 31 | 77 | 108 | 4 | 24 | 28 |
Riguardano le partecipazioni in imprese diverse dalle controllate, controllate congiunte e collegate superiori al 2% o al 10% del capitale, rispettivamente se quotate o non quotate. Le partecipazioni in imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio netto e con il metodo del costo riguardano le imprese non significative. (a) (b)
La Legge 28 dicembre 2015, n. 208, (Legge di stabilità 2016), con decorrenza 1° gennaio 2016, ha modificato la nozione di Stato o del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917. A seguito delle suddette modifiche i regimi fiscali, anche speciali, di Stati o territori si considerano privilegiati laddove il livello nominale di tassazione risulti inferiore al 50 per cento di quello applicabile in Italia, da Europea ovvero quelli appartenenti allo Spazio Economico assicuri un effettivo scambio di informazioni.
Al 30 giugno 2017 Eni controlla 10 società residenti in Stati o territori che applicano un regime fiscale privilegiato individuati regimi risultano applicabili. Di queste 10 società, 6 sono soggette ad imposizione in Italia perché incluse nella dichiarazione dei redditi di Eni. Le restanti 4 società non sono soggette a di tassazione cui sono sottoposte. Delle 10 società, 8 rivengono dalle acquisizioni di Lasmo Plc, di Burren Energy Plc, di attività congolesi della Maurel & Prom e di attività indonesiane di Hess Corporation. Nessuna società controllata residente o localizzata nei Paesi considerati a regime fiscale privilegiato ha emesso strumenti finanziari e tutti i bilanci 2017 saranno oggetto di revisione contabile da parte della Ernst & Young.
In Italia
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam Met tazi crite ento one odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Angola SpA | San Donato Milanese (MI) |
Angola | EUR | 20.200.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | Gela (CL) | Italia | EUR | 5.200.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Mozambico SpA | San Donato Milanese (MI) |
Mozambico | EUR | 200.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Timor Leste SpA | San Donato Milanese (MI) |
Timor Est | EUR | 6.841.517 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni West Africa SpA | San Donato Milanese (MI) |
Angola | EUR | 10.000.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Zubair SpA (in liquidazione) |
San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 120.000 | Eni SpA | 100,00 | Co. | |
| EniProgetti SpA (ex Tecnomare - Società per lo Sviluppo delle Tecnologie Marine SpA) |
Venezia Marghera (VE) | Italia | EUR | 2.064.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Floaters SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 200.120.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Ieoc SpA | San Donato Milanese (MI) |
Egitto | EUR | 18.331.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Società Petrolifera Italiana SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 24.103.200 | Eni SpA Soci Terzi |
99,96 0,04 |
99,96 | C.I. |
| Agip Caspian Sea BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kazakhstan | EUR | 20.005 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Agip Energy and Natural Resources (Nigeria) Ltd |
Abuja (Nigeria) |
Nigeria | NGN | 5.000.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
95,00 5,00 |
100,00 | C.I. |
| Agip Karachaganak BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kazakhstan | EUR | 20.005 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'UE.
122 Eni Relazione Finanziaria Semestrale
Imprese controllate Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam Met tazi crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Agip Oil Ecuador BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Ecuador | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Agip Oleoducto de Crudos Pesados BV |
Amsterdam (Paesi Bassi) |
Ecuador | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Burren (Cyprus) Holdings Ltd (in liquidazione) |
Nicosia (Cipro) |
Cipro | EUR | 1.710 | Burren En. (Berm) Ltd | 100,00 | Co. | |
| Burren Energy (Bermuda) Ltd (9) |
Hamilton (Bermuda) |
Regno Unito | USD | 12.002 | Burren Energy Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Burren Energy (Egypt) Ltd | Londra (Regno Unito) |
Egitto | GBP | 2 | Burren Energy Plc | 100,00 | P.N. | |
| Burren Energy Congo Ltd (9) |
Tortola (Isole Vergini Britanniche) |
Repubblica del Congo |
USD | 50.000 | Burren En. (Berm) Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Burren Energy India Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 2 | Burren Energy Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Burren Energy Ltd (in liquidazione) |
Nicosia (Cipro) |
Cipro | EUR | 3.420 | Burren En. (Berm) Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Burren Energy Plc | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 28.819.023 | Eni UK Holding Plc Eni UK Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Burren Energy Ship Management Ltd (in liquidazione) |
Nicosia (Cipro) |
Cipro | EUR | 3.420 | Burren En. (Berm) Ltd Burren (Cyp) H. Ltd (L) |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Burren Energy Shipping and Transportation Ltd (in liquidazione) |
Nicosia (Cipro) |
Cipro | EUR | 3.420 | Burren En. (Berm) Ltd Burren (Cyp) H. Ltd (L) |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Burren Shakti Ltd (8) |
Hamilton (Bermuda) |
Regno Unito | USD | 65.300.000 | Burren En. India Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Coral South FLNG DMCC (8) |
Dubai (Emirati Arabi Uniti) |
Emirati Arabi Uniti |
AED | 500.000 | Eni Mozambique LNG H. BV |
100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Abu Dhabi BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni AEP Ltd | Londra (Regno Unito) |
Pakistan | GBP | 73.471.000 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Algeria Exploration BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Algeria | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Algeria Ltd Sàrl | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Algeria | USD | 20.000 | Eni Oil Holdings BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Algeria Production BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Algeria | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Ambalat Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni America Ltd | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 72.000 | Eni UHL Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Angola Exploration BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Angola | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Angola Production BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Angola | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Argentina Exploración y Explotación SA |
Buenos Aires (Argentina) |
Argentina | ARS | 24.136.336 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
95,00 5,00 |
P.N. | |
| Eni Arguni I Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Australia BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Australia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
(8) Società localizzata in uno Stato o territorio a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia. Società localizzata in uno Stato o territorio a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: non soggetta a imposizione in Italia a seguito dell'accoglimento dell'istanza di interpello da parte dell'Agenzia delle Entrate. (9)
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Australia Ltd | Londra (Regno Unito) |
Australia | GBP | 20.000.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni BB Petroleum Inc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni Petroleum Co Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni BTC Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 34.000.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni Bukat Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Bulungan BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Indonesia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Canada Holding Ltd | Calgary (Canada) |
Canada | USD | 1.453.200.001 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni CBM Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | USD | 2.210.728 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni China BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Cina | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Congo SA | Pointe - Noire (Repubblica del Congo) |
Repubblica del Congo |
USD | 17.000.000 | Eni E&P Holding BV Eni International BV Eni Int. NA NV Sàrl |
99,99 () () |
100,00 | C.I. |
| Eni Côte d'Ivoire Ltd | Londra (Regno Unito) |
Costa d'Avorio | GBP | 1 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Croatia BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Croazia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Cyprus Ltd | Nicosia (Cipro) |
Cipro | EUR | 2.004 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Dación BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 90.000 | Eni Oil Holdings BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni Denmark BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Groenlandia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni do Brasil Investimentos em Exploração e Produção de Petróleo Ltda |
Rio De Janeiro (Brasile) |
Brasile | BRL | 1.593.415.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,99 () |
P.N. | |
| Eni East Sepinggan Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Elgin/Franklin Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 100 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Energy Russia BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Engineering E&P Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Exploration & Production Holding BV |
Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 29.832.777,12 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Gabon SA | Libreville (Gabon) |
Gabon | XAF | 13.132.000.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Ganal Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 2 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Gas & Power LNG Australia BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Australia | EUR | 10.000.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Ghana Exploration and Production Ltd |
Accra (Ghana) |
Ghana | GHS | 21.412.500 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Hewett Ltd | Aberdeen (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 3.036.000 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
124 Eni Relazione Finanziaria Semestrale
Imprese controllate Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Hydrocarbons Venezuela Ltd | Londra (Regno Unito) |
Venezuela | GBP | 8.050.500 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni India Ltd | Londra (Regno Unito) |
India | GBP | 44.000.000 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Indonesia Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 100 | Eni ULX Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Indonesia Ots 1 Ltd (8) |
Grand Cayman (Isole Cayman) |
Indonesia | USD | 1,01 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni International NA NV Sàrl | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Regno Unito | USD | 25.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Investments Plc | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 750.050.000 | Eni SpA Eni UK Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni Iran BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Iran | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Iraq BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Iraq | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Ireland BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Irlanda | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Isatay BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kazakhstan | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni JPDA 03-13 Ltd | Londra (Regno Unito) |
Australia | GBP | 250.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni JPDA 06-105 Pty Ltd | Perth (Australia) |
Australia | AUD | 80.830.576 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni JPDA 11-106 BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Australia | EUR | 50.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Kenya BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kenya | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Krueng Mane Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 2 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Lasmo Plc | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 337.638.724,25 | Eni Investments Plc Eni UK Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni Liberia BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Liberia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Liverpool Bay Operating Co Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 5.001.000 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni LNS Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 80.400.000 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Marketing Inc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni Petroleum Co Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Maroc BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Marocco | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni México S. de RL de CV | Lomas De Chapultepec Mexico City (Messico) |
Messico | MXN | 3.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,90 0,10 |
100,00 | C.I. |
| Eni Middle East BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni Middle East Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni ULT Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni MOG Ltd (in liquidazione) |
Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 220.711.147,50 | Eni Lasmo Plc Eni LNS Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni Montenegro BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Montenegro | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
(8) Società localizzata in uno Stato o territorio a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato Imprese controllate
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam Met tazi crite ento one odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Mozambique Engineering Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Mozambique LNG Holding BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Muara Bakau BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Indonesia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Myanmar BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Myanmar | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Norge AS | Forus (Norvegia) |
Norvegia | NOK | 278.000.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni North Africa BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Libia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni North Ganal Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Oil & Gas Inc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 100.800 | Eni America Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Oil Algeria Ltd | Londra (Regno Unito) |
Algeria | GBP | 1.000 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Oil Holdings BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 450.000 | Eni ULX Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Oman BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni Pakistan (M) Ltd Sàrl | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Pakistan | USD | 20.000 | Eni Oil Holdings BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Pakistan Ltd | Londra (Regno Unito) |
Pakistan | GBP | 90.087 | Eni ULX Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Petroleum Co Inc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 156.600.000 | Eni SpA Eni International BV |
63,86 36,14 |
100,00 | C.I. |
| Eni Petroleum US Llc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni BB Petroleum Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Portugal BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Portogallo | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Rapak Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 2 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni RD Congo SA | Kinshasa (Repubblica Democratica del Congo) |
Repubblica Democratica del Congo |
CDF | 750.000.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,99 () |
P.N. | |
| Eni South Africa BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Repubblica Sudafricana |
EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni South China Sea Ltd Sàrl | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Cina | USD | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni TNS Ltd | Aberdeen (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1.000 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Togo BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni Trinidad and Tobago Ltd | Port Of Spain (Trinidad e Tobago) |
Trinidad e Tobago |
TTD | 1.181.880 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Tunisia BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Tunisia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Turkmenistan Ltd (9) |
Hamilton (Bermuda) |
Turkmenistan | USD | 20.000 | Burren En. (Berm) Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni UHL Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni ULT Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
Società localizzata in uno Stato o territorio a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: non soggetta a imposizione in Italia a seguito dell'accoglimento dell'istanza di interpello da parte dell'Agenzia delle Entrate. (9)
126 Eni Relazione Finanziaria Semestrale
Imprese controllate Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam Met tazi crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni UK Holding Plc | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 424.050.000 | Eni Lasmo Plc Eni UK Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni UK Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 250.000.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni UKCS Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 100 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Ukraine Holdings BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Ukraine Llc | Kiev (Ucraina) |
Ucraina | UAH | 42.004.757,64 | Eni Ukraine Hold. BV Eni International BV |
99,99 0,01 |
100,00 | C.I. |
| Eni Ukraine Shallow Waters BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Ucraina | EUR | 20.000 | Eni Ukraine Hold. BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni ULT Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 93.215.492,25 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni ULX Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 200.010.000 | Eni ULT Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni US Operating Co Inc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni Petroleum Co Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni USA Gas Marketing Llc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 10.000 | Eni Marketing Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni USA Inc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni Oil & Gas Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Venezuela BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Venezuela | EUR | 20.000 | Eni Venezuela E&P H. | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Venezuela E&P Holding SA | Bruxelles (Belgio) |
Belgio | USD | 963.800.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni Ventures Plc (in liquidazione) |
Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 278.050.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,99 () |
Co. | |
| Eni Vietnam BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Vietnam | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni West Timor Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Yemen Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1.000 | Burren Energy Plc | 100,00 | P.N. | |
| EniProgetti Egypt Ltd (ex Tecnomare Egypt Ltd) |
Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 50.000 | EniProgetti SpA Eni SpA |
99,00 1,00 |
P.N. | |
| Eurl Eni Algérie | Algeri (Algeria) |
Algeria | DZD | 1.000.000 | Eni Algeria Ltd Sàrl | 100,00 | P.N. | |
| First Calgary Petroleums LP | Wilmington (USA) |
Algeria | USD | 1 | Eni Canada Hold. Ltd FCP Partner Co ULC |
99,99 0,01 |
100,00 | C.I. |
| First Calgary Petroleums Partner Co ULC |
Calgary (Canada) |
Canada | CAD | 10 | Eni Canada Hold. Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Ieoc Exploration BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Egitto | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Ieoc Production BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Egitto | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Lasmo Sanga Sanga Ltd (9) |
Hamilton (Bermuda) |
Indonesia | USD | 12.000 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Liverpool Bay Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | USD | 29.075.343 | Eni ULX Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
Società localizzata in uno Stato o territorio a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: non soggetta a imposizione in Italia a seguito dell'accoglimento dell'istanza di interpello da parte dell'Agenzia delle Entrate. (9)
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam Met tazi crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Nigerian Agip CPFA Ltd | Lagos (Nigeria) |
Nigeria | NGN | 1.262.500 | NAOC Ltd Nigerian Agip E. Ltd Agip En. Nat. Res. Ltd |
98,02 0,99 0,99 |
Co. | |
| Nigerian Agip Exploration Ltd | Abuja (Nigeria) |
Nigeria | NGN | 5.000.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,99 0,01 |
100,00 | C.I. |
| Nigerian Agip Oil Co Ltd | Abuja (Nigeria) |
Nigeria | NGN | 1.800.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,89 0,11 |
100,00 | C.I. |
| OOO 'Eni Energhia' | Mosca (Russia) |
Russia | RUB | 2.000.000 | Eni Energy Russia BV Eni Oil Holdings BV |
99,90 0,10 |
100,00 | C.I. |
| Zetah Congo Ltd (8) |
Nassau (Bahamas) |
Repubblica del Congo |
USD | 300 | Eni Congo SA Burren En. Congo Ltd |
66,67 33,33 |
Co. | |
| Zetah Kouilou Ltd (8) |
Nassau (Bahamas) |
Repubblica del Congo |
USD | 2.000 | Eni Congo SA Burren En. Congo Ltd Soci Terzi |
54,50 37,00 8,50 |
Co. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
(8) Società localizzata in uno Stato o territorio a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
128 Eni Relazione Finanziaria Semestrale
Imprese controllate Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
In Italia
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni gas e luce SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 6.655.992 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Gas Transport Services Srl | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 120.000 | Eni SpA | 100,00 | Co. | |
| Eni Trading & Shipping SpA | Roma | Italia | EUR | 60.036.650 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniPower Mantova SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 144.000.000 | EniPower SpA Soci Terzi |
86,50 13,50 |
86,50 | C.I. |
| EniPower SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 944.947.849 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| LNG Shipping SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 240.900.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Trans Tunisian Pipeline Co SpA | San Donato Milanese (MI) |
Tunisia | EUR | 1.098.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Adriaplin Podjetje za distribucijo zemeljskega plina doo Ljubljana |
Lubiana (Slovenia) |
Slovenia | EUR | 12.956.935 | Eni gas e luce SpA Soci Terzi |
51,00 49,00 |
51,00 | C.I. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni G&P France BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Francia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni G&P Trading BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Turchia | EUR | 70.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Gas & Power France SA | Levallois Perret (Francia) |
Francia | EUR | 29.937.600 | Eni gas e luce SpA Soci Terzi |
99,87 0,13 |
99,87 | C.I. |
| Eni Gas & Power NV | Vilvoorde (Belgio) |
Belgio | EUR | 31.925.264 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Trading & Shipping Inc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 36.000.000 | Ets SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Wind Belgium NV | Vilvoorde (Belgio) |
Belgio | EUR | 5.494.500 | Eni Gas & Power NV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Société de Service du Gazoduc Transtunisien SA - Sergaz SA |
Tunisi (Tunisia) |
Tunisia | TND | 99.000 | Eni International BV Soci Terzi |
66,67 33,33 |
66,67 | C.I. |
| Société pour la Construction du Gazoduc Transtunisien SA - Scogat SA |
Tunisi (Tunisia) |
Tunisia | TND | 200.000 | Eni International BV Trans Tunis. P. Co SpA LNG Shipping SpA Eni SpA |
99,85 0,05 0,05 0,05 |
100,00 | C.I. |
| Tigáz Tiszántúli Gázszolgáltató Zártkörûen Mûködõ Részvénytársaság |
Hajdúszoboszló (Ungheria) |
Ungheria | HUF | 8.486.070.500 | Eni SpA Soci Terzi |
98,99 1,01 |
98,99 | C.I. |
| Tigáz-Dso Földgázelosztó kft | Hajdúszoboszló (Ungheria) |
Ungheria | HUF | 31.033.000.000 | Tigáz Zrt | 100,00 | 98,99 | C.I. |
In Italia
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Consorzio AgipGas Sabina (in liquidazione) |
Cittaducale (RI) | Italia | EUR | 5.160 | Eni Fuel SpA | 100,00 | Co. | |
| Ecofuel SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 52.000.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Fuel SpA | Roma | Italia | EUR | 58.944.310 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Raffineria di Gela SpA | Gela (CL) | Italia | EUR | 15.000.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Servizi Fondo Bombole Metano SpA | Roma | Italia | EUR | 13.580.000,20 | Eni SpA | 100,00 | Co. |
| Eni Austria GmbH | Vienna (Austria) |
Austria | EUR | 78.500.000 | Eni International BV Eni Deutsch. GmbH |
75,00 25,00 |
100,00 | C.I. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Benelux BV | Rotterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 1.934.040 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Deutschland GmbH | Monaco Di Baviera (Germania) |
Germania | EUR | 90.000.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
89,00 11,00 |
100,00 | C.I. |
| Eni Ecuador SA | Quito (Ecuador) |
Ecuador | USD | 103.142,08 | Eni International BV Esain SA |
99,93 0,07 |
100,00 | C.I. |
| Eni France Sàrl | Lione (Francia) |
Francia | EUR | 56.800.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Iberia SLU | Alcobendas (Spagna) |
Spagna | EUR | 17.299.100 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Lubricants Trading (Shanghai) Co Ltd |
Shanghai (Cina) |
Cina | EUR | 5.000.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Marketing Austria GmbH | Vienna (Austria) |
Austria | EUR | 19.621.665,23 | Eni Mineralölh. GmbH Eni International BV |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni Mineralölhandel GmbH | Vienna (Austria) |
Austria | EUR | 34.156.232,06 | Eni Austria GmbH | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Schmiertechnik GmbH | Wurzburg (Germania) |
Germania | EUR | 2.000.000 | Eni Deutsch. GmbH | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Suisse SA | Losanna (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 102.500.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni USA R&M Co Inc | Wilmington (USA) |
USA | USD | 11.000.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Esacontrol SA | Quito (Ecuador) |
Ecuador | USD | 60.000 | Eni Ecuador SA Soci Terzi |
87,00 13,00 |
P.N. | |
| Esain SA | Quito (Ecuador) |
Ecuador | USD | 30.000 | Eni Ecuador SA Tecnoesa SA |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Oléoduc du Rhône SA | Valais (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 7.000.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| OOO ''Eni-Nefto'' | Mosca (Russia) |
Russia | RUB | 1.010.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,01 0,99 |
P.N. | |
| Eni Relazione Finanziaria Semestrale | 131 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato Imprese controllate | ||||||||
| Chimica | ||||||||
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam Met tazi crite one ento odo rio d (*) di o i |
| Versalis SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 1.364.790.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Consorzio Industriale Gas Naturale | San Donato Milanese | Italia | EUR | 124.000 | Versalis SpA | 53,55 | P.N. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (in liquidazione) | (MI) | Raff. di Gela SpA | 18,74 | ||||
| Eni SpA | 15,37 | ||||||
| Raff. Milazzo ScpA | 11,58 | ||||||
| Syndial SpA | 0,76 | ||||||
| Dunastyr Polisztirolgyártó Zártkoruen Mukodo Részvénytársaság |
Budapest (Ungheria) |
Ungheria | HUF | 8.092.160.000 | Versalis SpA Versalis Deutschland GmbH Versalis International SA |
96,34 1,83 1,83 |
100,00 | C.I. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Chemicals Trading (Shanghai) Co Ltd (in liquidazione) |
Shanghai (Cina) |
Cina | USD | 5.000.000 | Versalis SpA | 100,00 | P.N. | |
| Versalis Americas Inc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 100.000 | Versalis International SA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Versalis Congo Sarlu | Pointe - Noire (Repubblica del Congo) |
Repubblica del Congo |
CDF | 1.000.000 | Versalis International SA | 100,00 | P.N. | |
| Versalis Deutschland GmbH | Eschborn (Germania) |
Germania | EUR | 100.000 | Versalis SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Versalis France SAS | Mardyck (Francia) |
Francia | EUR | 126.115.582,90 | Versalis SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Versalis International SA | Bruxelles (Belgio) |
Belgio | EUR | 15.449.173,88 | Versalis SpA Versalis Deutschland GmbH Dunastyr Zrt Versalis France |
59,00 23,71 14,43 2,86 |
100,00 | C.I. |
| Versalis Kimya Ticaret Limited Sirketi | Istanbul (Turchia) |
Turchia | TRY | 20.000 | Versalis International SA | 100,00 | P.N. | |
| Versalis Pacific (India) Private Ltd | Mumbai (India) |
India | INR | 238.700 | Versalis Pacific Trading Soci Terzi |
99,99 () |
P.N. | |
| Versalis Pacific Trading (Shanghai) Co Ltd |
Shanghai (Cina) |
Cina | CNY | 1.000.000 | Versalis SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Versalis UK Ltd | Lyndhurst, Hampshire (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 4.004.042 | Versalis SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
132 Eni Relazione Finanziaria Semestrale
Imprese controllate Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
In Italia
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Agenzia Giornalistica Italia SpA | Roma | Italia | EUR | 2.000.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Adfin SpA | Roma | Italia | EUR | 85.537.498,80 | Eni SpA Soci Terzi |
99,65 0,35 |
99,65 | C.I. |
| Eni Corporate University SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 3.360.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniServizi SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 13.427.419,08 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Serfactoring SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 5.160.000 | Eni Adfin SpA Soci Terzi |
49,00 51,00 |
48,83 | C.I. |
| Servizi Aerei SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 79.817.238 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Banque Eni SA | Bruxelles (Belgio) |
Belgio | EUR | 50.000.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,90 0,10 |
100,00 | C.I. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Finance International SA | Bruxelles (Belgio) |
Belgio | USD | 2.474.225.632 | Eni International BV Eni SpA |
66,39 33,61 |
100,00 | C.I. |
| Eni Finance USA Inc | Dover, Delaware (USA) |
USA | USD | 15.000.000 | Eni Petroleum Co Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Insurance Designated Activity Company |
Dublino (Irlanda) |
Irlanda | EUR | 500.000.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni International BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 641.683.425 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni International Resources Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 50.000 | Eni SpA Eni UK Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato Imprese controllate
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Anic Partecipazioni SpA (in liquidazione) |
Gela (CL) | Italia | EUR | 23.519.847,16 | Syndial SpA Soci Terzi |
99,96 0,04 |
P.N. | |
| Eni New Energy SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 5.000.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) |
Gela (CL) | Italia | EUR | 1.300.000 | Syndial SpA Soci Terzi |
52,00 48,00 |
P.N. | |
| Ing. Luigi Conti Vecchi SpA | Assemini (CA) | Italia | EUR | 5.518.620,64 | Syndial SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Syndial Servizi Ambientali SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 424.818.703,05 | Eni SpA Soci Terzi |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Oleodotto del Reno SA | Coira (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 1.550.000 | Syndial SpA | 100,00 | P.N. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ----------------------- | --------------------- | ---------- | ----- | ----------- | ------------- | -------- | ------ |
Imprese a controllo congiunto e collegate
Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
In Italia
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni East Africa SpA | San Donato Milanese (MI) |
Mozambico | EUR | 20.000.000 | Eni SpA Soci Terzi |
71,43 28,57 |
71,43 | J.O. |
| Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA |
San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 3.085.000 | Eni SpA Soci Terzi |
70,00 30,00 |
70,00 | J.O. |
| Agiba Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Angola LNG Ltd | Hamilton (Bermuda) |
Angola | USD | 11.077.085.000 | Eni Angola Prod. BV Soci Terzi |
13,60 86,40 |
P.N. |
| Ashrafi Island Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. |
| Barentsmorneftegaz Sàrl | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Russia | USD | 20.000 | Eni Energy Russia BV Soci Terzi |
33,33 66,67 |
P.N. |
| Cabo Delgado Gas Development Limitada |
Maputo (Mozambico) |
Mozambico | MZN | 2.500.000 | Eni Mozambique LNG H. BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. |
| Cardón IV SA | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VEF | 17.210.000 | Eni Venezuela BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. |
| Compañia Agua Plana SA | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VEF | 100 | Eni Venezuela BV Soci Terzi |
26,00 74,00 |
Co. |
| Coral FLNG SA | Maputo (Mozambico) |
Mozambico | MZN | 100.000.000 | Eni Mozambique LNG H. BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. |
| East Delta Gas Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
37,50 62,50 |
Co. |
| East Kanayis Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. |
| East Obaiyed Petroleum Company | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. |
| El Temsah Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. |
| El-Fayrouz Petroleum Co (in liquidazione) |
Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Exploration BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. |
| Enstar Petroleum Ltd | Calgary (Canada) |
Canada | CAD | 0,10 | Unimar Llc | 100,00 | |
| Fedynskmorneftegaz Sàrl | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Russia | USD | 20.000 | Eni Energy Russia BV Soci Terzi |
33,33 66,67 |
P.N. |
| InAgip doo | Zagabria (Croazia) |
Croazia | HRK | 54.000 | Eni Croatia BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. |
| Karachaganak Petroleum Operating BV |
Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kazakhstan | EUR | 20.000 | Agip Karachaganak BV Soci Terzi |
29,25 70,75 |
Co. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
L'impresa è a controllo congiunto.
Imprese a controllo congiunto e collegate Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
All'estero
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Karachaganak Project Development Ltd (KPD) |
Reading, Berkshire (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 100 | Agip Karachaganak BV Soci Terzi |
38,00 62,00 |
P.N. | |
| Khaleej Petroleum Co Wll | Safat (Kuwait) |
Kuwait | KWD | 250.000 | Eni Middle E. Ltd Soci Terzi |
49,00 51,00 |
P.N. | |
| Liberty National Development Co Llc | Wilmington (USA) |
USA | USD | 0 (a) |
Eni Oil & Gas Inc Soci Terzi |
32,50 67,50 |
P.N. | |
| Llc 'Westgasinvest' | Lviv (Ucraina) |
Ucraina | UAH | 2.000.000 | Eni Ukraine Hold. BV Soci Terzi |
50,01 49,99 |
P.N. | |
| Mediterranean Gas Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Mellitah Oil & Gas BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Libia | EUR | 20.000 | Eni North Africa BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Mozambique LNG Marine Terminal SA |
Maputo (Mozambico) |
Mozambico | MZN | 4.000 | Eni Mozambique LNG H. BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Mozambique MOF Company SA | Maputo (Mozambico) |
Mozambico | MZN | 4.000 | Eni Mozambique LNG H. BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Nile Delta Oil Co Nidoco | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
37,50 62,50 |
Co. | |
| North Bardawil Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Exploration BV Soci Terzi |
30,00 70,00 |
Co. | |
| North El Burg Petroleum Company | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc SpA Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Petrobel Belayim Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| PetroBicentenario SA | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VEF | 379.000.000 | Eni Lasmo Plc Soci Terzi |
40,00 60,00 |
P.N. | |
| PetroJunín SA | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VEF | 2.402.100.000 | Eni Lasmo Plc Soci Terzi |
40,00 60,00 |
P.N. | |
| PetroSucre SA | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VEF | 220.300.000 | Eni Venezuela BV Soci Terzi |
26,00 74,00 |
P.N. | |
| Pharaonic Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Port Said Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Raml Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
22,50 77,50 |
Co. | |
| Ras Qattara Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
37,50 62,50 |
Co. | |
| Rovuma Basin LNG Land Limitada | Maputo (Mozambico) |
Mozambico | MZN | 140.000 | Eni East Africa SpA Soci Terzi |
33,33 66,67 |
Co. | |
| Shatskmorneftegaz Sàrl | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Russia | USD | 20.000 | Eni Energy Russia BV Soci Terzi |
33,33 66,67 |
P.N. | |
| Shorouk Petroleum Company | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
45,00 55,00 |
Co. | |
| Société Centrale Electrique du Congo SA |
Pointe - Noire (Repubblica del Congo) |
Repubblica del Congo |
XAF | 44.732.000.000 | Eni Congo SA Soci Terzi |
20,00 80,00 |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
L'impresa è a controllo congiunto.
(a) Azioni senza valore nominale.
136 Relazione Finanziaria Semestrale Eni
Imprese a controllo congiunto e collegate
Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam Met tazi crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Société Italo Tunisienne d'Exploitation Pétrolière SA |
Tunisi (Tunisia) |
Tunisia | TND | 5.000.000 | Eni Tunisia BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Sodeps - Société de Developpement et d'Exploitation du Permis du Sud SA |
Tunisi (Tunisia) |
Tunisia | TND | 100.000 | Eni Tunisia BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Tapco Petrol Boru Hatti Sanayi ve Ticaret AS |
Istanbul (Turchia) |
Turchia | TRY | 7.850.000 | Eni International BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Tecninco Engineering Contractors Llp |
Aksai (Kazakhstan) |
Kazakhstan | KZT | 29.478.455 | EniProgetti SpA Soci Terzi |
49,00 51,00 |
P.N. | |
| Thekah Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Exploration BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Unimar Llc | Houston (USA) |
USA | USD | 0 (a) |
Eni America Ltd Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| United Gas Derivatives Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | USD | 195.500.000 | Eni International BV Soci Terzi |
33,33 66,67 |
P.N. | |
| VIC CBM Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | USD | 1.315.912 | Eni Lasmo Plc Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Virginia Indonesia Co CBM Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | USD | 631.640 | Eni Lasmo Plc Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Virginia Indonesia Co Llc | Wilmington (USA) |
Indonesia | USD | 10 | Unimar Llc | 100,00 | ||
| Virginia International Co Llc | Wilmington (USA) |
Indonesia | USD | 10 | Unimar Llc | 100,00 | ||
| West Ashrafi Petroleum Co (in liquidazione) |
Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Exploration BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Zetah Noumbi Ltd | Nassau (Bahamas) |
Repubblica del Congo |
USD | 100 | Burren En. Congo Ltd Soci Terzi |
37,00 63,00 |
Co. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
L'impresa è a controllo congiunto.
(a) Azioni senza valore nominale.
Imprese a controllo congiunto e collegate Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
Gas & Power
In Italia
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Mariconsult SpA | Milano | Italia | EUR | 120.000 | Eni SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Società EniPower Ferrara Srl | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 170.000.000 | EniPower SpA Soci Terzi |
51,00 49,00 |
51,00 | J.O. |
| Transmed SpA | Milano | Italia | EUR | 240.000 | Eni SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. |
| Blue Stream Pipeline Co BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Russia | USD | 22.000 | Eni International BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
50,00 | J.O. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA |
Ampelokipi - Menemeni (Grecia) |
Grecia | EUR | 247.127.605 | Eni gas e luce SpA Soci Terzi |
49,00 51,00 |
P.N. | |
| Gas Supply Company of Thessaloniki-Thessalia SA |
Thessaloniki (Grecia) |
Grecia | EUR | 13.761.788 | Eni gas e luce SpA Soci Terzi |
49,00 51,00 |
P.N. | |
| GreenStream BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Libia | EUR | 200.000.000 | Eni North Africa BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
50,00 | J.O. |
| Premium Multiservices SA | Tunisi (Tunisia) |
Tunisia | TND | 200.000 | Sergaz SA Soci Terzi |
49,99 50,01 |
P.N. | |
| SAMCO Sagl | Lugano (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 20.000 | Transmed. Pip. Co Ltd Eni International BV Soci Terzi |
90,00 5,00 5,00 |
P.N. | |
| Transmediterranean Pipeline Co Ltd |
St. Helier (Jersey) |
Jersey | USD | 10.310.000 | Eni SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
50,00 | J.O. |
| Turul Gázvezeték Építõ es Vagyonkezelõ Részvénytársaság |
Tatabànya (Ungheria) |
Ungheria | HUF | 404.000.000 | Tigáz Zrt Soci Terzi |
58,42 41,58 |
P.N. | |
| Unión Fenosa Gas SA | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 32.772.000 | Eni SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
L'impresa è a controllo congiunto.
Società localizzata in uno Stato o territorio a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia. Partecipazione considerata di controllo ex art. 167, comma 3 del TUIR. (19)
Imprese a controllo congiunto e collegate
In Italia
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Arezzo Gas SpA | Arezzo | Italia | EUR | 394.000 | Eni Fuel SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| CePIM Centro Padano Interscambio Merci SpA |
Fontevivo (PR) | Italia | EUR | 6.642.928,32 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
34,93 65,07 |
P.N. | |
| Consorzio Operatori GPL di Napoli | Napoli | Italia | EUR | 102.000 | Eni Fuel SpA Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Costiero Gas Livorno SpA | Livorno | Italia | EUR | 26.000.000 | Eni Fuel SpA Soci Terzi |
65,00 35,00 |
65,00 | J.O. |
| Disma SpA | Segrate (MI) | Italia | EUR | 2.600.000 | Eni Fuel SpA Soci Terzi |
25,00 75,00 |
P.N. | |
| PETRA SpA | Ravenna | Italia | EUR | 723.100 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Petrolig Srl (in liquidazione) |
Genova | Italia | EUR | 104.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
70,00 30,00 |
P.N. | |
| Petroven Srl | Genova | Italia | EUR | 156.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
68,00 32,00 |
68,00 | J.O. |
| Porto Petroli di Genova SpA | Genova | Italia | EUR | 2.068.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
40,50 59,50 |
P.N. | |
| Raffineria di Milazzo ScpA | Milazzo (ME) | Italia | EUR | 171.143.000 | Eni SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
50,00 | J.O. |
| SeaPad SpA | Genova | Italia | EUR | 12.400.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
80,00 20,00 |
P.N. | |
| Seram SpA | Fiumicino (RM) | Italia | EUR | 852.000 | Eni SpA Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Servizi Milazzo Srl | Milazzo (ME) | Italia | EUR | 100.000 | Raff. Milazzo ScpA | 100,00 | 50,00 | J.O. |
| Sigea Sistema Integrato Genova Arquata SpA |
Genova | Italia | EUR | 3.326.900 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
35,00 65,00 |
P.N. | |
| Termica Milazzo Srl | Milazzo (ME) | Italia | EUR | 100.000 | Raff. Milazzo ScpA | 100,00 | 50,00 | J.O. |
| AET - Raffineriebeteiligungsgesellschaft mbH |
Schwedt (Germania) |
Germania | EUR | 27.000 | Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi |
33,33 66,67 |
P.N. | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH |
Vohburg (Germania) |
Germania | EUR | 10.226.000 | Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi |
20,00 80,00 |
20,00 | J.O. |
| City Carburoil SA | Rivera (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 6.000.000 | Eni Suisse SA Soci Terzi |
49,91 50,09 |
P.N. | |
| Egyptian International Gas Technology Co |
Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 100.000.000 | Eni International BV Soci Terzi |
40,00 60,00 |
Co. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
L'impresa è a controllo congiunto.
Imprese a controllo congiunto e collegate Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
All'estero
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ENEOS Italsing Pte Ltd | Singapore (Singapore) |
Singapore | SGD | 12.000.000 | Eni International BV Soci Terzi |
22,50 77,50 |
P.N. | |
| FSH Flughafen Schwechat Hydranten-Gesellschaft OG |
Vienna (Austria) |
Austria | EUR | 7.098.752,57 | Eni Marketing A. GmbH Eni Mineralölh. GmbH Eni Austria GmbH Soci Terzi |
14,29 14,29 14,28 57,14 |
Co. | |
| Fuelling Aviation Services GIE | Tremblay En France (Francia) |
Francia | EUR | 1 | Eni France Sàrl Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Mediterranée Bitumes SA | Tunisi (Tunisia) |
Tunisia | TND | 1.000.000 | Eni International BV Soci Terzi |
34,00 66,00 |
P.N. | |
| Routex BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 67.500 | Eni International BV Soci Terzi |
20,00 80,00 |
P.N. | |
| Saraco SA | Meyrin (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 420.000 | Eni Suisse SA Soci Terzi |
20,00 80,00 |
Co. | |
| Supermetanol CA | Jose Puerto La Cruz (Venezuela) |
Venezuela | VEF | 12.086.744,84 | Ecofuel SpA Supermetanol CA Soci Terzi |
34,51 (b) 30,07 35,42 |
50,00 | J.O. |
| TBG Tanklager Betriebsgesellschaft GmbH |
Salisburgo (Austria) |
Austria | EUR | 43.603,70 | Eni Marketing A. GmbH Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Weat Electronic Datenservice GmbH | Düsseldorf (Germania) |
Germania | EUR | 409.034 | Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi |
20,00 80,00 |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
L'impresa è a controllo congiunto.
(b) Quota di Controllo: Ecofuel SpA 50,00 Soci Terzi 50,00 140 Relazione Finanziaria Semestrale Eni
Imprese a controllo congiunto e collegate
Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
In Italia
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
con % C valu soli pert ons dam tazi Met inen crite olid one ento odo za E ata rio d (*) di di o ni i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Brindisi Servizi Generali Scarl | Brindisi | Italia | EUR | 1.549.060 | Versalis SpA Syndial SpA EniPower SpA Soci Terzi |
49,00 20,20 8,90 21,90 |
P.N. |
| IFM Ferrara ScpA | Ferrara | Italia | EUR | 5.270.466 | Versalis SpA Syndial SpA S.E.F. Srl Soci Terzi |
19,74 11,58 10,70 57,98 |
P.N. |
| Matrìca SpA | Porto Torres (SS) | Italia | EUR | 37.500.000 | Versalis SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. |
| Newco Tech SpA | Novara | Italia | EUR | 500.000 | Versalis SpA Genomatica Inc. |
80,00 20,00 |
P.N. |
| Novamont SpA | Novara | Italia | EUR | 13.333.500 | Versalis SpA Soci Terzi |
25,00 75,00 |
P.N. |
| Priolo Servizi ScpA | Melilli (SR) | Italia | EUR | 28.100.000 | Versalis SpA Syndial SpA Soci Terzi |
33,16 4,38 62,46 |
P.N. |
| Ravenna Servizi Industriali ScpA | Ravenna | Italia | EUR | 5.597.400 | Versalis SpA EniPower SpA Ecofuel SpA Soci Terzi |
42,13 30,37 1,85 25,65 |
P.N. |
| Servizi Porto Marghera Scarl | Porto Marghera (VE) | Italia | EUR | 8.695.718 | Versalis SpA Syndial SpA Soci Terzi |
48,44 38,39 13,17 |
P.N. |
| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | Yeosu (Corea del Sud) |
Corea del Sud | KRW301.800.000.000 | Versalis SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Versalis Zeal Ltd | Takoradi (Ghana) |
Ghana | GHS | 5.650.000 | Versalis International SA Soci Terzi |
80,00 20,00 |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
L'impresa è a controllo congiunto.
Imprese a controllo congiunto e collegate Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Filatura Tessile Nazionale Italiana - FILTENI SpA (in liquidazione) |
Ferrandina (MT) | Italia | EUR | 4.644.000 | Syndial SpA Soci Terzi |
59,56 (b) 40,44 |
Co. | |
| Ottana Sviluppo ScpA (in liquidazione) |
Nuoro | Italia | EUR | 516.000 | Syndial SpA Soci Terzi |
30,00 70,00 |
P.N. | |
| Saipem SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 2.191.384.693 | Eni SpA Saipem SpA Soci Terzi |
30,54 (c) 0,70 68,76 |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'UE.
L'impresa è a controllo congiunto.
| Syndial SpA | 48,00 |
|---|---|
| Soci Terzi | 52,00 |
| Eni SpA | 30,76 |
| Soci Terzi | 69,24 |
| (b) Quota di Controllo: (c) Quota di Controllo: |
Altre partecipazioni rilevanti Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
In Italia
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Consorzio Universitario in Ingegneria per la Qualità e l'Innovazione |
Pisa | Italia | EUR | 135.000 | Eni SpA Soci Terzi |
16,67 83,33 |
Co. |
| Administradora del Golfo de Paria Este SA |
Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VEF | 100 | Eni Venezuela BV Soci Terzi |
19,50 80,50 |
Co. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Brass LNG Ltd | Lagos (Nigeria) |
Nigeria | USD | 1.000.000 | Eni Int. NA NV Sàrl Soci Terzi |
20,48 79,52 |
Co. |
| Darwin LNG Pty Ltd | West Perth (Australia) |
Australia | AUD | 744.863.945,81 | Eni G&P LNG Aus. BV Soci Terzi |
10,99 89,01 |
Co. |
| New Liberty Residential Co Llc | West Trenton (USA) |
USA | USD | 0 (a) |
Eni Oil & Gas Inc Soci Terzi |
17,50 82,50 |
Co. |
| Nigeria LNG Ltd | Port Harcourt (Nigeria) |
Nigeria | USD | 1.138.207.000 | Eni Int. NA NV Sàrl Soci Terzi |
10,40 89,60 |
Co. |
| Norsea Pipeline Ltd | Woking Surrey (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 7.614.062 | Eni SpA Soci Terzi |
10,32 89,68 |
Co. |
| North Caspian Operating Co NV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kazakhstan | EUR | 128.520 | Agip Caspian Sea BV Soci Terzi |
16,81 83,19 |
Co. |
| OPCO - Sociedade Operacional Angola LNG SA |
Luanda (Angola) |
Angola | AOA | 7.400.000 | Eni Angola Prod. BV Soci Terzi |
13,60 86,40 |
Co. |
| Petrolera Güiria SA | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VEF | 1.000.000 | Eni Venezuela BV Soci Terzi |
19,50 80,50 |
Co. |
| Point Fortin LNG Exports Ltd | Port Of Spain (Trinidad e Tobago) |
Trinidad e Tobago |
USD | 10.000 | Eni T&T Ltd Soci Terzi |
17,31 82,69 |
Co. |
| SOMG - Sociedade de Operações e Manutenção de Gasodutos SA |
Luanda (Angola) |
Angola | AOA | 7.400.000 | Eni Angola Prod. BV Soci Terzi |
13,60 86,40 |
Co. |
| Torsina Oil Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
12,50 87,50 |
Co. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
(a) Azioni senza valore nominale.
| Eni Relazione Finanziaria Semestrale | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato | Altre partecipazioni rilevanti | |||||||
| Gas & Power | ||||||||
| All'estero | ||||||||
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
| Angola LNG Supply Services Llc | Wilmington (USA) |
USA | USD | 19.278.782 | Eni USA Gas M. Llc Soci Terzi |
13,60 86,40 |
Co. | |
| Norsea Gas GmbH | Emden (Germania) |
Germania | EUR | 1.533.875,64 | Eni International BV Soci Terzi |
13,04 86,96 |
Co. |
Altre partecipazioni rilevanti Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
In Italia
| Den omi naz ione |
Sed e le gale |
Sed e op erat iva |
Val uta |
Cap itale |
Soc i |
% P osse sso |
% C pert ons inen olid za E ata di ni |
con valu soli dam tazi Met crite one ento odo rio d (*) di o i |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Consorzio Nazionale per la Gestione Raccolta e Trattamento degli Oli Minerali Usati (ex Consorzio Obbligatorio degli Oli Usati) |
Roma | Italia | EUR | 36.149 | Eni SpA Soci Terzi |
12,43 87,57 |
Co. | |
| Società Italiana Oleodotti di Gaeta (14) SpA |
Roma | Italia | ITL | 360.000.000 | Eni SpA Soci Terzi |
72,48 27,52 |
Co. |
| BFS Berlin Fuelling Services GbR | Amburgo (Germania) |
Germania | EUR | 145.758 | Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi |
12,50 87,50 |
Co. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Compania de Economia Mixta 'Austrogas' |
Cuenca (Ecuador) |
Ecuador | USD | 3.028.749 | Eni Ecuador SA Soci Terzi |
13,31 86,69 |
Co. |
| Dépot Pétrolier de Fos SA | Fos Sur Mer (Francia) |
Francia | EUR | 3.954.196,40 | Eni France Sàrl Soci Terzi |
16,81 83,19 |
Co. |
| Dépôt Pétrolier de la Côte d'Azur SAS | Nanterre (Francia) |
Francia | EUR | 207.500 | Eni France Sàrl Soci Terzi |
18,00 82,00 |
Co. |
| Joint Inspection Group Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 0 (a) |
Eni SpA Soci Terzi |
12,50 87,50 |
Co. |
| S.I.P.G. Socété Immobilier Pétrolier de Gestion Snc |
Tremblay En France (Francia) |
Francia | EUR | 40.000 | Eni France Sàrl Soci Terzi |
12,50 87,50 |
Co. |
| Sistema Integrado de Gestion de Aceites Usados |
Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 175.713 | Eni Iberia SLU Soci Terzi |
15,44 84,56 |
Co. |
| Tanklager - Gesellschaft Tegel (TGT) GbR |
Amburgo (Germania) |
Germania | EUR | 23 | Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi |
12,50 87,50 |
Co. |
| TAR - Tankanlage Ruemlang AG | Ruemlang (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 3.259.500 | Eni Suisse SA Soci Terzi |
16,27 83,73 |
Co. |
| Tema Lube Oil Co Ltd | Accra (Ghana) |
Ghana | GHS | 258.309 | Eni International BV Soci Terzi |
12,00 88,00 |
Co. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
La società è stata sottoposta ad amministrazione straordinaria ai sensi della Legge n. 95 del 3 aprile 1979. La liquidazione si è conclusa il 28 aprile 2015 ed è stata depositata l'istanza di cancellazione che è in attesa di autorizzazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico. (14)
(a) Azioni senza valore nominale.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co = valutazione al costo.
| (b) Quota di Controllo: | Eni SpA | 10,08 | |
|---|---|---|---|
Soci Terzi 89,92
146 Relazione Finanziaria Semestrale Eni
Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nel semestre
Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato
Imprese incluse (n. 5)
| Eni gas e luce SpA | San Donato Milanese | Gas & Power | Sopravvenuta rilevanza |
|---|---|---|---|
| Eni New Energy SpA | San Donato Milanese | Altre attività | Sopravvenuta rilevanza |
| Coral South FLNG DMCC | Dubai | Exploration & Production | Costituzione |
| Eni Lubricants Trading (Shanghai) Co Ltd | Shanghai | Refining & Marketing | Sopravvenuta rilevanza |
| Eni Montenegro BV | Amsterdam | Exploration & Production | Sopravvenuta rilevanza |
Imprese escluse (n. 4)
| Burren Energy (Services) Limited (in liquidazione) |
Londra | Exploration & Production | Cancellazione |
|---|---|---|---|
| Distrigas LNG Shipping SA | Bruxelles | Gas & Power | Cancellazione |
| Eni Dación BV | Amsterdam | Exploration & Production | Sopravvenuta irrilevanza |
| Eni RD Congo SA | Kinshasa | Exploration & Production | Sopravvenuta irrilevanza |
Imprese escluse (n. 1)
| Petrolig Srl | Genova | Refining & Marketing | Sopravvenuta irrilevanza |
|---|---|---|---|
| (in liquidazione) |
Piazza Ezio Vanoni, 1 - 20097 San Donato Milanese (MI) Tel. +39-0252051651 - Fax +39-0252031929 e-mail: [email protected]
Sede legale in Roma, Piazzale Enrico Mattei, 1 Capitale sociale al 31 dicembre 2016: euro 4.005.358.876 interamente versato Registro delle Imprese di Roma, codice fiscale 00484960588 partita IVA 00905811006 Sedi secondarie: San Donato Milanese (MI) - Via Emilia, 1 San Donato Milanese (MI) - Piazza Ezio Vanoni, 1
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